На главную
На главную

РД 39-0147035-205-87 «Инструкция по технологии ограничения притока воды и интенсификации добычи нефти многокомпонентной пеной на основе сульфатного (моносульфитного) черного щелока»

Руководство устанавливает правила проведения технологического процесса ограничения притока воды в скважину и интенсификации добычи нефти с использованием многокомпонентной пены на основе моносульфитного черного щелока.
Руководство содержит основные сведения о физико-химических свойствах реагентов и пенообразующего раствора, регламентирует правила выбора скважин для ремонтно-изоляционных работ в зависимости от горно-геологических, физических условий пластов и технического состояния скважин. Содержит сведения, необходимые для практического осуществления технологического процесса ограничения притока вод в скважину и интенсификации добычи нефти.

Обозначение: РД 39-0147035-205-87
Название рус.: Инструкция по технологии ограничения притока воды и интенсификации добычи нефти многокомпонентной пеной на основе сульфатного (моносульфитного) черного щелока
Статус: не действующий (Вводится впервые)
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 01.02.1987
Дата окончания срока действия: 01.02.1990
Разработан: Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИ)
Утвержден: Миннефтепром (26.12.1987)
Опубликован: Ротапринт ВНИИ № 1987

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

УТВЕРЖДАЮ

НачальникГлавного

техническогоуправления

___________Г.И.Григоращенко

"26"января 1987 г.

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОДЫ
И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ МНОГОКОМПОНЕНТНОЙ ПЕНОЙ НА ОСНОВЕ СУЛЬФАТНОГО(МОНОСУЛЬФИТНОГО) ЧЕРНОГО ЩЕЛОКА

РД39-0147035-205-87

Москва- 1987

Настоящий документ разработан Всесоюзным нефтегазовымнаучно-исследовательским институтом (ВНИИ)

Директор ВНИИ                                                                                              М.Л.Сургучев

" " _______198 г.

Ответственныйисполнитель -

Начальник отделаиспользования

фондаскважин                                                                                                 Н.С.Горохов

"15" декабря 1986 г.

СОГЛАСОВАНО

Начальник Главногоуправления

подобыче нефти и газа                                                                                   А.Л.Шкуров

"24" _______ 1980

РУКОВОДЯЩИЙДОКУМЕНТ
ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИМНОГОКОМПОНЕНТНОЙ ПЕНОЙ НА ОСНОВЕ СУЛЬФАТНОГО (МОНОСУЛЬФИТНОГО) ЧЕРНОГО ЩЕЛОКА

РД 39-0147035-205-87

Вводитсявпервые

Срок введения установлен с 01.02.87

Срок действия до 01.02.90

Аннотация

Руководство устанавливает правила проведениятехнологического процесса ограничения притока воды в скважину и интенсификациидобычи нефти с использованием многокомпонентной пены на основе моносульфитногочерного щелока ТУ-13-7308001-453-84.

Руководство содержит основные сведения о физико-химическихсвойствах реагентов и пенообразующего раствора, регламентирует правила выбораскважин для ремонтно-изоляционных работ в зависимости от горно-геологических,физических условий пластов и технического состояния скважин. Содержит сведения,необходимые для практического осуществления технологического процессаограничения притока вод в скважину и интенсификации добычи нефти.

Составители: ГороховН.С., Киселева Г.С., Магадова Л.А., Ромашова М.М., Каримов Г.С., Николаев Б.В.,Беляева А.Д., Мариненко В.Н.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящая инструкция предназначена для руководства припроведении технологического процесса ограничения притока воды в скважину иинтенсификации добычи нефти с применением многокомпонентной пены на основемоносульфитного черного щелока.

Как показали опытно-промышленные работы в объединении"Татнефть", закачка многокомпонентной пенной системы на основемоносульфитного щелока способствует увеличению добычи нефти и снижению степениобводненности скважин.

2. ТРЕБОВАНИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУПРОЦЕССУ

Одним из основных требований к технологическому процессуограничения притока воды в скважину и интенсификации добычи нефти являетсяправильный выбор скважины для проведения в ней процесса с применением пены наоснове моносульфитного черного щелока.

Технология должна применяться на обводненных скважинах,эксплуатирующих продуктивные пласты угленосного и девонского нефтеносныхгоризонтов со следующими характеристиками: тип коллектора - поровый илипорово-трещинный; пластовое давление - не выше гидростатического; пластоваятемпература - не выше 80 °С; процент воды в продукции скважин - 80 % и более;обводнение скважин происходит пластовой или закачиваемой водой.

Обработку скважин многокомпонентной пеной производить приналичии приемистости пласта, не применяя дополнительного воздействия на пласт.

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И МАТЕРИАЛЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

3.1. При закачке многокомпонентной пены применяетсяследующее стандартное нефтепромысловое оборудование:

цементировочный агрегат ЦА-320М, ТУ 26-02-30-75;

передвижной компрессор СД 9/101, ТУ 26-12-665-82;

автоцистерна АЦН, ТУ 26-16-32-77;

емкости для пенообразующего и буферного растворов;

аэратор.

3.2. Для приготовления рабочих растворов используютсяследующие химические реагенты:

Щелок черный моносульфитный с Пермского

целлюлозно-бумажного комбината                                           ТУ13-7308001-453-84

Кальций хлористый технический                                               ГОСТ154-77

Натр едкий технический                                                             ГОСТ2263-79

Пресная вода                                                                                 ГОСТ23732-79

4. СХЕМЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ МОНТАЖА ИЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ

Технологический процесс предусматривает приготовлениепенообразующего раствора и буферной жидкости на растворном узле рис. 1,доставку их на скважину и закачку растворов в пласт по схеме, представленной нарис. 2.

Рис.1. Схема растворного узла для приготовления пенообразующей жидкости

1 - емкости для хранения ПАВ; 2 - емкость для воды; 3 - емкость для готового пенообразующегораствора; 4 - емкость для приготовлениябуферной жидкости; 5 - смесительноеустройство; 6 - насос; 7 - трехходовой кран: 8 - счетчик; 9 - фильтр.

Рис.2 Схема обвязки устья скважины для закачки пены в пласт

1 - эксплуатационная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - компрессор; 4 - цементировочный агрегат; 5- емкость для буферной жидкости; 6 -емкость для пенообразующей жидкости; 7- аэратор (эжектор); 8 -нагнетательная линия; 9 - задвижки; 10 - манометр; 11 - обратный клапан; 12- линия сброса; 13 - пакер.

5. ПОДГОТОВКА НЕОБХОДИМЫХ МАТЕРИАЛОВ К РАБОТЕ

Буферная жидкость представляет собой 36 %-ный растворхлористого кальция в пресной воде. Расчет количества, необходимого техническогопродукта для приготовления 1 м3 раствора данной концентрациипредставлен в таблице 1.

Таблица 1

Реагенты (технические продукты)

Количество реагентов в кг для приготовления 1 м3 буферной жидкости в зависимости от содержания хлористого кальция в техническом продукте

Кальцинированный хлористый кальций 96 %-ный, кг

Кальцинированный хлористый кальций 90 %-ный, кг

Плавленный хлористый кальций 78 %-ный, кг

Плавленный хлористый кальций 76 %-ный, кг

Жидкий хлористый кальций 38 %-ный, кг

Жидкий хлористый кальций 36 %-ный, кг

Хлористый кальций

375

400

461

474

947

1350

пресная вода

975

950

889

876

403

-

Плотность 36 %-ногораствора хлористого кальция - 1350 кг/м3.

5.2. Состав пенообразующего раствора (содержаниекомпонентов, масс. %)

щелок черный моносульфитный           - 20;

натр едкий                                               - 4;

кальций хлористый                                - 5;

пресная вода                                            - остальное.

5.3. Технология приготовления пенообразующего раствора заключаетсяв следующем. В расчетном количестве воды при тщательном перемешиваниирастворяют последовательно едкий натр н моносульфитный черный щелок, затем вприготовленный раствор добавляют 36 %-ный раствор хлористого кальция(приготовленный по п. 5.1). Полученный раствор тщательно перемешивают дополучения однородного состава. Расход реагентов, необходимых для приготовления1 м3 пенообразующего раствора, представлен в таблице 2.

Таблица 2

Щелок черный моносульфитный, кг

Едкий натр, кг

Хлористый кальций 36 %-ный, r = 1350 кг/м3

Пресная вода, л

217

44

13

687

Плотностьпенообразующего раствора r= 1087 кг/м3. Температура транспортировки и хранения пенообразующегораствора - не ниже (-20 °С).

6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС

6.1. При подготовке скважины к обработке спускают НКТ донижних перфорационных отверстий, устанавливают устьевую арматуру, к которойподсоединяют линии высокого давления, цементировочный агрегат, компрессор,аэратор согласно схеме 2.

6.2. При открытом затрубном пространстве в скважинузакачивают нижнюю буферную жидкость, затем при закрытом затрубном пространствезакачивают воздух и пенообразующий раствор, которые продавливают в пластверхней буферной жидкостью.

6.3. По окончании указанных операций скважину выдерживают неменее 5 суток для завершения всех физико-химических процессов в пластовыхусловиях.

6.4. Нижняя и верхняя буферные жидкости представляют собой36 %-ный раствор хлористого кальция и закачиваются в количестве 2-х объемов НКТкаждая.

6.5. Закачка воздуха осуществляется компрессором с расходом0,13 м3/сек, а закачка пенообразующего раствора со скоростью 0,001 м3/секв объеме 30 м3.

6.6. Закачка рабочих жидкостей и воздуха при всех операцияхосуществляется в пределах допустимых рабочих давлений агрегатов и скважин.

6.7. После проведения технологического процесса освоениескважины и её запуск в работу производят в пределах депрессий, предусмотренныхтехнологическим режимом эксплуатации скважин.

7. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ВЛИЯНИЕ НА ОКРУЖАЮЩУЮСРЕДУ

7.1. Технологический процесс должен осуществляться всоответствии с действующими "Правилами безопасности в нефтегазодобывающейпромышленности", утвержденными Госгортехнадзором СССР 31.01.74,"Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорныхустановок, воздухопроводов и газопроводов", М., Металлургия, 1973 г. и"Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих поддавлением", М., Металлургия, 1974 г., "Общими санитарными правиламипо хранению и применению ядовитых реагентов, применяемых в нефтегазодобывающейпромышленности", "Отраслевой инструкцией по безопасному ведению работпри применении пенных систем в добыче нефти и газа", ИБТВ 1-103-84.

7.2. К работам с применением пенных систем допускаются лица,обученные согласно "Положению о порядке обучения персонала безопаснымиметодами работы", Единой системы работ по созданию безопасных условийтруда, настоящей инструкции и имеющие отметки о допуске к работам вудостоверении о проверке знаний.

7.3. Осуществление технологии ограничения притока водмногокомпонентной пеной на основе моносульфитного черного щелока должнапроводиться на скважинах по плану, утвержденному главным инженером предприятия.

7.4. Натр едкий - представляет собой сыпучий кристалл белогоцвета. Предельно допустимая концентрация паров в воздухе рабочей зонысоставляет 0,5 мг/м3, контролируется по ГОСТ 12.1.014-76 ССБТ.

По степени воздействия на организм человека едкий натротносится ко 2 классу опасности ГОСТ 12.1.005-85.

Натр едкий - пожароопасен.

При попадании на кожу вызывает тяжелейшие глубокие ожоги.

Опасно попадание едкого натра в глаза.

При попадании на кожу щелочи следует обмыть пораженныйучасток водой в течение 10 мин, наложить примочку из 5 %-ного растворауксусно-лимонной кислоты.

При попадании щелочи в глаза необходимо тщательно промыватьструей воды или физиологическим раствором в течение 10-30 мин.

При работах со щелочью необходимо пользоваться средствамииндивидуальной защиты (курткой, брюками, халатом по ГОСТ 12.4.006-78, фартукомпо ГОСТ 12.4.029-76, спецобувью по ГОСТ 5375-79, защитными очками по ГОСТ12.4.013-75, фильтрующими промышленными противогазами с коробкой марки"В" "КД", "БКФ".

7.5. Щелок черный моносульфитный - однородная густаяжидкость темно-коричневого цвета, представляет собой смесь лигносульфонатоваммония или натрия, минеральных солей и органических кислот.

Моносульфитный черный щелок обладает сильным аммиачнымзапахом. При вдыхании паров может возникнуть головокружение, тошнота,раздражение слизистых дыхательных путей и глаз.

Моносульфитный черный щелок при попадании на кожу можетвызвать дерматит.

При работе со щелоком необходимо пользоваться защитнымиочками по ГОСТ 12.4.013-75, прорезиненными фартуками по ГОСТ 12.4.029-76,резиновыми сапогами по ГОСТ 5375-79, а также защитными пастами и мазями("Айро", "Биологические перчатки" и т.п.).

7.6. По окончании работ оборудование и коммуникации должныбыть очищены от химреагентов дизельным топливом или керосином, а затем промытыводой. Пенообразующий раствор и буферная жидкость должны быть закачаны вскважину, а остатки - слиты в специальные емкости для дальнейшей утилизации.При использовании дизельного топлива и керосина следует руководствоваться ГОСТ1510-76.

7.7. Противопожарные мероприятия при работе с пенообразующимсоставом проводятся в соответствии с руководством "Ремонтные работы.Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности". Баку, 1976, утв.03.04.74. Не допускается применение открытого огня. При работе необходимопользоваться инструментом, не дающим искры при ударе. Все агрегаты,автоцистерны должны быть снабжены искрогасителями.

Средствами пожаротушения являются: песок, кошма,углекислотные огнетушители, порошок ПОВ с интенсивностью подачи 0,8 кг/(м2×с)и расходом 4,3 кг/м2; распыленная вода с интенсивностью подачи1,0-1,35 кг/(м2×с)и расходом 0,8-1,9 кг/л продукта; воздушно-механическая пена средней кратностина основе 6 %-ного раствора пенообразователя ПО-1Д интенсивностью подачи 0,23кг/(м2×с).

7.8. При проведении технологических операций необходимособлюдать следующие мероприятия по охране окружающей среды.

7.8.1. Не допускать сброса пены в водоемы и источникипитьевой воды.

7.8.2. Жидкость и пену, выходящие из скважины, рекомендуетсяподавать:

- в нефтесборный коллектор;

- в специальную емкость для сброса в систему сборапромысловых сточных вод.

8. ОРГАНИЗАЦИЯ ВНЕДРЕНИЯ

8.1. Внедрение технологии осуществляется специализированнымибригадами капитального ремонта скважин в соответствии с приказом "Овнедрении разработок в области РИР и ОПЗ скважин".

8.2. Организация и контроль за выполнением оргтехмероприятийосуществляется в соответствии с табл. 3.

Таблица 3

Виды работ

Ответственный исполнитель

1. Составление заявок на химреагенты

Главный технолог УПНП и КРС, начальник отдела технологии капитального ремонта скважин объединения

2. Приобретение и обеспечение приема и хранения реагентов

Начальник Управления производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования

3. Выбор и предоставление скважин для РИР

Главный инженер, главный геолог, начальник отдела разработки НГДУ

4. Организация и проведение РИР с использованием технологии

Главный инженер, главный технолог УПНП и КРС, старший геолог, мастер цеха капитального ремонта скважин

8.3. Авторский надзор завнедрением технологии осуществляется в соответствии с разделом 5 РД39-4701482-000-85 "Разработка и внедрение технологических процессов длянефтяной промышленности".

Приложение

В 1985 году в ПО "Татнефть" НГДУ"Актюбанефть" проводились опытно-промышленные работы по испытаниюразработанной технологии в объеме 10 скважино-операций. Коэффициент успешностиобработок составил 50 %. Продолжительность эффекта от 1 до 5 месяцев,дополнительная добыча нефти за 1985 г. составила 2740 т, а уменьшение объемаотбора воды из пласта - 2227 т.

Пример осуществления технологического процесса на скважине №10902 ПО "Татнефть" НГДУ "Актюбанефть", Павловская площадь.

Геолого-техническое состояние скважины перед РИР.

Интервал перфорации - 1791-1794 м

Эксплуатационный горизонт - ДI

Приемистость пласта - 320 м3/сут.

Диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм.

Технологический процесс

1. Спущены в эксплуатационную колонну 73 мм НКТ с пакером иворонкой на глубину 1795 м; установлена устьевая арматура, к которойподсоединены линиями высокого давления цементировочный агрегат, компрессор иаэратор.

2. Нагнетательная линия спрессована на давление 25 МПа.

3. При открытой затрубной задвижке в НКТ закачали нижнююбуферную жидкость (36 %-ный раствор хлористого кальция) в объеме 16 м3.

4. Закрыли затрубную задвижку, установили пакер.

5. В НКТ последовательно закачали по 16 м3воздуха и 15 м3 пенообразующего раствора в два приема до достижениядавления на компрессоре 7-8 МПа.

6. Затем закачали еще 16 м3 воздуха.

7. Поверх воздуха закачали верхнюю буферную жидкость - 36%-ный раствор хлористого кальция в объеме 16 м3.

8. Закрыли задвижку, скважину выдержали 6 суток, затемприступили к освоению скважины.

9. Результаты обработок представлены в таблице.

Таблица

скважины

Дата проведения обработки

Данные до обработки

Данные после обработки

Результаты обработки

Дебит нефти, т/сут

Дебит воды, т/сут

Обводненность продукции, %

Дебит нефти, т/сут

Дебит воды, т/сут

Обводненность продукции, %

Дополнительная добыча, т

Уменьшение объема воды, т

Продолжительность эффекта, сутки

10902

10.10.1985 г

1,4

173,6

99,2

9,4

155,6

93

240

244

30

Дополнительная добычанефти от обработки составила 240 т.

СОДЕРЖАНИЕ

 

1
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.