Cтраница 1
Парафинистое вещество было открыто в крек шг-остатках Оклахомской нефти [178], но так как парафины лег о крекируются, то возникает вопрос, не было ли это вещество в действительности твердым нафтеном или ароматическим соединением. [1]
Определим предельно допустимый объем парафинистых веществ в трубах для каждой схемы. [2]
В этом случае самое мощное отложение парафинистых веществ приходится на глубине 1 / 3 от устья скважины. Начало координат поместим на этой глубине. [3]
При эксплуатации девонских скважин на Туймазинском месторождении происходит отложение парафинистых веществ на стенках насосно-компрессорных труб, что приводит со временем к снижению дебита скважин и даже прекращению подачи. Сравнительно малодебитные скважины, работающие штанговыми глубинными насосами, очищаются от парафиновых отложений путем периодической промывки горячей нефтью. [4]
Нафтеновые и ароматические нефти менее реакционноспособны в этом отношении, но больше, чем парафинистые вещества. [5]
Температура насыщения - температура нефтяного пласта, ниже которой растворяющая способность нефти по отношению к ас-фальтосмолистым и парафинистым веществам значительно снижается, способствуя выпадению их из раствора и снижению проницаемости пласта. Она может быть меньше начальной пластовой температуры на 1 - 3 С и более. [6]
На основании данных наблюдений за запарафиниванием насосно-компрессорных труб форма отложения парафина принимается за квадратичную параболу и объем парафинистых веществ находится как объем тела, образованного вращением указанной фигуры. [7]
Выделяемые при сгорании термоисточника газообразные продукты под большим давлением проникают в поры пласта, нагревают закупоривающие флюиды ( асфальто-смолистые и парафинистые вещества), снижая их вязкость. По окончании сгорания термоисточника, одновременно выполняющего функцию заглушки имилозионной камеры, происходит разгерметизация камеры. Скважинная жидкость, содержащая частицы флюида и механических примесей, под воздействием мгновенно созданного перепада давления с высокой скоростью проникает в имплозионную камеру, восстанавливая коллекторские свойства призабойной зоны и повышая тем самым производительность скважины. [8]
При испытании разведочных скважин нередки случаи получения притоков высоковязких нефтей, которые на поверхности наблюдаются в виде сгустков, состоящих из асфальтенов, смолистых и парафинистых веществ с окисленной нефтью. Получить устойчивый приток из пластов, содержащих вязкую и тяжелую нефть, не всегда удается. Для ускорения вызова притока такой нефти могут быть использованы растворители углеводородов. К ним относятся нефть меньшей вязкости и плотности и ее производные: бензин, дизельное топливо, сжиженные газы. В качестве растворителей можно применять некоторые нефтераство-римые ПАВ. [9]
Технология в первую очередь предназначена для восстановления продуктивности скважин, призабойная зона которых практически заблокирована в результате многократных глушений соленой водой и продолжительного отложения асфальто-смо-листых и парафинистых веществ. [10]
Способствует однородности битуминозных смесей также канифоль. Парафинистые вещества, напротив, в большинстве случаев ведут к хрупкости и большой неоднородности смеси. [11]
Для этого исследуемый продукт, находящийся в емкости, нагревают приблизительно до 50 С при перемешивании и встряхивании. Проверяют дно емкости с помощью стержня, чтобы убедиться, что все парафинистые вещества растворены. Наливают 100 см3 исследуемого продукта в коническую колбу. Закрывают колбу неплотно корковой или резиновой пробкой. Погружают колбу на 30 мин в баню с кипящей водой. Тщательно перемешивают, вынимают колбу из бани, пробу фильтруют в сушильном шкафу, не понижая температуры, наполняют подогретый до температуры испытания вискозиметр и помещают в термостат. Определение вязкости должно быть выполнено не позже, чем через 1 ч после подогревания. [12]