- •Реферат
- •Глава 1 Физико-химические основы кислотного воздействия на призабойную зону скважин
- •Глава 2 Пенокислотная обработка скважин
- •Глава 3 Обработка скважин грязевой кислотой
- •Глава 4Термохимическая и термокислотная обработки
- •Глава 5 Технология обработок глинокислотой
- •Глава 6 Ингибиторы коррозии
- •Глава 7 Поверхностно-активные вещества (пав)
- •Глава 8 Органические растворители
- •Глава 9 Обработка скважины
Глава 7 Поверхностно-активные вещества (пав)
При описании ингибиторов коррозии были рассмотрены некоторые ПАВ (катапин-А, марвелан-К(О), но только как реагенты, используемые для борьбы с износом оборудования. Добавка этих ПАВ в определенной концентрации к кислотным растворам обеспечивает повышение эффективности обработок скважины. При этом желательно, чтобы одно и то же ПАВ служило и целям увеличения производительности скважин и для защиты металла.
ПАВ являются высокоэффективными добавками при всех кислотных обработках нефтяных и нагнетательных скважин с любыми видами коллекторов. Рекомендуются в качестве добавок к кислотным растворам следующие ПАВ.
При обработках нефтяных скважин целесообразнее всего применять катионоактивные ПАВ. Снижение поверхностного натяжения на границе «нефть — отработанная кислота» за счет ПАВ и гидрофобизации поверхности пород обеспечивают дополнительный прирост добычи нефти сверх того количества, которое получается за счет действия кислоты. Учитывая потерю части ПАВ при движении кислоты в пласте вследствие адсорбции их на поверхности пород, следует в головную часть раствора (1/2 общего объема) кислоты добавлять увеличенное количество ПАВ, а остальное — во вторую половину. При этом упомянутые ПАВ выполняют также роль ингибиторов.[1]
Глава 8 Органические растворители
Отложения органических масс (парафи новые, парафино-смолистые, асфальтено смолистые и др.) в трубах, на забое v в поровом пространстве призабойной зонц затрудняют производство кислотных обработок. Такие отложения необходимо растворять соответствующим растворителем. Преобладающим компонентом в отложениях чаще всего бывают твердые парафины или асфальтены. Для отложений парафинистого типа можно использовать керосин, растворяющий в 1 м3 до 200 кг парафина и столько же и более смол. Для асфальтеновых отложений экономично применять в качестве растворителя «бензольную головку нефтяную» (ТУ 342—53) или «бензол сырой, фракционный выработки второй» (ТУК 12—53). Эта материалы хорошо растворяют не только асфальтены, но и парафины, и смолы. Кроме того, на предприятиях нефтехимии, которые размещены во всех районах большой нефтедобычи, всегда можно подобрать универсальные растворители парафина, асфальтенов и смол из полупродуктов и отходных материалов, например таких, как адсорбент и пентан.
Магний металлический. Металлический магний используется при производстве термохимических обработок скважин.
При растворении магния в соляной кислоте происходит выделение тепла (18,8 МДж на 1 кг растворенного магния), за счет которого и нагревается основная часть кислотного раствора до необходимой температуры 80-г- 100° С).
Товарный магний первичный в чушках (ГОСТ 804—49) марки МГ-1 содержит не менее 99,9% магния, что вполне удовлетворяет требования технологии процесса. Масса чушки около 7,5 кг при наибольшем размере в сечении 150 мм и около 2,5 кг при наибольшем размере в сечении 85 мм. При отсутствии металлического магния можно использовать один из литейных сплавов его (электроны) с наименьшим содержанием алюминия, например электрон МЛ-2, МЛ-3 или МА-1.[4]