способ подачи реагентов в скважину и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ подачи реагента в нефтедобывающую сважину при выявлении проблемы или совокупности проблем в виде отложения асфальтосмолопарафиновых веществ, солеотложения, коррозии, образования высоковязких эмульсий, согласно которому определяют обводненность добываемой жидкости, дебит скважины и размещают устройство с твердым реагентом в стволе скважины, растворяют реагент потоком добываемой из пласта жидкости, проходящей через указанное устройство, выполненное в виде связанного с лифтовыми трубами контейнера из последовательно соединенных по торцам камер, через отверстия связанных гидравлически с внутрискважинным пространством, с размещенным в каждой камере реагентом одного или разных видов, при этом выбирают отношение площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры в зависимости от ранее определенных обводненности добываемой жидкости, дебита скважины и существующей проблемы, отличающийся тем, что используют указанное устройство, в котором верхние и нижние торцы камер заглушены, камеры соединены между собой посредством гибкого соединения, а отношение площади поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры выполняют равным 0,01-5.

2. Устройство для подачи твердого реагента в скважину, выполненное в виде контейнера из последовательно соединенных по торцам камер, через отверстия связанных гидравлически с внутрискважинным пространством, с размещенным в каждой камере реагентом одного или разных видов, отличающееся тем, что верхние и нижние торцы камер заглушены, камеры соединены между собой посредством гибкого соединения, при этом отверстия в корпусе каждой камеры расположены под углом 30-150° к продольной оси камеры и выполнены в определенной ее части в зависимости от вида реагента, размещаемого в камере, дебита скважины и существующей проблемы в виде асфальтосмолопарафиновых отложений, солеотложения, коррозии, образования высоковязких эмульсий, при этом отношение суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры выполнено равным 0,01-5.

3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что при дебите скважины более 100 т/сут отверстия выполнены только в средней части каждой камеры на расстоянии 1 м от торца, при этом длина перфорированной зоны составляет 1-3 м.

4. Устройство по п.2, отличающееся тем, что при дебите скважины до 100 т/сут отверстия выполнены в средней и нижней частях каждой камеры.

5. Устройство по п.2, отличающееся тем, что при размещении в камере твердого реагента для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений отношение суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры выполнено равным 0,1-5.

6. Устройство по п.2, отличающееся тем, что при размещении в камере твердого реагента - ингибитора коррозии, твердого реагента для предотвращения солеотложения или образования эмульсии отношение площади поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры составляет 0,01-0,1.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам подачи в скважину твердых реагентов как одного вида, так и реагентов разных видов, а также относится к подземному оборудованию скважины, предназначенному для подачи реагента в поток добываемой жидкости.

Известно устройство для обработки скважинной жидкости (см. патент РФ № 2165009, кл. Е 21 В 37/06, 1999 г.). Известный способ позволяет дозировать реагент в поток пластовой жидкости и одновременно обеспечивает возможность использования устройства как в газлифтных, так и в скважинах, оборудованных глубинными насосами.

Недостатком указанного известного способа является отсутствие возможности применять одновременно несколько реагентов разных по составу и целям, т.к. используемое в указанном известном способе устройство приведет в процессе осуществления способа к образованию смеси реагентов с непредсказуемыми свойствами, что приведет к снижению эффективности их защитного действия. Вместе с этим, указанный известный способ не обеспечивает высокую эффективность в условиях скважин с высоковязкой пластовой жидкостью, т.к. в этом случае не будет обеспечен равномерный омыв всей массы твердого реагента.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по технической сущности является способ и устройство для подачи в скважину твердого реагента как одного вида, так и твердых реагентов разных видов (см. патент РФ № 2227206, Кл. Е 21 В 37/06; Е 21 В 41/02, 2002 г.).

Технический результат, достигаемый этим известным способом, заключается в обеспечении возможности использования твердых реагентов разных видов в скважинах с различным дебитом, при разных режимах эксплуатации и при любой вязкости пластовой жидкости.

Указанный технический результат достигается указанным способом подачи твердого реагента в скважину, включающим размещение устройства с твердым реагентом в стволе скважины. В качестве указанного устройства используют модуль из последовательно жестко (с помощью муфты) соединенных по торцам секций. При этом указанные секции связаны гидравлически друг с другом через отверстия в перфорированных основаниях.

Известный способ подачи твердого реагента в нефтедобывающую скважину не может обеспечить в течение длительного времени эффективного минимального и достаточного количества выносимого реагента, т.к. не учитывает обводненность добываемой нефти. В известном устройстве секции сообщены друг с другом и таким образом растворяющиеся твердые реагенты разных видов могут свободно перетекать из секции в секцию, что в процессе осуществления способа приведет к образованию смеси реагентов с непредсказуемыми свойствами, что, в свою очередь, приведет к снижению эффективности защитного действия. Кроме того, при спуске известного устройства в скважину с искривленным стволом из-за жесткого (с помощью муфт) последовательного соединения нескольких секций, устройство застрянет в стволе скважины и создаст аварийную ситуацию, требующую дополнительного ремонта.

Цель изобретения: обеспечить длительный стабильный, минимальный, эффективный и достаточный вынос твердых реагентов разного химического состава, направления действия (ингибиторов асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ), коррозии, солеотложения и образования эмульсий), в скважинах с прямым и искривленным стволами, с различным дебитом, при разных способах добычи нефти (ЭЦН, ШГН и фонтанном), при любых плотности добываемой жидкости, вязкости и обводненности добываемой нефти, при добыче нефти из коллекторов с разной степенью проницаемости и любым пластовым давлением.

Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый способ подачи включает размещение камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, для размещения твердых реагентов разного направления действия (ингибиторов АСПВ, коррозии, солеотложения и образования эмульсий), в стволе скважины и растворение реагентов потоком добываемой жидкости через отверстия в теле камер, при этом верхние и нижние торцы камер заглушены, а отверстия в корпусе каждой камеры расположены под углом 30-150° к продольной оси камеры и выполнены в определенной ее части в зависимости от вида реагента, размещаемого в камере, дебита скважины и существующей проблемы в виде асфальто-смолопарафиновых отложений, солеотложения, коррозии, образования высоковязких эмульсий, при этом отношение суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры выполнено равным 0,01-5, при этом при дебите скважины более 100 т/сут, отверстия выполнены только в средней части каждой камеры на расстоянии 1 м от торца, при этом длина перфорированной зоны составляет 1-3 м, при этом при дебите скважины до 100 т/сут отверстия выполнены в средней и нижней части каждой камеры, при этом при размещении в камере твердого реагента для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений отношение суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры выполнено равным 0,1-5, при размещении в камере твердого реагента - ингибитора коррозии, солеотложения или образования эмульсии отношение площади поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры составляет 0,01-0,1, при этом перед размещением камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, в стволе скважины дополнительно определяется обводненность добываемой нефти и существующая проблема (отложение АСПВ, коррозия, солеотложение или образование высоковязких эмульсий).

Камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения, (устройство) (см. чертеж), выполнены из металла или полимерного материала, представляющих собой полые цилиндры с отверстиями 5, гидравлически связанные со скважиной. В верхнем и нижнем конце каждой камеры установлены глухие заглушки 3. Камеры соединены между собой последовательно по торцам посредством гибкой связи 4. Камеры заполнены твердым реагентом одного или разных направлений действия 6, 7, 8, 9.

Камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения, присоединяются к башмаку лифтовых труб и работают следующим образом: добываемая жидкость через отверстия в теле камер, омывая, растворяет реагент в минимальных, эффективных и достаточных концентрациях. Далее, обработанная таким образом, добываемая жидкость поступает в лифтовые трубы.

Камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения, размещаются в стволе скважины выше интервала перфорации, но ниже начала проявления проблемы.

Предлагаемые камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения можно применять при любой плотности добываемой жидкости, любой вязкости и обводненности добываемой нефти.

Кроме того, предлагаемые камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения, позволяют подавать реагенты в скважины как с прямым, так и с искривленным стволом. Кроме того, камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения, можно применять в скважинах оборудованных ЭЦН, ШГН и фонтанных при любых дебитах, из коллекторов с разной степенью проницаемости и любым пластовым давлением. Предлагаемые камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения, обеспечивают без дополнительных дозирующих устройств длительный, стабильный, минимальный, эффективный и достаточный вынос твердых реагентов разного химического состава и направления действия (ингибиторов коррозии, АСПО, солеотложения и образования эмульсий). Кроме того, камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения, легко транспортируются в собранном и заправленном реагентом состоянии, что не требует привлечения специального оборудования и средств для их транспортировки и сборки на скважине, в отличие от известного аналога.

Благодаря наличию глухих заглушек в торцах каждой камеры отсутствует связь камер друг с другом. Таким образом, по сравнению с известным устройством существенно повышается эффективность использования разных реагентов как по составу, так и по направлению действия, например, ингибитор солеотложения, ингибитор коррозии и ингибитор образования высоковязкой эмульсии. Происходит автономное растворение каждого реагента в своей камере. В результате обеспечивается комплексная обработка добываемой жидкости и защита всего скважинного оборудования и выкидных линий и далее всей технологической цепочки от проявления отрицательных явлений, таких как солеотложение, коррозия и образование высоковязких эмульсий.

Благодаря тому, что отверстия располагаются либо только в средней части тела каждой камеры (в случае высокодебитных скважин), либо в средней и нижней части камеры (в случае низкодебитных скважин), и, кроме того, благодаря подобранным параметрам: форме отверстий (угол, щель, круг, овал), углу наклона оси отверстия по отношению к продольной оси камеры (30°-150°), отношению суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры ( S_O/S_К) (0,01-5), обеспечивается длительная постоянная эффективная, минимальная и достаточная дозировка реагента (реагентов) в добываемую жидкость. Благодаря отсутствию перфорационных отверстий на нижних торцах камер не происходит механического выдавливания реагента под действием его силы тяжести. Столб реагента, находящегося в камере в предлагаемом способе, давит на глухую заглушку, а не на перфорированную пластину, как в известном решении. Таким образом, обеспечивается не только более длительный вынос реагента и, следовательно, длительность защитного эффекта, но и сокращаются невостребованные потери реагента и исключается его передозировка.

Для реализации заявляемого способа подачи реагентов в скважину и устройства для его осуществления, далее в лабораторных условиях брали 3 отрезка насосно-компрессорных труб (НКТ) с внутренним диаметром 50 мм и длиной 1000 мм каждый. Эти отрезки НКТ выполняли функции камер. Далее их последовательно соединяли гибкой связью, как указано в заявляемом изобретении. В камеры помещался (помещались) необходимый (необходимые) для решения существующей проблемы (солеотложения, АСПО, коррозия) ингибитор (ингибиторы). Далее камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения, помещались в отрезок металлической трубы большего диаметра и длины лабораторного образца полученных ранее камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения (имитация обсадной колонны скважины) с двумя кранами: вверху и внизу. Далее через насос, нижний кран и камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения с ингибитором, подавалась добываемая жидкость (обводненная нефть), которая далее, через верхний кран собиралась в приемник. Таким образом имитировался процесс прохождения и смывания добываемой жидкостью камер с реагентом, погруженных в скважину. При смывании камер с реагентом добываемой жидкостью происходит растворение ингибитора, т.е. его самодозировка.

Нами были проведены все необходимые лабораторные испытания. Испытания ставили целью определить степень выноса ингибиторов в зависимости от отношения суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры контейнера ( S_O/S_К), угла наклона отверстий в корпусе каждой камеры по отношению к продольной оси камеры и зоны перфорации камер (верхняя, средняя, нижняя, средняя + нижняя), в зависимости от вида реагента, размещаемого в камере, дебита скважины и существующей проблемы в виде АСПО, солеотложения, коррозии и образования высоковязких эмульсий.

Испытания также ставили целью установить оптимальные значения указанных параметров в заявляемом изобретении.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается примерами. В начале, в ходе лабораторных испытаний, определяли оптимальное устройство камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, для выноса твердых ингибиторов АСПО (Пример 1), солеотложения (Пример 2), коррозии (Пример 3), т.е. зону перфорации камер (верхняя, средняя, нижняя, средняя + нижняя), форму отверстий и угол наклона отверстий по отношению к продольной оси камер.

Пример 1

Вначале определяли вынос ингибитора на примере твердого ингибитора АСПО в зависимости от зоны перфорации (верхняя, средняя, нижняя, средняя + нижняя), формы отверстий (щелевая, угловая, овальная) и угла наклона отверстий по отношению к продольной оси камеры. При этом плотность добываемой жидкости 0,917 г/см³ , а ее обводненность 20%. Вынос ингибитора АСПО определяли по его ингибирующей способности. Величина выноса твердого ингибитора АСПО из камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения зависит от формы отверстий, зоны и величины перфорации ( S_O/S_К) и угла наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры. В приведенном примере определялся вынос твердого ингибитора АСПО, добываемой жидкостью Павловского месторождения (турнейская залежь), плотностью 0,917 г/см ³, обводненностью 20%, форма отверстий варьировалась: щелевая, угловая, овальная, зона перфорации камер верхняя, средняя, нижняя, средняя и нижняя, угол наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры: 20°, 30°, 90°, 150°, 160°; отношение суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры к площади поперечного сечения камеры ( S_O/S_К)=5.

Определение ингибирующей способности ингибитора АСПО проводилось по общепринятой «Методике оценки эффективности ингибиторов парафиновых отложений комплексного и многофазного действия на отмыв пленки нефти, диспергирование и отмыв парафиновых отложений пластовой водой». НПО Союзнефтепромхим. - г.Казань, 1987 г.

Согласно этой методике оценку эффективности ингибитора АСПО проводили по следующим показателям:

1. По отмыву пленки нефти.

2. По величине дисперсий АСПО в среде добываемой жидкости, содержащей ингибитор АСПО.

3. По характеристике свойств дисперсий в этих условиях (налипание, замазывание поверхности).

При испытании пленки нефти на отмыв определяют процент отмыва пленки нефти пластовой водой со стенки стеклянной пробирки во времени (за 100% считают половину всей поверхности пробирки) без и в присутствии ингибитора.

Принято: отмыв отличный - 70-90% за 30 с;

отмыв хороший - 70-90% за 60 с;

отмыв удовлетворительный - более 3 минут.

При испытании на дисперсию определяют величину получаемых частиц АСПО в пластовой воде при наличии ингибитора АСПО,

Результат считается:

отличным, если все гранулы АСПО имеют величину дисперсии от 0,1 до 3 мм (100%)

хорошим - 0,1-5 мм (100%)

удовлетворительным - 0,17-7 мм (100%)

неудовлетворительным - более 7 мм

Иллюстрацией диспергирования АСПО в пластовой воде с ингибитором являются показатели по налипанию и замазыванию.

Налипы АСПО на стенки стеклянной конической колбы в % от рабочей поверхности:

результат считается отличным, если налипы составляют 5%, хорошим - до 10%; удовлетворительным - до 40%; неудовлетворительным - более 40%.

Замазывание смолами стенок колбы в виде полос в % от рабочей поверхности. Результат считается отличным, если замазывание - не более 5%; хорошим - 20%; удовлетворительным - до 50%; неудовлетворительным - более 50%.

Определение первого показателя - степени отмыва - пленки нефти проводили следующим образом.

В стеклянную пробирку наливали по 20 мл нефти и выдерживали 30 мин для создания на поверхности пробирки пленки нефти. Затем нефть из пробирки выливали и наливали в нее пластовую воду того же месторождения, что и нефть, в количестве 10 мл и выдерживали 1 мин. После этого в пробирку вносили 10 мл нефти, пропущенной через камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения, т.е. содержащей ингибитор АСПО. Пробирку закрывали пробкой и переворачивали.

Через 20 мин визуально определяли поверхность пробирки, освободившуюся от пленки нефти в процентах. Аналогично проводили контрольный опыт без реагента. Эффективность по отмыву пленки нефти оценивали по разности величины поверхности, освободившейся от пленки нефти, в данном и контрольном опытах.

Определение величины дисперсных частиц АСПО в пропущенной через камеры с ингибитором АСПО добываемой жидкости проводили в следующей последовательности: пропускали через камеры добываемую жидкость, после разделения ее на водную и нефтяную фазы брали 50 мл отделенной воды, вносили ее в коническую колбу. Далее, в колбу помещали отложения АСПО весом 2,5 г. содержимое нагревали на плитке до полного расплавления отложений. Затем колбу охлаждали под струей воды, встряхивали ее круговыми движениями. При этом визуально фиксировали диспергирование АСПО, налипы и замазывание стенок конической колбы.

Данные, полученные в ходе исследований, приведены в таблице 1.

Данные таблицы 1 показывают, что величина выноса твердого ингибитора АСПО из камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, зависит от зоны перфорации, формы отверстий и угла наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры. Наибольшая эффективность ингибирования и, следовательно, оптимальный вынос твердого ингибитора АСПО наблюдается при пропускании добываемой жидкости через камеры с перфорацией в средней и нижней части камер, с овальными отверстиями, с углом наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры 90-150° (см. опыты 58-59 табл.1).

Для определения брали нефть, пластовую воду и асфальтосмолопарафиновые отложения Павловского месторождения. Более подробные характеристики используемой при исследованиях нефти, попутно добываемой воды и АСПО приведены в таблицах 2, 3, 4.

Пример 2

Далее в ходе лабораторных испытаний определяли вынос ингибитора на примере твердого (гранулированного) ингибитора солеотложения в зависимости от зоны перфорации (верхняя, нижняя, средняя, средняя + нижняя), формы отверстий (щелевая, угловая, овальная) и угла наклона отверстий по отношению к продольной оси камеры. При этом плотность добываемой жидкости 0,812 г/см ³, обводненность 60%. Вынос ингибитора солеотложения определяли по концентрации фосфорсодержащего реагента. Устройство лабораторного образца камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, и имитация процесса прохождения и смывания камер с ингибитором добываемой жидкостью были такими же, как и в первом примере, то есть добываемая жидкость через насос, нижний кран после смывания камер с реагентом, прохождения через верхний кран собиралась в приемник. Затем эта жидкость разделялась в делительной воронке на нефть и воду, и в воде определяли наличие фосфорсодержащего реагента. В приведенном примере определялся вынос твердого (гранулированного) ингибитора солеотложения добываемой жидкостью Константиновского месторождения (бш) плотностью 0,812 г/см³, обводненностью 60%; форма отверстий щелевая, угловая, овальная, зона перфорации камер верхняя, средняя, нижняя, средняя и нижняя, угол наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры: 20°, 30°, 90°, 150°, 160°; отношение суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры к площади поперечного сечения камеры ( S_O/S_К)=0,01. Эффективная концентрация фосфорсодержащего реагента - ингибитора солеотложения равна 2-5 мг/л (см. РД 39-1-218-79 «Способ предупреждения отложения неорганических солей с применением фосфорорганических соединений отечественного производства типа ИСБ - Уфа, БашНИПИнефть, 1979 г., с.2). Определение содержания его в воде производилось согласно РД 39-1-237-79 «Определение содержания ингибиторов отложения солей и фосфорорганических химреагентов в пластовых и пресных водах». Уфа, БашНИПИнефть, 1979 г.

Для определения количественного содержания ингибиторов отложения солей в пластовой воде, анализируемая вода вначале фильтруется (для удаления механических примесей и нефти), затем кипятится (для удаления сероводорода), отбирается навеска (V=20 мл) доводится до 100 мл дистиллированной водой, количественно переносится в коническую колбу, подкисляется 1,5 мл концентрированной соляной кислоты (ГОСТ 14361-69), колбы с растворами помещаются на предварительно сильно разогретую плитку и доводятся до интенсивного кипения. В кипящий раствор добавляется 7 мл 10%-ного раствора хлорамина «Б» (ОСТ 6-01-76-79) и исследуемые пробы кипятятся в течение 20 минут (объем проб должен уменьшиться при кипячении до 45-60 мл). Пробы охлаждаются до комнатной температуры и количественно переносятся в мерные колбы емкостью 100 мл. Объемы в колбах доводятся до 80-85 мл, к ним добавляется 2 мл 5%-ного раствора аскорбиновой кислоты, все перемешивается, добавляется 5 мл специально приготовленного раствора молибдата аммония, объем в колбах доводится до меток дистиллированной водой, содержимое колбы еще раз тщательно перемешивается. При этом наблюдается окрашивание растворов от голубого до синего цвета. Через 5-10 мин определяется величина оптической плотности на ФЭК-56 (фильтр №9; =680 мм, кювета с толщиной слоя 10 мм), зная величину оптической плотности, по калибровочной кривой определяется содержание фосфорорганического соединения. Расчет содержания ингибитора в воде производится по формуле, мг/л:

Р, = А·V₁/V₂ ,

где А - содержание ингибитора (мг/л), найденное по калибровочной кривой;

V₁ - объем, до которого была разбавлена проба (100 мл);

V₂ - объем взятой на анализ пробы воды, мл.

Приготовление раствора молибдата аммония ведется следующим образом.

К 300 мл дистиллированной воды при перемешивании приливается 144 мл концентрированной серной кислоты. Раствор охлаждается до 20°С, 12,5 г молибдата аммония растворяется в 200 мл дистиллированной воды, нагретой до 80°С. 0,235 г хлорида сурьмы растворяется в небольшом количестве 20%-ной соляной кислоты и объем доводится до 100 мл дистиллированной водой. В мерную колбу емкостью 1 л сливают растворы молибдата аммония и хлорида сурьмы, до метки объем доводится дистиллированной водой. Приготовленный таким образом раствор молибдата аммония хранится в склянке из темного стекла.

Данные о содержании фосфорсодержащего реагента в пробах добываемой жидкости, пропущенной через камеры, приведены в таблице 5.

Данные, приведенные в таблице 5, показывают, что вынос твердого (гранулированного) ингибитора солеотложения из камер зависит от зоны перфорации, формы отверстий и угла наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры. Кроме того, данные приведенные в таблице 5, свидетельствуют о том, что оптимальный, необходимый и достаточный вынос твердого (гранулированного) ингибитора солеотложения наблюдается при пропускании добываемой жидкости через камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения с перфорацией в средней и нижней части камер с угловыми отверстиями, с углом наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры 30-150° (см. опыты 37-39 табл.5). При другом устройстве контейнера, форма отверстий - щелевая, вынос ингибитора непостоянен и меньше необходимого (см. опыты 1-20 табл.5). При овальной перфорации происходит неоправданно большой вынос ингибитора, т.е. наблюдается его перерасход. При угловой перфорации в верхней части камер контейнера происходит, также, недостаточный вынос ингибитора, всего 0,4-1,9 м/л (см. оп.21-25 табл.5). Как уже было отмечено ранее, эффективной, минимальной и достаточной концентрацией ингибитора является концентрация 2-5 мг/л.

При угловой перфорации только в средней части камер контейнера, с углом наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры 30-150° (см. оп.27-29, табл.5) происходит вынос ингибитора в пределах 2-2,3 мг/л, т.е. в пределах нижней эффективной концентрации. Чуть больший вынос ингибитора 2,1-2,4 мг/л наблюдается при угловой перфорации только нижней части камер контейнера с тем же углом наклона (30-150°) (см. оп.32-34). Оптимальный же вынос ингибитора 4-5 мг/л достигается при угловой перфорации средней и нижней части камер с углом наклона 30-150° (см. оп.37-39).

Пример 3.

Далее в ходе лабораторных испытаний определяли вынос ингибитора на примере твердого (пастообразного) ингибитора коррозии в зависимости от зоны перфорации (верхняя, средняя, нижняя, средняя + нижняя), формы отверстий (щелевая, угловая, овальная), угла наклона отверстий по отношению к продольной оси камеры. При этом плотность добываемой жидкости 0,842 г/см ³, обводненность 80%. Вынос ингибитора коррозии определяли по эффективности ингибирования процесса коррозии. При этом техника и технология прохождения и смывания лабораторного образца камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения с твердым ингибитором коррозии такая же, как в примерах 1 и 2.

Испытания проводили следующим образом:

Брали образцы стали марки 10 кп размером 25×20×0,5 мм. Образцы перед опытом обезжиривались, выдерживались в течение часа в эксикаторе, взвешивались на аналитических весах с точностью до четвертого знака. Затем 4 образца помещались в первую стеклянную ячейку емкостью 460 мл, заполненную в первом случае водой, отделенной от добываемой нефти до прохождения и смывания камер с ингибитором, а вторая ячейка заполнялась водой, отделенной от нефти после смывания камер с ингибитором добываемой жидкостью. Таким образом, вторая проба попутно добываемой воды содержит ингибитор коррозии, вымытый из камер.

Во всех случаях определяли защитный эффект в закрытой системе на установке «Колесо», при температуре окружающей среды 20±2°С гравиметрическим методом. Колесо с обеими укрепленными стеклянными ячейками, содержащими отделенную воду с погруженными стержнями, на которых крепились подготовленные образцы, приводилось во вращательное движение электродвигателем мощностью 0,05 кВт. При скорости вращения ячеек (вала) - 80 об/мин достигалась наибольшая турбулентность исследуемой жидкости (см. методику проведения коррозионных испытаний в закрытых системах. ПермНИПИнефть, Пермь, 1981 г.). после проведения испытаний (в течение 6 час), поверхность образцов очищалась от продуктов коррозии в следующей последовательности: сначала образцы обмывались водопроводной проточной водой, затем продукты коррозии удаляли в чашке Петри кусочком марли с моющим раствором. Затем образцы тщательно промывались, обезжиривались, высушивались фильтровальной бумагой и помещались в эксикатор, где выдерживались в течение 1 часа, после чего взвешивались для определения потерь в весе образцов. Для сравнения определялась скорость коррозии в воде без ингибитора. Скорость коррозии рассчитывалась по формуле:

V_кор= m/S×T, где

V_кор - скорость коррозии, г/м²·час;

m - потери веса, г;

S - площадь образца, м² ;

Т - время испытания, час.

Защитный эффект или степень защиты от коррозии определяли по формуле:

m₀ и m - потери веса образца в воде без ингибитора (т.е. до смывания камер с реагентом) и с ингибитором (т.е. после смывания камер с реагентом) соответственно.

За защитный эффект принималось среднее значение полученных результатов на четырех образцах. Такие исследования проводились для всех случаев, с учетом меняющейся формы отверстий (щелевая, угловая, овальная), зоны перфорации (верхняя, средняя, нижняя, средняя и нижняя), угла наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры.

В приведенном примере определялся вынос твердого (пастообразного) ингибитора коррозии добываемой жидкостью плотностью 0,842 г/см³ , обводненностью 80% Северо-камского месторождения (верейская залежь); форма отверстий щелевая, угловая, овальная; зона перфорации камер верхняя, средняя, нижняя, средняя и нижняя, угол наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры: 20°, 30°, 90°, 150°, 160°; отношение суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры ( S_O/S_К)=0,05. Данные о защитном эффекте выносимого твердого (пастообразного) ингибитора коррозии после прохождения и смывания добываемой жидкостью плотностью 0,842 г/см³ и обводненностью 80%, приведены в таблице 6.

Данные, приведенные в таблице 6, свидетельствуют о том, что вынос твердого (пастообразного) ингибитора коррозии из камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, зависит от зоны перфорации, формы отверстий и угла наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры. Кроме того, данные, приведенные в таблице 6, свидетельствуют о том, что наибольшая степень защиты от коррозии, т.е. оптимальный необходимый и достаточный вынос твердого (пастообразного) ингибитора наблюдается при пропускании добываемой жидкости через камеры с перфорацией в средней и нижней части камер, с щелевыми отверстиями, с углом наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры 30-90° (см. опыты 17-18 в табл.6). При угловой и овальной перфорации ингибитор вымывался значительно быстрее, т.е. при одинаковом защитном эффекте при щелевой, угловой и овальной перфорации камеры контейнера при угловой и овальной перфорации в два раза быстрее полностью освобождаются от ингибитора, т.е. происходит перерасход ингибитора, без увеличения защитного эффекта.

Подобные исследования были проведены и для определения выноса реагента, предотвращающего образование высоковязких эмульсий, т.е. ингибитора высоковязких эмульсий в зависимости от зоны перфорации (верхняя, нижняя, средняя, средняя + нижняя), формы отверстий (щелевая, угловая, овальная) и угла наклона отверстий по отношению к продольной оси камеры (20°; 30°; 90°; 150° и 160°). Отношение суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры ( S_O/S_К)=0,01. Плотность добываемой жидкости 0,942 г/см³, ее обводненность 40% (Злодаревское месторождение, яснополянская залежь). Вынос ингибитора высоковязкой эмульсии определяли по снижению вязкости добываемой жидкости до и после прохождения и смывания ею лабораторного образца камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, с твердым (пастообразным) ингибитором высоковязкой эмульсии. При этом техника и технология прохождения и смывания камер с ингибитором, такая же как и в первых трех примерах. Полученные данные свидетельствуют о том, что вынос твердого (пастообразного) ингибитора высоковязких эмульсий из камер зависит от зоны перфорации, формы отверстий и угла наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры. Кроме того, полученные данные свидетельствуют о том, что наибольшее снижение вязкости эмульсии, т.е. оптимальный необходимый и достаточный вынос твердого (пастообразного) ингибитора высоковязкой эмульсии наблюдается при пропускании добываемой жидкости через камеры с перфорацией в средней и нижней части камер, с щелевыми отверстиями, с углом наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры 30-90°. При угловой и овальной перфорации ингибитор высоковязкой эмульсии вымывался значительно быстрее, т.е., как и в случае с ингибитором коррозии, при одинаковой величине снижения вязкости эмульсии при щелевой, угловой и овальной перфорации, камеры контейнера при угловой и овальной перфорации в два раза быстрее полностью освобождаются от ингибитора эмульсии, т.е. происходит его передозировка и неоправданный перерасход ингибитора без увеличения защитного эффекта.

Проведенные исследования доказали, что существует зависимость между оптимальным выносом ингибиторов и устройством камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, т.е. вынос ингибиторов зависит от зоны перфорации (верхняя, нижняя, средняя, средняя + нижняя), формы отверстий камер гибкого контейнера (щелевая, угловая, овальная) и угла наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры. В этих исследованиях использовались добываемые жидкости различной плотности (0,812; 0,842; 0,917; 0,942 г/см³), но при этом менялись и другие технико-технологические параметры: величина перфорации (соотношение S_O/S_К), вид реагента и обводненность добываемой жидкости.

Поэтому далее были проведены исследования по определению выноса ингибитора в зависимости от изменения этих величин.

Вначале были проведены исследования по выносу ингибитора из камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, в зависимости от величины зоны перфорации, т.е. от отношения суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры контейнера ( S_O/S_К). При этом, как и в предыдущем примере, использовались камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения, имеющие наиболее эффективную, в каждом конкретном случае, форму для выноса ингибитора, т.е. камеры имеют оптимальную форму отверстий, зону перфорации и угол наклона оси отверстий. Конкретные параметры этих величин взяты из предыдущих исследований (примеры 1-3).

Пример 4

В качестве примера приведем пример выноса твердого ингибитора АСПО, твердого и твердого (гранулированного) ингибиторов солеотложения и твердого (пастообразного) ингибитора коррозии при плотности добываемой жидкости 0,812 и 0,942 г/см ³. Отношение суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры ( S_O/S_К) менялось от 0,05 до 6. Техника и технология проведения исследований такая же как и в предыдущих примерах. Скорость прохождения добываемой жидкости через лабораторный образец камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, соответствовала дебиту скважины 20 т/сутки. Вынос ингибитора солеотложений определяли по концентрации фосфорсодержащего реагента, как в примере 2. Вынос ингибиторов коррозии и АСПО определяли, соответственно, по предотвращению коррозии (защитному эффекту) и показателям эффективности ингибирования АСПО. Полученные данные о концентрации фосфорсодержащих реагентов и о защитном эффекте выносимых ингибиторов коррозии и АСПО в пробах добываемой жидкости, пропущенной через камеры с ингибиторами приведены в таблице 7.

Данные приведенные в таблице 7, свидетельствуют о том, что оптимальный вынос твердого, твердого-гранулированного ингибитора солеотложения, твердого-пастообразного ингибитора коррозии достигается при отношении суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры ( S_O/S_К), равном 0,01-0,1, причем при плотности добываемой жидкости 0,812 г/см³ оптимальный вынос твердого и твердого-гранулированного ингибиторов солеотложения и твердого-пастообразного ингибитора коррозии достигается при соотношении S_O/S_К, равном 0,01 (см. табл.7 оп. 2, 16, 30), при плотности добываемой жидкости 0,942 г/см ³ оптимальный вынос тех же ингибиторов достигается при соотношении S_О/S_К, равном 0,1 (см. табл.7 оп. 10, 24, 38). При меньших значениях соотношения S_O/S_К, наблюдается недостаточный вынос ингибиторов добываемой жидкостью плотностью 0,812 и 0,942 г/см³ (см. табл.7 оп. 1, 8, 15, 22, 29, 36). При больших значениях соотношения S_O/S_К наблюдается вынос ингибиторов больше необходимого (см. табл.7 оп. 4, 11, 18, 25, 32, 39), т.е. идет неоправданный перерасход ингибиторов при той же эффективности (см. табл.7 оп. 32, 39). При выносе твердого ингибитора АСПО при плотности добываемой жидкости 0,812 г/см³ максимальная эффективность достигается при отношении суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры S_O/S_К), равном 0,1, (см. табл.7 оп. 45), а при плотности 0,942 г/см³ максимальная эффективность достигается при отношении S_O/S_К, равном 5, при соотношении S_O/S_К, большем 5,0, при той же эффективности ингибитора АСПО, происходит его перерасход, т.е. быстрый полный вынос ингибитора из камер. Таким образом, предварительное, до установки камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, в скважину, определение плотности добываемой жидкости дает возможность изготовить камеры с необходимым минимальным и достаточным количеством перфорационных отверстий, т.е. изготовить камеры с нужным, для эффективного применения ингибиторов, отношением суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры контейнера ( S_О/S_К), что в свою очередь позволяет оптимизировать время изготовления камер.

Кроме того, данные, приведенные в таблице 7, свидетельствуют о том, что, чем меньше плотность добываемой жидкости, тем больше вынос ингибитора любого вида(солеотложения, АСПО, коррозии) и, наоборот, чем больше плотность добываемой жидкости, тем меньше их вынос.

Далее были проведены исследования по определению выноса ингибитора из камер в зависимости от дебита и обводненности продукции скважины.

Пример 5.

В качестве примера приведем пример выноса твердых ингибиторов солеотложений и АСПО. При этом камеры, соединенные между собой посредством гибкого соединения, имеют наиболее эффективную, при выносе твердых ингибиторов форму: овальную форму отверстий, угол наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры 90°. В камерах с твердым ингибитором АСПО отношение суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры ( S_О/S_К) равно 0,1. В камерах контейнера с твердым ингибитором солеотложения соотношение S_O/S_К равно 0,01. Скорость прохождения добываемой жидкости через лабораторный образец камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, менялась и соответствовала дебитам 10, 100, 110 т/сутки. Обводненность тоже менялась и соответствовала 20 и 80%. Техника и технология проведения испытаний была аналогичной, описанной в примерах 1-3. В данном случае для получения нефти с разной степенью обводненности (20 и 80%) использовали следующий метод. Добываемую жидкость разделяли на нефть и воду. Отделенную нефть «осушали» от следов воды прокаленным хлористым кальцием. Подготовленную таким образом нефть смешивали с отделенной водой в нужных пропорциях. Полученные смеси (модели добываемой жидкости с разной степенью обводненности) использовали для проведенных исследований. Вынос твердого ингибитора АСПО определялся по его ингибирующей способности, так же как в примере № 1. Вынос твердого ингибитора солеотложения определялся по концентрации фосфорсодержащего реагента, как в примере № 2. Поскольку процесс отложения АСПВ происходит из нефти, а солеотложения из попутно добываемой воды, для исследования брался ингибитор АСПО с преимущественным растворением в нефти, а ингибитор солеотложения - с преимущественным растворением в воде. Полученные данные о концентрации фосфорсодержащего реагента и об эффективности выносимого ингибитора АСПО в пробах добываемой жидкости, пропущенной через камеры с реагентами, приведены в таблице 8. Данные, приведенные в таблице 8, свидетельствуют о том, что при дебите до 100 т/сутки, при обводненности 20÷80% наилучшие результаты по эффективности ингибитора АСПО, а, значит и его выноса, достигаются при перфорации средней и нижней частей камер (см. таблицу 8 оп. 4 и 8). Интересные результаты получены при дебите 100 т/сутки: т.к. ингибитор АСПО нефтерастворимый, наилучший результат, при перфорации средней части камер, достигается при меньшей обводненности (20%) (см. табл.8 оп. 10). При большей обводненности (80%), наилучший результат по выносу ингибитора АСПО достигается при перфорации средней и нижней частей камер (см. табл.8 оп. 16). При дебите более 100 т/сут наилучшие результаты по выносу ингибитора АСПО при обводненности 20-80% достигаются при перфорации средней части камер (см. табл.8 оп. 18 и 22). Аналогичные результаты получены и по выносу твердого ингибитора солеотложения. При дебите до 100 т/сутки наилучшие результаты, при той же обводненности, получены при перфорации средней и нижней частей камер (см. табл. 8 оп. 28, 32), при дебите более 100 т/сут. Наилучшие результаты при той же ободненности получены при перфорации средней части камер (см. табл.8 оп. 42, 46). При дебите 100 т/сутки, т.к. ингибитор солеотложений водорастворимый, при малой обводненности (20%) наилучший вынос ингибитора солеотложений наблюдается при перфорации средней и нижней частей камер (см. табл.8 оп. 36), при большей обводненности (80%) наилучший вынос ингибитора происходит при перфорации средней части камер (см. табл.8 оп. 38). При перфорации нижней, средней и нижней частей камер гибкого контейнера при обводненности 80% и дебите 100 т/сутки наблюдается передозировка ингибитора солеотложения, т.е. его вынос более 5 мг/л (см. табл.8 оп. 39, 40). При дебите более 100 т/сутки (110 т/сутки) и обводненности 20-80%, при перфорации нижней, средней и нижней частей камер также наблюдается перерасход ингибитора солеотложения, т.е. его вынос составляет более 5 мг/л (см. табл.8 оп. 43, 44, 47, 48). Таким образом, установлено, что при дебите скважины до 100 т/сутки перфорационные отверстия выполняются в средней и нижней части каждой камеры, при дебите более 100 т/сутки достаточно сделать перфорацию только в средней части каждой камеры на расстоянии 1 м от верхнего торца, при этом длина перфорационной зоны составляет 1-3 м.

Таким образом, весь комплекс проведенных исследований свидетельствует о том, что для обеспечения эффективной защиты глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования от АСПО, солеотложений, коррозии и образования высоковязких эмульсий, т.е. для обеспечения длительного стабильного, минимального, эффективного и достаточного выноса твердых реагентов разного химического состава, направления действия (ингибиторов асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ), коррозии, солеотложения и образования эмульсий) из скважин с прямым и искривленным стволами, с различным дебитом, при разных способах добычи нефти (ЭЦН, ШГН и фонтанном), при любых: плотности добываемой жидкости, вязкости и обводненности добываемой нефти, при добыче нефти из коллекторов с разной степенью проницаемости и любым пластовым давлением рекомендуется использовать предлагаемый способ подачи реагентов, который включает размещение камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, для размещения твердых реагентов разного направления действия (ингибиторов АСПВ, коррозии, солеотложения и образования эмульсий) в стволе скважины и растворение реагентов потоком добываемой жидкости через отверстия в теле камер, при этом верхние и нижние торцы камер заглушены, камеры соединены между собой посредством гибкого соединения, при этом отверстия в корпусе каждой камеры расположены под углом 30-150° к продольной оси камеры и выполнены в определенной ее части в зависимости от вида реагента, размещаемого в камере, дебита скважины и существующей проблемы в виде асфальтосмолопарафиновых отложений, солеотложения коррозии, образования высоковязких эмульсий, при этом отношение суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры выполнено равным 0,01-5, при этом при дебите скважины более 100 т/сут, отверстия выполнены только в средней части каждой камеры на расстоянии 1 м от торца, при этом длина перфорированной зоны составляет 1-3 м.

При дебите скважины до 100 т/сут отверстия выполнены в средней и нижней части каждой камеры. При размещении в камере твердого реагента для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений, соотношение суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры выполнено равным 0,1-5. При размещении в камере твердого реагента - ингибитора коррозии, солеотложения или образования эмульсии отношение площади поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры составляет 0,01-0,1, Перед размещением камер в стволе скважины дополнительно определяется существующая проблема (отложение АСПВ, коррозия, солеотложение или образование высоковязких эмульсий).

Таблица 1
Данные о защитном эффекте выносимого ингибитора АСПО после прохождения и смывания добываемой жидкостью Павловского месторождения (турнейская залежь) плотностью 0,917 г/см3; обводненностью 20% камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, с твердым ингибитором АСПО.
№ опыта	Форма отверстий	Зона перфорации			Угол наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры, °						Данные по предотвращению АСПО
											Отмыв пленки нефти, %/сек			Дисперсия, мм,			Налипание, %		Замазывание, %
1	2	3			4						5			6			7		8
1	щелевая	верх			20						50/180			0,1-7			60		70
2	щелевая	верх			30						50/180			0,1-7			50		50
3	щелевая	верх			90						50/180			0,1-7			50		50
4	щелевая	верх			150						50/180			0,1-7			50		50
5	щелевая	верх			160						50/180			0,1-7			60		70
6	щелевая	сред			20						50/180			0,1-7			60		50
7	щелевая	сред			30						50/180			0,1-7			50		30
8	щелевая	сред			90						50/180			0,1-7			50		30
9	щелевая	сред			150						50/180			0,1-7			50		30
10	щелевая	сред			160						50/180			0,1-7			60		50
11	щелевая	низ			20						50/180			0,1-7			50		30
12	щелевая	низ			30						50/180			0,1-7			40		25
13	щелевая	низ			90						50/180			0,1-7			40		25
14	щелевая	низ			150						50/180			0,1-7			40		25
15	щелевая	низ			160						50/180			0,1-7			50		25
16	щелевая	ср + низ			20						50/180			0,1-7			40		25
17	щелевая	ср + низ			30						50/180			0,1-5			40		30
18	щелевая	ср + низ			90						50/180			0,1-5			40		30
19	щелевая	ср + низ			150						50/180			0,1-5			40		30
20	щелевая	ср + низ			160						50/180			0,1-7			40		30
21	угловая	верх			20						50/180			0,1-7			50		30
22	угловая	верх			30						50/180			0,1-7			30		25
23	угловая	верх			90						50/180			0,1-7			30		25
24	угловая	верх			150						50/180			0,1-7			30		25
25	угловая	верх			160						50/180			0,1-7			50		30
26	угловая	сред			20						50/180			0,1-7			25		25
27	угловая	сред			30						50/180			0,1-5			20		25
28	угловая	сред			90						50/180			0,1-5			20		25
29	угловая	сред			150						50/180			0,1-5			20		25
30	угловая	сред			160						50/180			0,1-7			25		25
31	угловая	низ			20						50/180			0,1-7			30		25
32	угловая	низ			30						50/180			0,1-5			20		25
33	угловая	низ			90						50/180			0,1-5			20		25
34	угловая	низ			150						50/180			0,1-5			20		25
35	угловая	низ			160						50/180			0,1-7			25		25
36	угловая	ср + низ			20						50/180			0,1-5			25		25
37	угловая	ср + низ			30						70/180			0,1-5			20		25
38	угловая	ср + низ			90						70/180			0,1-5			20		25
39	угловая	ср + низ			150						70/180			0,1-5			20		25
40	угловая	ср + низ			160						50/180			0,1-5			25		25
41	овальная	верх			20						70/180			0,1-5			10		20
42	овальная	верх			30						70/180			0,1-3			8		10
43	овальная	верх			90						70/180			0,1-3			8		10
44	овальная	верх			150						70/180			0,1-3			8		10
45	овальная	верх			160						70/180			0,1-5			10		20
46	овальная	сред			20						70/60			0,1-3			10		10
47	овальная	сред			30						75/60			0,1-1			3		5
48	овальная	сред			90						75/60			0,1-1			3		5
49	овальная	сред			150						75/60			0,1-1			3		5
50	овальная	сред			160						75/60			0,1-3			10		10
51	овальная	низ			20						75/60			0,1-3			10		10
52	овальная	низ			30						75/60			0,1-1			3		5
53	овальная	низ			90						75/60			0,1-1			3		0
54	овальная	низ			150						75/60			0,1-1			3		0
55	овальная	низ			160						75/60			0,1-3			10		20
56	овальная	ср + низ			20						70/30			0,1-1			8		10
57	овальная	ср + низ			30						95/30			0,1-1			8		10
58	овальная	ср + низ			90						95/30			0,1-1			0		0
59	овальная	ср + низ			150						95/30			0,1-1			0		0
60	овальная	ср + низ			160						80/30			0,1-1			8		10
Таблица 2
Состав нефти, использованной при проведении испытаний
Нефть, месторождение (залежь)						Содержание в нефти, %
						Смолы				Асфальтены						Парафины
Павловское(турнейская)						22,98				6,16						3,83
Константиновское (бш)						4,25				0,34						5,67
Северо-камское (верей)						8,05				0,77						5,53
Злодаревское (ясноп)						7,13				5,04						3,1
Таблица 3
Состав попутно добываемых вод, использованных при проведении испытаний
Месторождение (залежь)			Содержание ионов, мг/л
			Cl				SO4		СО 3			Са			Mg			K+Na
Павловское (турнейская)			35492				929		498			6502			1086			15506
Константиновское (бш)			140131				265		157			15306			2982			67004
Северо-камское (верей)			53164				965		317			5727			1504			26490
Таблица 4
Состав асфальтосмолопарафиновых отложений с оборудования добывающих скважин
Месторождение (залежь)				Содержание в АСПО, %
				Асфальтены				парафины					смолы
Павловское (турнейская)				5,60				33,10					10,70

Таблица 5
Данные о концентрации фосфорсодержащего реагента в добываемой жидкости после прохождения и омывания ею камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, с твердым (гранулированным) ингибитором солеотложения.
№ опыта	Форма отверстий	Зона перфорации	Угол наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры,	Концентрация фосфорсодержащего реагента, мг/л
1	2	3	4	5
1	щелевая	верх	20	0,2
2	щелевая	верх	30	0,5
3	щелевая	верх	90	1,6
4	щелевая	верх	150	1,5
5	щелевая	верх	160	1,3
6	щелевая	сред	20	0,3
7	щелевая	сред	30	1,8
8	щелевая	сред	90	1,9
9	щелевая	сред	150	2,1
10	щелевая	сред	160	1,5
11	щелевая	низ	20	0,5
12	щелевая	низ	30	1,8
13	щелевая	низ	90	2,0
14	щелевая	низ	150	2,1
15	щелевая	низ	160	1,6
16	щелевая	ср + низ	20	0,8
17	щелевая	ср + низ	30	3,3
18	щелевая	ср + низ	90	3,4
19	щелевая	ср + низ	150	3,9
20	щелевая	ср + низ	160	2,8
21	угловая	верх	20	0,4
22	угловая	верх	30	0,7
23	угловая	верх	90	1,9
24	угловая	верх	150	1,7
25	угловая	верх	160	1,6
26	угловая	сред	20	0,6
27	угловая	сред	30	2,0
28	угловая	сред	90	2,1
29	угловая	сред	150	2,3
30	угловая	сред	160	1,7
31	угловая	низ	20	0,7
32	угловая	низ	30	2,1
33	угловая	низ	90	2,3
34	угловая	низ	150	2,4
35	угловая	низ	160	1,9
36	угловая	ср + низ	20	1,3
37	угловая	ср + низ	30	4,0
38	угловая	ср + низ	90	5,0
39	угловая	ср + низ	150	4,7
40	угловая	ср + низ	160	3,2
41	овальная	верх	20	8,4
42	овальная	верх	30	8,8
43	овальная	верх	90	10,9
44	овальная	верх	150	12,8
45	овальная	верх	160	9,9
46	овальная	сред	20	8,5
47	овальная	сред	30	9,0
48	овальная	сред	90	11,4
49	овальная	сред	150	12,5
50	овальная	сред	160	9,1
51	овальная	низ	20	8,6
52	овальная	низ	30	9,1
53	овальная	низ	90	11,6
54	овальная	низ	150	12,7
55	овальная	низ	160	9,5
56	овальная	ср + низ	20	14,7
57	овальная	ср + низ	30	16,2
58	овальная	ср + низ	90	18,9
59	овальная	ср + низ	150	21,6
60	овальная	ср + низ	160	17,9

Таблица 6
Данные о защитном эффекте выносимого Твердого (пастообразного) ингибитора коррозии после прохождения и смывания добываемой жидкостью камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения.
№ опыта	Форма отверстий	Зона перфорации	Угол наклона оси отверстий по отношению к продольной оси камеры, °	Данные по предотвращению коррозии, защитный эффект, %
1	2	3	4	5
1	щелевая	верх	20	50,14
2	щелевая	верх	30	50,19
3	щелевая	верх	90	50,26
4	щелевая	верх	150	50,21
5	щелевая	верх	160	50,15
6	щелевая	сред	20	55,28
7	щелевая	сред	30	57,03
8	щелевая	сред	90	67,09
9	щелевая	сред	150	67,12
10	щелевая	сред	160	66,00
11	щелевая	низ	20	65,91
12	щелевая	низ	30	70,84
13	щелевая	низ	90	71,05
14	щелевая	низ	150	70,93
15	щелевая	низ	160	66,03
16	щелевая	ср + низ	20	71,18
17	щелевая	ср + низ	30	72,17
18	щелевая	ср + низ	90	73,15
19	щелевая	ср + низ	150	70,07
20	щелевая	ср + низ	160	69,93
21	угловая	верх	20	70,04
22	угловая	верх	30	71,04
23	угловая	верх	90	72,18
24	угловая	верх	150	72,99
25	угловая	верх	160	70,15
26	угловая	сред	20	70,03
27	угловая	сред	30	72,10
28	угловая	сред	90	71,13
29	угловая	сред	150	71,15
30	угловая	сред	160	71,15
31	угловая	низ	20	71,09
32	угловая	низ	30	71,86
33	угловая	низ	90	72,01
34	угловая	низ	150	72,04
35	угловая	низ	160	71,11
36	угловая	ср + низ	20	72,17
37	угловая	ср + низ	30	71,97
38	угловая	ср + низ	90	71,63
39	угловая	ср + низ	150	71,18
40	угловая	ср + низ	160	71,09
41	овальная	верх	20	71,26
42	овальная	верх	30	72,01
43	овальная	верх	90	71,99
44	овальная	верх	150	71,96
45	овальная	верх	160	70,93
46	овальная	сред	20	72,01
47	овальная	сред	30	71,94
48	овальная	сред	90	71,89
49	овальная	сред	150	72,05
50	овальная	сред	160	71,98
51	овальная	низ	20	70,63
52	овальная	низ	30	71,64
53	овальная	низ	90	72,01
54	овальная	низ	150	71,14
55	овальная	низ	160	71,08
56	овальная	ср + низ	20	70,43
57	овальная	ср + низ	30	72,16
58	овальная	ср + низ	90	72,15
59	овальная	ср + низ	150	72,04
60	овальная	ср + низ	160	71,93

Таблица 7
Данные о концентрации фосфорсодержащего ингибитора солеотложения и защитном эффекте ингибиторов коррозии и АСПО в добываемой жидкости после прохождения и смывания ею камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, в зависимости от изменения отношения суммы площадей поперечного сечения отверстий, размещенных на 1 м длины камеры, к площади поперечного сечения камеры контейнера ( SО/SК).
№ оп	Проблема	Физическое состояние реагента	Плотн. добыв. жидк., г/см3	SО/SК	Эффективность ингибирования	Примечание
1	2	3	4	5	6	7
	солеотложние				Концентрация фосфорсодержащего ингибитора, мг/л
1	Солеотл.	твердый	0,812	0,005	0,08	Эффективная форма камер; форма отверстий - овальная; перфорация в средней и нижней части камер, угол наклона оси отверстий - 90°
2	Солеотл.	твердый	0,812	0,01	4,95
3	Солеотл.	твердый	0,812	0,1	5,73
4	Солеотл.	твердый	0,812	0,5	6,04
5	Солеотл.	твердый	0,812	1,0	7,96
6	Солеотл.	твердый	0,812	5,0	8,83
7	Солеотл.	твердый	0,812	6,0	9,75
8	Солеотл.	твердый	0,942	0,005	0,07
9	Солеотл.	твердый	0,942	0,01	2,05
10	Солеотл.	твердый	0,942	0,1	4,75
11	Солеотл.	твердый	0,942	0,5	5,05
12	Солеотл.	твердый	0,942	1,0	6,01
13	Солеотл.	твердый	0,942	5,0	6,89
14	Солеотл.	твердый	0,942	6,0	7,11
15	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,812	0,005	0,09	Эффективная форма камер: форма отверстий - угловая; перфорация в средней и нижней части камер, угол наклона оси отверстий - 90°
16	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,812	0,01	5,00
17	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,812	0,1	5,98
18	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,812	0,5	6,50
19	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,812	1,0	8,12
20	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,812	5,0	9,60
21	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,812	6,0	9,81
22	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,942	0,005	0,08
23	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,942	0,01	3,20
24	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,942	0,1	4,95
25	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,942	0,5	5,69
26	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,942	1,0	6,84
27	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,942	5,0	7,98
28	Солеотл.	Тверд.-гран.	0,942	6,0	9,01
	коррозия				Защитный эффект, %
29	коррозия	Тверд.-паст.	0,812	0,005	72	Эффективная форма камер: форма отверстий - щелевая; перфорация в средней и нижней части камер; угол наклона оси
30	коррозия	Тверд.-паст.	0,812	0,01	85
31	коррозия	Тверд.-паст.	0,812	0,1	85
32	коррозия	Тверд.-паст.	0,812	0,5	85
33	коррозия	Тверд.-паст.	0,812	1,0	85
34	коррозия	Тверд.-паст.	0,812	5,0	85
35	коррозия	Тверд.-паст.	0,812	6,0	85
36	коррозия	Тверд.-паст.	0,942	0,005	65
37	коррозия	Тверд.-паст.	0,942	0,01	74
38	коррозия	Тверд.-паст.	0,942	0,1	85	отверстий - 90°
39	коррозия	Тверд.-паст.	0,942	0,5	85
40	коррозия	Тверд.-паст.	0,942	1,0	85
41	коррозия	Тверд.-паст.	0,942	5,0	85
42	коррозия	Тверд.-паст.	0,942	6,0	85

	АСПО				Отмыв пленки нефти, %/сек	Диспер сия, мм	Налипание, %	Замазывание, %
43	АСПО	твердый	0,812	0,005	75/180	0,1-5	20	15	Эффективная форма камер: форма отверстий - овальная; перфорация в средней и нижней части камер; угол наклона оси отверстий - 90°
44	АСПО	твердый	0,812	0,01	75/60	0,1-1	0	10
45	АСПО	твердый	0,812	0,1	95/30	0,1-1	0	0
46	АСПО	твердый	0,812	0,5	95/30	0,1-1	0	0
47	АСПО	твердый	0,812	1,0	95/30	0,1-1	0	0
48	АСПО	твердый	0,812	5,0	95/30	0,1-1	0	0
49	АСПО	твердый	0,812	6,0	95/30	0,1-1	0	0
50	АСПО	твердый	0,942	0,005	70/180	0,1-7	25	25
51	АСПО	твердый	0,942	0,01	70/60	0,1-7	20	25
52	АСПО	твердый	0,942	0,1	80/30	0,1-5	5	10
53	АСПО	твердый	0,942	0,5	80/30	0,1-5	3	5
54	АСПО	твердый	0,942	1,0	80/30	0,1-3	3	0
55	АСПО	твердый	0,942	5,0	95/30	0,1-1	0	0
56	АСПО	твердый	0,942	6,0	95/30	0,1-1	0	0

Таблица 8
Вынос твердых ингибиторов АСПО и солеотложения из камер, соединенных между собой посредством гибкого соединения, в зависимости от дебита и обводненности добываемой жидкости.
№ оп.	Вид ингибит ора	Дебит, т/сутки	Обводненность, %	Перфорация	Эффективность ингибитора				Примечание
	АСПО, твердый				Отмыв, %/сек	Дисперсия, мм	Налипание, %	Замазывание, %
1		10	20	Верх	70/180	0,1-5	40	40	Эффективная форма камер: форма отверстий овальная, угол наклона оси отверстий 90°, SO/SК равно 0,01
2		10	20	Средина	70/60	0,1-5	40	30
3		10	20	Низ	75/60	0,1-3	3	2
4		10	20	Сред+низ	90/30	0,1-1	0	0
5		10	80	Верх	60/180	0,1-7	50	50
6		10	80	Средина	70/180	0,1-7	50	40
7		10	80	Низ	70/60	0,1-5	5	10
8		10	80	Сред+низ	80/30	0,1-1	0	0
9		100	20	Верх	70/60	0,1-5	30	25
10		100	20	Средина	90/30	0,1-1	0	0
11		100	20	Низ	80/30	0,1-3	2	3
12		100	20	Сред+низ	80/30	0,1-3	2	2
13		100	80	Верх	60/60	0,1-5	40	35
14		100	80	Средина	80/30	0,1-5	10	5
15		100	80	Низ	75/30	0,1-3	5	5
16		100	80	Сред+низ	90/30	0,1-1	0	0
17		110	20	Верх	80/60	0,1-3	20	20
18		110	20	Средина	90/30	0,1-1	0	0
19		110	20	Низ	85/30	0,1-5	5	5
20		110	20	Сред+низ	85/30	0,1-3	10	15
21		110	80	Верх	70/60	0,1-5	25	20
22		110	80	Средина	90/30	0,1-1	0	0
23		110	80	Низ	75/30	0,1-3	10	15
24		110	80	Сред+низ	75/30	0,1-3	15	20
	солеотложений, твердый				Концентрация фосфорсодержащего реагента, мг/л
25		10	20	Верх	0,50				Эффективная форма камер: форма отверстий овальная, угол наклона оси отверстий 90°, SО/SК равно 0,01
26		10	20	Средина	1,73
27		10	20	Низ	1,89
28		10	20	Сред+низ	4,95
29		10	80	Верх	1,02
30		10	80	Средина	1,96
31		10	80	Низ	2,03
32		10	80	Сред+низ	5,00
33		100	20	Верх	0,91
34		100	20	Средина	2,02
35		100	20	Низ	2,30
36		100	20	Сред+низ	5,00
37		100	80	Верх	1,05
38		100	80	Средина	5,00
39		100	80	Низ	5,26
40		100	80	Сред+низ	6,72
41		110	20	Верх	1,12
42		110	20	Средина	5,00
43		110	20	Низ	5,86
44		110	20	Сред+низ	6,93
45		110	80	Верх	1,96
46		110	80	Средина	5,00
47		110	80	Низ	5,94
48		110	80	Сред+низ	7,03