ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Исследование побочных продуктов газового конденсата в составе композиций для обработки призабойной зоны из "Катионоактивные пав-эффективные ингибиторы в технологических процессах" Как было отмечено выше, основными методами борьбы с отложениями АСПО в подземном оборудовании являются механические с применением тепла, обработкой скважин углеводородными растворителями и композициями на их основе. Наиболее широко используемым, крупнотоннажным растворителем в условиях АО Ноябрьскнефтегаз являлась гексановая фракция. [c.388] Целью исследований являлось изучение способности газового конденсата, в том числе в композиции с добавками, растворять и диспергировать АСПО с тем, чтобы заменить гексановую фракцию во всех процессах и обработках по борьбе с АСПО. Для оценки эффективности использовали метод корзинок , размер отверстий сетки которых 1,0 мм, и определение изменения массы образца АСПО за счет его растворения и диспергирования в определенном объеме растворителя. Время опытов составляло от 1 до 8 ч. [c.388] Для исследований брали образцы АСПО Вынгапуровского, Вынгаяхинского, Карамовского, Новогоднего и Суторминского месторождений. Исследования проводили в основном в динамическом режиме — стаканы с подвешенными корзинками укрепляли в кассете, вращающейся со скоростью 150... 180 мин Температуру опытов (12 и 30 °С) поддерживали с помощью термостата. Для отработки технологии образцы испытывали и в стационарном режиме (АСПО скв. X 1104 Вынгапуровского месторождения, температура +12 °С). Данные исследования (табл. 5.7, 5.8) свидетельствуют о необходимости поддержания динамического режима, то есть периодической прокачки растворителя (или его новых порций) по трубам в процессе обработки скважины. [c.388] Примечание. В числителе — значения растворимости в ГКн в знаменателе ГКз. Температура для растворителя ГКн 12 °С, в ГКз 10 °С. [c.389] Вероятно, в случае термообработки происходит перекристаллизация парафинов, что приводит к образованию более плотной и труднорастворимой структуры. Это явление нужно учитывать при планировании работ на скважинах, стараясь проводить обработку растворителями (диспергаторами) после механического, а не теплового удаления АСПО. [c.389] Испытывали различные композиции газового конденсата (ГК с ЭБФ в различных соотношениях) и разные добавки, в частности МЛ-80, Коррексит-7798, СНПХ-6012, ИПС-2, тяжелую фракцию — отходы производства Тобольского НХК (табл. 5.10-5.15). [c.390] Следует отметить, что практически все исследованные ПАВ, за исключением СНПХ-6012 — при низких температурах (10 12 С) высаливаются из раствора, образуя пленку на АСПО, что приводит к уменьшению растворимости и диспергируемости отложений (см. табл. 5.10). Эффект добавки прослеживается и при температуре 30 °С (см. табл. 5.11). [c.390] Данные опыта свидетельствуют о том, что при низких температурах и длительном контакте растворителя с АСПО возможно вторичное переосаждение, поэтому гораздо эффективнее проводить 2-кратную обработку с выдержкой растворителя в трубах в течение 4...5 ч. [c.393] Для изучения данного вопроса определяли степень набухания образцов, приготовленных из резиновой изоляции кабеля КРПБ (электроцентробежный насос) и манжеты гидропоршневого насоса в гексановой фракции, ГКз, композициях ГФ + ЭБФ и ГКз + ЭБФ (3 1). [c.394] Резиновая изоляция кабеля ЭЦН в значительной степени подвержена набуханию, поэтому необходимо периодически проверять сохранность гибкой ленточной брони кабеля, если она нарушена, обработку скважинного оборудования при спушенном ЭЦН проводить не рекомендуется. [c.394] Ранее отмечалось, что снижение проницаемости пласта в призабойной зоне скважин может происходить по многим причинам, обусловленным процессами бурения, освоения, эксплуатации, ремонтными работами. Одной из причин, снижающих проницаемость, является гидратация глин, как попавших в пласт из глинистого раствора в процессе бурения и освоения скважин, так и глин, входящих в состав пород коллектора. [c.395] Для исследования дегидратирующей способности различных композиций была использована Методика оценки ингибирующей способности буровых растворов по результатам увлажнения образцов глин [3], описанная в гл. 2. [c.395] Для определения были использованы образцы из прессованной бентонитовой глины диаметром 20 мм и высотой 32 мм. Перед прессованием глинистый порошок просеивали через сито с размером ячеек 0,25х 0,25 мм и увлажняли до 20 %-го массового содержания влаги. Прессование производили в пресс-формах при давлении 40 МПа в течение 5 мин. Торцы образцов парафинировали. Приготовленные образцы взвешивали, затем погружали, извлекали из раствора (вместе с подставками), обтирали фильтровальной бумагой и снова взвешивали. [c.395] Данные исследований приведены в табл. 5.18. Результаты испытаний показывают, что широкая фракция углеводородов обладает слабым водопоглощающим свойством. В то же самое время композиции, содержащие ГК и ИПС, обладают такими же свойствами, что и чистый ИПС. Применение отходов конденсата в данных композициях позволит заменить на 75 % дефицитный изопропиловый спирт местным реагентом, шире пользоваться обработками для удаления блокирующей воды из призабойной зоны и дополнительного снижения водонасыщенности этих зон. [c.396] Исследования межфазного натяжения композиций ГК с ИПС на границе с водой (табл. 5.19) показывают, что добавка ИПС к газовому конденсату (ГК ) даже в соотношении 1 8 приБОДит к снижению межфазного натяжения на порядок. В рекомендуемой авторами композиции оно настолько мало, что трудно поддается измерению на сталагмометре. Применение этих композиций (в частности, ГК + ИПС в соотношении 3 1) позволит проводить более качественные кислотные обработки, используя закачку водоотнимающей композиции до и после кислотного раствора, предотвращающую образование в ПЗП нефтеводокислотных эмульсий, затрудняющих освоение скважин. [c.397] Вернуться к основной статье