ВУЗ:
Составители:
воды, снижение (кратное - на порядок) поверхностного натяжения на границе
углеводородная жидкость – вода, существенное уменьшение размеров осаж-
денной в зумпфе твердой фазы.
Изменение термобарических условий и разгазирование нефти при добыче
сопровождается интенсивным отложением асфальтосмолопарафинов, как на неф-
тепромысловом оборудовании, так и в призабойной зоне пласта (ПЗП).
Вместо завозных растворителей гексановой фракции (ГФ), этилбензольной
фракции (ЭБФ), ацетона, изопропанола ИПС–2 др., было предложено исполь-
зовать местное сырье совместно с реагентом СНПХ–6012. Газовый конденсат
(ГК
н
) или смесь фракций углеводородов (СФУ) С
3+ выше
, является побочным
продуктом Ноябрьского ГПЗ, а нестабильный бензин (ГК
3
), получают на уста-
новке ЦПН НГДУ «Заполярнефть».
На разных месторождениях Ноябрьского региона АСПО различаются по
содержанию парафина (27,2 – 54,2 %), смол (2,8 – 5,0 %), асфальтенов (2,1 –
18,4 %), механических примесей (0 – 24 %), воды (0 - 2,5 %). В большинстве слу-
чаев растворимость АСПО в местном сырье была на уровне или выше завозных
растворителей. При комбинировании местных и завозных растворителей в
соотношении 2–4 : 1 обычно растворимость АСПО увеличивалась на десятки
процентов (до 40 %) в отличие от их применения по отдельности. Добавление
0,5 - 1,5 % СНПХ–6012 к ГК и ГК + ЭБФ (3 : 1) приводит к дополнительному
увеличению растворимости АСПО на 5–18 %.
Промысловые испытания ГК и ГК + СНПХ–6012 позволили восстановить
дебит на бездействующих скважинах и увеличить дебиты нефти на эксплу-
атируемых скважинах на десятки тонн в сутки вплоть до фонтанирования.
В качестве модифицирующих добавок в буровые и перфорационные раст-
воры, а также жидкости для глушения скважин, исследовались реагенты ГИПХ–
3,ГИПХ–6Б, ИВВ–1, СНПХ–6012, СНПХ–ПКД–515, СНПХ–ПКД–515Н, Синол
КАм (комплексный реагент из катионного и амфолитного ПАВ). Их основное
облагораживающее действие основано на снижении гидратации глинистых пород
технологическими растворами на водной основе от 57 до 92 %, уменьшении
поверхностного натяжения на границе вода-керосин до единицы мН/м, гидрофо-
бизирующем действии, сказывающемся на кратном снижении фазовой прони-
цаемости воды в песчаном керне и увеличении на два порядка фазовой прони-
цаемости углеводородной жидкости (керосина).
Для достижения максимального эффекта при работе с продуктивными
пластами необходимо учитывать совместимость модифицирующих добавок в
водных технологических растворах последовательно от операции к операции.
В растворах на углеводородной основе (эмульсиях, безводных известково -
битумных растворах) добавки ПАВ влияют только на технологические свойства
раствора (реологические, структурно – механические и др.).
Страницы
- « первая
- ‹ предыдущая
- …
- 48
- 49
- 50
- 51
- 52
- …
- следующая ›
- последняя »
