Глава VI

300

растает, что вызывает образование новой трещины в другом прослое. Это контролируется на поверхности увеличением условного коэффициента К\ (см. формулу VI.3). Затем в поток снова вводят шарики без снижения давления (через специальное лубрикаторное устройство) для закупорки второй образовавшейся трещины. Таким образом осуществляют двух-, трех-или многократный разрыв пласта.

Аналогичным образом производят многократный ГРП с использованием временно закупоривающих веществ (например, зернистого парафина). В этом случае после получения первой трещины в скважину вместе с жидкостью вводят временно закупоривающие вещества, что приводит к закупорке образовавшейся трещины, к повышению давления и разрыву пласта в другом интервале. Затем в жидкость разрыва вновь вводят закупоривающее вещество и добиваются разрыва в новом интервале. Таким образом осуществляют многократный разрыв. При освоении скважины закупоривающие вещества либо растворяются в нефти (нафталин) и удаляются из трещин, либо выносятся потоком на поверхность (шарики из пластмассы).

Если в скважине общим фильтром разрабатывается несколько пластов или пропластков, то применяют поинтервальный ГРП, т. е. в заданном прослое. Такой гидроразрыв пласта осуществим, если эксплуатационные объекты изолированы слоями непроницаемых пород (например, глин), имеющих толщину нескольких метров, с хорошим перекрытием. Это необходимо для размещения пакерсш и якорей выше и ниже намеченного для ГРП интервала, а также для предотвращения ухода жидкости в другие пласты,

В случае направленного разрыва интервал, предназначенный для этой цели, разобщают двумя лакерами (сверху и снизу зоны разрыва), после чего проводят разрыв.

Для определения глубины образовавшейся в процессе разрыва трещины в последнюю порцию песка добавляют некоторое количество песка, активированного радиоактивными изотопами. Сравнивая результаты гамма-каротажа по диаграммам, снятым до и после ГРП, определяют глубину с повышенной по сравнению с естественным фоном интенсивностью гамма-излучения, которая и характеризует глубину образовавшейся трещины.

При значительной толщине пласта или при наличии в скважине нескольких продуктивных горизонтов (пропластков) можно провести многократный поинтервальный ГРП путем последовательной перфорации каждого продуктивного интервала, лроведения ГРП, последующей засыпки песком этого интервала, вскрытия перфорацией вышележащего объекта, проведения ГРП в этом интервале и т. д.

На рис. VI.7 показана последовательность многократного поинтервального ГРП в скважине, в которой планируется одновременная эксплуатация трех пропластков одним общим фильтром. В этом случае применяют избирательную перфорацию

301

'

^".^ Г?! fc;F-*^

* ' Я *J> ^ П 1Г^1 -^ ^ * * *

^^•^ад Sb-Vrf.

??TSi jg-T-'X-' Ш»

s^'-^Si g^._i^j_ ?ЙЙР*

* ,F ,i^ii " ^j'Wi!/ <•* ' - f*s>

;'• ':.;^! j;,,-,,^ 6*U*K'o ^^_- 1 jp-' ^ rt ^ ^%« *««

^««й- fe^ig^lJ Ш

Рис. VI,7. Последовательность операции при поинтервалышм ГРП с избирательной перфорацией

нижнего пропластка в узком интервале, затем после установления лакера осуществляют гидроразрыв этого пропластка (см. рис. \ 1.7, а); применяют избирательную перфорацию среднего пропластка в узком интервале, засыпают песком скважину в интервале нижнего пропластка и проводят гидроразрыв среднего пропластка (см. рис. VI 7,6); применяют избирательную перфорацию верхнего пропластка в узком интервале, засыпают песком средний пропласток и проводят гидроразрыв верхнего лропластка (см рис \L7,e). После этого промывают скважину до забоя, применяют избирательную перфорацию всех интервалов с охватом полной толщины их продуктивной части (см. рис. VI 7, г) и пускают скважину в экс;1Л)атацию.

При планировании процесса ГРП необходимо знать обьем жидкости разрыва, объем жидкости-песконосителя, концентрацию песка в ней и количество песка.

Объем жидкости разрыва устанавливают исходя из конкретных условий. По опытным данным при плотных породах (при вскрытой толщине пласта не более 20 м) объем жидкости разрыва следует устанавливать из расчета 4 — б м3 на 1 м толщины пласта При вскрытой толщине пласта более 20 м — на каждые 10 м толщины количество жидкости разрыва должно быть увеличено на 1 — 2 м3.

Если пласт сложен из слабосцементированных пород, то количество жидкости разрыва увеличивают в 1,5—2 раза по сравнению с указанными

Объем жидкости песконосителя (в м3)

где Qn — количество закачиваемого леска, кг; С — концентрация леска в жидкости, кг/м3.

Концентрацию песка в жидкости-песконосителе определяют по эмпирической формуле

С = 4000/и, (VI.7)

где С — оптимальная концентрация песка, кг/м3; v — скорость падения зерен песка, м/ч (эта скорость зависит от вязкости жидкости и определяется опытным путем)

Для заполнения трещин при ГРП используют кварцевые пески с размерами зерен 0,5—0,8 мм.

Количество песка Qn для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости пород. При определении Qn учитывают конкретные условия и обычно основываются на опыте ранее проведенных ГРП Обычно принимают Qn равным 8000— 20 000 кг.

В качестве рабочих жидкостей для ГРП используют углеводородные жидкости (сырую вязкую нефть, керосин яли дизельное топливо, загущенные мылами, нефтекислотные эмульсии и др.) и водные растворы (вода, сульфит-спиртовая барда, загущенные растворы соляной кислоты и др ). Углеводо-

303

родные жидкости применяют в нефтяных скважинах, а водные растворы—в нагнетательных.

Жидкость разрыва выбирают в соответствии с геолого-эксплуатационной характеристикой скважины, т. е. с учетом вязкости и фильтруемости, а жидкости-песконосители — с учетом ее способности удерживать песок во взвешенном состоянии.

На практике в качестве рабочей жидкости (жидкости разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной) широко используют эмульсии (гидрофобную и гидрофильную водонефтяную, нефте-керосинокислотную и др.). Рабочая жидкость должна удовлетворять следующим требованиям; не снижать абсолютную и фазовую проницаемости породы; не содержать механических примесей, а при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не образовывать нерастворимых осадков; обладать стабильной вязкостью в условиях обрабатываемого пласта в процессе проведения ГРП.

В качестве жидкости-песконосителя в соответствии с характеристикой пород пласта рекомендуется применять вязкие» слабофильтрующиеся жидкости, обладающие минимальной или быстро снижающейся фильтруемостью, а в качестве продавочной—сырые, маловязкие нефти или воду, обработанную ПАВ, Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать малой вязкостью и способствовать отмыву пласта от жидкости-песконосителя.

Песок при ГРП применяют для закрепления трещин и сохранения их высокой проницаемости после разрыва пласта и снижения давления.

Чтобы удержать трещину в раскрытом состоянии, песок должен быть хорошо отсортирован, не содержать пылеватых, илистых, глинистых и карбонатных частиц, а также обладать достаточной прочностью и не разрушаться во время сжатия (смыкания) трещины. Поэтому твердость песка должна быть выше твердости пород пласта.

ВИБРООБРАБОТКА ПРИЗАБОИНОИ ЗОНЫ СКВАЖИН

Виброобработка — процесс воздействия на призабойную зону с помощью специальных забойных механизмов (вибраторов), создающих колебания давления различной частоты и амплитуды. Процесс вибровоздействия отличается от ГРП тем, что к спущенным в скважину НКТ присоединяют вибратор — генератор колебаний давления.

Вибратор — гидравлический механизм золотникового типа состоит из двух соосных цилиндров с короткими косыми вертикальными прорезями. Наружный цилиндр—-золотник может вращаться вокруг вертикальной оси подобно турбинному колесу. Истечение жидкости из него происходит под некоторым углом к касательной, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий цилиндр во вращательное движение. При

304

Таблица VI 4

Вибрато,) Длина, чм Диаметр мм Оптимальный пасход. жидкости, л с Частота пульса-дчй, с-1

ГВЗ-85 ГВЗ 108 ГВЗ 135 494 420 500 85 108 135 10—12 15—20 30—35 200 250 500

совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении мгновенно останавливается. В процессе прокачки рабочей жидкости через вибратор последний генерирует серию гидравлических ударов и передает их обрабатываемой призабойной зоне. При этом возникают большие перепады давления, воздействующие на поверхностные, капиллярные и другие свойства жидкостей и пород и вызывающие в них разрывы с образованием многих микротрещин.

В табл. VI.4 приведена техническая характеристика применяемых вибраторов.

В результате виброобработки призабойной зоны повышаются производительность нефтяных и приемистость нагнетательных скважин.

Вибровоздействие наиболее целесообразно проводить в скважинах: 1) с проницаемостью призабойной зоны ниже средней проницаемости пласта или более удаленных от скважины зон пласта; 2) с ухудшенными коллекторскими свойствами приза-бс$ной зоны в процессе бурения или ремонтных работ (в результате проникновения в пласт бурового и цементного растворов, утяжелителей, воды и т. д.); 3) эксплуатирующих пласты, сложенные низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы; 4) с низкой проницаемостью пород, но с высоким пластовым давлением.

Эффективные результаты от вибровоздействия получают в скважинах, в которых пластовые давления близки к гидростатическому. В этом случае при вскрытии фильтра промывка скважины протекает с восстановлением циркуляции. При этом давление в тр>бах колеблется в пределах 10—22 МПа, затруб-ное 8,0—15,0 МПа, а приемистость оказывается 8—10 л/с, что вполне достаточно для создания отраженных волн, сильных им-пульсов и резонансных явлений.

При обработке скважин с низкой проницаемостью и высоким пластовым давлением, если приемистость не обеспечивает оптимального режима работы вибратора (оказывается менее 10 л/с), обработку ведут, попеременно открывая и закрывая за-трубное пространство. В результате давление в затрубном пространстве будет колебаться в пределах 30—40 МПа. Необходимо такое состояние скважины поддерживать в течение 1 ч. Далее в течение примерно получаса (в зависимости от гидродинамических параметров пласта) процесс ведется при открытом затрубном пространстве.

20—572

305

Хорошие результаты от виброобработки получают в тех скважинах, дебит которых подвержен резкому снижению, не связанному с уменьшением пластового давления и их обводнением посторонними водами. В таких случаях в результате виброобработки удается восстановить первоначальный дебит скважины.

До виброобработки скважину исследуют с целью выявления состояния призабойной зоны, параметров пласта и скважины.

До начала работ проводят следующее:

а) определяют глубину спуска вибратора и диаметр НКТ;

б) рассчитывают объем рабочей и продавочной жидкостей (нефти и воды) и ожидаемых давлений;

в) определяют потребное число агрегатов, их типы, разрабатывают схему их расстановки (применительно к условиям конкретно"! скважины);

i) замечают последовательность операций и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей.

В качестве рабочей жидкости при виброобработке скважин применяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин и смеси этих жидкостей из расчета 2—3 м3 на 1 м толщины пласта.

ТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты и прнзабойную зон} скважин применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью и повышенной плотностью нефти в Пластовых условиях или содержанием в нефти парафина, смол и асфальтенов (Кенкияк в Эмбенской области, Усинское в Коми АССР, Узень и Жетыбай на п-ове Мангышлак, Катанглы на о Сахалин, о. Артема в Азербайджанской ССР и др ).

Кроме того, на длительно разрабатываемых месторождениях по мере дегазации залежей также повышаются вязкость и плотность нефти в пластовых условиях, нарушаются условия фазового равновесия в пласте, нефть становится малоподвижной, вязкие пленки ее обволакивают песчаники породы, затрудняя продвижение жидкости из отдаленных зон пласта к забоям добывающих скважин. При неизменном снижении температуры пласта и нарушении фазового равновесия выпадают частицы парафина, смол и асфальтенов, закупоривающие лоровое пространство пласта. В результате снижаются дебиты скважин.

Последовательному уменьшению температуры пласта способствуют проводимые на промыслах процессы по поддержанию пластовых давлений закачкой холодной воды, промывок скважин холодной водой и т. д. Холодная вода, большое количество которой попадает в призабойную зону скважин, снижает температуру этой зоны, ухудшая ее термодинамическое состояние и затрудняя условия притока нефти.

306

При описанных условиях извлекать нефть обычными способами затруднительно. В таких случаях тепловые методы воздействия в сочетании с химическими и другими дают хорошие результаты.

Тепловое воздействие на призабойную зону предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти. Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как повышается температура нефти и снижается ее вязкость, уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках подъемных труб и в выкидных линиях.

Призабойную зону скважины прогревают следующими способами: нагнетанием в пласт на некоторую глубину теплоносителя—насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти; спуском на забой (в фильтровую зону) нагревателя-электропечи или погружной газовой горелки.

Обработка паром и горячей водой. При этом способе теплоноситель — пар получают от полустационарных котельных и передвижных котельных установок ППГУ-4/120 М, «Такума» KSK- Если давление нагнетания до 4 МПа, то используют паровые котельные общего типа ДК.ВР-10/39 и скважин-ное оборудование {устьевое и внутрискважинное). Устье оборудуют арматурой АП 60-150, лубрикатором ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС.

Арматура АП 60-150 (рис. VI,8) состоит из устьевого сальника 1, предназначенного для компенсации теплового расширите-а

Рис. VI.8. Схема арматуры АП60-150 для нагнетания в пласт пара или горячей воды

20*

307

Рис. VI.9. Самоходная установка СУЭПС 1200 в транспортном положении

ля (удлинения) колонны 2 НКТ, шарнирного устройства 4 и стволового шарнира 3 Шарнирное устройство обеспечивает компенсацию термических удлинений эксплуатационной колонны и паропровода от парогенератора в скважине. Стволовой шарнир предназначен для компенсации температурных деформаций, а также для компенсации действия возможного момента сил от подводимого паропровода.

Арматуру монтируют по двум схемам. По схеме (см. рис. VI 8, а) на забое скважины устанавливают термостойкий пакер, если отсутствуют специальные устройства для компенсации температурных удлинений колонны НКТ. По схеме (см. рис. VI.8, б) добавляют катушку 5. Эту схему применяют при закачке пара с пакером или без него со специальными устройствами для компенсации температурных удлинений.

Для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт предназначен термостойкий пакер, использование которого исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.

Электротепловая обработка. Этот способ проще и дешевле, чем предыдущий. Однако электропрогревом вследствие малой теплопроводности горных пород не удается прогреть более или менее значительную зону (в радиусе до 1 м).

При нагнетании теплоносителя радиус зоны прогрева составляет 10—20 м, но при этом в пласте вода, пар или конденсат могут взаимодействовать с глинистыми компонентами и ухудшить проницаемость.

Для периодической электротепловой обработки призабойной зоны применяют самоходную установку СУЭПС-1200 (рис. VI.9). Состоит она из трех электронагревателей 3 с кабель-тросом 4 КТГН-10, самоходного каротажного подъемного агрегата СКП5 с лебедкой, размещенных на шасси автомобиля ЗИЛ-157-Е, и трех одноосных прицепов ГАЗ-704. На каждом прицепе монтируют станцию управления 1 и автотрансформатор 2. В комплект установки входит также вспомогательное оборудование: устьевой ручной подъемник, блок-баланс, три устьевых зажима и два транспортировочных барабана

Электронагреватель (рис. VI.10) представляет собой электрическую трехфазную печь сопротивления, выполненную из 12 стандартных трубчатых элементов на общем каркасе, включаемых в промысловую сеть при помощи кабель-троса. Потребляемая мощность такой печи—13 кВт, масса—125 кг.

308

Рис. VI.10. Глубинный электронагреватель-

/ — крепление кабель-троса, 2 — проволочный бандаж J — кабель-трос КТГН-10, 4 — головка электронагревателя 5 — асбестовый шн\р, 6 — свинцовая заливка, 7 — нажим пая гайка, 8 — клеимная полость, S — нагревательный элемент

Трубчатый электронагреватель НММ 17,85/21 предназначен для скважин с диаметром эксплуатационной колонны 140 мм и более Его габариты: диаметр — 112 мм, длина — 3,7 м, масса — 60 кг.

Для стационарной электротепловой обработки применяют поднасосный электронагреватель, представляющий собой печь, в которой в качестве греющих элементов использованы стандартные трубчатые элементы для токопровода. Потребляемая мощность такой печи — 9 кВт; присоединяется она к промысловой сети напряжением 380 В. Поднасосный электронагреватель поднимают и спускают вместе со штанговым скважинным насосом. В результате прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти насосным способом. Для большей эффективности рекомендуется спускать печь в фильтровую часть скважины (за исключением случаев, когда в последней имеется дефект).

Практика электропрогрева призабойной зоны показала, что температура на забое стабилизируется через 3—5 сут непрерывного прогрева. Измерения ее по стволу показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20—50 м вверх и на 10— 20 м вниз от места установки нагревателя. Эффект прогрева ^ действует примерно 3—4 мес. После повторных прогревов, как правило, эффективность снижается.

При тепловой обработке с циклической закачкой пара, как правило, получают большую эффективность, чем при электропрогреве, но только на малых глубинах. В процессе нагнетания пара количество тепловой энергии, введенной в пласт, зависит от глубины забоя, так как от устья до забоя происходят тепловые потери Чем меньше скорость закачки, тем больше тепловые потери. По промысловым данным закачка пара с расходом 1 т/ч на глубине 800 м вообще оказывается не эффективной, так как в этом случае на забой поступает холодный конденсат. Теоретические и опытные данные показывают, что лишь при темпах закачки 4—5 т/ч удается уменьшить тепловые потери в НКТ до 20% от общего количества теплоты, подводимой к устью скважины при ее глубине 800 м, В результате значительных потерь теплоты в стволе во время закачки теплоносителя и возврата большого количества теплоты вместе с конденсатом при

309

пуске скважины после обработки, к. п. д. циклических обработок призабойной зоны оказывается, примерно в 3 раза ниже, чем при электропрогреве. Сопоставление результатов электропрогрева и циклической закачки пара по большому числу скважин показало, что в процессе обработки паром на получение 1 т дополнительно добытой нефти расходуется в среднем 333 тыс. кДж, а во время электропрогрева — 120 тыс. кДж, т. е. при обработке паром расходуется в 2,8 раза больше теплоты, чем при электропрогреве.

В целом работы по прогреву призабойной зоны носят местный характер и существенно не влияют на повышение средней температуры пласта.

ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) —это вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз (или на поверхности разделов двух жидкостей, например, нефть-—вода) вследствие адсорбции этих веществ.

Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает его концентрацию в объеме раствора. Благодаря этому процессами, происходящими на границе раздела фаз, можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе.

В нефтяной промышленности ПАВ широко применяют прежде всего как дезмульгаторы-разр^шители нефтяных эмульсия. Их широко используют для обработки призабойной зоны с целью: ускорения освоения нефтяных и газовых скважин; предотвращения отрицательного влияния воды и других промывочных жидкостей на физико-химические свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах; повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин; повышения эффективности соляно-кислотных обработок скважин; селективной изоляции притоков пластовых вод.

Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью.

Механизм действия ПАВ в пористой среде, если в ней содержатся нефть и вода, состоит в следующем. Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти (в пористом пространстве) уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупные. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть — вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны.

310

Кроме того, некоторые ПАВ способствуют также и гидрофо-

бизации поверхности поровых каналов в породе, т. е. ухудшают их способность смачиваться водой: во время гидрофобизации частицы породы избирательно лучше смачиваются нефтью, чем водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя из них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

Все ПАВ по химическим свойствам разделяются на два основных класса:

7) ион о генные, молекулы которых в вводной среде диссоциируют на ионы, являющиеся носителями поверхностной активности;

2) неионогенные, в которых активной частью, воздействующей на поверхность путем избирательной адсорбции, являются полярные молекулы, не распадающиеся в водной среде на ионы.

Ионогенные ПАВ в свою очередь подразделены на группы: а) анионоактивные ПАВ, которые при растворении в воде диссоциируют на положительно заряженный катион и отрицательно заряженный анион; последний обладает поверхностно-активными свойствами; 6} катионоактивные ПАВ, которые при растворении в воде также диссоциируют на катионы и анионы, однако поверхностную активность имеют положительно заряженные группы катионов.

К анионоактивным ПАВ относятся: карбоновые кислоты и их соли (мыла), синтетические жирные кислоты (получаемые окислением парафина), нафтеновые кислоты и их мыла, мылонафты, алкилсульфаты (натриевые или калиевые соли сульфо-зфиров высших жирных кислот), алкилсульфонаты (натриевые или калиевые соли сульфокислдт), алкиларилсульфонаты (соли сульфокислот ароматических углеводородов) и др.

В промышленности наиболее распространены следующие анионоактивные ПАВ:

1) моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие, относящиеся к алкилсульфатам;

2) моющий препарат сульфонат — смесь натриевых солей алкилсулъфакислот с алкильными остатками, содержащими 12-—18 атомов углерода;

3) сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский — рафинированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся к алкиларилсульфонатам; водные растворы этих реагентов обладают моющими и пенообразующими свойствами;

4) нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфакислот, получаемых при сульфировании керосино-газойлевых дистиллятов серной кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промывкой его водой и нейтрализацией щелочью.

311

НКЧ в течение длительного времени был почти единственным деэмульгатором, применявшимся в отечественной нефтяной промышленности. Но этот деэмульгатор малоэффективен: его расход при полной подготовке нефти к переработке (обезвоживание и обессоливание) составляет 4—10 кг/т нефти.

Почти все анионоактивные ПАВ полностью растворяются в пресной воде, не растворяются в керосине и выпадают в осадок в пластовой воде.

К катионоактивным ПАВ относится небольшая группа реагентов — солей четырехзамещенных аммониевых оснований. Наиболее известны катапины А и К, карбозолин О и катаминА.

Катионоактивные ПАВ применяют в основном как добавки к дистиллятам и как ингибиторы сероводородной и кислотной коррозии различного оборудования.

В нефтяной промышленности наиболее широко используют неионогенные ПАВ, которые получают соединением органических кислот, спиртов, амино- и амидокислот с окисью этилена или пропилена. Эти ПАВ, применяемые в качестве деэмульгато-ров, значительно эффективнее по сравнению с ионогенными веществами.

Преимущество использования неионогенных ПАВ в качестве понизителей поверхностного натяжения на границе фаз при различных видах обработок призабойной зоны заключается в том, что они полностью растворяются в пластовых водах, не давая никакого осадка, что нельзя сказать о большинстве анионо-и катионоактивных веществ. Благодаря этому качеству неионогенные ПАВ применяют также во время заводнения пластов.

В промышленных условиях (в основном в процессе обезвоживания нефти) наиболее широко используют следующие неионогенные ПАВ:

1. Реагенты ОП-10 и ОП-7 (оксиэтилированные алкилфено-лы) •—продукты конденсации смеси алкилфенолов с окисью этилена и отличающиеся числом остатков присоединенной окиси. Эти реагенты представляют собой густые маслянистые жидкости или пасты от светло-желтого до светло-коричневого цвета с относительной плотностью при 50 °С — 1,02—1,05 и кинематической вязкостью 65-10~6—70-10~6 м2/с. Потребителям доставляют их в железных бочках вместимостью от 100 до 300 л.

В нефтяной промышленности эти реагенты используют в небольших количествах в основном в качестве деэмульгаторов, а также для обработки ПЗС.

2. Реагенты КАУФЭ-14 и УЭФ-8 — оксиэтилированные продукты, получаемые на базе технических фенолов, выделяемых из продуктов переработки каменного угля и сланцев. Условный шифр реагентов означает КАУФЭ-д: К — крекинг бензин, АУФ — алкилированные угольные фенолы, Э — окись этилена, п — число молей окиси этилена на 1 моль алкилированного фенола; УФЭ-n; УФ — угольные фенолы, остальные обозначения прежние.