Введение к работе
з
АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ Интенсивное выпадение асфаль-тосмолопарафиновых отложений (АСПО) в стволе скважин наблюдается на многих месторождениях в течение всех периодов разработки. Это приводит к сокращению межремонтного периода работы и уменьшению дебитов скважин. Применение растворителей для удаления АСПО является одним из наиболее известных и распространенных направлений борьбы с подобным осложнением. Несмотря на значительный объем теоретических и практических разработок по депарафинизации скважин, в промысловых условиях не всегда удается достичь положительных результатов. В связи с этим важной и актуальной является задача индивидуального подбора отмывающих составов для удаления АСПО в скважинах. С целью сокращения расходов на проведение обработок скважин растворителем необходим поиск недорогих отмывающих составов на основе сырья местных производств с небольшими добавками реагентов, повышающих эффективность удаления АСПО. Существующие методы подбора реагентов трудно использовать на практике из-за большой продолжительности исследований. В связи с этим актуальна разработка более доступного способа предварительной оценки эффективности реагента. С целью обоснования эффективной технологии обработки скважин необходима разработка математической модели отмыва отложений растворителем.
ЦЕЛЬ РАБОТЫ Повышение эффективности отмыва органических отложений в скважинах композициями растворителей на базе реагентов местных производств и совершенствование технологии удаления АСПО на основе экспериментальных исследований и математического моделирования.
-
Разработка экспресс-методов подбора эффективных композиций растворителей и оценки полноты удаления АСПО.
-
Улучшение отмывающих свойств растворителей АСПО на базе реагентов местных производств.
-
Выявление факторов, ухудшающих отмыв АСПО при использовании растворителей в скважинных условиях.
-
Разработка математической модели отмыва АСПО с целью обоснования эффективной технологии применения растворителей на скважинах.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ При решении поставленных задач использованы результаты лабораторных и промысловых экспериментов по изучению отмывающего действия композиций реагентов с использованием апробированных надежных методов и высокоточных приборов; методы математического моделирования процесса отмыва; численные методы решения системы нелинейных дифференциальных уравнений, статистические методы при обработке результатов лабораторных экспериментов и идентификации отмыва твердых органических отложений.
1. Показано, что ускорение подбора эффективных композиций
растворителей возможно путем оценки диспергирующей способности
растворителей по отношению к ассоциатам асфальтенов.
-
Установлено улучшение отмывающего действия углеводородного растворителя при малых добавках растворителей асфальтенов.
-
Выявлена область концентраций нефти в растворителе, в которой ухудшаются отмывающие свойства реагентов.
4. Разработана математическая модель отмыва АСПО органическими растворителями и обоснована эффективная область применения технологии удаления АСПО с использованием предлагаемой композиции растворителей.
-
Разработан и внедрен фотоколориметрический экспресс-метод подбора эффективных композиций растворителей АСПО.
-
Предложен и внедрен эффективный состав на основе реагента местных производств с малой добавкой растворителя асфальтенов для отмыва АСПО с поверхности глубиннонасосного оборудования скважин - композиция соляродистиллятной смеси с 0,1% 4,4-диметил-1,3-диоксана.
-
Разработана и внедрена методика обоснования параметров технологии промывки скважины растворителем с малой репрессией на продуктивный пласт, а также инструкция по применению технологии удаления АСПО в скважинах предлагаемой композицией. Промысловые испытания композиции растворителей и вариантов технологии на скважинах НГДУ "Альметьевнефть" показали улучшение полноты очистки глубиннонасосного оборудования от АСПО.
-
Разработан и внедрен способ оценки полноты отмыва АСПО с поверхности глубиннонасосного оборудования по снижению гидравлических потерь в процессе обработки скважины.
АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ Основные положения работы обсуждены и одобрены на XLIV научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Башкирии (Уфа, 1993г.), XLV научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Башкирии (Уфа, 1994г.), 1-ой научной конференции молодых ученых-физиков Республики Башкортостан (Уфа, 1994г.), XLVI научно-
технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Башкирии (Уфа, 1995г.), конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности" (Москва, 1995г.), XLVII научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Башкирии (Уфа, 1996г.), семинаре по теме: "Современные достижения в области разработки газовых и нефтяных месторождений" на выставке "Нефть. Газ - 96" (Уфа, 1996г.), семинаре-дискуссии по проблеме первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин (Уфа, 1996г.), на семинаре-выставке Таз - нефть 97" по проблемам бурения скважин, разработки нефтяных и газовых месторождений и эксплуатации газонефтепромыслового оборудования (Уфа, 1997г.), на XLVIII научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Башкирии (Уфа, 1997г.).
ПУБЛИКАЦИИ По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, в том числе 4 работы без соавторов.
ОБЪЕМ РАБОТЫ Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка использованных источников, приложений и изложена на 166 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков, 29 таблиц и 5 приложений. Список использованных источников включает 211 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность и признательность доктору технических наук, профессору З.А.Хабибуллину, доцентам В.И.Васильеву, В.И.Павлюченко, Ю.В.Калиновскому и другим сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатно-нефтяных месторождений за советы и консультации, полученные при обсуждении результатов диссертации, а также работникам НГДУ
7 "Альметьевнефть", оказавшим неоценимую помощь в проведении промысловых испытаний.
ВО ВВЕДЕНИИ содержится общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, сформулированы цель и задачи исследований, приведены основные результаты, научные положения и выводы, выносимые на защиту.
В ПЕРВОМ РАЗДЕЛЕ выполнен анализ теоретических исследований, лабораторных и промысловых работ в области физико-химических методов борьбы с АСПО в нефтяных скважинах.
В настоящее время существует широкий спектр растворителей и их композиций для удаления АСПО в скважинах. Это отражено в трудах многих отечественных и зарубежных авторов. Важный вклад в решение проблемы борьбы с АСПО с использованием растворителей внесли Аб-рамзон А.А., Бабалян Г.А., Биккулов А.З., Богданов Н.Ф., Головко С.Н., Доломатов М.Ю., Комиссаров А.И., Кулиджанов Ю.Я., Лысова Г.В., Лю-шин С.Ф., Мазепа БА, Нежевенко В.Ф., Некозырева Т.Н., Непримеров Н.Н., Пагуба A.M., Переверзев А.Н., Рагулин В.А., Ревизский Ю.В., Сая-хов Ф.Л., Сизая В.В., Таюшева Н. И., Требин Г.Ф., Тронов В.П., Хабибул-лин З.А., Черножуков Н.И., Шамрай Ю.В. и др.
Для удаления АСПО в скважинах используется большой объем дорогостоящих растворителей. С целью сокращения расходов на проведение обработок скважин необходим поиск недорогих, недефицитных и высокоэффективных композиций на основе сырья местных производств с небольшой добавкой растворителей асфальтеновых компонентов отложений. Теоретические основы растворения многокомпонентных систем сложного состава, в частности, АСПО и интерпретации результатов исследований пока разработаны недостаточно полно. Критерии подбора растворителей АСПО не являются универсальными, и эффективность реагентов нуждается в проверке в лабораторных и промысловых уело-
8 виях. На эффективность удаления отложений в скважине оказывают значительное влияние технологические параметры процесса отмыва. Моделирование в лабораторных экспериментах реальных условий для прогнозирования качества очистки скважинного оборудования от АСПО представляет собой продолжительный и трудоемкий процесс. Разработанные экспресс-методы подбора реагентов не всегда доступны для применения в промысловых условиях, поскольку требуют специальное оборудование либо недостаточно эффективны. Кинетика растворения АСПО, согласно существующим математическим моделям, описывается экспоненциальными зависимостями, что не всегда отражает действительность. При подборе растворителей часто не учитывается возможность реализации этих условий при проведении работ на скважинах.
В заключении раздела обоснован круг вопросов, рассмотренных в диссертации.
ВТОРОЙ РАЗДЕЛ посвящен поиску недорогих и недефицитных составов на основе углеводородного сырья местных производств с небольшими добавками для улучшения отмывающего действия реагентов и разработке экспресс-метода подбора эффективных растворителей.
Подбор композиций реагентов и обоснование условий их эффективного применения выполнены для АСПО различного состава, отобранных из скважин НГДУ "Альметьевнефть". Характеристики образцов АСПО приведены в табл.1. АСПО скв. 16496 относится к парафиновому типу, а отложения скв. 20868 - к асфальтеновому.
Для изучения растворяющей способности композиций растворителей при смешивании их с нефтью в скважине проведены специальные лабораторные эксперименты. При этом выбор нефтей обусловлен стремлением широкого охвата свойств и состава нефтей, добываемых на месторождениях. Сведения о свойствах и составе нефтей, отобранных из скважин НГДУ "Альметьевнефть", приведены в табл.2.
Таблица 1 Характеристики АСПО
Таблица 2 Характеристики нефтей
Плотность при 20С, кг/м3
Динамическая вязкость при 20С, мПа»с
В качестве основного компонента композиций для лабораторных экспериментов выбрана соляродистиллятная смесь (СДС) - соляро-керосино-бензиновая фракция процесса стабилизации девонской нефти в НГДУ "Альметьевнефть" , отобранной с 6-7-ой тарелок колонны t„,n = 120 - 130С. Это бесцветная прозрачная жидкость, углеводородный состав которой колеблется в следующих пределах: пропан 1.34 -г 2.68%; изобутан 1.83 н- 8,45%; н-бутан 8,25 + 8,95%; изопентан 6.34 + 13,14%; н-пентан 8,5 ч-16.75%; гексан+выше 51,37 ч- 72.32 %.
С целью усиления диспергирующего и растворяющего эффекта СДС использованы реагенты с более, высокой полярностью:
4,4 -диметип - 1,3 диоксан (ДМД) - индивидуальное углеводородное соединение класса ацетапей;
бутилбензольная фракция (ББФ) - смесь алкилзамещенных ароматических углеводородов, вырабатывается как побочный продукт при производстве шопропилбензола.
Для изучения растворяющей способности по отношению к АСПО и отмывающего действия реагентов в динамических условиях выбран весовой способ определения отмывающей способности реагентов. Через некоторые промежутки времени отмыва измеряется относительная масса образца АСПО - отношение текущей его массы к начальной. Преимущества способа заключаются в сохранении структуры отложений, возможности исследования образцов АСПО различной толщины, варьирования скорости потока, температуры эксперимента и других влияющих на процесс отмыва параметров, а также в возможности визуального наблюдения за отмывом отложений.
Лабораторными экспериментами определены условия применения растворителей местных производств, получаемых при подготовке нефти. На примере СДС выявлено влияние на эффективность отмыва органических отложений соотношения объемов АСПО и растворителя, температуры и содержания нефти в реагенте. Показана низкая эффективность удаления соляродистилпятной смесью отложений с преобладанием асфальтеновой составляющей.
Смешивание растворителя с нефтью ухудшает эффективность отмыва АСПО, особенно в случаях повышенного содержания в составе нефти асфальтеносмолистых компонентов. Негативное действие нефти на отмывающие свойства растворителя усиливается при отмыве АСПО асфальтенового типа. При этом масса АСПО увеличивается за счет со-любилизации растворителя и набухания асфапьтенов. На рис. 1 пред-
II ставлены результаты определения эффективности отмыва органических отложений скв. 20868 соляродистиллятной смесью в присутствии нефти скв. 11311. Показано, что при массовой концентрации нефти в растворителе от 20% и выше отмывающие свойства СДС ухудшаются в значительной степени. При содержании нефти в растворителе 60% набухание АСПО происходит в течении трех часов и лишь после этого отмечается отмыв отложений.
Продолжительность отмыва, мин Рис.1. Динамика отмыва АСПО скв. 20868 смесью СДС с нефтью скз. 11311 при массовом содержании нефти, %:
—~0 -»-5 -й-10 -х-20 -+-60
Процедура подбора растворителей определением их отмывающей способности достаточно продолжительна. Отмыв АСПО растворяющим агентом в динамических услозиях происходит под влиянием совокупности различных факторов, в том числе взаимопроникновения (диффузии) АСПО и растворителя, конвективного массообмена между ними, механического разрушения твердых отложений потоком растворителя за счет касательных напряжений, создаваемых гидродинамическими тангенциальными силами. Одно из явлений, имеющих при этом место, -диспергирование укрупненных частиц асфальтенов. Этот факт позволяет выдвинуть предположение о том, что существует взаимосвязь между диспергирующей и отмывающей способностью реагента. Для ускорения
12 подбора эффективных композиций предложен фотоколориметрический экспресс-метод, основанный на оценке диспергирующего действия композиций растворителей на ассоциаты нефтяных асфальтенов.
На основе анализа результатов измерений оптической плотности нефтяных растворов выявлены области малых концентраций добавочных реагентов в композиции, способствующих значительному диспергированию ассоциатов асфальтенов в нефтяных растворах. Наиболее высокие значения оптической плотности нефтяных растворов в композициях соляродистиллятной смеси с ДМД оказались при массовой концентрации добавки (0,1...1)%. в композициях с ББФ - при массовой концентрации ББФ в композиции (0,1...5)%.
Композиции реагентов с высоким диспергирующим эффектом по отношению к ассоциатам нефтяных асфальтенов протестированы на отмывающую способность. Показана высокая эффективность отмыва ими АСПО различного типа. Обнаружена корреляционная связь между оптической плотностью нефтяных растворов и эффективностью отмыва АСПО композициями растворителей. Результаты сопоставления диспергирующей способности композиций СДС с ДМД и эффективности отмыва АСПО этими композициями для нефти с высоким содержанием асфальтеносмолистых веществ и АСПО асфальтенового основания представлены на рис. 2.
Коэффициент корреляции значений оптической плотности и относительной массы АСПО в этом случае равен 0,923. Удовлетворительные результаты прослеживаются и по другим исследованным композициям. Данные этого цикла лабораторных исследований свидетельствуют о возможности применения для ускорения подбора эффективных растворителей АСПО фотоколориметрического метода.
0.500 -,
о
I 0.475--
о
= 0.450 --
с;
1 0.425 --
I 0.400--
О 0
Относительная масса АСПО
0.8
Рис. 2. Сопоставление значений оптической плотности раствора нефти скв.11311 и эффективности отмыва АСПО скв.20868 в композиции
СДС с ДМД
Важный практический интерес представляют выявленные лабораторными исследованиями композиции на основе недорогого и недефицитного растворителя местных производств (СДС) с малыми добавками других реагентов, существенно улучшающих отмыв АСПО как асфаль-тенового, так парафинового типа (ДМД и ББФ).
На рис. 3 приведены кривые эффективности отмыва АСПО скв. 16496 при различных концентрациях 4,4-диметил-1,3-диоксана в соля-родистиллятной смеси. Из рисунка следует, что при содержании ДМД в СДС в количестве 0,1% отмечается высокая эффективность отмыва АСПО. В лабораторных экспериментах с АСПО скв. 20868 композиция СДС с 0,1% ДМД также показала высокую отмывающую способность.
В ТРЕТЬЕМ РАЗДЕЛЕ разработана математическая модель отмыва АСПО с использованием органических растворителей для обоснования технологических параметров их удаления в скважинах. В модели учтены процессы образования на поверхности отложений при контакте с растворителем межфазного продукта (МФП) и конвективной диффузии его с поверхности в раствор.
Массовая концентрация ДМД, %
Рис. 3. Зависимость эффективности отмыва АСПО
скв. 16496 от концентрации ДМД.
Продолжительность отмыва, мин:
-«-15-—30
Динамика отмыва отложений определяется соотношением скоростей протекания этих процессов. При малых скоростях диффузии МФП в начале процесса массобмена происходит увеличение массы навески АСПО.
Скорость образования МФП пропорциональна массам растворителя и АСПО. Скорость его диффузии сквозь диффузионный слой в раствор определяется законом Фика. Нами получена система уравнений, описывающих динамику масс навески и исходного АСПО:
J .(І-а^ГтМ-а^-т^'рЯ-АзІУ-в.^І-^І-п.-^у-т))), (1)
f=**{«?n-4fy-mf>Y»,
(2)
при начальном условии:
"t=0 = mt=0 = 1'
(3)
Значения параметров системы Аь а2, А3, а4 связаны с физическими величинами, определяющими скорость отмыва АСПО, следующими соотношениями:
(4)
(5) (6)
(7)
RqC а
В формулах (1) - (7) использованы следующие обозначения: а -массовая доля АСПО в межфазном продукте; у - относительная масса навески; m - относительная масса исходного АСПО; С' - концентрация насыщения АСПО в растворителе; к - константа скорости процесса; 5Г -толщина слоя растворителя в одну молекулу вокруг отмываемого образца; b - доля поверхности образующегося продукта, контактирующего с исходным веществом; (5 - коэффициент, учитывающий форму образца АСПО; D и S - коэффициент диффузии и толщина диффузионного слоя МФП; MQ и R0 - начальная масса АСПО и растворителя, соответственно; Рх, Рг, Рт - плотности МФП, растворителя и исходного образца АСПО, соответственно.
Физические константы, входящие в параметры кинетических уравнений, тесно связаны с температурой, вязкостью, плотностью, скоростью прокачки растворителя, природой АСПО и растворителя. Этот факт использован при оценке достоверности описания моделью реальной картины отмыва органических отложений. Методом градиентного спуска произведен расчет параметров кинетической модели отмыва АСПО при различных температурах, результаты которого представлены в табл.3. Из таблицы видно, что наблюдается определенная тенденция изменения параметров в зависимости от температуры. Сопоставлением
)6 отношений физических констант процесса отмыва при различных температурах, полученных на основе параметров кинетической модели и по известным теоретическим зависимостям, показано, что они имеют близкие значения.
Таблица 3 Параметры кинетической модели отмыва АСПО скв. 16496 в СДС в зависимости от температуры
На рис. 4 представлена расчетная кривая отмыва АСПО скв.1649Є соляродистиллятной смесью при температуре 17С.
? О
с о
і- ^-
s га
о о
о о
і га
К.
1.2 і 0.9 0.6 0.3
—t— 100
Продолжительность отмыва, мин
Рис. 4. Динамика отмыва АСПО скв.16496 в СДС
при 17 град. С:
-теоретические данные,
экспериментальные данные
Точки соответствуют экспериментальным данным. Из рисунка видно, что наблюдается удовлетворительная сходимость расчетных и экспериментальных значений.
В работе также приведены данные о влиянии концентрации нефти в растворителе на параметры модели. Сопоставление расчетных и экспериментальных данных также показало близость этих значений.
Вышеизложенное позволяет использовать кинетические уравнения для прогнозирования эффективности отмыва в тех или иных условиях при выборе технологии отмыва АСПО в скважинах. В случае, когда известны физические величины, входящие в константы модели, кинетическую кривую отмыва АСПО можно получить без предварительных лабораторных экспериментов. При известной зависимости коэффициентов модели от, например, концентрации нефти в растворителе, по формулам (1) - (7) можно рассчитать динамику отмыва АСПО. Это значительно сокращает объем лабораторных исследований.
ЧЕТВЕРТЫЙ РАЗДЕЛ посвящен обоснованию эффективных вариантов технологии очистки глубиннонасосного оборудования скважин от АСПО композицией СДС с 0,1% ДМД. Испытания этой композиции проводили на скважинах НГДУ "Альметьевнефть" АО Татнефть.
Заполнение затрубного пространства реагентом сопровождается увеличением давления на забое скважины. После заполнения растворителем затрубного пространства и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и прекращения закачки при работающем глубинном насосе уровень жидкости в затрубном пространстве понижается. В случае снижения давления динамического столба жидкости на забой ниже пластового начинается приток пластового флюида. Увеличение доли нефти в растворителе снижает эффективность отмыва АСПО. При отсутствии притока жидкости в скважину растворитель, вытесняя нефть из затрубного пространства в колонну НКТ, перемешивается с нею. Показано, что при откачке растворителя глубинным насосом в лифтовых трубах образует-
ся большая зона перемешивания растворителя с нефтью, находящейся в скважине.
Закачка реагента насосным агрегатом, ввиду развитого турбулентного режима течения жидкости, обеспечивает незначительную (2% от длины колонны НКТ) зону смеси.
Фактор смесеобразования необходимо учитывать при обосновании объема растворителя для отмыва скважин от АСПО. В среднем, для отзыва с поверхности глубиннонасосного оборудования скважин девонских отложений в условиях НГДУ "Альметьевнефть" требуется около 15 м3 растворителя. Прокачку такого объема растворителя через колонну НКТ необходимо осуществлять при турбулентном режиме. С учетом этого количество закачиваемой агрегатом жидкости складывается из потребного объема растворителя и объема жидкости для продавки его по затрубному пространству и колонне НКТ к устью. Для продавки может быть использован как сам растворитель, так и более доступные жидкости, например, нефть.
При проведении промывок скважин необходимо избегать отрицательного влияния репрессии на пласт и возможной кольматации пород призабойной зоны продуктивного пласта. С целью обеспечения малогс противодавления на пласт предварительный отбор скважин для удаления АСПО закачкой растворителя осуществлен по величине забойногс давления, создающегося после заполнения затрубного пространства рабочей жидкостью. Для промысловых испытаний композиции СДС с 0,1% ДМД выбраны четыре скважины с пластовым давлением, превышающим забойное после заполнения скважины растворителем (скв. 48 5800, 14789, 21312) и две скважины с незначительной репрессией нг продуктивный пласт после заполнения скважины растворителем (скв. 5993 и 10124).
- Для оценки величины репрессии разработана "Методика обоснования параметров закачки растворителя в скважину насосным агрегатої;
19 с целью очистки глубиннонасосного оборудования от АСПО", внедренная в НГДУ "Альметьевнефть". Расчет параметров, без учета смешивания реагента с пластовым флюидом, произведен для следующих этапов:
1. Закачка растворителя для заполнения затрубного пространства скважины.
2.. Вытеснение нефти из затрубного пространства - до подхода уровня растворителя к приему насоса.
3. Вытеснение пластовой жидкости из колонны - до момента поднятия растворителя по лифтовым трубам к устью.
Оказалось, что при производительности промывочного агрегата 4*10"3 м3/с репрессия на пласт высока уже при степени запарафинивания 50%. При производительности насоса 2*10'3 м3/с и степени запарафинивания колонны НКТ до 75% репрессия на продуктивный пласт оказывается приемлемой, в то же время обеспечивается турбулентный режим течения жидкости.
Динамика давления на выкиде насосного промывочного агрегата в зависимости от производительности и толщины отложений на поверхности колонны НКТ позволяет прогнозировать степень отмыва отложений при условии сохранения производительности насоса неизменной. С изменением степени отмыва от 0 до 1 давление закачки в конце обработки уменьшается: при первоначальной степени запарафинивания лифтовых труб 50% - в 1.14...1.71 раза; при 75% - в 1.31...3.07 раза; 90% - в 1.55...4.64 раза. Расчет степени отмыва АСПО в зависимости от давления на выкиде насосного агрегата приведен в "Инструкции по применению технологии обработки скважин композицией СДС с 0.1% ДМД с целью удаления АСПО".
Сопоставление расчетных и фактических параметров технологии удаления АСПО на скв. 14789 представлено на рис. 5.
Этап обработки
Рис. 5. Динамика давления закачки растворителя в
скв. 14789 при первоначальном запарафинивании
проходного сечения НКТ 75%.
Степень отмыва в конце обработки, %:
-*—0 * -20
Ж-> 40 -—100
-10 -30 -75 промысловые данные
Эти данные свидетельствуют об удовлетворительной сходимости результатов. Из рис. 5 следует, что на скв. 14789 к концу обработки достигнута степень отмыва поверхности колонны НКТ от АСПО около 40%. Кроме того, для контроля качества депарафинизации снимали динамо-граммы при помощи комплексной системы исследования работы скважин "Анализатор" американской компании "Echometer". Расшифровка и анализ этих динамограмм подтвердили, что после депарафинизации глубиннонасосного оборудования предложенной композицией произошло снижение нагрузки на штанги. Это свидетельствует об отмыве АСПС с поверхности колонны НКТ и штанг, и, как следствие, снижении гидравлических сопротивлений за счет увеличения проходного сечения. Расчет степени отмыва органических отложений в зависимости от давления на выкиде насосного агрегата может быть рекомендован в качестве экс-
21 пресс-метода предварительной оценки эффективности проведенной очистки.
На основе промысловых испытаний для обработки композицией СДС с 0,1% ДМД скважин, оборудованных штанговыми насосами, рекомендуются следующие варианты обратной промывки при помощи насосного агрегата:
закачка композиции реагентов в объеме затрубного пространства и НКТ с последующим выпуском жидкости из лифтовых труб в промысловый коллектор либо с непродолжительной остановкой скважины на реагирование (3 часа);
закачка растворителя в затрубное пространство с дальнейшим продавливанием его нефтью по колонне НКТ.
Испытания композиции СДС с 0,1% ДМД в промысловых условиях по обоим вариантам подтвердили высокую эффективность технологии удаления АСПО.
Результаты лабораторных и промысловых испытаний технологии обработки скважин композицией СДС с 0,1% ДМД легли в основу "Инструкции по применению технологии обработки скважин композицией СДС с 0.1% ДМД с целью удаления АСПО".
