Cтраница 2
После заливки ингибитора и в процессе его выноса с продукцией скважины содержание эмульгированной воды в эмульсии уменьшается, разделение эмульсий при 20 С улучшается. Однако, благодаря интенсивному гидродинамическому воздействию на насосе и при подъеме жидкости по стволу скважины, ухудшается качество нефти после ступени горячего обезвоживания. Ингибитор, снижая поверхностное натяжение, приводит к отделению большого количества воды, однако способствует образованию и зависанию мелкодисперсной части воды. По мере уменьшения выноса ингибитора коррозии ситуация нормализуется: при холодном и при горячем обезвоживании достигается оптимальная глубина. [16]
В ПЗП добывающей скважины на основе формул (1.32), (1.33) закачивается расчетное количество растворителя в целях восстановления характеристик призабойной зоны до начальных. Затем в ПЗП закачивается расчетное количество ингибитора. Если ингибитор обладает и свойствами очистки ПЗП, то подается только одна порция, но большего объема. Затем последовательно в скважину и ПЗП закачивается загущающий раствор, но инициирующий эффект загущения в ПЗП скважины на расстоянии не менее 1 5 - 2 0 м, например, раствор полимера флучана с минерализованной водой. Эффект постепенного использования ингибитора в пластовых условиях основан на создании дополнительного сопротивления за счет коагуляции флучана в минерализованной воде и изменения фазовых проницае-мостей для нефти и воды. Здесь определяющим, на взгляд авторов, является безразмерная вязкость лцн / Цф, где ц, - вязкость нефти в пластовых условиях, цф - вязкость загущающего раствора, мПа - с. Второй эффект замедления выноса ингибитора связан с адсорбцией ингибитора в породу и постепенной десорбцией в процессе эксплуатации скважины. [17]