РД 39-0147103-355-86
Инструкция по применению технологии защиты подземного и надземного оборудования от коррозионного разрушения при освоении и исследовании скважин месторождения Тенгиз

Министерстве нефтяной upоштленности ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯ!!^ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ТЕХНОЛОГИИ эшты ПОДЗЕМНОГО И НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ ПРИ ОСВОЕНИИ И ИССЛЕДОВАШИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЕНП13

РД 3^ 0147 JD3-355-66

1906

йпшстеротв© нефтяной сромкаиеввостя ВНИШГГввфть

ЛШЖШ& первым вамеетктелем юкяотра В.Ю.вндановскиы SO августа 1986 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРИМЕНШЮ ТЕХНОЛОГИИ ЗАШИТЫ ПОДЗЕМНОГО И НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЭИОШЮГО РАЗРУШЕНИЯ ПРИ ОСВОЕНИИ И ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЕНГИЗ

РД 39-0I47ID3-355-86

Г986

10

4.4.1. Описание установки "Перта-Тест".

Продукция разведочной скважины, содержащая нефть, веду в попутный нефтяной газ, поступает по трубопроводу на установку "Портаг-Тест"(см. рис.).

Нефтегазовая смесь вз скважины поступает сначала в сепаратор песка, гдо отделяется механачеекяв примеси в далее последовательно в 1, П, Ш, 1У ступени сепараций, где происходит отделе-няе газа и воду от нефти. После третьей ступени сепарация нефть догат направляться в печь подогрева и далее в ХУ ступень сепарация. Нефть нагревается для лучшего отделеная COg и HgS на 1У ступени сепарация.

Газ с I, П, Ш ступени сепарации собирается в коллектор высокого давленая и поступает в газоотделитель. Сюда же поступает отделяемая после Ш ступени сепарации вода, если она имеется в продукции разведочных скважин.

После гааоотделятеля газ идет на факел, а конденсат с водой направляется в амбар на сжигание.

Нефть после 1У ступени сепарации сжигается в амбаре.

Газ с 1У ступени сепарации по коллектору низкого давления поступает непосредственно на факел.

В состав установки "Порта-Тест" входят три дозировочных насоса для подачи химических реагентов. Производительность насосов составляет 5,5+14,5 я/ч. С помощью первого насоса (    )    можно

осуществлять ввод ингибитора в две точки: в нефтяную линию на входе в сепаратор 1 ступени, в газовую линию на выходе из сепаратора I ступени. Второй насос подает раствор ингибитора в дренажную воду на выходе из сепаратора Ш ступени, третий - производит ввод ингибитора (в воду и конденсат) на выходе из газоотделитоля.

Общее давление нефтяного газа и кардиальное давление сероводорода в сепараторах нефти приводе™ в таблице 2 (по результатам

исследования сквахины а/ 23)

Таблица 2

Аппарат |р в сепараторе, Ша| Й 4S 9 Сепаратор I ст. 6,0 1,440 Сепаратор П от. 1.5 0,502 Сепаратор И от. 0,9 0,392 Сепаратор 1У ст. 0,105 0,05

4*4.2* Подготовйтедьше операций.

4.4.2.1.    Для предварительного формировав^ защитной пленки установка "Порта-Тест” и кош^Еикавд заполняется 10%~и раствором ингибитора в нефти (тот же раствор ингибитора, который используется для обработки разведочной скважины) через дренажные линии аппаратов. Заполнение аппаратуры должно быть полным, чтобы смачивалась ее газовая часть. Раствор ингибитора закачивается передвижными насосными агрегатами. После выдержки не менее 12 час раствор ингибитора из наземного оборудования и кошена наций откачивается г емкость для хранения. При невозможности использования раствор ингибитора сжигают в амбаре.

4.4.2.2.    Для защиты газового коллектора высокого давления готовится раствор ингибитора "ИФХАНГАЗ-1* (или его аналога) в керосине или дизтопливе.

Необходимое количество ингибитора рассчитывается по форму-

Sr ■ 9>г

100 0

где - расход ингибитора, кг/сут.;

Q ~ суточное количество газа, нм³/сут; ф - удельный расход ингибитора по газу, г/1000 нм³.

13

4.4.3. Технология защиты установки "Порта-Тест".

4.4.3.1.    Поступающая из разведочной скважины на установку "Порта-Тест" нефть ингибирована. Это обеспечивает защиту от коррозии (поддержание в рабочем состоянии предварительно сформированной защитной пленки) оборудования и коммуникаций установки "Порта-Тест", которые смачиваются нефтью.

При недостаточной защите оборудования от коррозий (по показаниям коррозиметра СК-3 или по изменению веса гравиметрических образцрв-свидетелей) нужно увеличить в 1,5 раза концентрацию раствора ингибитора, подаваемого непрерывно в затрубное пространство разведочной скважины.

4.4.3.2.    После поступления продукции скважины на установку "Порта-Тест" необходимо начать подачу раствора ингибитора "ИФХАНГАЗ-1" дозировочным насосом на выход газа из сепаратора I ст.

Концентрация рабочего раствора ингибитора ИФХАНГАЗ-1 должна составлять 10-20 % вес.

Подача раствора ингибитора непрерывная. Расход раствора ингибитора ИФХАНГАЗ-1 (или его аналога) определяется согласно формуле (4.5) или табл. 2 в зависимости от газового фактора я дебита скважины. Газовый фактор в дебит скважины определяется по выходным параметрам установок "Порта-Тест”. Концентрация рабочего раствора ингибитора "ИФХАНГАЗ-1 "должна быть в пределах IO-2Q5? вес.

4.4.3.3.    Удельный расход ингибитора может уточняться в процессе эксплуатации оборудования на основании результатов контроля за скоростью коррозии и наводораживания.

4.5. При смене штуцеров на скважине персонал, обслуживающий дозировочные насосы, по распоряжению руководителя испытаний меняет подачу раствора ингибитора"Свяер-1" и"ИФХАНГАЗ"соо?ветст~

14

венно в скважину и коллектор газа высокого давления*

4*6. После остановки работы разведочной скважины проводится подготовка установки "Gopra-Твст" к длительной остановке, для этого нужно слить через дренажные линии в амбар остатки нефти; снять гравиметрические образцы - свидетели; снять датчики коррозиметра СК-3 и накладные водородные зон

ды;

установка заполняется раствором ингибитора ‘Север-Г и выдерживается не менее 24 ч.;

после выдержки рабочий раствор ингибитора сливается в емкости для хранения* Ингибированный раствор можно оставить в установке "Порта-Тест" до начала следующих испытаний ^сла она не перевозится в другое место. Повторное использование раствора ингибитора допускается после проверки качества ингибитора хзшлабо-раторией. Раствор ингибитора доводят до нужной конденсация путем добавления свежего ингибитора*

4* 7 Техническая характеристика ингибитора "Север-1"

(ТУ 38-103201-76) и "ИШНГАЗ-I* (ТУ 38-40800-78).

Ингибитор "Север-1" представляет собой жидкость темно - коричневого цвета с характерным запахом пиридинов.

Температура, °С

замерзания    -    минус    60-65

-    не нормирована

-    плюс 385

-    плюс 23

-    не нормирована.

Плотность при 20 °С - 930-1050 кг/м^э Вязкость, сСт при плюс 50 °С - 7+12

Токсикологическая характеристика - ТУ со посован*    прс&-

союза рабочих нефтяной и химической промышленности, письмо

15

№ 0в-ГС/1004 от 20.07.76 г.

Ингибитор "ЙВДАНГАЗ-1" относится к умеренно токсичны» веществам. Плотность при 20 °С, кг/и³ - 850. Температура гатввр-девания, °С - минус 75, растворимость в углеводородах - яе ограничена. Кинематическая вязкость при 20°С - 8,5? ~ 1бсСт. Термостойкость - при 250 °С разлагается на исходов продукты.

5.КОНТРОЛЬ ЗАЩИТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ

5.1.    Контроль задам от коррозии осуществляется следующим образом:

проверкой концентрации рабочего раствора ингибитора;

проверкой количества подача рабочего раствора ингибитора;

определением защитного действия ингибитора.

5.2.    Концентрацию рабочих растворов ингибиторов определяют по методике ШййТнефть. Пробы отбираются из емкости после завершения операций по приготовлению рабочего раствора.

5.3.    Контроль за правильностью дозировки рабочего раствора ингибитора осуществляют по содержанию ингибитора в нефти по

методике ШИ№К.

5.4.    С целью определения защитного действия ингибитора проводится оперативный контроль за .коррозией и каводорожявянаем, осуществляемый следующими способами:

измерением скорости коррозии по образцам-свидетелям гравиметрическим методом по ГОСТ 3-905-82 (СТ СЭВ 3283-81);

измерением степени охрупчивания стальных образцов методом перегиба по ГОСТ 1579-80;

измерением скорости диффузии водорода о помощь» водородных зондов (Методические указания по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности ВЩТаз);

16

определением коррозионного растрескивания на напряженных образцах (подготовка образцов по ГОСТ 1497-84); ультразвуковой тслщиноиегркей.

5.5, Контроль коррозии технологического оборудования и коммуникаций и эффективность ингибиторной защиты на установке "Пор-та-Тео?" осуществляется по образцам-свидетелям. Образцы-свидетели уотанавливавтся(см. рис. )в технологические трубопровода через штуцера в следящих местах:

на выходе газовых линий из сепараторов всех 4-х ступеней; на выходе нефтяных линий всех 4-х ступеней сепарации; на выходе водяной линии псоле 3-ей ступени сепарации.

В каждой точке устанавливается по 2 плоских образца.

Расчет скорости коррозии по контрольным образцам-свидетелям производится во формуле:

^ Wlj    <ч

*    J    £—№000 ^ г/|£|    (5.1)

где J> - скорость коррозии, г/ьрч;

п, - шсса образца до испытания, г; т₄- масса образца после испытания, г;

S * площадь поверхности образца, см²;

Т- продолжительность испытаний, ч.

Для пересчета скорости коррозии на мэд/год необходимо полу-* ченный результат умножить на коэффициент пересчета, равный для стали IД2*

Обраэвы-свидетеяи должны быть из сталей тех марок, из которых изготовлено оборудование. Подготовка и обработка образцов производится по ОСТ 39-099-79. Установку образцов производят до начала испытаний. Снятие образцов производят по окончании испытаний.

17

5*6. Образин на перегиб изготавливают из проволоки джаме*. ром 3-4 ш длиной 120-150 нм яэ ста» СВ-08А в устанавливают s узел контроля окорооти коррозии.

Ставень охрупчивания (%) образцов рассчитывается во формуле:

fit - ±e-Z±.. .foo*/, _}    (5.2)

к «

где К_в - число перегибов до разрушения исходных образцов;

Н,» чиоло перегибов до разрушения образцов в агрессивное среде с ингибитором или без него.

Степень защиты от охрупчивания металла в присутствии ингибитора рассчитывается по формуле:

Р = JtiZJL .400% ,    (5.3)

я    '

где fi_c - число перегибов до разрушения исходах образцов;

п, - число перегибов до разрушения образ™ э агрессивной среде без ингибитора; д, - число перегибов до разрушения образцов в агрессивной среда в присутствии ингибитора .

Установку образцов производят до начала испытаний. Снятие образцов производят по окончании испытаний.

5.7. Водородные зонды конструкции ЦКШ устанавливается в узлах контроля скорости коррозии. Периодичность записи показаний водородных зондов производят раз в сутки. При повышении давленая на водородном зонде (любой конструкции) свыше 0,001 МПа аа период до 3-х сут. следует увеличить удельную дозировку ингибитора в I,5-2,0 раза.

При дальнейшем повышения давления на водородных зондах необходимо остановить работу скважины до выяснения причин резкого увеличения коррозионной агрессивности среди.

ia

5.8.    Для испытания на сероводородное коррозионное раотрвски-ваввв применяю? кольца Одянга. Кольца Оданга изготавливают из

от. 65 Г, закаленной да НИ_е ^ж 56-58 ед.,и устанавливают в узлах контроля. Перед установкой в кольцах создают напряжение порядка 50 кг/им^. Установку образцов производят до начала , а снятие « до конца испытаний скважины.

5.9.    Песта установок устройства (узла) контроля скорости коррозии конструкции института ШИИСПТнефть согласуются (кроне стащюиарнмх коррозионных течек ва установке "Порта-Теот") с главным виженером предприятия, производящего испытание разведочной скважины.

5.10.    Измерение толщины стенок аппаратов в трубопроводов в местах наиболее вероятного максимального коррозионного износа:

на трубопроводах в местах поворотов (но наружному радиусу сгиба), сужений, в тройниках, застойных и тупиковых участках, в

нижней части прямых учаотков;

на аппаратах площадки для замеров желательно выбирать в 3-х зонах - верхней, средней и нежной частях аппарата (по 2-3 точки в каждой зоне).

В выбранных для контроля местах необходимо подготовить площадки для вамера толщины стенки размером 100x100 т или 75x75 мм, зачистить их до металлического блеска, покрыть легкоснимаемой защитной смазкой и отметить яркой краской.

Результаты замеров толщины стенки оформляются актом.

Периодичность замера толщины стенки аппаратов и трубопроводов производить через 3-5 суток по согласованию с главным инженером предприятия, проводящего испытания.

Первый замер необходимо провести перед вводом в эксплуатацию оборудования. Замеры производят с помощью приборов "Каарц-б", "КЭарц-15" иля импортных (ЛИ-20, яройзв од стоо Япония) приборов.

19

прошедших метрологическую экспертизу в соответствия о ГОСТ 8.383.-80.

5.11.    Допускается установка зондов коррозяметра СК-3 (еолв прибор прошел метрологическую екопертизу) фярт ” Kobt 6а. с к С взамен образдов-свадегелей:

на нефтяной лвнии П, Ш ступеней сепарации;

на газовой лвнии П, Ш, 17 ступеней оенарацян.

Возможны н другие варианты размещения средств контроля за скоростью коррозии я наводороживаяия.

5.12.    Все перечисленные методы контроля не связаны с ревизией оборудования, внутренним осмотром, остановкой работы технологического оборудования н позволяют вести наблюдения в соответствии с намеченным графиком проведения контроля коррозии на работающем оборудования.

6. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

6.1. Общие положения.

6.1 Л. При осуществлении технологии защиты подземного и наземного оборудования от коррозионного разрушения вря освоении в исследовании скважин месторождения Тенгиз необходимо соблюдать требования охраны труда в соответствии с ГОСТ 12.3.002-75.

6,1.2. К обслуживанию оборудования, применяемого в технологическом процессе ингибиторной защиты, допускается персонал, прошедший специальный инструктаж в тающий отметку о допуске к работам в удостоверении о проверке знаний. В журнале (карточке) по технике безопасности должна быть сделана отметка об инструктаже. Инструктаж проводится в соответствии с положением о порядке обучения работников безопасным метопам работы , единой системой управления охраной труда в нефтяной промышленности , ’'Инструкцией

РД 39-0147ID3-355-86 "Инструкция по изменению технологии занята подземного и наземного оборудования от коррозионного разруяення щи освоении в исследовании скважин" разработана ШИШГГнефть совмеотно о ВНИИТнефГь, ВНИПИГазпереработка я н/о "Тангавнефгегаз".

Исполнители; от ВЙШШТнефть - зам.директора Толкачев Ю.И. гав.лабораторией» к.т.Е. Гетманский М.Д., зав.лабораторией Рождественский Ю.Г., с.н.е. Потапов С.В., с.и.с.Шестаков А.А., от.инженер Осипов А.В., м.я.с. Позднякова Г. Л,; от ВНИИТнефть - зав.отделом Розенберг В.Ф., зам.зав.отделом Ханко А.И.; от БНИПИГааперереботка - зав,лабораторией,к.т.н. Цииман А.И., с.в.с. Колесниченко8Н.

от п/о "Тенгизнефтегаз” - начальник управления Еиеманов Б.Д.

20

по безопаевому ведению работ при разведке в разработке нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений о высоким содержанием сероводорода и других вредных агрессивных веществ" (Москва, Мкнаеф-еезром, 1902    >, а также по "Инструкции по безопасности труда

для защити от отравления сероводородом персонала, занятого разработкой нефти в Тенгизе* (ВШВШ5, Беку, 1383    )    и    по правилам

устройства я безопасной зкецлуатадан сосудов, работам®к под намекаем , утвердяешшк Госгортехнадзором СССР.

6.1.3.    Ответственность за разработку инструкций по технике безопасности я обучение переоааяа безопасным методам .работы на рабочих местах при внедрении технологии ингибиторной защиты возлагается на главного инженера организации, внедряющей технологию защиты подземного и наземного оборудования при освоении и исследовании ош*а«ин месторождения Тенгаз.

6.1.4.    Ингибиторная установка (о надписями на оборудовании "Огнеопасно!", "Ингибитор", "Яд!"},а также агрегаты для закачки ингибитора должны быть расположены от устья скважины не блоке

25 м, а емкости для перемешивания, отстоя в хранения - на расстоянии не ближе 50 м.

3.1.5.    При йксилуатааии установок приготовления и подачи ингибитора, которые работают под давлением, необходимо руководствоваться правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением , утвержденными Госгортехнадзором СССР.

6.1,6с Помещение, в котором проводилась работы о ингибитором, должно быть оборудовано приточно-вытяжной вентиляцией, обеспечивающей содержание вредных веществ в воздухе не выше ЩК. Оборудование я коммуникации должны быть герметизированы.

6.1.7. Транспортировка ингибитора разрешается только в герметичной таре изготовителя - бочках (Ш1-200 по ГОСТ G247-79), а

рлввдвдк документ

Инструкция ао цряменавго технология защити водзеакэгв в тавтого оборудования or коррозяоикого разрушения ара освоении а исследования ошишзш местороадеиая Тент

РД 39-014?103-355-86

Вводятся шершз

Срок введения установлен о 15 ноября X9JS года срок действия до 15 ноября 1989 года

Настоящая акструкцая предназначена для предприятий Манне-таретва нефтяной прошадэнноетн , валяющихся зашитой кодзвмнб-го в наземного оборудования от коррозионного разрушения нрн ос-аовтя н исследовании сквалш нестсроздеивя Тенгвз, а танке дня ваучнэ-воследозатедъских а проектных орг&нвзшяй, зантащихая разработкой каучво-технвческой к цроектно-конструнгорской документации для указанного кветороадевяя.

Изотрукаия уотакавляваэт технологическую последовательность ооновянх опереди! янгвбвторной заавтн в контроль за скоростью коррозии и назодоршшвашш.

I. ОБЩИЕ вможтага

1.1.    Технологи разработана для Противокоррозионной защити внутренней поверхности оборудования я трубопроводов, контакта-руащвх о агрессивной средой, содеркащей до 25 % объемных сероводорода в днуоквов углерода,

1.2,    Для осуществления технологе» янгвбвторной защити могут применяться ингибиторы ‘Север-!*, 'ИФХАНГАЗ-Г шш их аналоги.

4

1.3. Изложенная в инструкция технология ингибиторной защита применима при нарпиальном давлении сероводорода в нефтяном газе до 2,5 МПа.

Z.4. Колебанвя состава применяемого ингибитора, в пределах действуедвх техняческнх условий на продукт, не влияют ва степень защиты в технологические параметры оборудования охвакшш в установка Иорта-Тест.*'

г.ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ТШОДОГИЧЕСКОМУ ПРОЦЕССУ

2.1.    Использование данной технологии защиты оборудования должно обеспечить величину скорости коррозии не более 0,15 юс/год по всей технологической цепочке.

2.2.    Применяемый для закачки ингибитор должен удовлетворять техническим условиям (ТУ) н перед испытаниями пройти контрольную проверку качества.

3. ПЕРЕЧЕНЬ ПРИМЕНЯЕМОГО ОБОРУДОВАНИЯ, МАТЕРИАЛОВ,

СРЕДСТВ КОНТРОЛЯ

3.1.    Ингибиторы, которые применяются для данной технологии, Должны соответствовать техническим условиям:'’Север-1’- ТУ 38-103201--76, ТйХАНГАЗ-Г- ТУ 38-40800-78.

3.2.    Для обеспечения непрерывной я разовой закачки ингибиторов при испытания и исследования скважин необходимо следуйте© оборудование:

сырьевые я рабочие емкости для ингибиторов и их растворов;

агрегат типа ЦА-320 для приготовления растворов ингибиторов (ТУ 37-14-86-71);

5

дозировочные установки ЕР-2,5 с насоса»? тша Щ (ОСТ 26-02--376-78};

насос импортной поставка, (рабочее давление 70,0 Ша);

цементировочной агрегат типа 4AH-70Q для заполнения з&труб-ного пространства скважины раствором ингибитора;

автоиобвдь-иистерна дня перевозки ингибитора и его раСТВОрИ-

ЧРвДЯ.

3.3.    Для контроля за скоростью коррозии ж наводороадашн* яаобжодаш следующие средства: ультразвуковые голщнаомеры Кварц-6; Кварц-15 (ТУ.25-06X872-78); устройство контроля скорости коррозии (ясвытательзая камера, тройню: (ГОСТ .17376-8$, aarpwa-rpyба (ГОСТ 2С295-74) изготовлены из ст» 20 И).

Дооуок&егзг ярЕкекекие шюрша приборов, прошедах мвтро-яогЕчвекуо ексяэртвзу (ГОСТ 8.002-871): коррозиметр СК~3 фармы *&ohi4a ск Соф водородный зонд М580-Е в коьжлекте Й-ЗП2 фирмы ^aPti^o£iie As/ « rm.

3.4.    Матерналы, необходимые дяя осуществления технологического процесса,-растворитель для углеводородрастворишго ингибитора .Север-1*- обессоленная, обезвоженная нефть, аналогичная по своему углеводородному составу и фкэдао-хяквчесюш свойствам нефти данного месторождения; для ингибитора "ЙШНГАЗ-Г- керосин (ГОСТ - 4753-68) иди дизтопливо (ГОСТ - 305-82).

4. ТШОЛОГИЯ ЗАЩИТЫ ПОДЗЕМНОГО И НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ ПРИ ОСВОЕНИИ И ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЕНГИЗ

4Л. Защищаемые объекты вюшчаюг (см. рис.):

4-х ступенчатую еепарациокную установку "Порта-Тест* с факельным хозяйством;

вспомогательные сооружения.

Принципиальная схема установки "Порта*Тест «

05

СП - сепаратор песка; С-1-4 - сепаратора нефти; K-I - гаэоотнежтель?

К - узлы контроля коррозия; Ф - факел; П - печь; На - яагвэтатежшш наювы;

Г - газ; Н - нефть; В - вода; Щ - точка ввода инх9&тор&; СХ - ътшшт

Рно.

7

4.2.    Вспомогательные сооружения включают:

амбар ддя сжигания нефти, конденсата, растворов ингибитора;

трубопровод _tсоединяющий разведочную скважину с установкой "Парта-Тест"„

4.3.    Технология защиты подземного оборудования и фонтам» ной арматуры разведочной скванвнн.

4.3.1. Подготовительные операция: с воюцы» передвижных насосных агрегатов типа АН-700 залить в емкость раочетное количество ингябитора *Север-1“ в растворителя; тщательно оервыеаать ингибитор с растворителем передвдаош яаооснык агрегатом типа QA-320 до образования устойчивой зцульсия.

Необходимее волзчество раствора ингибитора для разовой закачки в скваввну определить но формуле:

где V - объем раствора ингибитора, иг³;

К - коэффициент;

Ц - внутренний объем обсадной колонии, м³; V_z - объем иаоосно-компрессорных труб, м³;

п= г «<    ,

*=/ *

/,= | к₄ £££* -    ,

L*1    Н

где - длина участка обсадной колонны определенного внутреннего диаметра, ы;

**ь- внутренний дааметр обсадной колонны, ва; hi - длина участка НКТ определяемого диаметра, ы;

- наружный диаметр НКТ* м; d* - внутренний диаметр НКТ, м.

3

4.3.2. Технология закачка.

4.3.2.1.    Перед освоением скважины необходимо после перехода на облегченный раствор агрегатом тжпа АН-700 начать закачку IOj-ro нефтяного раствора ингибитора в оатрубноо пространство до полного заполнения скважины. Закачку веотя с противодавлением на устье путем установка регулируемого штуцера.

4.3.2.2.    После появления раствора ингибитора на устье, оква-жнну закрывают я выдерживают в таком состоянии 24 часа два форма рованвя защитной пленки внгвбвтора на поверхности оборудования.

4.3.2.3.    Во время работы скважины осуществлять непрерывный ввод раствора (точка ввода ингибитора см. рис.) ингибитора в затрубвое пространство вз расчета Z00-I50 г чистого ингибитора на 1,0 м³ добываемое жидкости при помощи дозировочного устройства импортной поставки (давление до 70,0 Ш1&) или БР-2,5 (отечественного производства с давлением до 40,0 МПа) в зависимости от давления в затрубном пространстве. Перерывы в дозировке ингибитора во время работы скважин не допускаются. Допускаются перерывы

в дозировке ингибитора при остановке скважины на КПД (в стволе скважины остается ингибированная нефть).

4.3.2.4.    Необходимое количество ингибитора (для непрерывной закачки в эатрубное пространство скважин) рассчитывается по фор

муле:

(4.2)

где Qu_ - расход ингибитора, кг/сут;

-    суточное количество ингибируемое жидкости (дебит скважины после установки"Порта-Тест). м³;

-    удельный расход ингибитора,, г/м³;

4.3.2,5. Необходимое количество рабочего раствора рассчиты-

9

где Qр - расход рабочего раствора ингибитора, кг/сут;

Qu. - расход ингибитора, кг/сут;

С - концентрация рабочего раствора, % вес,

4.3.2.6. Раоход 10 % нефтяного раствора ингибитора в зависимое тв от дебита скважины (из расчета Z00 г чистого ингибитора на X м³ добываемой жидкости) приведен в таблице I.

Таблица I

Дебит скважины в i^/сут	! Дебит оква-! живы в 1 м3/сут	f Раоход раствора ингибитора | типа "Север-1* ! д/ч ! кг/ч
500,0	402,5	22,1	21,0
400,0	322,0	17,7	16,8
300,0	242,0	12,8	12,6
250,0	201,3	и,о	10,5
200,0	161,0	8,8	8,4
150,0	120,8	6,5	6.3
100,0	80,5	4,4	4.8
90,0	72,5	4,0	4,2
80,0	64,5	3,6	3,4
70,0	56,5	3,2	3,0
60,0	48,5	2.7	2,6
50,0	40,5	2,2	2,1
40,0	32,5	1.8	I.?
30,0	24,5	1.4	1.3
20,0	16,5	1,0	0,9
10,0	8,5	0,43	0,4

4,4. Технология защиты 4-х ступенчатой сепарационной установки "Порта-Тэст" от коррозионного разрушения.