Cтраница 3
Гипотезы продолжают возникать одна за другой и последняя из них ( адсорбционная) предложена Г. А. Бабаляном [9] в 1965 г., который совершенно справедливо отмечает, что физико-химические исследования процесса отложения парафина находятся в ранней стадии своего развития. Этому вопросу уделялось до сих пор мало внимания, хотя ясное представление о механизме явлений и изыскание наиболее рациональных путей борьбы с отложениями парафина во многом зависят от степени его разработанности. Рассматривая приведенные выше точки зрения различных авторов на механизм формирования смоло-парафиновых отложений, нетрудно заметить, что с небольшими отклонениями все они группируются вокруг трех основных направлений. Первая, наиболее многочисленная группа авторов считает, что в отложениях парафина участвуют именно те кристаллы и их скопления, которые возникли в нефти и затем приклеились к стенкам оборудования. Вторая группа признает особую роль газовых пузырьков. Третья группа считает, что отложения возникают за счет кристаллов парафина, выросших непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности, а также кристаллов, которые могли войти в состав отложений чисто механически. [31]
После возникновения первого, чрезвычайно тонкого слоя смоло-парафиновых отложений на поверхности оборудования дальнейшее их накопление и рост происходят по схеме парафин но парафину. Естественно, что этот процесс в значительной мере регулируется возможностью слипания кристаллов, взвешенных в объеме нефти, и теми из них, которые выросли на поверхности. Другими словами, низкая агрегативная устойчивость означает не только формирование крупных комплексов в самом потоке, но и является одним из факторов, обусловливающих возможность накопления смоло-парафиновых отложений за счет кристаллов, взвешенных в потоке нефти. [32]
Тепловые методы воздействия на призабойиую зону применяют при эксплуатации скважин, дающих парафинистые и смолистые нефти. Призабойиую зону прогревают горячей нефтью, а также термохимическими способами обработки скважин. В последнее время удаление смоло-парафиновых отложений в призабойной зоне скважин успешно происходит при закачке в пласт нестабильного конденсата, который растворяет смоло-парафиновые отложения, которые затем вместе с конденсатом выносятся па поверхность. [33]
Учитывая недостаточную обоснованность фактами своей теории, автор далее отмечает, что выведенный механизм появления парафиновых отложений является, однако, лишь наиболее вероятным, объясняющим некоторые факты, известные в нефтепромысловой практике и нуждается в дальнейшей серьезной доработке. Далее автор отмечает, что конкретных сведений о механизме выпадения и отложения парафина все-таки нет. Тем не менее, развивая дальше свою теорию и определяя особую роль газовых пузырьков в этом процессе, II. Непримеров пишет [50], что смоло-парафиновые отложения на лифтовых трубах появляются с первого момента возникновения твердой фазы в потоке. В свободном состоянии твердая фаза в потоке отсутствует, весь парафин флотируется разовыми пузырьками. [34]
Тепловые методы воздействия на призабойиую зону применяют при эксплуатации скважин, дающих парафинистые и смолистые нефти. Призабойиую зону прогревают горячей нефтью, а также термохимическими способами обработки скважин. В последнее время удаление смоло-парафиновых отложений в призабойной зоне скважин успешно происходит при закачке в пласт нестабильного конденсата, который растворяет смоло-парафиновые отложения, которые затем вместе с конденсатом выносятся па поверхность. [35]
Область значений всех генов G унифицирована - [0...7], что обеспечивает возможность применения операторов генетических алгоритмов между ними. Размерность кода зависит от требуемой точности оценки диагностируемых параметров. Значение кода G определяет количественную оценку осложнения, которая может быть пропорциональной или прогрессивной. Пропорциональное кодирование целесообразно применять для водных и газовоздушных скоплений. Прогрессивное - более предпочтительно для фаззификации утечек, смоло-парафиновых отложений, скоплений грата, деформаций труб и пр. [36]
Вибровоздействие и технология его проведения должны быть предварительно обоснованы анализом геологопромыслового и кернового материала и геофизических исследований. Для выбора наиболее эффективного метода воздействия нужно знать причины уменьшения продуктивности скважин. Особое внимание должно быть уделено водочувствительным минералам, которые содержатся в продуктивном пласте. Такие минералы могут при контакте с водой разрушаться или набухать. Причинами ухудшения фильтрационных свойств пород могут быть также отложения в призабой-ной зоне солей, смоло-парафиновых отложений. Гидродинамические методы исследования скважин могут быть полезны для выяснения состояния призабойной зоны скважины. Данные исследований используются при выборе рабочей жидкости для вибровоздействия. [37]
Как отмечалось ранее, ограничение притока воды при цементировании достигается в большинстве скважин за счет отключения обводненных пластов или пропластков. В скважинах, изолированных гипаном, улучшение показателей работы является результатом селективного закупоривания путей водопритоков в обводненных пластах, где полностью исключена возможность увеличения дебита нефти за счет подключения новых пластов. Они могут быть еще выше, если при анализе исключить случаи необоснованного применения гипана в скважинах, обводненных пресной водой. Нельзя считать совершенными разработанные технологические схемы перед закачиванием тампонирующей смеси хотя бы потому, что в них не предусматриваются меры по очистке призабойной зоны от смоло-парафиновых отложений и других веществ, осаждающихся в процессе освоения и эксплуатации скважин. Несмотря на имеющиеся недостатки, селективный способ изоляции, основанный на использовании гипана, позволяет извлечь дополнительно нефть из обводненных скважин без бурения новых скважин и снизить стоимость ремонтных работ. [38]