Page 266 - 4172

251

сумішей, що містять понад 50 % вуглеводневої фази, утворена піна
ділиться з видаленням вуглеводнів. Результати вказують на те, що
ефективною концентрацією для спінювання конденсату є 2 – 4 %
РП-1К. За наявності вуглеводнів і пластової води РП-1К спінює

вуглеводні, сприяє частковому емульгуванню пластової води і
вуглеводнів, що забезпечує винесення води без утворення стійкої
емульсії.

Піноутворювач РП-1К, що призначений для спінювання
нафтогазоконденсатних сумішей, представляє собою вуглеводневий
розчин поліметилсилоксанів та інших додатків. Технологія видалення
вуглеводнів з привибійної зони та стволу свердловини за допомогою

РП-1К не відрізняється від відомих, подача реагенту у привибійну зону
пласта або ствол свердловини здійснюється за допомогою ЦА або
інгібіторопроводу. Реагент РП-1К розроблений для нестабільно

працюючих свердловин з високим конденсатним чинником, де інші
піноутворювачі не працюють з винесенням конденсату. РП-1К після
спінення вуглеводнів легко розділяється на поверхні з конденсатом.

Реагент РП-1К випробувано на свердловинах з високим
потенційним вмістом конденсату Скоробагатівського, Юльївського,
Карайкозівського та Хрестищенського родовищ [6].

Отримані результати при використанні реагенту РП-1К свідчать
про високу його ефективність із видалення конденсату зі стволу
свердловини та привибійної зони пласта на свердловинах, що
працюють в умовах самоглушіння рідиною (зростання тиску). При

видаленні вуглеводнів РП-1К утворює плівку на поверхні НКТ та
2
шлейфів, що призупиняє корозію (зменшення Fe з 180 мг/л до 100
3
мг/л, Fe з 5,5 мг/л до 2,6 мг/л) та випадання
асфальтеносмолопарафінових речовин.
Для забезпечення повного винесення рідини зі свердловини
пропонують таку технологію винесення свердловинної рідини з
високим вмістом конденсату:

− проводять вимірювання рідини, що накопичується на вибої
свердловини;
− у свердловину вводять конденсатоспінюючу ПАР РП-1К у

кількості, що забезпечить спінювання та винесення основної кількості
конденсату (у кількості РП-1К не більше 4 % в перерахунку на
загальну кількість рідини в свердловині);

251