ТЕХНОЛОГИЯ ОПТИМАЛЬНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРОВ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

РД 39.0143070 - 02&ВНИИ - 60

1986

МИНИСТЕРСТВО ншянои пкшщшиости

ЛВВДЦАЮ

&М Jit равняв

жшалопш сшишшяо пшвшщ шишоров содЕсагсаЕнщ РД 39 - 0I4&07D- сеешда- об

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ PASIАБОШ 5

СвйирсЕиа научво-иооладозбяедьоксм ннсгвгутоы нефтяной ПроЮИЩЬЕВООТН

Дярекгод гвоезгута

JZmT+lyt f CiBtC»

ЮЛ.Ыасиянцев

ошшш исшшитш Заз* яабордаоряей Зэв.сеетором, я.зин.

СОШСОЙШО :

Главный инвавзр Управления свфгедсблн Гязвтюаеннефге:

Рзм» генерального директора Gоэзкэфгепроаэгаи, к.х.н*

Зги- .т^эктора 3№ffl

о

Таблица *

5Л7. Значение    рзссчзтшаетея    до    формула;

рН_иас« ^& ^ ^х рЗС0₉ ,    (    Ь    )

где К - константа „ зависящая от температуры _г ионной силы раствора;

рСа, рНС0₃ - отрздателъша^ десятичный ло тарифе концентрации ионов кальция к гидрокарбоната, соотвзтствегшог

5о 18. Значения константы К находятся для соответствующих гошературы к ионной силы (3 ) по номогр&ш; ( рио. 3 ); величины рСа и р НСО_д - по рис* 4.

5.19.    Ионная сила расочвтывавтоя по формуле;

0‘"£ZclXi,    (6    )

где С - моляиькал концентрация t-ro иона в раслюре, г-ион/кг растворителя;

Z - заряд i-ro иона.

Допускается лольэоваться молярными концектраг&!яш ионов ( г-иоз/л ) в том случае , когда общая минерализация вода не превышает 30 г/л*

5.20.    Концентрации ионов, необходимые ;да расчетов рНц_ес^,

определяются в соответствии с РД 39-23-1055-84 " Инотруадю но методам анализа минерального состава пластовых вод я отлс-пения солей” .

5.21* Вода является стабильной _е воли величина ПО отряда-г&яьяа дли равна дулю*

Вода является нестабильной, если величина ПС полодите-льна. Величина ПС характеризует интенсивность образования осадка карбоната кадьтщя»

5.22.    Величина ПС попутно добываемой бсщы определяется по программе машинного расчета * цраведённой в приложении 2.

5.23. В случае, когда значение ПС добываемой воды нахо-

дится в продолах О - 0,> , £52 погдаанда достоверности определения стабильности во?,7 нссбхсдпго псвгордть опрадвлаазэ. Параллельно следует проваотя опрбдэдааиа стабильности этих вод иетодся " мраморной пробы ".

Метод "мраморной пробы*

5.24.    Водонефтяная эмульсия отбирается на устье скважины иле другой точке НПО в гермэтячннй дробоатборзак, содержащий 10 г порошкообразного карбоната кялвдия е сзхоное-менно в бутылку ( 0,5 - С,7 л ).

5.25.    Пробоотборник С рис.5 > снабжая атвинчнваидошся

крышками и иоршнвм ( 3 ), перемеиагодмся из одного крайнего

положения в другое при заполнения пробоотборника. Изгогазла-

ваетоя пробоотборник из коррозионностойкого материала, ёмкость его должна быть ве менее 0,6 я. Пробоотборник разработан в СнбНШП.

5.26.    При проведении анализа не сразу после отбора пробы в бутылку предварительно помешается 1-3 кг ингибитора солаотлсЕзэния.

Ь.27Ж условиям устья проба приводится нагреванием содержимого пробоотборника до устьевой температуры.

5.28. Наг-ев, термостатирования пробоотборника «зугаствля-ется путем алвктрообогрева ( съемная рубашка ) «где водявер бани. Перемешивание смеси осуществляется дврезорячквэнкеы зли встряхиванием контейнера.

5.23. К условиям лвбой другой исодазуешй точки проба приводится путём подъема теигаратуры х давленая в пробоотборника до условий иооледуемой точки.

Подъём давленяя осуществляется обратны* чдпимг»я« сорлня, создаваемым о помощь» преоса.

5.30. После приведения пробы к уолшав* хоазадсвангз дрь— боотборящ. териостатвруэтоя в течелка одного часа,

Схема пробоотборншш

I - вевтнль высокого давления; 2 - карбонат кальция;

3 - нор©еш>; 4 - ухшотнжтавьнов кольцо.

Рно.5

5.31* До окончания тврмостатнрования водная qaaa из пробоотборника без предварительного сброса давления и охлаждения переводатоя в стакан а фильтруется , после чего в ней определяется содержание ионов кальция. Одновременно проводится определение содержания воков кальция в водной фазе жидкости, стобранной в бутшидг. Содержание ионов кашзш определяется в соответствия с РД 39-23-Ю55-&4 .

5%32. Оценка стабильности воин производится сравнением содержания ашав кальция в воде до и после * мраморной пробы"

С вода ив бутылка и вода из контейнера после термоотатировання.) * Пря уменьшении концептрации ионов кальция после "цршгор-лой пробы" зода является нестабильной,при увеличении - вода стабильна. При неизменном содержании ионов калыщя вода близка к состоянию равновесия» т.а. стабильна.

Определение оптимального содержания ингибиторов содеотложекия

5.33. Оптимальным ссщерваняел ингибиторов солеотлохения является лдшимальвое содержание ингибитора в попутно добываемой веде, обеспечивающее полное предотвращение соле от лаже пня* 5-34. Величина оптимального содержания ингибитора ( т_с ) определяются температурой и химическим составом попутно добываемой водн. Влияние температуры и химического состава представлено на рис. 6-7 в зада зависимостей величины *г?₀ от величины показателя стабильности*

5.36* Зависимости (см. рис. 6-7 ) используются для определения величины оптимального содержания ингибиторов ДАФ-13А, SP-I8I .

5.36.    Для других ингибиторов подобная зависимость может быть получена путём экспериментального определения величины

гя© по методике, приведенной в приложении 3.

5.37,    На скважинах, защищаемых методом дозирования, устанавливается дозировка ингибитора , обеспечивающая оптимальное содержание его в воде, т₀

5.3Ь. 3 скважинах, защищаемых методом задавки, раствор ингибитора, приготовленный для обработки призабойной зоны, продавливается в пласт продавочной жидкость!! в соответствии с инструкцией до технологии применения данного реагента . Расчет количества ингибитора ч объёма обрабатываемой породы

5.39. Суточное количество дозируемого реагента ( тр,кг > определяется по формуле:

Пр - tO'^J m„- Q_H,u _f    ^(7>

В рукойодотве лгли/гка скшовные положения технологии оатш.тльиога дршмненвя ингибиторов сслвотлсяенни. Разрайо-ташщй технологический процаоо отлнчаатоя от существупцега слодузлциш глюодтшш : предваритолышы определенней стабильности попутно добываеынх вод 3 оптимального содечванкя в водо ицгпбиторов содвотловейня» использованием для обработка призабойной всгш овваяий разбавленных растворов ингибиторов.

Руководство вредаозначено дяя работников нефтяной проиы-адешюсти Западной СнбкрД, запшшщвхся вопросами борьбы о стлбзсешша: носргглочсекЕх солей в сквапшнсы нефтепромысловой оборудовании.

В работе пр&шшвла участно : £.В .Моисеева, ЕЛ .Хмелёва , А.СЛасвльев. ИЛЛалпазлова. ЕЛЛочнов, К J0. Тимофеева, Г.ЙЛоронцова, Г.НЛршев, НЛ .Хлопонина, ЛЛЛ'алутво, КЛ.Чадаев .

СнопрскпЗ .чауча!с-2оследозйтельснай институт нефтяной

ЛраЛЗШШЕО&Я ( СябШЗЩ ), isae

тозацявдй декадах

шнояашг ашшгыюго пршшшйя mvuSHTOPib шзатмояяш

РД 39 - 0I4B0VU- - СЙбЕЕИИ -66

Вводится впервые

Срок введения установлен с 01.03.66г.

Срок действия до    0J.03.69r.

Настоящий руководящий докупает устанавливает осковино положения технологии оптимального прнадпеная ингибиторов оо~ лв отложения на добывающих скихянях, подвергай ихся отлаже-пию неорганических соле?, и црлзцбойной зоне пласта в додзоы-нои оборудовании на месторсагаэквдх Западной Сибири.

1. ОШ НШОЗВШК

I.I. Разрабатываемый технологический процесс является да-лкиайяжи развитием и совершенствованием имошвйся технологи дрякевенжя ингибиторов сода отложения ( РД 39-014ЮЗД-СШЕШ4-66 "Руководство но применению ингибитора отложения солей пАа-Ць сзашй в пефтедобнващях скважинах¹).

IJ2. Указанным руководящим документом предусматриваются едшше расходные нормы реагента на тонну добиваемой води, соатЕнлпзгяо для пнгибатора типа ДАФ-13А зимний 10-15 г/т. Стебкьеозть попутно добшзаеиых вед в интенсивность процеооов ом?отлзг^я?.Е вааност от « ^ппературы и минерализации попутно

p

добываемой воды» содерсадня п солвобрааупцих ионов и углекислоты. В соответствии с этим, добываемым водам каждой скважины будет соответствовать овое оптимальное содержанье ингибитора соле отложения, обеспечивающее полное предотвращение осадкообразования.

1.3* Разработанная технология предусматривает определение оптимального содержания ингибиторов содеотложешш в зависимости от состава вода и условий работы сквакин, что позволив экономно в рационально расходовать ингибиторы солеотдонешгя.

1.4. Создание методики определения оптимального содержания ингибиторов содеотложешш позволит обследовать весь фонд обводнённых скважин л выявить те иэ лих, которые нуждается в защите до обнаружения содей, с другой стороны - вывести ив аовда защищаемых скважины, которые б связи в ввмевением состава добиваемых вод перестали нуждаться в защите*

1.6. Рациональное я эффективное ишольвованне ингибиторов по разрабатываемой технологии достигается: предварнтвль-нш определенней стабильности попутно добываемой воды; определением л поддержанием оптимального содержания ингибиторов оолеотлажения в добываемой воде, применением для обработки лрнзабойной зоны растворов реагентов в концентрации, обесде-чнвгддей максимально полное иопольаование ингибиторов»

2» ТРШШШ,ПР№йВ2ЯВ16Ш К ТШОЯ01ШЭСЗШШ^Г ПРОЦЕССУ

2Д. Разрабатываемый технологический процесс доспев обеспечивать надёжную зашнгу нефтепромыслового оборудоведая добывающих скважин от солэотлоквния в уолоьг-ях кэоторозденпй Западной Сибири.

2*2* Разрабаткваемая технология долгет обоспе“иЭЕГь наиболее полное исшольаоз'жг |та#бгторб-

2.3.    Удельной расход ингибиторов солеотлскения д олкон определиться услоьня-’а: работы сквааашы давлением, тоиюратуроа, обводнённость», химическим составом попутно добываемой воды

и прнныиюзшастьи сквадвш к определённому пласту л месторождение.

2.4.    необходимость обработки скважин ингибиторами должна устанавливаться на основе предварительного определения стабильности попутно добываемой воды.

2.5.    Разрабатываемый технологический процесс должен обладать патептиой чистотой в отношении СССР и отвечать по своим технако-эконоаическим показателям мировому уровня.

3. ‘ШНИЧЕСКШ СРсЩСШ И МАТЕРИАЛЫ, НШБХЦЦИ&Е для ССУДЕСТВЛ-КИЯ ТтОДОГИЧЕСКОГО ПР0ЩССА

3.1. Узел приготовления и залавки рабочего раствора ингибитора содеотлокеквд.

3.2. Цементировочный агрегат ЦД-320М ОТУ 26-02-30-67.

3.3.    Автоцистерна типа ЦР-7АШТУ 26-16-32-77.

3.4.    Насао типа АД дли LPX.

3.5.    длслотсвоз KU - о,Ь.

3.5.    Солянокислотнцй агрегат Азииммп - ЭОА или ДКШ - 50.

3.7. Соляная кислота 1У 8-01-193-66.

З.Ь. Ингибиторы созеотложения» йМ-Ш ТУ 6 - 05-05-75 Ы.&-13А зимний 1'У 25-471-13-54 .

3.3. лабораторное оборудование согласно приложениям I и 3.

4. ИОдГОХЖЧА КЕОпХедШ! «ШШОДОВ X РАБСХЕ

4.1* Ка скважинах, ваыечепгшх к задав, пул необходимости, проводятся подготовительные работы: обработка лпфта скважиин а призабойной зоны соляной кислотой в соответствии с

I³;.

4»*. асдгстовдть :: рябого пробоотборники.

4. J.    прободения шестпкампонентного анализа приготовить растворы согласно гд 'SJ~X3-Ю55-Ъ4 " /шструкпяя по методам анализа минерального состава пластовых вод и отложения солей^-.

4.4. Для количественного определения ингибитора соле отделения в попутно добываема водах приготовить растворы согласно Методике определения содержания в пластовых водах ингибиторов «а фосфороргаявческой основе “    (    приложение    1    ).

4.0.    11одгото1пть прибор для язю? рекия pH и фотоэдэк-троколоркиетр.

5.    ПОСЛБДОМТОШШЙ ПЕРЕЧЕНЬ ТШОЛОГЯЧгШа

ОПЕРАЦИЙ, ОСОБЕННОСТИ    СНЕРаЩзЙ

5.1.    Определение стабильности попутно дсбывче;дых вод нефтяных месторождений Западной Сибири заключается а определении склонности этих вод к образованию осадка карбоната холышя ( карбонатной отебильности ).

5.2.    Определение карбонатной стабильности проводится двумя могодами: методом, основлшш на измерения pH , и методом "мраморной пробы".

Определение стабильности в обоих методах производится на основе исследования проб воды, отобранных на поверхности. Определение стабильности попутно добываема вод в л?х>Сл гочк* нефтепромыслового оборудования ( ЭД> ). напрдь.ер, и* зяб о*.

оквакинн, в первом метода достигается введением поправок, учи-тываших гзманеаяе pH воды при изменении температуры и давления от условий, сумстеуадих В различных точках ШО , до условий измерения pH; во втором мотоде - приведением условий исследовании (температуры, давления ) к условиям исследуемой точки НПО.

Ь.З. Результаты определения стабильности данными методами соответствуют состоянию попутно добываемой водя в момент определения, при учёте постепенного изменения состава иод в процессе разработза месторождения, контроль стабильности следует производить по мере необходимости, рекомендуется не рене одного раза в три ыеоеда.

5.4.    Исследование проб ьодонефгяной эмульсии в методе, основанном на измерении pH, и методе " мраморной пробы'' проводятся непосредственно после отбора проб на месторождении или через неокольцо чаосв в лаборатории.

5.5.    Цетоды, описанные выше, используются независимо или параллельно. Использование метода " мраморной пробы" является целесообразным в случаях, когда попутно добиваемые вода содержат природные вещества, ингибирующие процесс оолеотложеняя, или ингибиторы солеотлсаекия. Метод, основанный на измерении

pH , непригоден для определения фактической стабильности вод, содержащих ингибиторы солеотлогакля.

U е т о д .основанный на измерении PH

6.6. Водонефтяная эмульсия отбираетоя ла устье скважина яли другом месте ЕЮ в герметичный пробоотборник (контейнер), изготовленный из некорродируюцего материала, ёмкостью не менее 0,6 л,

Б.?, При обводнёниооти нефти выше 7oft дополнительно оле-дует отобрать обычным образом ( в бутылку ) пробу водонефтяной

эмульсии для определения химического состава попутно дсб«-ьпемой соды*

Ъ.о* iipu теююратуре окружающей среди «ичо J )°(i допустимо ограничиться отборов пробы в бутылку* ьутылка после отбора плотно закрывается дробко¹*

SoS. Пробоотборник охлед до *оше^п '.туры измерения pii ( тошоргтуса окружающей среды ) , после чего давление ь кем приводится к атмосферное* путём периодического сброса газа через верхний воптдль пробоотборника. Эта ои правд я сопровождается 30—тщутщш { не менее ) встряхиванием контокнера, необходимым для установления равновесия в системе гзз-пе^ть-вода в условиях измерения рП *

t.IO. После fc-минутного ототаоъашт всдкая фаза из щю-боогборнлка переложится в химически стакан, saw . из ного пипеткой отбирается проба и переносится в стаканчик для измерения pH. Отделение следов нефти осшчкьм образом фильтровальной бумагой, помещенной в х&.лчоскую воронку, допустимо проводить з случае, если температура измерений ( окружающей оредн) ниче 20°С,

о.II* Проба водонеф/гяной эмульсии, отобранная в бутылку (л«Ь.8 ), приводится к условиям измерения аналогично пробе₉ отобранЕой в пробоотборник ( д*э,9 ). Отделение коды от нефти в этом одучае проводится делительной воронкой.

ЬД2* величина pH попутно добываемой воды в исслодуемой точке С в любой точке скважины и пласта ) находится как разность

рн=    “    ^а    с    1    )

где pH _изм - измех>енно8 значение , pH;

дрИ - поправка , учитывающая изменение pH попутно добываемой води в результата изменения содерудчй? &• ней углекислот» при изменении температуры и даьлснкя *-v уолоьгх ул'ххч*-

дуем ой точки к у о Ловид^ измеряю! ;

а - разность значении отрядитечьного логарифма i;op— вой константа диссоциации угольной кислоты С рК-г ) для тея-пепатурч избраний а температуры в исследуемой точка» Значения приведет.- в тяол. I .

5.13* Величина дрН определится но ^орг.уле