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 *

ЗНАЧЕНИЙ рКх ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ТЬШЕРДЗУР

Темпера тура,^ 1 *1 ! jTennapa- |’тура,°с 1 J*1 1 |Темпера- jTypa,°C : * 10 6,464 30 6,327 50 6,287 II 6,455 31 6,322 51 6,288 и 6,445 32 6,Л9 52 6,2ЬЬ 13 6,436 33 6,315 53 6,289 14 6,428 34 6,312 54 6,290 15 6,419 35 6,308 55 6,291 16 6,411 36 6,305 56 6,292 17 6,404 37 6,303 57 6,293 18 6,396 38 6,300 58 6.295 19 6,369 39 6,298 59 6,297 20 6,382 40 6,296 60 6,299 21 6,375 41 6,294 61 6,301 22 6,369 42 6,292 62 6,304 23 6,363 43 6,291 63 6,306 24 6,357 44 6,292 64 6,309 25 6,351 45 6,289 66 6,312 26 6,346 46 6,266 66 6,315 27 6,340 47 6,266 67 6,318 28 §.336 46 6,267 66 6,322 29 6,331 43 6,287 6У 6,325 70 6,329

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-

Уначоияя ноне Гаити К р зярпснкостн от температур* к исппоЯ crjsi ( 3 )

Значения полиция рСа я рНСОэ PC*

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

где &г*"в, Кн"в - константы распределения углекислоты ^

систем^ газ-вода, неЛть-водя соответственно; Г{} П'1, $* - число молей газа, но^ги z води* ьюль/кг. Символы с индексом " I " относятся к условшм исследуемой точки С определяемой ) , без индекса - к условиям определения*

грамме { рис. I ) для условий измерения и условий исследуемой точки* затем уточняется вычитанием поправок ( табл. 2 ).

чслользуются для определения б pH по формуле С 3 ) * 5.Е6. Показатель стабильности ( НС ) определяется как разность Меазу значением п*! водк, ипредалёнлш яо форлзулв ч I*} * н величиной pH * соответствующей насыщению воды кар~ Сенатом кальцня ( pH цас# ) :