МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОБРАБОТКЕ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН ДЕЭМУЛЬГАТОРОМ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕДИНЕНИЯ "Башнефть'

РД 39 -1 -1118 84

1984

Министерство нефтяной промышленности ВНИИСПТнефть

УТВЕРЖДЕН

начальником Технического упраьлбкия

Ю.Н.Байдуковым II июля 1984 года

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОБРАБОТКЕ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН ДЕЭМУЛЬГАТОРОМ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ПРОИЗВОДСТВЕН!iСГО ОБЪЕДИНЕНИЯ "БАШНЕФТЬ**

РД 38-I-III8-84

ID

7. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ВЛИЯНИЕ НА ОКРУЕАЩУЯ СРЕДУ

7.1.    Приготовление раствора деэмульгатора и обработка скважин должны производиться в соответствии с "Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности", утвержденными Гостехнадзором СССР от 13.01.74 г., типовыми правилами пожарной безопасности для промышленных предприятий, утвержденными Главным управлением пожарной охраны МВД СССР от 21.08.1975 г.

7.2.    При непосредственном обращении с химическими веществами необходимо руководствоваться "Типовой инструкцией по безопасности работ с применением поверхностно-активных веществ" (РД 3^-22-201--79), "Единой системой работ по созданию безопасных условий труда", утвержденной МНП и президиумом ЦК профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности за № 559/8 от 21.10.1977 г. и "Отраслевой инструкцией по безопасности труда при обработке призабойной зоны скважин углеводородными растворителями (конденсат, сжиженный газ

и др.) и закачка их в пласт - ИБТВ-007-77, разработанный ВНШТБ, 1979 г.

7.3.    Инженерно-технический персонал и операторы по добыче нефти должны пройти обучение и инструктаж, а также быть аттестованными согласно требованиям -^Единой системы работ по созданию безопасных условий труда" и других существующих положений. Лица моложе 18 лет к работе с деэщульгаторами не допускаются.

7.4.    В подразделениях НГДУ должен быть налажен учет поступления и расхода деэмулъгаторов и растворителей.

7.5.    Хранение деэмульгаторов и растворителей производится на открытом воздухе в закрытой таре, установленной на эстакадах вблизи установок БР-10.

7.6.    Обслуживающий персонал, имеющий контакт с деэмульгатором и растворителем, должен подвергаться периодическому медицинскому обследованию (приказ Минздрава СССР » 400 от X мая 1969 г.).

7.7.    Работы с реагентами должны производится в спецодежде оператором по добыче нефти.

7.8.    При разливе деэмульгатора и растворителя место разлива засыпается песком с последующим его удалением в сборную емкость.

7.9.    При загорании - тушить песком, кошмой, огнетушителем.

7.10.    Слив раствора в канализацию, ведущую на биологическую очистку, без предварительной физико-химической очистки не допускается.

ЛИТЕРАТУРА

1.    Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.-М.: Недра, 1974.

2.    Типовые правила пожарной безопасности для промышленных предприятий. - М.: Стройиздат, 1975.

3.    Типовая инструкция по безопасности работ с применением поверхностно-активных веществ. РД-22-201-79. - Уфа: ВооНИИТБ,1980.

4.    Единая система работ по созданию безопасных условий труда.-М.: Недра. 1978.

5.    Отраслевая инструкция по безопасности труда при обработке призабойной зоны скважин углеводородными растворителями и закачка их в пласт. ИБТВ-007-77.. - М.: МНП, 1979.

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

1.    Общие положения     3

2.    Требования, предъявляеше к технологического

процессу     5

3.    Технология обработки скважин     6_

4.    Выбор скважин для обработки     8

5.    Контроль за эксплуатацией скважины после проведения

обработки     9

6.    Требования, предъявляеше к    деэмульгаторам     9

7. Требования безопасности в влияние на окружающую среду

Литература

Приложение. Журнал учета работы глубиннонасосного оборудования при внутрискважинной деемульоацив нефти     £3

РУКОВОДЯЩИЕ ДОКУМЕНТ ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОБРАБОТКЕ ОБВОДНЕНИЯ СКВОШН ДЕЭМУЛЬГАТОРОМ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕДИНЕНИЯ "БАШНЕФТЬ"

РД 39-1-Ш8-84

Издание ВНИИСПТнефть 450055, г./фа, пр.Октября. 144/3

Редактор Л.В.Батурика Технический редактор Л.А.Кучерова

Подписано к печати 16.10.84 г. П03734 Формат 60x90/16. Уч.-изг.л. 0,7. Тираж 140 экз. Заказ -/88

Ротапринт ВНИИСПТнефти

Инструкция оодержат практические рекомендации по применению метода внутрискважинной деэмульоации на предприятиях производственного объединения "Башнефть".

В окончательной редакции инструкции учтены замечания ряда предприятий и организаций Миннефтепрома, приславших овои отзывы.

Инструкция составлена Юсуповым О.М., Валеевым М.Д., Гариповым Ф.А., Коваленко М.Ф., Зариповым А.Г., Хакимовым Р.С.

Инструкция по обработке обводненных скважин деэмульгатором на предприятиях "Башнефти" РД 39-I-III8-84.

Вводится впервые

Приказом объединения "Башнефть" от "J>_"    сентября    198'jr.

Л W

Срок введения установлен с 0l.I0.8*i Срок действия до 01.10.89_

В инструкции даются рекомендации по технологии проведения внутрискважинной деэмульсации нефти, выбору обводненных скважин в подготовке химреагента для их обработки.

В основу технологии заложен принцип насыщения нефти в межтрубном пространстве раствором реагента с целью постепенного дозирования его в добываемую жидкость. Разработанная технология прошла промышленные испытания на пробелах объединения "Баш -нефть".

Применение инструкции способствует более paixnoнальному и экономическому использованию маслорастворимых деэмульгаторов.

Принцип подготовки раствора реагента и обработки этим раствором скважины гложет быть использован также для дозировшшя ингибиторов коррозии в нефтесборные коллектора.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. В условиях прогрессирующего обводнения продуктивных пластов достаточно эффективным методом профилактики образования эмульсий является внутрискважинная деэмульсация нефти. В отдельных случаях, в частности в зимнее время, этот метод является со-

вершенно необходимым в связи о высокими давлениями нагнетания жидкости в сборные коллектора. Црисутствие деэмульгатора в продукции предотвращает формирование стойких эмульсий в скважинах, снижает вязкость добываемой жидкости и давление в системе сбора.

Ввод деэмульгатора на прием насосов позволяет в значительной мере улучшить уоловия эксплуатации скважин, транспорта и подготовки нефти. Уменьшается обрывнооть штанговых колонн, растет дебит электроцентробежных установок благодаря снижению вязкости жидкости в стволе насосно-компрессорных труб (НКГ). Все это позволяет считать метод деэмульсации нефти в скважине одним из перспективных направлений в нефтедобыче. Технология деэмульсации тем эффективнее, чем больше давление, необходимое дня транспортировки высоковязкой обводненной продукции скважин до конечных пунктов нефтепромысловой системы сбора.

1.2. Применение способа деэмульсации в широких масштабах в настоящее время одерживается рядом объективных причин. Прежде всего несовершенны техника и технология дозирования реагента в скважину. В зимний период эксплуатации отрицательная температура исюпь чает возможность постоянного дозирования деэмульгатора в скважину вследствие его загущения. Кроме того, дозаторные насосы обладают достаточно низкой эксплуатационной надежностью и требуют практически ежедневного обслуживания техническим персоналом. Все это заставило в подавляющем большинстве случаев отказаться от цозаторкых установок. Поэтому в практике добычи обводненной нефти все более широкое применение находит метод периодической заливки реагента в межтрубное пространство. В эимний период частота обработки скважин составляет в среднем 3 раза в неделю. При этом количество заливаемой жидкости (как правило, неразбавленного деэмульгатора) составляет 0,005-0,01 м⁸. Для практического руководства операцией обработки на сегодняшний день нет никаких расчетов и инструкций.

Это приводит к непроизводительному расходу дорогостоящих реагентов импортного производства. Однако главная причина непроизводительных расходов заключается в следующем. Высокая плотность заливаемого реагента приводит к быстрому попаданию его на прием насоса и откачке в линию. Период между обработками, таким образом, резко сокращается, а трудоемкость процесса увеличивается. В первые сутки после обработки в жидкость вводится чрезмерно большое количество реагента, а в последующее время образуется его резкий дефицит.

1.3.    В инструкции для обработки скважин предлагается композиция из неионогенных деэмульгаторов - сепарола 5014, сепароля и растворителей малой плотности - низших спиртов (изопропиловый, метиловый, этиловый), допущенных "Перечнем химреагентов, применение которых согласовано с ?Линнефтехимпромом СССР" (Письмо "Союзнефте-хвмпрома" 18-4520 от 8.09.80 г.).

1.4.    С помощью растворителя плотность раствора доводится до плотности нефти и снижается вязкость реагента-деэмульгатора, что облегчает его доставку на межфазную поверхность.

2. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕЩДВиСЯЕШЕ К ТШШЮЬШЖОДО ПРОЦЕССУ

2.1.    Обработка скважин, дебитом от 3 до 200 м^э/сут, спиртовыми растворами неионогенных реагентов-деэмульгаторов типа блоксопо-лимеров должна производиться при добыче обводненных нефтей, вяз -костью на выкиде скважины не менее 150 мПа*о. Вязкость нефти

150 ыПа*с и выше начинает оказывать заметное влияние на работу насосной установки.

2.2.    Полученные растворы должны обеспечить снижение вязкости обводненной нефти и стойкости эмульсии в насосно-компрессорных тру-

бах. Отбираемая на устье скважины продукция, должна в течение 30 мин расслаиваться на нефть и воду с остаточным содержанием воды в нефти не более 10$.

2.3.    Обводненность продукции обрабатываемых скважин должна составлять 45-75$. В случае применения ингибиторов коррозии обводненность продукции не ограничивается.

2.4.    Скважина может быть оборудована насосным оборудованием типа УШГН или УЭЦН.

2.5.    Деэмульсация не должна приводить к увеличению скорости коррозии трубопроводов сборных сиотем из-за полного или частичного расслоения в трубах водонефтяяой омеси.

3. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

3.1. Технология обработки скважин состоит из следующих операций.

3.1.3. Получение раствора реагента.

3.1.2.    Подача раствора в межтрубное пространство скважины.

3.1.3.    Контроль за свойствами продукции скважин, работой насосного оборудования и давлением нагнетания в нефтесборном кол^ лекторе.

3.2.    Раствор в объеме 0,04-0.06 м³ приготавливается смешением в соотношении 1:1 деэмульгатора с органическим растворителем, выпускаемым отечественной промышленностью.

3.3.    Смешение цеэмульгатора с растворителем производится в течение 15-20 мин. циркуляционным насосом установки ЬР-Ю.

3.4.    Полученный раствор доставляется к скважинам в автоцис-тернах и по схеме на рис. закачивается агрегатом НА-320 в зат-рубные пространства. Подсоединение к задвижке устьевой арматуры производится с помощью быстросъемных соединений.

Рис. Схема подачи растгорА деэмульгатора в скражину. I - скважина, 2 - насос, 3 - агрегат ЦА-320.

3.5, Закачанный раствор в силу меньшей плотности располагается вначале в верхних участках столба нефти над насосом. Затем, в связи с массообменом жидкости в межтрубном пространстве, раствор перемешивается с основным объемом нефти и насыщает её. Постепенная смена объема межтрубной нефти конвективными токами жидкости, вызванными температурными градиентами по стволу скважины и радиальному тлравлению её кольцевого оеченил, приводит к дозированию слабоконцентрированного деэмульгатора через насос в добываемую жид -.кость.

4. ВЫБОР СКВАХИН ДНЯ ОБРАБОТКИ

4.1.    Для выбора скважин производится анализ вязкости устьевых проб жидкости а их отстой. Вязкость пробы, замеренная полевым вискозиметром СВП-5, в пересчете на динамическую величину должна быть не менее 150 мПа*с. Стойкость отобранной эмульсии согласно общепринятой методике, определенная как отношение свободно выделившейся в течение 30 мик водной фазы к её общему объему в пробе, выраженному в процентах, не должна превышать 5 %.

4.2.    Обработка применяется в скважинах с исправным оборудо -ванне м.

4.3.    Устьевое оборудование не должно осложнять закачку приготовленного раствора в межтрубное пространство.

4.4.    Выбор скважины осуществляется инженерно-техническим персоналом промысла совместно о лабораторией ТТПД ЦНИПРа.

5. КОНТРОЛЬ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ СКВА2ИНЫ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ОБРАБОТКИ

5.1.    Посла проведения обработки осуществляется анализ вязкости и отстоя жидкости, отбираемой на устье скважины из пробоотборного крана с частотой раз в две недели. Отбор проб осуществляется оператором, анализ и обработка результатов производятся лабораторией техники и технологии добычи нефти ЦНИПВа НГДУ.

5.2.    Для регистрации закачки и результатов анализа свойств продукции скважин в лаборатории ЦНЛПРа заводится журнал учета (см. приложение).

5.3.    Дозирование реагента-деэмульгатора на прием насоса должно снизить в 5-10 раз вязкость жидкости и стойкость эмульсии. По мере истощения реагента в затрубном пространстве вязкость и стойкость эмульсии постепенно приближаются к исходам значениям. При достижении вязкости и стойкости эмульсий, отличаются от исходных в 1,05-1,1 раза, производится повторная обработка сквш-шш. Ориентировочный срок дейотвия раствора приведен в табл, приложения.

6. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЩ1ЬЯВЛЯЕад К ДЕЭ,ШЬГЛТОР/М

6.1. В тех случаях, когда коррозионная активность пластовой воды высока и расслоение потока водонефтяной смеси на составлял^ щие компоненты будет способствовать коррозии и порывам коллекторов, в качестве деэмульгаторов должны использоваться только вещества, обладающие ингибирующим действием. К примеру, такими деэмульгаторами являются реагенты Ное-1877-4, Виско 936,938, защитное действие которых для некоторых типов добываешх жидкостей достигает 80-95£.