На главную
На главную

РД 39-23-954-83 «Инструкция по технологии удаления отложений парафина с помощью компонентов бензина»

В руководстве изложены основные положения по технологии удаления смолопарафиновых осадков из скважин с помощью углеводородного реагента-растворителя (компонентов бензина).

Обозначение: РД 39-23-954-83
Название рус.: Инструкция по технологии удаления отложений парафина с помощью компонентов бензина
Статус: действующий (Вводится впервые)
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 15.02.1984
Разработан: БашНИПИнефть
Краснохолмскнефть
Утвержден: ПО "Башнефть" (31.01.1984)
Опубликован: Башнипинефть № 1983

Министерство нефтяной промышленности

Производственное ордена Ленина и Ордена Трудового Красного Знамени ОбъединениеБашнефть

Башкирский государственный научно-исследовательский
и проектный институт нефтяной промышленности

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ТЕХНОЛОГИИ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНАС ПОМОЩЬЮ КОМПОНЕНТОВ БЕНЗИНА

РД39-23-954-83

УТВЕРЖДАЮ

НачальникТехнического Управления

___________________Ю.Н. Байдиков

______________________

УФА 1983

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Башкирским государственным научно-исследовательскими проектным институтом нефтяной промышленности /Башнипинефть/

Директор                                                                                                 И.Ф. Кагарманов

Руководители и исполнители разработки:

Зам. директора                                                                                        С.Ф. Лющин

Ст. научный сотрудник                                                                          В.А. Рагулин

Ст. инженер ПО Башнефть                                                                    А.Ш. Хуснияров

Нач. ЦНИПРа НГДУКраснохолмскнефть                                          Ф.С. Гарифуллин

СОГЛАСОВАНО:

Начальник управления по повышению

нефтеотдачи пластов                                                                             З.А. Сорокин

Зам. директора ВНИИ                                                                            П.М. Усачев

Зам. генерального директора НПОСоюзнефтепром                         А.В. Солодов

Главный инженер объединения Башнефть                                         М. Н.Галлямов

Зам. начальникаУправления Башкирского

Округа Гостехнадзора                                                                            Г.Г. Приданников

В руководстве изложеныосновные положения по технологии удаления смолопарафиновых осадков из скважин спомощью углеводородного реагента-растворителя (компонентов бензина).

Приведены сведения о физико-химических свойствах фракциибензина, а также правила его транспортировки, хранения и техники безопасностипри производстве работ.

Руководство разработано в Башнипинефть ст. научнымисотрудниками Рагулиным В. А., Люшиным С. Ф. совместно со старшим инженером ПОБашнефть Хуснияровым А. Ш., гл. инженером НГДУ Краснохолмскнефть БлаговещенскимВ. Е., нач. ЦНИПРа НГДУ Краснохолмскнефть Гарифуллиным Ф. С., рук. лаб. ТТНДэтого ЦНИПРа Гарифуллиным Р. Ш. и предназначено для инженерно-техническихработников, занимающихся вопросами повышения эффективности эксплуатации скважинв условиях, осложненных: отложениями смолопарафиновых осадков.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯПО ТЕХНОЛОГИИ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА
С ПОМОЩЬЮ КОМПОНЕНТОВ БЕНЗИНА

РД 39-23-954-83

Вводитсявпервые

Приказомпроизводственного объединения Башнефть от 31.01.8433. Срок введенияустановлен с 15.02.84

Настоящий документ регламентируетосновные положения технологического процесса по удалению отложений парафина сприменением компонентов бензина.

1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. В процессеэксплуатации нефтяных месторождений, в ряде случаев в скважинах и наземныхтранспортных коммуникациях наблюдаются смолопарафиновые отложения и по мере ихнакопления производительность скважин снижается вплоть до полного прекращения.

1.2. Тепловой имеханический способы депарафинизации не обеспечивают высококачественную очисткунефтепромыслового оборудования от смолопарафиновых отложений. Механическиеспособы иногда неприменимы по технологическим причинам. Наличие оставшихсяцентров кристаллизации парафина, а также его перекристаллизация после тепловойобработки приводят к быстрому последующему накоплению осадков в трубах и выкидныхлиниях.

1.3. Лабораторнымиисследованиями Башнипинефти и ЦНИПРа НГДУ Краснохолмскнефть, а такжепромысловыми опытными работами установлено, что с применением компонентовбензина (например, отходы производства Кармановского НПЗ)достигается качественная очистка нефтепромыслового оборудования отсмолопарафиновых осадков что позволяет по большинству скважин увеличитьмежочистной период в среднем в 3-5 раз по сравнению с тепловыми и механическимиспособами.

1.4. Применениекомпонентов бензина на нефтепромыслах не вызывает ухудшения товарныххарактеристик нефти.

1.5. Руководстворазработано в соответствии с планом научно-исследовательских работ Башнипинефтипо заказу-наряду «Разработка, совершенствование и внедрение методов борьбы сотложениями парафина при добыче нефти с применением химреагентов (типа XT и др.) за 1982-1983 гг.» и в соответствиис научно-исследовательской темой 02-78 ЦНИПРа НГДУ Краснохолмскнефть за 1982 г.

Руководящий документ рекомендуется применять припроизводстве работ по интенсификации добычи нефти из парафинящихся скважин ипри очистке промысловых транспортных коммуникаций от смолопарафиновыхотложений.

2. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУПРОЦЕССУ

2.1. Технологическийпроцесс предназначен для полного удаления асфальтосмолопарафиновых отложений изпризабойной зоны скважин, подземного и наземного оборудования при любойинтенсивности их накопления.

2.2. Выполнение безотклонений правил и требований, предусмотренных настоящим документом,обеспечивает быстрое и эффективное удаление органических осадков из зоныфильтрационных отверстий, ствола скважины, насосно-компрессорных труб ивыкидных линий.

2.3. Технологическийпроцесс используется на парафинящихся скважинах без ограничения попроизводительности, высоте динамического уровня, длине наземных транспортныхкоммуникаций, вида и типоразмера подземного оборудования.

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И МАТЕРИАЛЫ

3.1. При осуществлениитехнологического процесса используются:

3.1.1. Компоненты бензина(отходы производства Кармановского НПЗ), производимые в соответствии с ТУ38-30-150-77 и с характеристикой:

-бензин парафинового ряда, %               -90

-газойлевые фракции, %                          -10

- температура вспышки, °С                      - 17

- температура начала кипения, °С           - 55

-температура конца кипения, °С            -230

-удельный вес, кг/м3                                                       -715

-взрывоопасные концентрации паров

в смеси с воздухом составляет, %           - 1,2-7

-температура самовоспламенения, °С   -255-370

3.1.2. Передвижные, нашасси автомобиля автоцистерны типа АЦ-15, ЦР, АЦН-11-257 (ТУ 26-16-32-77) и АЦН-7,5-500А,переоборудованные под перевозку бензина с индивидуальным и перекачивающиминасосами типа IB(вертикальный на давление 2,0 МПа) или 2НР-160.

3.1.3. Агрегаты длязакачивания реагента в затрубное пространство и в промысловые коммуникацииАДП-4-150 (ТУ 26-03-362-71), ЦА-320М (ТУ 26-02-30-75) (переоборудованные подзакачивание легкихуглеводородных жидкостей).

3.1.4. Для слива бензинаиз бензовоза попользуется гибкий шланг класса Б(1) (ТУ 26-12-587-80)на рабочее давление не менее 1,7 МПа.

3.2. При осуществлениитехнологического процесса предусматривается использование оборудованиявыпускаемого промышленностью, согласно техническим условиям.

3.3. Автоцистерны(бензовозы) и агрегаты для закачивания бензина в скважину должны быть снабженысредствами пожаротушения (кошмой, песком, пенными или углекислотнымиогнетушителями).

4. ВЫБОР СКВАЖИН ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ПРОЦЕССА

4.1. При осуществлениитехнологии удаления отложений парафина с помощью компонентов бензина, выборскважин осуществляется по результатам анализа промыслового материала.

4.1.1. Выбираютсяскважины, затрубное пространство которых не проявляет выброса газа.

4.1.2. С межочистнымпериодом не более 30 суток.

4.1.3. Обводненностьдобываемой продукции скважины не более 50 %.

4.2. Наземное и подземноеоборудование скважин должно быть в технически исправном состоянии.

4.3. Эксплуатация скважинне должна быть осложнена отклонениями неорганических солей.

5. СХЕМА ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ МОНТАЖА И ЭКСПЛУАТАЦИИОБОРУДОВАНИЯ

5.1. Технологические особенностиприменения реагента - удалителя (используемые при этом агрегаты иоборудование), схемы монтажа оборудования обуславливаются задачами и целями,преследуемыми обработкой скважины.

5.1.1. При удаленииотложений из насосно-компрессорных труб и обсадной колонны (в случае отсутствиядавления в затрубном пространстве) в технологическую схему включается толькоавтоцистерна (бензовоз) с индивидуальным насосом; обвязка затрубногопространства с автоцистерной осуществляется с помощью труб или гибкого шлангапо закрытой системе.

5.1.2. При наличиипротиводавления в затрубном пространстве скважины, а также для удалениясмолопарафиновых осадков из ее призабойной зоны, для создания оторочки изнефтеотмывающей жидкости при переводе скважины под нагнетание воды, втехнологическую схему включаются бензовоз с реагентом в паре с насоснымагрегатом АДП-4-150 или ЦА-320М, переоборудованным для закачивания легкихуглеводородных жидкостей.

Для обвязки автоцистерны с агрегатом и агрегата с затрубнымпространством скважины используются только металлические трубы из комплектанагнетательного трубопровода; соединения их должны быть жесткими.

6. ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ К РАБОТЕ

6.1. Обработка скважинкомпонентами бензина должны предшествовать подготовительные работы,заключающиеся в сборе информации об объекте; состоянии подземного и наземногооборудования, режима эксплуатации, глубине спуска насоса и высоте динамическогоуровня, состояния выкидной линии, работоспособности перепускного клапана и др.

6.2. Результатомпредварительного обследования объекта является составление и утверждение планана проведение работ в котором указывается:

- цель, котораяпреследуется обработкой скважины;

- вид и порядокпроведения всех подготовительных работ (в том числе и с участием бригадыподземного ремонта для cмены насоса, спуска хвостовины и др.);

- последовательностьпроведения технологических операций в зависимости от цели, преследуемойобработкой скважины;

- используемые агрегаты иоборудование, схема их обвязки;

- объемы закачиваемогореагента в затрубное пространство скважины;

- максимальное давлениенагнетания реагента и продавочной жидкости (состав продавочной жидкости);

- время выдержи реагентав трубах и в призабойной зоне для полного удаления органических осадков;

- схема расположенияагрегатов у устья скважины;

- последовательностьмонтажа и демонтажа нагнетательных линий в соответствии с требованиями правилтехники безопасности;

- должность и фамилияработника, ответственного за выполнение плана проведения обработки скважины,пожарную безопасность, соблюдение правил техники безопасности.

7. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ

7.1. Технологическийпроцесс обработки скважин компонентами бензина состоит из следующих операций:

7.1.1. Доставки реагента.

7.1.2. Расстановкитехники и вспомогательного оборудования у устья скважин с учетом требованийтехники безопасности и пожарной безопасности.

7.1.3. Монтажа,опрессовывания обвязки нагнетательной линии агрегата (бензовоза) с затрубнымпространством скважины.

7.2. Перед закачиваниембензина в скважину необходимо:

7.2.1. Разгерметизировать затрубное пространство до атмосферногодавления через угловой вентиль.

7.2.2. Вместо пробки напланшайбе устьевой арматуры, закрывающей отверстие, через которое проводится спускглубинных приборов при исследовании скважин, ввернуть вентиль со шлангом дляотвода возможного избытка газа, скапливающегося в затрубном пространстве впериод проведения работ на скважине.

7.3. Объемзакачиваемого реагента (бензина) для одноразовой эффективной обработкинасосно-компрессорных труб конкретной скважины рассчитывается с учетомколичества нефти в затрубном пространстве скважины (до приема насоса) и втрубах. Лабораторными и промысловыми исследованиям установлено, что оптимальноесоотношение объема бензина к объему нефти в скважине должно быть не менее 0,7.

7.3.1. Дляобсадной колонны с внутренним диаметром 132 мм и насосно-компрессорных труб снаружным диаметром 73 мм (в качестве примера) расчетное количество бензина дляодноразовой обработки скважин с учетом высоты динамическогоуровня составит:

ΔНд = L - Нд, м

V1, м3

V2, м3

V1 + V2, м3

V к. б., м3

0,7

0,8

700

6,58

2,0

8,58

6,00

6,86

600

5,64

2,0

7,64

5,35

6,11

500

4,70

2,0

6,70

4,69

5,36

400

3,76

2,0

5,76

4,03

4,61

300

2,82

2,0

4,82

3,37

3,86

200

1,88

2,0

3,88

2,72

3,10

100

0,94

2,0

2,94

2,06

2,35

гдеVк. б. - объем компонента бензина, м3

V1-   объем нефти в межтрубном пространстве отприема насоса до динамического уровня, м3

V2 - объемнефти в трубах, м3

L - глубина подвески скважного насоса, м

ΔНд- высота динамическогоуровня, м

7.4. Очистка насосно-компрессорныхтруб от смолопарафиновых отложений (после закачивания бензина в затрубноепространство) осуществляется путем пуска скважин в работу "на себя".

Это достигается с помощью переключения перепускного клапанана устьевой арматуре и закрытием задвижки на выкидной линии.

7.5. Длянадежной очистки насосно-компрессорных труб и штанг от смолопарафиновыхотложений необходимо осуществить 3-х кратное прохождение суммарного объеманефти с бензином через трубы (имеется в виду объем нефти в затрубном пространствескважины до приеманасоса и в трубах).

7.6. Время разовогопрокачивания суммарного объема нефти по п.7.5(работы скважины "на себя") определяется расчетным путем с учетомпроизводительности скважины (время - на прокачивание скважинным насосом объеманефти, находящейся в трубах и затрубном пространстве).

7.7. Задавливаниереагента в пласт производится из расчета 1,0-1,5 м3 на один метртолщины обрабатываемого пласта, но не менее 5 м3 на одну скважино-операцию.

7.7.1. Объем продавочнойжидкости (нефти) устанавливается для каждой скважины отдельно.

7.8. Длянадежной очистки призабойной зоны пласта от смолопарафиновых отложений реагентследует выдержать в нем после закачивания в течение 6 часов.

7.9. По завершениюопераций, изложенных в п.п. 7.3-7.8, скважина пускается в работу на установленномрежиме (продукция из скважины направляется в выкидную линию).

7.10. После выходаскважины на режим необходимо провести исследование параметров ее работы, сцелью оценки эффективности проведенных мероприятий по удалениюсмолопарафиновых отложений.

8. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ВЛИЯНИЯ НА ОКРУЖАЮЩУЮСРЕДУ

8.1. Компоненты бензинапо взрывоопасности и пожароопасности относятся к категории нефтепродуктовпервой группы. Транспортирование, хранение и упаковка продукта должныосуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 1510-76 (п.п. 1.2; 2.1; 2.5; 3.1; 3.2; 4.1; 5.1).

8.2. Перевозкареагента-удалителя на скважину для последующего закачивания в ее затрубноепространство скважины или задавливания в пласт осуществляется толькобензовозами, оборудованными предохранительными клапанами, срабатывающими приизбыточном давлении 0,07 МПа, а также средствами защиты от статическогоэлектричества.

8.3. Обработка скважинкомпонентами бензина проводится по утвержденному плану с указанием мероприятий,обеспечивающих безопасность работ и под руководством ответственного работникаНПУ из числа ИТР. В плане должны быть указаны меры по ликвидации возможнойаварии.

8.4. Закачивание компонентов бензина производится насоснымиагрегатами только в дневное время и отвечающими требованиям стандартов исанитарных норм, предназначенных для работы с химическими, агрессивными огне- ивзрывоопасными жидкостями (например, АДП-4-150 или ЦА-320М, специальнопереоборудованными для этих целей).

8.5. К работе пообработке скважин компонентами бензина допускаются лица не моложе 18 лет,прошедшие медицинский осмотр, обучение, стажировку и проверку знаний комиссиейв установленном порядке.

8.6. Рабочиеобрабатывающие скважины реагентом-удалителем (бензином) должны обеспечиватьсяспецодеждой и средствами индивидуальной защиты.

8.7. Перед началом проведенныхработ руководитель обязан ознакомить рабочих с планом работ, мерамипожаро-взрывобезопасности, правилами безопасного ведения работ на скважине имерами по ликвидации возможной аварии.

8.8. Перед началомобработки скважин компонентами бензина вокруг ее устья должна быть определенаопасная зона и установлены соответствующие знаки на расстоянии 100 м, но впределах территории скважины (см., например, принципиальную схему размещенияоборудования).

8.9. Автоцистерна инасосный агрегат должны устанавливаться на расстоянии не менее 25 м от устьяскважины и так, чтобы расстояние между ними было не менее 6 м, а кабины не былиобращены к устью скважины. Каждый агрегат должен иметьвозможность немедленного выезда с места, независимо от местонахождения другихагрегатов.

8.10. Для исключенияпопадания на автоцистерну (бензовоз) и насосный агрегатискр от выхлопа работающего двигателя (в том числе и за счет ветра) необходимоосуществить полный отвод выхлопных газов по трубе или термостойкому шлангу иззоны расположения агрегатов. Конец выхлопного шланга (трубы) должен жесткозакрепляться и должен быть оборудован искрогасителем.

8.11. При изменениинаправления ветра необходимо переменить и месторасположение конца выхлопногошланга (трубы) и снова его жестко закрепить, исключив попадание искр наагрегаты.

8.12. Насосный агрегат иавтоцистерна должны соединяться с устьевой арматурой с помощью труб и шарнирныхколен высокого давления, специально предусмотренных в комплекте. Применениедефектных, а также не заводского изготовления элементов не допускается.Установка на напорной линии обратного клапана обязательна.

8.13. Перед началомпроизводства работ под давлением нагнетательная линия должна быть спрессованаводой на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, но не болеемаксимального рабочего давления развиваемого насосным агрегатом. На насоседолжен быть установлен исправный манометр, а на нагнетательной линиипредохранительное устройство от разрыва.

Конец отвода от предохранительного устройства должен бытьнаправлен в приемный мерник и закреплен.

Принципиальная схемаразмещения и обвязки передвижных установок при обработке скважин компонентамибензина

1. - арматура УАШГН. 2. - шланг для отвода газа. 3. - задвижка назатрубном пространстве. 4. - нагнетательный трубопровод. 5. - насоснаяустановка. 6. - бензовоз. 7. - резинотканный рукав. 8. - заземляющееустройство. 9. - предупредительные знаки. 10. - искрогаситель. 11. -термостойкий шланг для отвода выхлопных газов. 12. - крепление конца шлангов.

8.14. Провисание нагнетательноготрубопровода не допускается.

8.15. Запрещаетсяремонтировать коммуникации во время закачивания бензина в скважину, а такжеподтягивать соединения, устранять утечки.

8.16. При работе использоватьтолько обмедненный инструмент для исключения искрообразования.

8.17. Для слива бензинаиз цистерны должен применяться гибкий шланг класса Б (1) на рабочее давление неменее 1,6 МПа. На конце шланг должен иметь приспособление для присоединения кзатрубному пространству скважины, агрегату или трубопроводу.

8.18. Скорость истечениякомпонентов бензина по напорному коллектору не должна превышать величины 1,2м/с с целью предупреждения взрывоопасной ситуации за счет наведения зарядовстатического электричества.

8.19. Автоцистерны,находящиеся под наливом и сливом бензина в течение всего времени, должны бытьприсоединены к заземляющему устройству, а в случае отсутствия такого - кзаземляющему штырю, погруженному в грунт не менее чем на 0,5 м.

8.20. При обработкебензином призабойной зоны скважины или закачивания его в пласт давление недолжно превышать допустимую величину для эксплуатационной колонны.

8.21. Во время работ позакачиванию бензина в скважину присутствие людей возле устья и нагнетательных трубопроводовзапрещается.

8.22. В зоне производстваработ запрещается курение и разведение огня.

8.23. При закачиваниибензина в скважину, предельно допустимая концентрация (ПДК) их паров в воздухев зоне расположения агрегатов и устья скважины не должна превышать 100 мг/м3.При превышении ПДК паров должны быть приняты меры по их снижению.

8.24. После окончаниязакачивания бензина в скважину, напорную систему следует промыть водой (остаткибензина и воду слить в скважину), снизить давление внагнетательном трубопроводе до атмосферного, отсоединить и разобратьтрубопровод.

8.25. Запрещаетсяоставлять работающие агрегаты без надзора.

8.26. В случаевозникновения пожара необходимо:

- прекратить все работы, связанныес закачиванием бензина в скважину и остановить двигатель насосной установки;

- закрыть задвижку назатрубное пространство скважины;

- снизить давление втрубопроводах;

- отсоединитьнагнетательный трубопровод от затрубного пространства скважины;

- приступить к тушениюочагов горения, имеющимися в наличии средствами пожаротушения (распыленнойводой, пеной, углекислым газом, составом СЖБ, перегретым паром, кошмой,песком).

8.27. В случаевоспламенении одежды необходимо загасить пламя, прекратив доступ воздуха,набросать на пострадавшего плотную одежду (одеяло, пиджак, плащ и т.д.) иприжать к телу, а затем облить пострадавшего водой. Пострадавшего немедленноотправить в больницу.

9. ВОЗМОЖНЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ИСПОСОБЫ УСТРАНЕНИЯ ИХ

9.1. Перед осуществлениемтехнологического процесса следует убедиться в герметичности межтрубногопространства, в случае нарушения герметичности принять меры по устранениюнегерметичности.

9.2. Используемые приобработке скважин агрегаты и установленное на них оборудование должны быть втехнически исправном состоянии, работы по ремонту агрегатов или оборудования наскважине производить запрещается.

10. ВОЗМОЖНЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ ОТ НОРМАЛЬНОЙ РАБОТЫТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ

10.1. Нормальная работа технологической схемы может бытьнарушена внезапной остановкой станка-качалки, обрывом штанг. Это может привестик отделению и осаждению нерастворенных в смеси нефти с бензином твердыхпарафиновых частиц на подземном оборудовании или забое скважины.

10.2. Последующий запуск станка-качалки в работуможет способствовать запарафиниванию клапанов скважного насоса, что в своюочередь может способствовать снижению производительности скважины, илиобусловить необходимость проведения на ней подземного ремонта, с цельюустранения парафиновых пробок.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Основные положения. 2

2. Требования, предъявляемые к технологическому процессу. 2

3. Технические средства и материалы.. 2

4. Выбор скважин для осуществления процесса. 3

5. Схема для осуществления монтажа и эксплуатации оборудования. 3

6. Подготовка оборудования и материалов к работе. 3

7. Последовательность технологических операций. 4

8. Требования безопасности и влияния на окружающую среду. 5

9. Возможные неисправности работы оборудования и способы устранения их. 7

10. Возможные отклонения от нормальной работы технологической схемы и способы их устранения. 7

 

Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.