Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство

Подождите немного. Документ загружается.

глава 1

_______________________________________________________________________________________

ными по асфальтенам, в то же время асфальтены могут интенсивно выделяться из

нефти, в которой их концентрация составляет 0,5–3,0 %.

методы измерения концентрации парафинов в нефти по гост 11851–85

предусматривают предварительное удаление смолисто-асфальтеновых веществ

из нефти: осаждение асфальтенов гептаном и адсорбция смол силикагелем (метод

А) или вакуумная перегонка нефти с отбором фракций 250–500 °с (метод Б). да-

лее по методу А парафины выделяют из обессмоленной нефти смесью ацетона и

толуола при –20

°с; по методу Б парафины выделяют из фракций 250–500 °с сме-

сью спирта и эфира при температуре –20

°с. выделившиеся парафины взвеши-

вают и рассчитывают массовую концентрацию парафинов в нефти. сходимость

метода А – процент от среднеарифметического двух последовательных определе-

ний – 17–19 % (в зависимости от концентрации парафинов в образце); воспроиз-

водимость – процент от среднеарифметического двух определений – 68–69 % (в

зависимости от концентрации парафинов в образце). в некоторых лабораториях

применяют следующий метод: навеску нефти растворяют в толуоле и кипятят (до

нескольких часов) с Фуллеровой землей (белая глина с высокими сорбционными

свойствами) для удаления смолисто-асфальтеновых веществ; раствор охлаждают,

фильтруют и выделяют парафины ацетоном при –20

°с в течение 4–8 ч.

определить содержание парафинов в нефти можно и методом гжх. исполь-

зование гжх позволяет не только измерить общую концентрацию парафинов в

нефти (или образце АсПо), но и их качественный и количественный состав –

молекулярно-массовое распределение. молекулярно-массовым распределением

алканов (распределением алканов) называют гистограммы, в которых по оси аб-

сцисс отложены молекулярные веса парафинов (в виде количества атомов углеро-

да с

–с

), а по оси ординат – их концентрация в образце, выраженная в массовых

процентах.

для исследования качественного и количественного составов углеводо-

родов (парафинов) в нефти используют газовые хроматографы с пламенно-

ионизационными детекторами (Пид) [35–37]. разделение проводят на неполяр-

ных колонках типа SE-52 при программировании температуры от 100 до 290 °с со

скоростью 4 °с/мин [11]. однако для определения более тяжелых углеводородов

вплоть до с

и выше необходимо использовать колонки, предназначенные для

высокотемпературных анализов, например DB-5Нт или Ultra ALLOY-5HT. для

ввода пробы рекомендуется использовать инжектор с программированием тем-

пературы. так, для определения качественного и количественного составов па-

рафинов в нефти и АсПо используют газовый хроматограф Shimadzu GC-2010

с Пид и инжектором с программированием температуры. разделение проводят

на колонке DB-5Нт (длина 30 м, внутренний ∅0,32 мм, толщина пленки фазы

0,1 мкм) при программировании температуры от 50 °с (3 мин) до 400 °с, ско-

рость подъема температуры 20 °с/мин. газ-носитель – гелий, линейная скорость

40 см/с. температура детектора 420 °с. Начальная температура инжектора 100 °с

____________________________________________________________________________________

парафиНы

(30 с), затем подъем до 400 °с со скоростью 100 °с/мин, делитель потока 1 : 40.

хроматограф калибруют по смеси стандартов углеводородов, например с

–с

(фирма «Fluka») или ASTM-D5442 (фирма «Supelco»). для анализа точную наве-

ску нефти (10–20 мг) растворяют в 10 мл четыреххлористого углерода или цикло-

гексана. типичная хроматограмма приведена на рис. 1.2.

следует отметить, что при анализе углеводородов с более чем 20 углерод-

ными атомами количество возможных компонентов, в том числе и изомеров, в

смеси настолько велико, что разделить их с помощью хроматографа с одной ка-

пиллярной колонкой невозможно [38]. Поэтому для разделения нефтяных угле-

водородов все шире применяют двумерную газовую хроматографию (гх/гх)

[39–44]. в работе [44] показано, что даже при использовании двумерной газовой

хроматографии с масс-спектрометрическим детектированием (гх/гх-мс) невоз-

можно полное разделение пиков таких углеводородов, как парафины, олефины и

цикланы. Поэтому при анализе нефти, нефтяных фракций и осадков парафинов

одномерной гжх правильнее говорить не об отдельном пике н-алкана и даже

алканов, а о пике углеводородов с определенным количеством атомов углерода.

Поэтому, например, говоря парафин с

, мы подразумеваем, что в данном пике

могут присутствовать нормальные и изоалканы, циклоалканы и алкены с количе-

ством атомов углерода 20.

вид распределения алканов в АсПо дает информацию о том, в каких усло-

виях эти АсПо образовались. Это возможно благодаря тому, что накоплены и

обобщены данные о распределении алканов в АсПо, образовывавшихся в раз-

личных условиях и в разных местах нефтепромысловых систем. отметим, что

приведенная ниже информация носит самый общий характер. сделав такую ого-

ворку, далее мы опустим слова «обычно», «часто», «как правило» и др. Как уже

было отмечено, первыми начинают кристаллизоваться парафины с более высокой

молекулярной массой, а интенсивная кристаллизация парафинов и выделение

АсПо начинаются при переохлаждении нефти на 25–35 °с ниже тНКП. Поэтому

высокая концентрация парафинов с

30+

наблюдается в АсПо, если нефть находи-

лась при температуре на 25–30 °с ниже тНКП. Повышенная концентрация пара-

финов с

–с

характерна для АсПо, образующихся при охлаждении нефти более

чем на 30 °с ниже тНКП и при низкой скорости потока. Значительное количество

парафинов с

–с

(по сравнению с парафинами с

30+

) наблюдается в АсПо, об-

разующихся в резервуарах промысловых сборных пунктов и товарных парков при

температуре минимум на 30 °с ниже тНКП. На рис. 1.8 приведены типичные рас-

пределения алканов в АсПо из наземного оборудования.

Какую информацию можно получить из данных, приведенных на рис. 1.8? ри-

сунок 1.8а – АсПо образовались при температуре минимум на 30 °с ниже тНКП,

этот вид распределения характерен для резервуаров, концентрации парафинов

–с

и с

30+

различаются незначительно, низкая общая концентрация парафинов

в образце. рисунок 1.8б – АсПо образовались при температуре на 25–30 °с ниже

тНКП. рисунок 1.8в, г – АсПо образовались на участке трубопровода, где темпе-

глава 1

_______________________________________________________________________________________

рис. 1.8. типичные распределения алканов в АсПо из наземного оборудования. а – АсПо из резервуара хранения нефти, общая

концентрация парафинов – 7,0 %, с

–с

– 2,97 %, с

30+

– 4,03 %; б – АсПо из трубопровода, общая концентрация парафинов – 28,6 %, с

–

– 0,08 %, с

30+

– 28,52 %; в – АсПо из трубопровода, общая концентрация парафинов – 29,1 %, с

–с

– 3,76 %, с

30+

– 25,34 %; г – АсПо

из трубопровода, общая концентрация парафинов – 32,8 %, с

–с

– 6,37 %, с

30+

– 26,43 %

____________________________________________________________________________________

парафиНы

ратура была ниже тНКП более чем на 30 °с, вероятно, при относительно низкой

скорости потока. если предположить, что на рис. 1.8в, г представлены распреде-

ления алканов в образцах АсПо, отобранных из одного и того же трубопровода,

то АсПо рис. 1.8г образовались на более холодном участке трубопровода, о чем

говорит увеличение концентрации парафинов с

–с

для измерения концентрации асфальтенов в нефти предложено множество

сходных между собой методов. суть этих методов – коагуляция асфальтенов при

сильном разбавлении нефти соответствующими растворителями. Например, на-

веску нефти растворяют в 30-кратном объеме петролейного эфира, раствор от-

стаивают, отфильтровывают, растворяют осадок в бензоле и взвешиванием опре-

деляют асфальтены после отгона бензола [45]. стандарты по измерению концен-

трации асфальтенов в нефти: гост 11858–66 «Нефть и нефтепродукты. метод

определения содержания асфальтово-смолистых веществ»

и ASTM D 6560–00

«Standard Test Method for Determination of Asphaltenes (Heptane Insolubles) in Crude

Petroleum and Petroleum Products».

1.7. ИНгИбИТОРЫ ПАРАФИНООТЛОжЕНИй

ингибиторами парафиноотложений называются химические вещества и их

смеси, которые при добавлении их к нефти в соответствующей концентрации

влияют на процесс кристаллизации парафинов таким образом, что либо понижа-

ется температура текучести нефти, либо снижается низкотемпературная вязкость

нефти, связанная с кристаллизацией парафинов, либо снижается количество пара-

финов, выпадающих в осадок (и образующих АсПо).

таким образом, добавление ингибиторов парафиноотложений (иПо) к неф-

ти может приводить к трем разным эффектам, которые не обязательно связаны

между собой. хотя для многих иПо и наблюдается корреляция между понижени-

ем тт и снижением низкотемпературной вязкости нефти, тем не менее в общем

случае эта корреляция выражена слабо: иПо, значительно понижающий тт кон-

кретной нефти, может лишь незначительно снижать ее вязкость и наоборот. и

уж совсем не обязательно иПо, понижающий тт данной нефти, будет снижать

количество парафинов, выпадающих в осадок (т.е. образующих АсПо). в зависи-

мости от того, какой из трех эффектов достигается при добавлении иПо к нефти,

их принято делить на понизители тт (pour point depressors), понизители вязкости

и собственно ингибиторы парафиноотложений (wax inhibitors), т.е. вещества, сни-

жающие количество парафинов, выпадающих в осадок. такое деление, получив-

шее широкое распространение, является чисто условным, потому что одно и то же

вещество при добавлении его к разной нефти может либо понижать тт или вяз-

кость, либо снижать количество парафинов, выпадающих в осадок. итак, первая

особенность иПо – высокая избирательность (специфичность) их действия на

в настоящее время не действует.

глава 1

_______________________________________________________________________________________

нефть: иПо, снизивший тт одной нефти на 20

°с, может не изменить тт другой

нефти даже на один градус или вообще повысить ее. вторая особенность иПо –

для получения максимального эффекта их необходимо добавлять в нефть при тем-

пературе выше тНКП, только тогда они смогут в наибольшей степени повлиять

на процесс кристаллизации парафинов. третья особенность иПо – относительно

высокие дозировки – в среднем 300–700 мг/л (хотя нередко требуемый эффект

может быть достигнут и при 50–100 мг/л) – и относительно высокая стоимость.

современные иПо – это высокомолекулярные полимеры: полиэтилены (с

молекулярным весом более 6000), полиолефины, полиакрилаты, полиметакрила-

ты, сополимеры этилена и полярных мономеров – полиэтиленвинилацетат (кон-

центрация винилацетата от 20 до 80 % масс.), полиоктадецилакрилат, полимеры

на основе эфиров полисахаридов и жирных кислот и др. одним из перспективных

иПо, обладающим менее выраженным, по сравнению с другими иПо, специфи-

ческим действием, считается полиэтиленвинилацетат с концентрацией винилаце-

тата от 30 до 38 % масс. и молекулярным весом около 35000.

общей теории действия полимерных иПо пока не существует (во многих

странах проводятся исследования, выявляющие те или иные закономерности

процесса), идет интенсивное накопление фактического материала. общепри-

нятая точка зрения состоит в том, что иПо проявляют себя тремя различными

способами. Первый механизм действия: иПо формирует на поверхности расту-

щих кристаллов парафинов области дефектов, которые влияют на дальнейший

рост кристалла (рост либо прекращается, либо замедляется). в результате па-

рафиновая сетка образуется при более низкой температуре: иПо понижает тт

и низкотемпературную вязкость нефти. однако, как мы уже отмечали, прямой

зависимости между тем, на сколько градусов иПо понижает тт и как сильно

он снижает вязкость, не установлено. Поскольку иПо по первому механизму

действия изменяют кристаллы парафинов, их называют также модификаторами

кристаллов парафинов (crystal modiers). второй механизм действия иПо: ин-

гибитор не уменьшает размеров и не изменяет вида растущих кристаллов пара-

финов, но, адсорбируясь на их поверхности или сокристаллизуясь, изменяет их

поверхностные свойства так, что уменьшается адгезия кристаллов друг к другу

и к твердым поверхностям (например, к металлическим стенкам труб и оборудо-

вания): кристаллы парафинов находятся в нефти в виде суспензии, не выпадают

в осадок и не отлагаются на нефтепромысловом оборудовании. третий механизм

действия иПо заключается в том, что они создают в нефти большое количество

центров кристаллизации для кристаллов парафинов, в результате чего парафины

кристаллизуются в виде большого количества очень мелких кристаллов, которые

не соединяются друг с другом и долгое время могут находиться в нефти, не вы-

падая в осадок. исследователи сходятся во мнении, что, вероятнее всего, иПо

проявляют все три механизма действия одновременно с преобладанием того или

другого в каждом конкретном случае, в зависимости от свойств нефти и раство-

ренных в ней парафинов. сходные сополимеры показывают различное действие

____________________________________________________________________________________

парафиНы

в зависимости от физико-химических свойств нефти, и даже близкие полимеры,

произведенные из одного и того же мономера, но отличающиеся средним мо-

лекулярным весом, проявляют совершенно различные свойства как ингибиторы

парафиноотложений.

Коммерческие продукты иПо представляют собой растворы полимеров в

ароматических растворителях с концентрацией полимера от 5 до 20 %. Некоторые

технологические (эксплуатационные) свойства иПо затрудняют их использова-

ние, особенно в холодных климатических зонах. так, иПо, как правило, имеют

высокую вязкость даже при комнатной температуре и непригодны для перекач-

ки насосами уже при 0 °с, более концентрированные растворы – при 10–15 °с,

следовательно, перед применением их необходимо разогревать. Наличие в ком-

мерческих продуктах ароматических растворителей дает высокую температуру

вспышки – 35–45 °с и третий класс опасности по гост 12.1.007–76 (умеренно

опасно по воздействию на организм человека). в сочетании с относительно вы-

сокими дозировками и стоимостью это приводит к тому, что иПо до сих пор не

нашли широкого применения для предотвращения образования АсПо в добы-

вающих скважинах: применение специальных НКт представляется нефтедобы-

вающим предприятиям более оправданным и технически, и экономически (см.

разд. 1.8).

При добыче нефти иПо используют для: 1) снижения количества парафи-

нов, выпадающих в осадок и образующих АсПо, т.е. для предотвращения об-

разования АсПо; 2) понижения тт; 3) снижения низкотемпературной вязкости

нефти, связанной с кристаллизацией парафинов. Эффективность иПо оценивают

по результатам лабораторных испытаний, в зависимости от того, какого эффекта

хотят добиться.

в первом случае лабораторные испытания проводят с использованием хо-

лодного стержня: измеряют вес АсПо, осаждающихся на холодном стержне без

иПо (M

АсПо

) и при добавлении иПо в нефть (M

АсПо1

), и рассчитывают параметр,

называемый защитным эффектом ингибирования (процент защиты, защитное

действие ингибитора):

АсПо АсПо1

иПо

АсПо

м м

100 %,

−

= ⋅z

(1.4)

где z

иПо

– защитный эффект ингибирования. По результатам лабораторных ис-

пытаний (когда z

иПо

составляет 60–80 % и более) иПо рекомендуют к опытно-

промышленным испытаниям. в промысловых условиях измерить количество

образующихся АсПо прямыми измерениями возможно лишь в крайне редких

случаях (не существует не только стандартов, но даже общепринятых методик из-

мерения количества образующихся АсПо в промышленных условиях). Поэтому

защитный эффект иПо при предотвращении образования АсПо в промышлен-

ных условиях рассчитывают по формуле (1.4), но с использованием других пока-

зателей, о которых мы расскажем в следующих разделах.

глава 1

_______________________________________________________________________________________

в двух других случаях оценки эффективности иПо – при понижении тт и

снижении вязкости – результаты лабораторных испытаний представляют в явном

виде: на сколько градусов иПо снизил тт или на сколько понизил вязкость неф-

ти при определенной температуре. Этого бывает достаточно при промышленном

использовании иПо с указанными целями. Например, установленные на место-

рождении насосы рассчитаны на перекачку нефти, имеющей вязкость не более

1,0 сПа∙с, в результате ввода в эксплуатацию скважин, расположенных на дальних

кустах месторождения, температура нефти на приеме насосов в зимнее время по-

нижается до 0 °с и вязкость нефти возрастает до 1,2 сПа∙с, предлагаемый к про-

мышленному применению иПо снижает вязкость нефти при 0 °с до 0,8 сПа∙с,

очевидно, что применение данного иПо устраняет возникшую проблему.

1.8. МЕТОдЫ ПРЕдОТВРАщЕНИЯ ОбРАзОВАНИЯ АСПО

В дОбЫВАющИХ СкВАжИНАХ. удАЛЕНИЕ АСПО

образование АсПо на внутренней поверхности НКт добывающих скважин

уменьшает внутренний диаметр НКт, что приводит к снижению производитель-

ности (пропускной способности) НКт и к уменьшению количества жидкости, до-

бываемого скважиной (к снижению дебита скважины). При механизированном

способе добычи снижается эффективность работы насосных установок, происхо-

дит выход из строя установок погружных электрических центробежных насосов

(УЭЦН). для восстановления работы скважин требуется проводить ремонт под-

земного оборудования. в конечном счете, образование АсПо в скважинах при-

водит к снижению добычи нефти. чтобы обеспечить нормальную эксплуатацию

скважин в условиях образования АсПо, необходимо либо предотвращать отло-

жение АсПо, либо периодически удалять образовавшиеся АсПо тем или иным

способом (проводить депарафинизацию скважин).

в процессе эксплуатации скважины ее дебит может снижаться вследствие

различных причин. Как определяют, что снижение дебита произошло в результате

образования АсПо? Прежде всего, по аналогии, используя опыт работы, нако-

пленный на данном месторождении. если известно, что в скважинах, добываю-

щих нефть из определенных пластов данного месторождения, происходит образо-

вание АсПо, то снижение дебита очередной скважины, добывающей нефть из тех

же пластов, может быть вызвано именно АсПо. для выявления (подтверждения)

образования АсПо в скважинах необходимо производить осмотр НКт и УЭЦН

при каждом извлечении их на поверхность в процессе проведения подземных и

капитальных ремонтов скважин, а также при всех работах, связанных с подъемом

лифтового оборудования. На месторождениях, как правило, имеются достаточно

полные статистические данные: где АсПо уже наблюдали; какова скорость обра-

зования АсПо (через сколько дней скважина запарафинивается), в зависимости

от того, из каких пластов добывают нефть, дебитов и обводненности добываемой

____________________________________________________________________________________

парафиНы

продукции (так называемый осложненный фонд скважин); характерная для дан-

ного месторождения глубина образования АсПо; и др. Подробные данные для

многих месторождений можно найти в литературе [4, 6–8, 46, 47]. если статисти-

ка еще не наработана, то имеет смысл определить тПКН в устьевых пробах из

скважин, проанализировать, в каких скважинах температура по стволу скважины

опускается ниже тНКП и составить список скважин, в которых потенциально мо-

жет происходить образование АсПо, начать работу по выявлению осложненного

фонда скважин. в фонтанных скважинах и при механизированном способе добы-

чи с помощью УЭЦН подтвердить наличие АсПо в НКт и определить интервал,

где образовались АсПо, можно с помощью спуска в НКт шаблонов и специаль-

ных устройств для измерения толщины АсПо [6]. При добыче нефти штанговы-

ми глубинными насосами (ШгН) выявить образование АсПо можно с помощью

анализа изменения нагрузки на головку балансира станка-качалки: отклонение

максимальных и минимальных нагрузок от расчетных величин более чем на 8 %

говорит о наличии АсПо на поверхности оборудования [6].

методы предотвращения образования АсПо в скважинах делятся на две

группы – применение специальных НКт и использование ингибиторов парафи-

ноотложений.

специальные НКт – это НКт с различными покрытиями внутренней поверх-

ности, снижающими шероховатость и уменьшающими прилипание (адгезию)

АсПо. чем более гладкой является внутренняя поверхность НКт, тем хуже будут

сцеплены с ней АсПо и тем больше вероятность, что АсПо будут сорваны пото-

ком. для уменьшения адгезии АсПо внутреннюю поверхность НКт покрывают

эмалями, эпоксидными покрытиями, стеклом, различными лакокрасочными мате-

риалами. в [4] описан опыт применения НКт с силикатно-эмалевым покрытием

по тУ 14–2р–370–2003 (ЗАо «ЭмАНт») на месторождениях вала гамбурцева

в 2004 г. Покрытие представляет собой композицию на основе силикатов. НКт

73 × 5,5 мм группы прочности «е» характеризуются высокой степенью гладко-

сти, абразивной устойчивостью, термостойкостью. Применение труб с указанным

покрытием значительно (в 4–6 раз) увеличило межочистной период и повысило

межремонтный период работы скважин. опытные испытания были проведены на

36 скважинах, по всем скважинам получен положительный результат. К специаль-

ным НКт относятся и термоизолированные НКт, также описанные в [4]. термои-

золированная лифтовая труба (тлт) состоит из внутренней трубы ∅60,3 × 5,0 мм

с силикатно-эмалевым покрытием, наружной трубы ∅88,9 × 6,5 мм и располо-

женной между ними термоизоляции, в межтрубном пространстве создан вакуум.

в результате применения тлт на одной из скважин хасырейского месторождения

температура на устье скважины повысилась с 4 до 18 °с, межочистной период

увеличился с 3 до 12 ч.

ингибиторы парафиноотложений при правильном их выборе и применении

являются действенным средством предотвращения образования АсПо в скважи-

нах. рассмотрим технологии применения иПо. Подачу ингибиторов в добываю-

глава 1

_______________________________________________________________________________________

щие скважины (обработки скважин ингибиторами) осуществляют следующими

способами.

1. Периодическое нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону про-

дуктивного пласта (ПЗП). в дальнейшем при работе скважины ингибитор посте-

пенно «вымывается» из ПЗП добываемой жидкостью и вместе с ней поступает в

подземное оборудование скважины, предотвращая образование АсПо. ПЗП ис-

пользуют как естественный дозатор.

2. Периодическая подача раствора ингибитора в кольцевое пространство

между обсадной колонной и НКт (затрубное пространство скважины или затруб).

раствор ингибитора, более тяжелый, чем находящаяся в затрубном пространстве

газированная жидкость, опускается до приема насоса или НКт, частично разбав-

ляясь жидкостью затрубного пространства и, смешиваясь с добываемой жидко-

стью, поступает в насос и НКт. дозатором является затрубное пространство сква-

жины.

3. Постоянная подача ингибитора на прием насоса с помощью дУ и специ-

альных трубок, которые при подземном ремонте устанавливают с внешней сторо-

ны НКт от устья скважины до приема насоса, выводят из скважины через фонтан-

ную арматуру и подключают к насосу дУ.

При любом способе подачи иПо в скважины необходимо, чтобы выполня-

лось обязательное условие их успешного применения – добавление к нефти при

температуре выше тНКП.

Последний способ является наиболее предпочтительным и в то же время

наиболее дорогим по стоимости аппаратурного оформления. При постоянной по-

даче ингибитора на прием насоса с помощью дУ и специальных трубок к каждой

скважине, подземное оборудование которой необходимо защищать ингибиторами

парафиноотложений, должна быть подключена отдельная дУ.

Периодическое нагнетание раствора ингибитора в ПЗП обычно проводят во

время подземных ремонтов скважин непосредственно перед спуском подземного

оборудования и после промывки скважины до искусственного забоя. ингибитор

нагнетают (закачивают) в пласт в виде 10–15 %-ного раствора. в качестве рас-

творителя используют нефть. для того чтобы продуктивный пласт работал как

естественный дозатор, т.е. ингибитор вымывался бы добываемой жидкостью из

ПЗП длительное (30–90 сут) время, а не 2–4 дня, раствор ингибитора необходимо

не только закачать в ПЗП, но и прокачать («продавить») вглубь пласта. для этого

после нагнетания раствора ингибитора в ПЗП дополнительно нагнетают опреде-

ленный объем нефти. Накопленный мировой практикой опыт показывает, что для

достижения хороших результатов достаточно продавить раствор ингибитора на

~ 2 м вглубь пласта. то есть объем нефти, который необходимо нагнетать в пласт

после раствора ингибитора, рассчитывают как объем прямого цилиндра радиу-

сом 2 м и высотой, равной высоте интервала перфорации. технология обработки

скважины методом нагнетания раствора ингибитора в ПЗП включает следующие

основные операции:

____________________________________________________________________________________

парафиНы

– выбор ингибитора и определение его концентрации, обеспечивающей в

данной системе необходимый защитный эффект;

– расчет массы ингибитора для нагнетания в ПЗП, расчет объема нефти для

приготовления 10–15 %-ного раствора ингибитора и расчет объема нефти, нагне-

таемой в ПЗП после раствора ингибитора;

– спуск технологических НКт на 2–3 м выше кровли интервала перфорации;

– определение приемистости пласта: если она менее 100 м

/сут, то нагнета-

ние раствора ингибитора в ПЗП проводить не следует;

– приготовление 10–15 %-ного раствора ингибитора в бойлере или мерной

емкости агрегата ЦА-320;

– нагнетание раствора ингибитора в ПЗП (при закрытом затрубе) агрегатом

ЦА-320;

– продавка раствора ингибитора в пласт нефтью (при закрытом затрубе) агре-

гатом ЦА-320;

– реагирование (скважину закрывают на 2–4 ч для того, чтобы ингибитор

частично адсорбировался на породе пласта);

– подъем технологических НКт и спуск подземного оборудования;

– запуск скважины и вывод ее на рабочий режим.

расчет массы (веса) ингибитора парафиноотложений для нагнетания в ПЗП

производят по формуле:

иППЗП

= с

иПо

сж

1000

–1

, (1.5)

где м

иППЗП

– масса (вес) ингибитора парафиноотложений для нагнетания в ПЗП,

кг; с

иПо

– концентрация ингибитора парафиноотложений в добываемой жидко-

сти, обеспечивающая в данной системе требуемый (заданный) защитный эффект,

мг/л (≈ г/т); Q

сж

– дебит скважины по жидкости, м

/сут (≈ т/сут); t

– планируе-

мое время выноса ингибитора из пласта, сут (обычно не более 90 сут); 1000

–1

–

множитель перевода граммов в килограммы. Период активного ингибирования,

т.е. фактическое время выноса ингибитора в количестве, достаточном, чтобы

концентрация ингибитора парафиноотложений в добываемой жидкости была

не ниже с

иПо

, не равен планируемому времени выноса ингибитора из пласта. Пе-

риод активного ингибирования зависит от дебита скважины: при малых дебитах

период активного ингибирования больше t

, при больших – меньше.

технология обработки скважин методом периодической подачи раствора

ингибитора в затрубное пространство является более простой по сравнению с

описанной выше технологией нагнетания раствора ингибитора в ПЗП. ингиби-

тор подают в затрубное пространство скважин также в виде 10–15 %-ного рас-

твора в нефти. Преимущество данной технологии, по сравнению с технологией

нагнетания раствора ингибитора в ПЗП, заключаются в том, что обработки можно

производить во время эксплуатации скважин, а не только во время подземных

ремонтов. Недостатком является необходимость более частых (в среднем 1–2 раза

в месяц) обработок. технология периодической подачи раствора ингибитора в за-

трубное пространство скважин состоит из следующих основных операций: