The object of research is hydrocarbon solvents for the elimination of paraffin-hydrate deposits. The chemical methods of control of paraffin-hydrate deposits, in particular, application of hydrocarbon solvents are considered in the article. Studies of the effect of various chemical reagents on the dissolution of hydrate formations using a laboratory installation at different thermo-baric regimes, closest to the real conditions of the pipe space of oil and gas wells: the temperature varied discretely from –10 to +40 °C and pressure from 0 to 10 MPa. To study the effect of hydrocarbon solvents on the process of removing hydrate formations, the most rational methods of regression analysis and mathematical planning of the experiment were used – simplex-grid planning. The G-criterion of plan optimality was used, which includes 22 experiments. The synthesis of the plan was implemented by numerical methods on a software-controlled device for information processing. The use of such methods makes it possible to reasonably organize experimental research, adjust the time, equipment, materials and perform the required number of experiments. The results of measurements are shown in the diagrams for each solvent separately. The obtained data allowed to a priori substantiate the choice of the optimal variant of application of chemical reagents for complete dissolution and removal of paraffin-hydrate formations from the surface of the internal well equipment. Analysis of the data shows that the solubility reagents butyl cellosolve and ethylacetat solvents, which can be recommended for wide application in the oil and gas industry, are characterized by the highest solubility and efficiency for removal of paraffin-hydrate deposits from the surface of well equipment. An important fact is that the consumption of the proposed solvents per оne well operation is not more than 4 m3, which is 2–3 times less than in other known analogues. The use of new solvents also allows to increase the inter-cleaning period of the well more than 2–3 times, which reduces the cost of extracted products.
Объектом исследования являются углеводородные растворители для ликвидации парафиногидратных отложений. В работе рассмотрены химические методы борьбы с парафиногидратными отложениями, в частности, применение углеводородных растворителей. Проводились исследования влияния различных химических реагентов на растворение гидратообразований с помощью лабораторной установки при различных термо-барических режимах, наиболее приближенных к реальным условиям трубного пространства нефтегазовых скважин: температура менялась дискретно от –10 до +40 °С, а давление – от 0 до 10 МПа. Для изучения влияния углеводородных растворителей на процесс удаления гидратных образований были применены наиболее рациональные методы регрессионного анализа и математического планирования эксперимента – симплексно-решетчатое планирование. Использованы G-критерий оптимальности плана, включающего в себя 22 эксперимента. Синтез плана реализовывался численными методами на программно-управляемом устройстве для обработки информации. Использование таких методов дает возможность обоснованно упорядочить экспериментальные исследования, урегулировать время, оборудование, материалы и выполнить необходимое число опытов. В работе результаты измерений приведены на диаграммах для каждого растворителя отдельно. Полученные данные позволили априорно обосновать выбор оптимального варианта применения химических реагентов для полного растворения и удаления парафиногидратных образований с поверхности внутрискважинного оборудования. Анализ данных показывает, что наибольшей растворимой способностью и эффективностью для удаления с поверхности внутрискважинного оборудования парафиногидратных отложений характеризуются реагенты-растворители бутилцеллозольв и этилацетат, которые можно рекомендовать для широкого применения в нефтегазовой отрасли. Важным фактом является то, что расход предложенных растворителей на одну скважино-операцию составляет не более 4 м3, что в 2–3 раза меньше по сравнению с другими известными аналогами. Применение новых растворителей позволяет также более чем в 2–3 раза увеличить межочистной период скважины, снижает себестоимость добываемой продукции.
Об’єктом дослідження є вуглеводневі розчинники для ліквідації парафіногідратних відкладів. У роботі розглянуті хімічні методи боротьби з парафіногідратними відкладами, зокрема, застосування вуглеводневих розчинників. Проводилися дослідження впливу різних хімічних реагентів на розчинення гідратоутворень за допомогою лабораторної установки при різних термо-баричних режимах, найбільш наближених до реальних умов трубного простору нафтогазових свердловин: температура змінювалася дискретно від –10 до +40 °С, а тиск – від 0 до 10 МПа. Для вивчення впливу вуглеводневих розчинників на процес видалення гідратних утворень було застосовано найбільш раціональні методи регресійного аналізу та математичного планування експерименту – симплексно-решітчасте планування. Використано G-критерій оптимальності плану, що включає в себе 22 експерименти. Синтез плану реалізовувався чисельними методами на програмно-керованому пристрої для обробки інформації. Використання таких методів дає можливість обґрунтовано впорядкувати експериментальні дослідження, врегулювати час, обладнання, матеріали та виконати необхідне число дослідів. В роботі результати вимірювань наведені на діаграмах для кожного розчинника окремо. Отримані дані дозволили апріорно обґрунтувати вибір оптимального варіанту застосування хімічних реагентів для повного розчинення та видалення парафіногідратних утворень з поверхні внутрішньосвердловинного обладнання. Аналіз даних показує, що найбільшою розчинною здатністю та ефективністю для видалення з поверхні внутрішньосвердловинного обладнання парафіногідратних відкладень характеризуються реагенти-розчинники бутилцеллозольв і етилацетат, які можна рекомендувати для широкого застосування у нафтогазовій галузі. Важливим фактом є те, що витрата запропонованих розчинників на одну свердловино-операцію становить не більше 4 м3, що в 2–3 рази менше в порівнянні з іншими відомими аналогами. Застосування нових розчинників дозволяє також більш, ніж в 2–3 рази збільшити міжочисний період свердловини, що знижує собівартість продукції, яка видобувається.