В целях более полной очистки подземного и наземного нефтепромыслового оборудования применяют совмещение тепловых обработок с обработками растворителем.
Тип ингибитора и дозировка подбираются экспериментально по результатам лабораторных исследований и в ходе опытно-промышленных испытаний.
В процессе эксплуатации месторождения вероятно выпадение хлорида натрия (галита), так как пластовых воды насыщены ионами хлора (186885 мг/дм3) и катионами натрия (99838 мг/дм3). Основным мероприятием на сегодняшний день по борьбе с отложением солей в НКТ является периодическая закачка пресной воды (холодной или горячей) в затрубное пространство скважин.
Следует отметить, что для эффективной борьбы с солеотложениями большую роль играет их своевременное выявление (по времени появления воды в продукции скважин, минерализации и составу вод и т. д.).
С течением времени в призабойной зоне скважин также возникают осложнения (засорение, кольматация и др.), приводящие порой к полной потере связи с эксплуатируемым пластом. Улучшение состояния призабойной зоны достигается применением физико-химических методов воздействия на пласт: кислотные обработки с растворителями, кислотные ванны с ПАВ, кислотные обработки с ПАВ. Применение ПАВ в комплексе с кислотой обеспечивает более глубокое проникновение ПАВ в пласт и улучшает вынос продуктов реакции.
Необходимо отметить, что наиболее эффективным и экономически выгодным способом предупреждения и удаления АСПО с поверхности НКТ и нефтелиний скважин Ново-Кореневского месторождения, эксплуатируемых фонтанным способом, будет совмещение механического способа удаления АСПО (спуск скребков) и химического способа – закачка БСП в затрубное пространство с помощью электронасосных дозировочных агрегатов.
6.3 Требования и рекомендации к системе сбора и
промысловой подготовки продукции скважин
Согласно разработанной технологической схемы продукция скважин № 6, 10, 11 по выкидным линиям диаметром 89 мм поступает на ГЗУ Ново-Кореневского месторождения, далее по нефтесборному коллектору диаметром 159 мм на НСП "Давыдовка". Дополнительно в коллектор направляется продукция Денисовичского месторождения (скважина № 7).
Для снижения вязкости нефти скважин № 6, 10, 11 Ново-Кореневского месторождения применяется технология разбавления добываемой продукции БСП (бензин – сырье для пиролиза). Растворитель БСП постоянно дозируется в затрубное пространство скважины в количестве 10-30% от дебита. Дополнительно предусмотрена закачка бензина в выкидную линию скважин. Требуемый объем растворителя определяется из условия подъема жидкости на поверхность и транспорта по трубопроводам системы сбора и транспорта к пункту сбора на НСП "Давыдовка".
На НСП "Давыдовка" продукция Ново-Кореневского и Денисовичского месторождений смешивается в булите второй ступени с нефтью Судовицкого месторождения, далее общим потоком направляется в нефтесборный коллектор НСП "Давыдовка" - ЦППС "Осташковичи". На центральной площадке промысловых сооружений ''Осташковичи'' нефть ЦДНГ-3 с остаточным газосодержанием с Давыдовского и Вишанского НСП, а также газонасыщенная нефть Давыдовского, Сосновского, Южно-Сосновского, Березинского, Славаньского, Западно-Славаньского, Северо-Домановичского Западно-Сосновского, Ново-Давыдовского, Пожихарского месторождений и дегазированная нефть Северо-Чистолужского, Казанского, Октябрьского и Комаровичского месторождений поступает в булит БЕ-1 на I ступень сепарации при давлении 0,27-0,4 МПа, далее с потоком II нефтепромысла в булит БЕ-3 на II ступень при давлении 0,2-0,3 МПа.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.