СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/20 E21B43/22 

Изобретение касается способов добычи нефти с поддержанием пластового давления заводнением, в которых с целью повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов применяют различные водоизолирующие и нефтеотмывающие составы. (Повышение эффективности работы водонагнетательных скважин. Обзорная информация. ВНИИОЭНГ, "Нефтепромысловое дело". - М., 1982, 22 (46), 34 с. ; Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник. - М., 1991, с. 42-72; Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации. "Нефтяное хозяйство", 10, 1993, с. 6-15).

Известен способ добычи нефти, при котором в нагнетательную скважину периодически закачивается водный раствор ПАВ, который в виде оторочки смещает отмываемую нефть в направлении к добывающей скважине (Авторское свидетельство 4230182, Е 21 В 43/22, 1980). Для улучшения нефтеотмывающей способности водного раствора ПАВ (сплошная фаза) в него для гидрофобизации водонасыщенных участков пласта добавляют несплошную углеводородную фазу, содержащую до 15 вес.% растворимых в нефти силиконовых соединений.

Недостатками данного способа является низкий охват пласта заводнением, т.к. основной объем маловязкого раствора ПАВ, закачиваемого в нагнетательные скважины по промытым интервалам продуктивного пласта, быстро достигает добывающих скважин и вместе с обводненной продукцией добывающих скважин извлекается на поверхность.

При этом доля нефти в извлекаемой продукции, добытая за счет доотмыва нефти из пласта с помощью ПАВ и силиконовых добавок, так мала, что делает данный способ добычи неэкономичным.

Известен способ добычи нефти (Патент RU 2087688 С1, кл. Е 21 В 43/22, 29.04.94) с применением состава, состоящего на 9,5% из органополисилоксана (в который входят полиметилсилоксан с вязкостью 350 мПа•с, смола, состоящая из Me₃, SiO_1/2, SiO_4/2, альфа-омега-алкоксифункционального силиконового масла), на 7% из неионогенного ПАВ (НПАВ), на 0,5% из высокодисперсной кремневой кислоты и на 83% из воды. Данный состав, разбавленный водой до 2,5%, под торговым наименованием "Экстракт 700" производит немецкая фирма Ваккер-Хеми ГмбХ (Мюнхен). Для повышения нефтеотдачи пластов Экстракт 700 дополнительно разбавляется водой в соотношении 1:40 и закачивается в нагнетательную скважину в объеме порядка 100-150 м³.

Недостатком данного способа является незначительное содержание (около 0,01%) в маловязком водоэмульсионном растворе гидрофобного, высокодисперсного золя кремневой кислоты, что не оказывает существенного влияния на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и, как следствие этого, на повышение коэффициента вытеснения нефти, несмотря на то что в закачиваемом водном растворе содержится значительное количество дорогостоящих органополисилоксановых добавок (0,25%) и НПАВ (0,18%).

Известен способ регулирования фронта заводнения неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем последовательной закачки в пласт глинистой суспензии с плотностью 1020-1080 кг/м³ и 1-3% водного раствора эфира целлюлозы (Патент SU 1758217 А1, кл. Е 21 В 43/22, 05.04.92). Недостаток способа - большая вероятность закупоривания нагнетательной скважины трудноудаляемыми, слипшимися глинополимерными отложениями.

Кроме того, данные компоненты не обладают нефтевытесняющими свойствами, а образуемые ими изолирующие барьеры малопроницаемые как для воды, так и для нефти.

Известен состав для добычи нефти и способ его приготовления, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), тяжелую асфальтосмолистую нефть с содержанием асфальтенов 10% и более и регулятор, повышающий растворимость НПАВ и асфальтенов в нефтяной фазе (Патент RU 2125647 С1, кл. Е 21 В 43/22, 01.04.97).

Способность данного состава при добавлении в воду самопроизвольно образовывать стойкую микроэмульсию типа "нефть в воде" с регулируемой (путем варьирования концентрации состава в водной фазе) вязкостью и нефтеотмывающей способностью выгодно отличают его от известных методов добычи нефти с применением водных эмульсионно-дисперсных систем (ВЭДС).

Основным недостатком данного способа добычи нефти с применением ВЭДС является отсутствие в системе тонкодиспергированных частиц твердой фазы, способных вместе с гидрофобными коллоидно-дисперсными частицами асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти образовывать в высокопроницаемых участках пласта водоизолирующие барьеры.

Известен способ разработки нефтяных месторождений методом заводнения, сущность которого заключается в том, что очистку призабойной зоны от асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО) и прочих кольматирующих пласт осадков осуществляют путем их диспергирования в среде активной жидкости, содержащей НПАВ и растворитель АСПО, под воздействием ультразвука до образования тонкодисперсной эмульсионно-суспензионной системы с последующей закачкой данной системы в пласт с целью создания в его высокопроницаемых участках гидрофобного водоизолирующего барьера (Патент RU 2136859 С1, кл. Е 21 В 43/16, 10.09.98).

Недостатком данного способа является небольшой объем образующейся гидрофобной эмульсионно-суспензионной системы, что отражается на эффективности и продолжительности воздействия на неоднородный пласт данного способа разработки нефтяного месторождения.

Известен способ подготовки пластовой воды для закачки в продуктивный пласт, отличающийся тем, что перед закачкой в нагнетательную скважину крупные частицы различных примесей, содержащиеся в пластовой воде, измельчают до величины, обеспечивающей их беспрепятственное прохождение по поровым каналам продуктивного пласта (Заявка на изобретение 97100255/03, кл. 6 Е 21 В 43/20, 06.01.97).

Недостатком данного способа является его зависимость от многих факторов и, в первую очередь, от эффективности работы установки подготовки нефти (УПН). При нарушении технологического режима работы УПН, например, в результате изменения качества продукции нефтяных скважин, поступающей на подготовку, или температуры деэмульсации, или типа и расхода применяемого деэмульгатора, или времени отстаивания и т.д. ухудшается на УПН не только качество товарной нефти, но и в результате "сброса" из отстойных аппаратов неразрушенных промежуточных эмульсионных слоев, резко возрастает в отделяемой воде содержание хлопьевидных остатков стабилизирующих компонентов эмульсии типа "вода в нефти", таких как асфальтены, смолы, парафины, частицы золя сульфида железа, и прочих неорганических примесей. Наличие в воде этих хлопьевидных остатков является основной причиной снижения приемистости нагнетательных скважин, и без обработки специальным ПАВ и растворителем они не могут быть измельчены до нужных размеров.

Наиболее близким к предлагаемому решению является способ разработки нефтяной залежи путем закачки через нагнетательные скважины оторочки водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что перед закачкой оторочки водного раствора ПАВ, в качестве которого используют продукт совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола Аф9-12 с концентрацией 0,5-5,0 мас.%, в пласт дополнительно закачивают оторочку продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола Аф 9-4 с концентрацией 0,5-5,0 мас.% в углеводородном растворе, причем закачку оторочек осуществляют за два цикла при соотношении объемов закачки в каждом цикле от 1: 1 до 1: 5 при общем расходе ПАВ 0,5-1,5% объемов пор пласта (Патент RU 2012787, Е 21 В 43/22, 15.05.1994). В данном способе повышение нефтеотдачи пласта достигается благодаря индивидуальным свойствам применяемых ПАВ, а именно растворимости углеводородного раствора Аф 9-4 (нефтенола Н) в нефти, а водного раствора Аф 9-12 (нефтенола В) в пластовой воде. При смешивании углеводородного и водного раствора указанных ПАВ в соотношении объемов от 1:1 до 1:5 образуются вязкие эмульсии, обладающие нефтевытесняющей способностью и создающие в проницаемых прослоях повышенное фильтрационное сопротивление.

Недостаток способа - высокий расход предлагаемых ПАВ, что делает экономически нецелесообразным использование большеобъемных закачек их углеводородных и водных растворов. Кроме того, при циклической закачке в неоднородном по проницаемости и нефтенасыщенности пласте сложно достичь смешивания углеводородных и водных растворов ПАВ в заданных объемных соотношениях, т.к. маловязкий углеводородный раствор ПАВ будет лучше фильтроваться в нефтенасыщенные интервалы пласта, т.к. образуемая им при контакте с пластовой водой эмульсия прямого типа (типа "масло в воде") будет препятствовать фильтрации углеводородного раствора ПАВ в водонасышенные интервалы пласта и, наоборот, водный раствор ПАВ при циклической закачке будет преимущественно фильтроваться в водонасыщенные интервалы пласта, где его концентрация будет резко снижаться в результате разбавления пластовой водой и адсорбции на твердой пористой поверхности пласта, т.е. будет использован не эффективно.

Цель предлагаемого способа добычи нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов - повышение охвата пласта заводнением с получением высокого коэффициента вытеснения нефти путем закачек в продуктивный пласт через нагнетательную скважину неионогенного поверхностно-активного вещества, самопроизвольно образующего при дозировании в воду эмульсионно-суспензионную систему (ВЭСС).

Поставленная цель достигается тем, что в пласт закачивают состав-реагент для добычи нефти РДН-0, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество, обладающее деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти" и дополнительно ароматический углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Ароматический углеводородный растворитель - 50 - 75
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 25 - 50
Для приготовления реагента РДН-0 в качестве ароматического растворителя, хорошо растворяющего асфальтосмолистые и парафиновые компоненты нефти (АСПК) и неиногенные поверхностно-активные вещества (НПАВ), используют термогазойль (ТУ 38.1011-254-89) плотностью 1000-1020 кг/м³ или антраценовую фракцию (ГОСТ 11126-88) плотностью 1100-1120 кг/м³, а в качестве НПАВ, обладающего деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти", используют продукты оксиэтилирования алкилфенолов, жирных кислот, жирных спиртов и др. Указанные НПАВ способны растворяться как в нефти, так и в воде, и, наряду с демульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти", обладают высокими нефтеотмывающими свойствами и пептизирующей способностью в водной фазе по отношению к осадкообразующим агломератам состоящих из твердых частиц и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти.

Новым в заявляемом способе добычи нефти является то, что закачку реагента РДН-0 в пласт осуществляют периодически в призабойную зону нагнетательной скважины и/или постоянно дозируют в водовод, по которому в нагнетаемую скважину закачивают нефтепромысловую сточную воду с установки подготовки нефти, при этом в пресной или минерализованной воде образуется самопроизвольно ВЭСС из асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и хлопьевидных агломератов твердой фазы и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти.

Процесс самопроизвольного образования ВЭСС в призабойной зоне нагнетательной скважины происходит в результате набухания, пептизации и растворения отложений АСПО под влиянием РДН-0. Этот процесс растянут во времени, носит диффузионный характер и может продолжаться до тех пор, пока в призабойной зоне скважины накопленные отложения АСПО из мазеобразного состояния не перейдут в нагнетаемую в пласт воду в виде тонкодисперсной эмульсионно-суспензионной системы, хорошо фильтруемой в водонасыщенные высокопроницаемые интервалы пласта.

При постоянном дозировании реагента РДН-0 в водовод с нефтепромысловой сточной водой, наряду с процессом быстрого перехода в объеме водной фазы крупных, хлопьевидных агломератов твердой фазы и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов в тонкодисперсное состояние, происходит процесс постепенной пептизации, диспергирования и перехода в объем водной фазы отложений АСПО с внутренней стенки водовода, т.е. под действием дозируемого в водовод реагента РДН-0 в объеме водной фазы также образуется тонкодисперсная ВЭСС.

Суммарный расход реагента РДН-0, необходимый для реализации предлагаемого способа добычи нефти, определяют следующим образом.

Количество реагента РДН-0, необходимое для периодической закачки в призабойную зону нагнетательной скважины (Q¹, м³), рассчитывают исходя из геометрических размеров призабойной зоны скважины и мощности продуктивной толщи пласта, которую планируют обработать (очистить) от отложений АСПО реагентом РДН-0. При этом по характеру изменения (повышения) во времени приемистости нагнетательной скважины судят о целесообразности повторной закачки реагента РДН-0 в призабойную зону скважины.

Количество реагента РДН-0 (Q², кг/сут), которое необходимо постоянно дозировать в водовод, по которому в скважину нагнетается нефтепромысловая сточная вода, зависит как от объема воды, перекачиваемой по данному водоводу в нагнетательную скважину (Q_в, м³/сут), так и ее качества, характеризуемого количеством взвешенных агломератов-частиц КВЧ (q, мг/л или г/м³), рассчитывают по формуле
Q² = k•(Q_в•q)•1000, кг/сут, (1)
где k - коэффициент, учитывающий различия в составе и свойствах КВЧ (размерах агломератов, скорости их пептизации (или растворения) под воздействием дозируемого реагента РДН-0 и т.п.)? может иметь значения в пределах от 1 до 10.

Достижение положительного эффекта повышения коэффициента вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов с применением предлагаемого способа и его принципиальное отличие от способа прототипа состоит в том, что реагент РДН-0 при его введении в воду (независимо от ее минерализации) вначале образует в ней микроэмульсию типа "масло в воде", где дисперсной фазой является концентрированный (25-50%) раствор НПАВ в ароматическом углеводородном растворителе, которая в дальнейшем, при контакте с взвешенными в воде или осевшими на твердой поверхности отложениями АСПО, способствует их набуханию, пептизации и растворению, т.е. способствует их переводу из хлопьевидного или пастообразного состояния в ВЭСС, которая хорошо фильтруется в высокопроницаемые, водонасыщенные интервалы пласта. При этом за счет преимущественной адсорбции и адгезии из данной системы на породе пласта гидрофобных, коллоидно-дисперсных частиц асфальтосмолистых и порфириновых компонентов нефти и закрепления в высокопроницаемых участках пласта гидрофобизированных частиц твердой фазы происходит замедление скорости фильтрации по ним водной фазы, что способствует выравниванию профиля приемистости нагнетаемых скважин и, соответственно, увеличению охвата продуктивного пласта заводнением. Снижение же адсорбционного связывания молекул НПАВ на гидрофобизированной частицами АСПК породе пласта способствует более длительному сохранению высокой концентрации НПАВ в ВЭСС, т.е. способствует их проникновению на большее расстояние от забоя скважины в нефтенасыщенные участки пласта, чем это имеет место при известных способах добычи нефти с применением водных или мицеллярных растворов ПАВ, и обеспечивает достижение предлагаемым способом более высокого коэффициента вытеснения нефти, что находит отражение в повышении дебита и снижении обводненности добываемой продукции нефтяных скважин.

В рассматриваемом примере представлены данные, подтверждающие эффективность применения предлагаемого способа.

Предлагаемый способ добычи нефти апробирован на одном из нефтяных месторождений ОАО "Татнефть", добывающих нефть из пашийского горизонта методом заводнения продуктивных пластов.

Для реализации способа был выбран участок, состоящий из одной нагнетательной скважины (в центре) и пяти добывающих скважин, находящихся под ее воздействием и расположенных на расстоянии порядка 150-200 м от данной нагнетательной скважины.

В нагнетательную скважину по водоводу системы ППД закачивается нефтепромысловая сточная вода, поступающая с очистных сооружений установки комплексной подготовки нефти (УКПН) с средневзвешенным содержанием КВЧ в пределах 100 мг/л. При срыве технологического режима работы УКПН содержание КВЧ в воде, закачиваемой в скважину, достигает 1% и более, что способствует образованию отложений АСПК и ТВ как на внутренних стенках водовода, так и в призабойной зоне нагнетательной скважины, что резко снижает приемистость нагнетательной скважины при одновременном повышении давления нагнетания.

Приемистость нагнетательной скважины в момент апробирования предлагаемого способа добычи нефти при давлении нагнетания 60 атм колебалась в пределах 250-300 м³/сут.

Мощность продуктивного пласта нагнетания воды в данной скважине составляла 3 м, объем призабойной зоны (включая зумф), обеспечивающий перекрытие продуктивного пласта, составлял 1,56 м³.

Точка дозирования реагента РДН-0 в подводящий к нагнетательной скважине водовод системы ППД располагалась от скважины на расстоянии около 500 м.

Для однократной (разовой) обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в скважину через затрубное пространство закачали 1600 л (кг) или 8 (200 л) бочек реагента РДН-0.

Одновременно с этим в подводящий водовод системы ППД непрерывно в течение 4 суток дозировали реагент РДН-0, расход которого, рассчитанный по формуле (1), при коэффициенте k = 10 и КВЧ = 100 г/м³, равнялся
Q² = 10•(300 м³/сут • 100 г/м³) = 300 кг/сут (12,5 кг/ч).

Таким образом, за все время апробирования предлагаемого способа добычи нефти в обрабатываемую нагнетательную скважину закачали 1200 м³ ВЭСС, самопроизвольно образующейся в водоводе, при постоянной дозировке в течение 4 суток реагента РДН-0 в количестве 12,5 кг/ч (или в пределах 1,0 мас.% в расчете на концентрацию РДН-0 в одной фазе), что почти в 5 раз меньше, чем это используется для приготовления аналогичного объема ВЭСС из известного состава, взятого в качестве прототипа.

В обобщенном виде результаты наблюдения за работой нагнетательной скважины и характером изменения дебита и обводненности продукции добывающих скважин, реагирующих на данную нагнетательную скважину, приведены в таблице.

Как следует из приведенных данных, предлагаемый способ добычи нефти с применением большеобъемной закачки ВЭСС, самопроизвольно образующейся в воде при однократной закачке в нагнетательную скважину определенного (1600 л) количества РДН-0 и последующем непрерывном дозировании данного реагента в количестве 12,5 кг/ч в течение 4 суток в водовод системы поддержания пластового давления, позволил заметно (на 5-10%) снизить содержание воды (табл.1, п. 4) по всем 5 добывающим скважинам, реагирующим на данную нагнетательную скважину. При этом, несмотря на определенные колебания во времени (вначале рост, а затем некоторое снижение) дебита добывающих скважин по жидкости (табл. 1, п.3), дебит по нефти (табл.1, п.5) по всем добывающим скважинам в течение первого месяца после закачки ВЭСС сразу увеличился почти в 1,5-2 раза и даже после 6 мес дебит по нефти у реагирующих скважин превышал первоначальные значения в 1,1-1,7 раза. Дополнительная добыча нефти (табл.1, п. 6), полученная за счет реализации предлагаемого способа только по 5 реагирующим скважинам за 6 мес составила величину порядка 1300 м³, при этом было затрачено 2800 л реагента РДН-0, т.е. в среднем на 1 м³ реагента РДН-0 дополнительная добыча нефти составляет величину порядка 460 м³.

Таким образом, использование в предлагаемом способе добычи нефти состава (реагента РДН-0), содержащего в заданном соотношении ароматический углеводородный растворитель и неионогенный ПАВ, обладающий деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в масле", позволяет на практике достаточно просто осуществлять большеобъемные (не менее 1000 м³) закачки водной эмульсионно-суспензионной системы (ВЭСС) в нагнетательную скважину, что способствует не только выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины, но и за счет нефтеотмывающих, гидрофобизирующих и водоизолирующих свойств ВЭСС снижается обводненность продукции добывающих скважин и повышается коэффициент вытеснения нефти из пласта.

Кроме того, следует отметить, что с применением предлагаемого способа добычи нефти отпадает необходимость в частых остановках нагнетательных скважин для обработки (очистки) призабойной зоны нагнетательных скважин с целью повышения их приемистости от асфальтосмолистых и парафиновых и прочих отложений, что не только снижает затраты на добычу нефти, но и существенно улучшает экологическую обстановку в районе нефтедобычи.

Из анализа патентной и научно-технической литературы указанная совокупность признаков не обнаружена, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа добычи нефти критериям "существенные отличия" и "научная новизна".

Изобретение относится к способу добычи нефти заводнением с использованием большеобъемных закачек в продуктивный пласт водной эмульсионно-суспензионной системы (ВЭСС). Технический результат: повышение нефтеотдачи и охвата пласта заводнением, повышение дебита по нефти при одновременном снижении обводненности добываемой продукции нефтяных скважин. Способ добычи нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов с поддержанием пластового давления заводнением, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину состава, включающего неионогенное поверхностно-активное вещество, самопроизвольно образующего эмульсионно-суспензионную систему при дозировании в воду, отличается тем, что в пласт закачивают состав-реагент для добычи нефти РДН-0, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество, обладающее деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти" и дополнительно ароматический углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас. %: ароматический углеводородный растворитель 50-75, неионогенное поверхностно-активное вещество 25-50. Закачку реагента РДН-0 в пласт осуществляют периодически в призабойную зону нагнетательной скважины и/или постоянно дозируют в водовод, по которому в нагнетательную скважину закачивают нефтепромысловую сточную воду с установки подготовки нефти, при этом в пресной или минерализованной воде образуется самопроизвольно эмульсионно-суспензионная система из отложений асфальтеносмолопарафинов и хлопьевидных агломератов твердой фазы и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти. При этом для периодической закачки необходимое количество реагента РДН-0 определяют исходя из геометрических размеров призабойной зоны нагнетательной скважины и мощности обрабатываемого пласта, а количество реагента (Q², кг/сут) для постоянного дозирования в водовод нефтепромысловой сточной воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, рассчитывают по формуле. 3 з. п.ф-лы, 1 табл.

1. Способ добычи нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов с поддержанием пластового давления заводнением, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину состава, включающего неионогенное поверхностно-активное вещество, самопроизвольно образующего эмульсионно-суспензиозную систему при дозировании в воду, отличающийся тем, что в пласт закачивают состав-реагент для добычи нефти РДН-0, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество, обладающее деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти", и дополнительно ароматический углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Ароматический углеводородный растворитель - 50-75
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 25-50
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве ароматического растворителя используют термогазойль плотностью 1000-1020 кг/м³ или антраценовую фракцию с плотностью 1100-1120 кг/м³, а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества применяют продукты оксиэтилирования алкилфенолов, или жирных кислот, или жирных спиртов. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что закачку реагента РДН-0 в пласт осуществляют периодически в призабойную зону нагнетательной скважины и/или постоянно дозируют в водовод, по которому в нагнетательную скважину закачивают нефтепромысловую сточную воду с установки подготовки нефти, при этом в пресной или минерализованной воде образуется самопроизвольно эмульсионно-суспензионная система из отложений асфальтеносмолопарафинов и хлопьевидных агломератов твердой фазы и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти. 4. Способ по любому пп.1-3, отличающийся тем, что для периодической закачки необходимое количество реагента РДН-0 определяют исходя из геометрических размеров призабойной зоны нагнетательной скважины и мощности обрабатываемого пласта, а количество реагента (Q². кг/сут) для постоянного дозирования в водовод нефтепромысловой сточной воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, рассчитывают по формуле
Q²=k•(Q_в•q)•1000, кг/сут,
где k - коэффициент, учитывающий различия в составе и свойствах агломератов и асфальтосмолопарафиновых отложений, значение которого может колебаться от 1 до 10;
Q_в - приемистость нагнетательной скважины в период обработки, м³/сут.;
q - качество нефтепромысловой сточной воды закачиваемой в нагнетательную скважину, характеризуемое количеством взвешенных агломератов-частиц твердых примесей и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти, мг/л.