ВУЗ:
Составители:
температуры и достигает максимума (95,5 %) при 80 °С. Такая же зависимость
отмечается и для реагентов СНПХ – 6012 и Коррексит–7798.
В наиболее часто применяющейся в промысловых условиях концентрации
соляной кислоты при забойной температуре ингибиторный эффект некоторых
реагентов представлен в таблице 6.2.
Таблица 6.2
Влияние реагентов на ингибирование солянокислотной коррозии
(т.и. 12 %-ая HCl, t = 80 °С)
Раствор для покрытия пластин из НКТ Ингибиторный эффект
10 % -ый р-р КОА на абсорбенте С – 1 22,15
10 % -ый р-р КОА на нефрасе - 80/120 15,42
10 % -ый р-р КОА на нефрасе - 120/200Ар (СНПХ – 6012) 13,07
10 % -ый р-р ГИПХ – 3 на дизтопливе 8,72
10 % -ый р-р ГИПХ – 3 на нефрасе - 80/120 7,92
10 % -ый р-р ГИПХ – 4 на нефрасе - 80/120 8,31
10 % -ый р-р ГИПХ – 4 на гексановой фракции 7,82
10 % -ый р-р Коррексит-7798 на дизтопливе 8,43
При одной и той же концентрации (12 %) в ацетонокислотной смеси ско-
рость коррозии, примерно в два раза ниже, чем в соляной кислоте. При покрытии
пластин 10 %-ым раствором КОА на абсорбенте С–1 ингибиторный эффект в
ацетонокислотной смеси увеличивается еще в 8,0 – 9,4 раза, а степень защиты от
коррозии достигает 89,4 % при 60 °С.
Из водорастворимых реагентов более эффективным является Гидрофобизатор
ИВВ–1. Применение ИВВ–1 на нефтяных промыслах позволило повысить успеш-
ность СКО на добывающих скважинах до 70 – 75 %. В большинстве случаев повы-
сились дебиты и снизилась обводненность скважин, примерно в 2 раза сократились
сроки вывода скважин на режим после проведения технологических операций.
При применении разработанной комплексной технологии кислотной обра-
ботки (промывка, установка солянокислотной ванны - (СКВ), промывка полимер-
ным раствором, СКО или ГКО, продавка в глубь пласта слабоконцентрированно-
го (~ 6 %) кислотного раствора) с добавкой водоуглеводо-родрастворимого кати-
онного ПАВ во все технологические растворы позволило повысить успешность
работ на 10 – 25 %.
Успешность комплекса работ с углеводородрастворимым реагентом
СНПХ–6012, проведенных в добывающих скважинах, составила около 80 %, а в
нагнетательных практически 100 %. В опытных скважинах, по сравнению с базо-
выми, в отработанных растворах концентрация кислоты, отмечена в несколько
раз больше, а содержание полуторных окислов железа – меньше, и скорость конт-
рольных образцов тоже на порядок меньше, что дает основание утверждать о пря-
мой взаимосвязи полученных результатов с закачкой облагороженных буферных
жидкостей и кислотных растворов. Помимо перечисленного, модифицированные
кислотные растворы оказывают положительное действие на увеличение (кратное
и на порядки) фазовой проницаемости углевородной жидкости и замедление для
Страницы
- « первая
- ‹ предыдущая
- …
- 47
- 48
- 49
- 50
- 51
- …
- следующая ›
- последняя »
