0
Фев 09
Коллеги,
поделитесь опытом борьбы с солеотложениями (условия Крайнего Севера)
...высокая минерализация пластовых вод, высокое содержание ионов кальция, железа..
Качаем ХПС-005 (КЗХ).
По факту опред. периода работы зафиксированы прихваты ГНО (ПЭД). Далее затяжные кап.ремонты.. (по рез-там анализов проб - кальцит, карбонат Fe..)
Все прихваты на скв. с выс ННО и выс. % воды (более 600 сут., 85-95%)
Взялись анализировать уд. расход реагента и пересмотр межочистного периода.
Какие есть варианты на эту тему? (не включая капил. системы, внедрение ГНО со спец. покрытием и пр.)
Может кто пробывал обрабатывать скважины с выс. ННО и выс. обвод-ю 6%-м раствором HCl, прогоняя пару циклами? каковы рез-ты?
Заранее спасибо!
Опубликовано
12 Фев 2009
Активность
13
ответов
5335
просмотров
7
участников
0
Рейтинг
-Привет!!!
Занимались этим постоянно.
Останавливали скважину, и по затрубу кислоту (HCL 4-6%, V=2-4м3) на оседание.
Скорость оседания 1м в секунду.
Дальше 2 варианта событий: когда HCL достигает зоны перфорации то задавливаем её в пласт или врубаем установку и запускаем ЭЦН, откачиваем продукты реакции. + полезно для прочистки ЭЦН.
А если кислоту подогреть хорошенько, то и парафины снесёт
Эти работы надо делать периодически, периодичность расчитать и вперёд.
А по поводу ремонтов с прихватами, то туже операцию проделать перед подрывом установки, возможно несколько раз придётся делать. Из опыта - больше 2-х раз не делали.
Сейчас изучал все виды ингибиторов.
А вы не пробовали ингибитор СНПХ-5314 производства ОАО «НИИнефтепромхим», Казань?
почему остановились на ХПС-0057
Toshiba
Сейчас изучал все виды ингибиторов.
А вы не пробовали ингибитор СНПХ-5314 производства ОАО «НИИнефтепромхим», Казань?
почему остановились на ХПС-005
Нет, не пробовали.
Работаем 3-ий год с ХПС 005, нареканий нет, но он действует как предупредитель и если уже прихватит, то он бессилен.
Т. к. он дозируется на прием, а корка образуется и далее прихватывает на ПЭДе...
По СНПХ-5314: каким расходом и периодикой ингибируете, какие регионы работ?
Мы его не используем. Мы еще даже месторождение не запустили.
Просто изучал рынок ингибиторов, вот и уточнил.
1. Почему вы работаете на ХПС
2. Недостатки реагента (нарекания)
3. И как не допустить прихвата.
Ну и вообще научит работать с осложнённым фондом...Может прикол расскажет)
Научит!? ))
общались с ним, ничего нового.. классика!
Сам откуда?
У нас за такую самодеятельность, чуть несколько мастеров добычи не уволили. Долго все репу чесали почему в одном цеху добычи как ни ХОС, то R-0, циркулировали
А не проще, если уж есть проблемы с солями, нет возможности качать реагенты и надо периодически обрабатывть ЭЦНы, спускать компоновку без обратного клапана и проводить обработку в НКТ, по опыту намного эффективнее. Возможности получить R-0 минимальны, да увеличивается процент клинов, но они ничтожны по сравнению с тем сколоко горит ПЭДов при обработке через затруб, а тем более при закольцовывании.
У нас, слава богу, ни одного R-0 не было. На всех обработанных скважинах были ЭЦНы вннп-25, а средняя глубина спуска примерно 2000м. Пласт ЮВ.
ДЛя приготовления эффективного состава-удалителя солеотложений в ПЗП, прихватов ГНО и т.д. (карбонатный, карбонатных с содержанием железа, углеводородносолевые) рекомендую следующую рецептуру:
6-8% ингибированной соляной кислоты + реагент-модификатор СНПХ-8903А.
Результат: эффективно и экономично.
Плюс еще ингибиторы солеотложений серии СНПХ, можно СНПХ-5314._________________________________________8903_.pdf
на сколько данный состав (к-та + СНПХ) эффективен против прихвата ГНО??!!
есть реальные результаты или теория?
Говорят, что результаты устраивают. Во всяком случае, они до сих пор являются клиентами.