ИНСТРУКЦИЯ

ПО ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ МНОГОКОМПОНЕНТНОЙ ПЕНОЙ НА ОСНОВЕ СИЛИКАТА НАТРИЯ И ХЛОРИСТОГО КАЛЬЦИЯ

РД 39-1-1221-84

МОСКВА-1985

И

поремешизании загружают стабилизатор (КМЦ-600 или ММЦ) и оставляют на сутки для набухания. Для улучшения растворения используют подогретую воду (40-45°С).

Через сутки в раствор КМЦ-600 или ММЦ при перемешивании загружают необходимое количество ПАВ, полученный раствор тщательно перемешивают до полного растворения ПАВ. а затем загружают рассчитанное количество нефти и вновь тщательно перемешивают полученный раствор.

В приготовленный раствор вводят жидкое отекло и перемешивают до получения однородного раствора. Затем добавляют водный раствор хлористого кальция и все тщательно перемешивают.

Приготовление пенообразуицего раствора многоко?лпонентного состава осуществляется на растворном узле под контролем квали(^и-цированного химика. При наличии необходимых условий пенообразухь щий раствор может быть приготовлен у устья скважины.

6.2. Расход реагентов для тжготовления I м³ пенообразуп-щего раствора многокомпонентного состава приведен в табл. 2 и 3.

7. ТЕЩОЛОПТЧБСКИЙ ПРОЦЕСС ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОДЦ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОНЛИ НЕФТИ

7.1. Подготовительные работы и выбор технологической схемы закачкл пены в пласт.

I) Перед закачкой пены в пласт необходимо осуществить подготовительные работы. Комплекс подготовительных работ перед закачкой пены в пласт включает в себя:

-    проверку состояния эксплуатационной колонны;

-    определение приемистости пласта;

-    определение необходимости применения пакера, которая

Таблица 2

:    Вода,

Хлористый кальонЯ (водный раствор).кг(л):    л

362-ннЛ ‘ 32-ный .: :Т4М КГ/и*Оа И5Т *p/u* »

714.2

706.3

170(125,8)    687,4

Плотность раствора J> = IC88 кг/м³

обусловливается величиной давления нагнетания пены в пласт;

-    очистку забоя скважины.

2) Закачку пены в пласт можно осуществить по двум технологическим схемам:

-    создание пены на поверхности с помощью аэратора (эжектора) и закачка ее в пласт через НКТ;

-    создание пены на поверхности с помощью аэратора эжектора) и закачка ее в пласт через затрубное пространство без подъе-ма подземного оборудования.

7.2. Закачка многокомпонентной пены в пласт по первой схеме,

Т) После окончания подготовительных работ насосно-компрес-сорнне трубы (НКТ) устанавливают у нижних перфорационных отверстий, или в середине цильтра.

2)    В скважину при открытом затрубном пространство по НКТ закачивают водный раствор ПАВ с концентрацией 2# (из расчета основного вещества) для промывки внутрегшеи поверхности ККГ.

В качестве ПАВ применяют сульфснол или ОП-Ю.

Количество водного раствора ПАВ следует принять не менее трех объемов НКТ.

3)    Герметизируя затрубное пространство, путем закачки в НКТ водного раствора ПАВ определяют приемистость. После определения приемистости и снятия давления d скважине при закрытом затрубном пространстве поверх водного раствора ПАВ закачивают воздух до достижения на выкиде компрессора давления Ц-12 МПа (при использовании компрессора типа КПУ 16/250).

4)    Поверх воздуха закачивают нижнюю буферную жидкость, представляющую пенообразущий раствор, из которого получают многокомпонентную пену. Объем нижней буферной жидкости принимают 2-3 м³.

is

5)    Затем закачивают многокомпонентную пену на основе силиката натрия и хлористого кальция.

Объем многокомпонентной пени, закачиваемой в призабойную зону пласта в один прием, для неоУгяных залежей девона типа Ромаи-кинского месторождения принимают но менее 20 м³ (в расчете на понообразуэдий раствор) и не менее 40-60 к³ для не<Т/гяннх залежей типа Долинского месторождения (УССР) и Бобриковского горизонта Ропаилсинского месторождения.

После снижения устьевого давления, при условии наличия соответствующей приемистости, осуществляют повторную закачку пени в указанных объемах.

6)    Степень аэрации принимают не менее 2-3 после достижения конечного давления на внкзде компрессора.

Для создания благоприятных условий закачки в призабойную зону пласта пенообразулцего раствора и пены в указанных объемах к степенях аэрации, расход жидкости в зависимости от приемистос-ти пласта не должен превышать 0,3-1,0 л/с.

7)    После закачки в скважину заданного объема пены поверх нее закачивают верхнюю буерную жидкость, представляющую собой пенообразуялий раствор, из которого получают пену. Количество буферной жидкости равно одному объему НКТ.

6) Затем закачивают воздух до максимально допустимого давления на компрессоре.

Поверх воздуха закачивают воднкй раствор ПА.В с конпентра-131 ей’ 2# в объеме, обеспечивашем продавку в пласт всего содержимого в ПКТ.

ГО Закачка пени в пласт осуществляется по схеме, разработанной Дзнакаевским >Т7!1П и КРС объед. "Татнесргь" (рис. I).

С помопью агрегата Г (Р\-Я20 М) пенообразутщпй раствор

подают в наружную тоубу аэратора 3, а от компрессора 2 сжатий воздух поступает во внутреннюю перфорированную трубу аэратора 3. Образующаяся в аэраторе пена по линии высокого давления 8 нагнетается в НКТ 7.

Для снижения расхода жидкости с целью достижения высоко.', степени аэрации используют делитель 9 с кранами высокого давления 10 и II.

Для предотвращения попадания жидкости в компрессор я воздуха в агрегат в схеме предусмотрены обратные клапаны 4, 5.

В настоящее время вместо детлтеля в Азнакгевскоы УПК11 и KFC пользуются вентилем высокого давления для регулирования подачи пенообразукщего раствора в аэратор в заданных количествах, обеспечивающих получение нужной степени аэрации. Вентиль высокого давления устанавливается после одного из кранов насоса агрегата

7.3.    Закачка многокомпонентной пены в пласт по первой схеме при применении пакера 6 (рис. I).

1)    После окончания подготовительных работ НКТ устанавливают у нижних перфорационных отверстий.

2)    В скважину при открытом затрубио»* пространстве по НКТ закачивают водный раствор ПАВ с концентрацией 2& в количестве не менее трех объемов НКТ.

3)    Герметизируя затрубное пространство, путем закачки в

НКТ водного раствора ПАВ определяют приемистость. После определения приемистости и снятия давления в скважине устанавливают пакер. Затем поверх водного раствора ПАВ закачивают воздух до достижения на выкиде компрессора давления II-I2 МПа.

После этого выполняют остальные процессы согласно п. 7.2.

7.4.    Закачка многокомпонентной пены в пласт ло второ;: схеме.

I) При открытой устьевой задвижке в затрубное пространство

17

Рис.I Схема обвязки устья скважины для закачки пены п пласт

та

закачивают водный раствор ПАВ с концентрацией 2£ в количестве одного объема скважины.

2)    Герметизируя устье скважины, путем закачки водного раствора ПАВ определяют приемистость. После окончания работ по определению приемистости и онятия давления в скважине при закрытом устье поверх водного раствора ПАВ закачивают воздух до достижения на выквде компрессора половины максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну.

3)    Поверх воздуха закачивают нижнюю буферную жидкость, представляющую пенообразуиций раствор, из которого получают многокомпонентную пену. Объем нижней буферной жидкости принимают 2-3 м³.

4) Затем закачивают многокомпонентную пену на основе силиката натрия и хлористого кальция. Объем пены принимают в соответствии с п.5 (раздел 7.2).

5)    Степень аэрации принимают не менее 2-3 после достижения конечного давления на выкиде компрессора.

Для создания благоприятных условий закачки в призабойную зону пласта пенообразутоцэго раствора i пены в указанных объемах и степенях аэрации расход жидкости в зависимости от приемистости пласта не должен превышать 0,3-1,0 л/с.

6)    После закачки в скважину заданного объема пены поверх нее закачивают верхнюю буферную жидкость, представляющую собой пенообразугчий раствор, из которого получают пену. Количество бурорной жидкости принимают 8-10 м³.

7)    Затем закачивают воздух до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну.

Поверх воздуха закачивают водный распэор ПАВ с концентрацией # в количестве половины объема затрубного пространства и оконча-

тельную продавку в шшст осуществляют пластовой водой.

Закачку пены в пласт по второй схеме осуществляют при условии чистоты забоя скважины, высокой приемистости пласта и возможности повышения давления нагнетания на устье скважины в пределах 13-15 МПа.

После закачки пены в пласт как по первой схеме, так и по второй схеме скважину выдерживают 6-8 суток, а затем приступают к работам по освоению.

3. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ РАБОТ ПО ЗАКАЧКЕ ПЕНЫ В ПЛАСТ

При составлении плана работ по закачке пены в пласт необходимо руководствоваться "Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности", утвержденными Госгортехнадзором СССР 31.01.74 г., "Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессоров, воздухопроводов и газопроводов", М., "Металлургия", 1973 г., "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением", М._# "Металлургия", 1974 г. и "Отраслевой инструкцией по безопасному ведению работ при применении пенных систем в добыче нефти и газа"

ИЕТВ I-103-84, Баку, 1984 г.

9. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУКАЩПЙ СРЕДЫ

При проведении технологических операций с применением пен необходимо соблюдать с л едущие мероприятия по охране о кружащей среды.

9.1. Не допускать сброса пени з водоемы и источники питьевой воды.

Г.?, Жидкость и пену, выходящие из скзажпш, рекомендуется

подавать:

-    в не<?ггесборкый коллектор;

-    d специальную емкость для последующего сброса в систему сброса промысловых сточных вод.

ЛИТЕРАТУРА

I. Временная инструкция по ограничению водопритоков в нефтяные скважины с применением пен (утверждена МНП 15.12.76) М., ОКТИ ВНИИ. 1976 г.

з

РУКОВОДЯЩИЙ Д|

Инструкция по технологии ограничения притока вод и интенсификации добычи нефти многокомпонентной пеной на оонове силиката натрия и хлористого кальция

РД 39-1-1221-84

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 14.01.85г.    *    30

Срок введения установлен

с 01.03.85 г.

Срок действия до 01.03.90 г.

Настоящая инструкция предназначена для руководства при проведении работ по ограничению притока воды в скважину и интенсификации добычи нефти многокомпонентной пеной на основе силиката натрия и хлористого кальция с добавкой нефти. Инструкция включает сведения о сущности метода, приготовлении рабочих растворов, закачке пены в пласт, характеристиках применяемых реагентов и технических средств. Инструкция составлена на основе результатов научно-исследовательских работ и промысловых испытаний технологии на месторождениях Татарии.

Составители: Амиян А.В., Уйухаметзянов А.К., Васильев В.К., Казакевич Л.В., Киселева Г.С., Ромашова М.М.

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

J.    Общие положения...................‘у

2.    Требования, предъявляемое к выбору скважин......б

3.    Технические средства и материалы, необходимые для

осуществления технологического процесса ....... 6

4.    Пенсобразупций раствор для образования многокомпонентной пены.......................в

5.    Степень аэрации пены.................9

6.    Технология приготовления пенообразухщего    раствора . . Ю

7.    Технологический процесс ограничения притока воды и

интенси'гикации добычи не^ггт.............II

8.    Техника безопасности при производстве работ по

закачке пены в пласт.................19

9.    Мероприятия по охране окружащей среды........19

ОНТИ ВНИИ Зак.60.Тиг400 экз. Л-66096 Подписано к печати 13.02.1985 г.

X. ОБЩИЕ полоятия

Настоящая инструкция является руководящим документом при проведении технологического процесса ограничения притока воды в скважину и интенсификации добычи нефти с применением многокомпонентной пены на основе силиката натрия и хлористого кальция с добавкой нефти.

Как показали промышленные испытания и внедрение, пенные системы, ограничивая приток воды в скважину, одновременно способствуют интенсификации добычи нефти на месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки.

Многокомпонентная пена состоит из пенообразователя, стабилизатора, аполярного реагента, силиката натрия, хлористого кальция, пресной воды и газовой фазы (воздуха). Назначение каждого из компонентов и роль их в получении высокоустойчивой пены выражается в следующем.

Коллоидные ПАВ (сульфонол, 0П-10) и высокомолекулярное анионное поверхностно-^активное вещество (КМЦ-600, М?.Щ) образуют более устойчивую пену, чем при применении только коллоидных ПАВ. Однако, полученная при этом пена недостаточно устойчива для условий ограничения притока воды (30 мин.). Поэтому к указанным компонентам добавляет нефть, силикат натрия, хлористый кальций.

Введение в пеиообразупций состав небольшого количества неф-ти повышает устойчивость пены. Как известно, молекулы углеводородов нефти являются аполярннми. Повышение устойчивости пены объясняется тем, что эти аполярные молекулы принимают участие в образовании прочных поверхностных адсорбционных слоев на пузырьках пены, вклиниваясь со стороны воздушной фазы между адсорбирован-

нш.л на межфазной поверхности молекулами ПАВ. В результате этого полярная часть молекула ПАВ как бы удлиняется, увеличивается гидратация полярной части и устойчивость адсорбционного слоя.

Установлено, что только при сочетании коллоидного ПАВ

(сульфонол, 0П-10) и анионного высокомолекулярного ПАВ (КМЦ,

ММЦ) с хлористым кальцием и силикатом натрия достигается высокая

устойчивость пены. Реакция хлористого кальция CaCfcg с силикатом

натрия    сводится    в    основном к адсорбции кремнеземом

гидроокиси кальция, образовавшейся в результате взаимодействия 2+

ионов ОН и Са . На границе жидкость-газ образуется пленка из коллоидно-дисперсных частиц. Физическим следствием действия поверхностно-активных веществ, силиката натрия, хлористого кальция и не?яги на поверхности раздела жидкость-газ является то, что действия эти накладываются одно на другое и в оумме обусловливают высокую устойчивость пены.

Результаты промысловых исследований на нефтяных месторозде-1гиях объединения "Татнефть" свидетельствуют о декольматации мало-прскицаемнх продуктивных пластов и прослоев, ранее не принимавших участи), в работе скважин. После закачки многокомпонен'^ной пэны в пласт, содержащей реагенты, обладающие свойствами диспергирования и поптизации (ПАВ, КМЦ-600, силикат натрия), малопрс-ницяемнй пласт очищается от кольматирующих асфальтено-смолистых нарафи«(истых веществ и глинистых чпотиц и тем самым появляется возможность извлечения нефти из малопроницаешх пластов и про

ел ООП

2. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ШБОРУ СКВАЖИН

2.1.    Одним из основных требований к технологическому процессу ограничения притока воды в скважину и интенсиф!кации добычи нефти является правильный выбор скважины для проведения в пей процесса с применением многокомпонентной пены.

2.2.    Важными являются следущие параметры:

-    начальная и текущая нефгенасыщенная мощность пласта;

-    неоднородность пласта по проницаемости;

-    высокая продуктивность пласта при степени обводненности продукции скважины не ниже 95-9$#;

-    приемистость скважины должна обеспечить закачку пень в пласт и быть не менее 200 м³/сут. при Р = 9-10 МПа.

2.3.    Нецелесообразно проводить работы на тех скважинах, где запасы вырабатываются по всей мощности пласта в результате вытеснения нефти нагнетаемой и пластовыми водами.

По мере накопления опыта по другим аналогичным нефтяным залежам, приведенные условия успошного применения многокомпонентной пены на основе силиката натрия и хлористого кальция долчны быть уточнены.

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И МАТЕРИАЛЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ 0СУ1ДЕСТВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Для осуществления технологического процесса ограничения притока воды и интенсификации добычи нефти с применением многокомпонентной пены необходимо иметь: компрессор, промывочный агрегат, аэратор (эжектор), растворный узел, поверхностно-активное вещество, стабилизатор, аполярный реагент, силикат натрия и хлористый кальций.

3.1* Компрессор

Для получения пены из пенообразупцего раствора применяют компрессорные передвижные установки типа КПУ 16/250. В некоторых случаях можно применять передвижные компрессоры типа СД 9/I0I при условии соблюдения технологии закачки пены в пласт.

3.2.    Промывочный агрегат

В качестве агрегатов для подачи в аэратор пенообразуппего раствора применяют агрегаты Азинмаш-35А, ЦА-320М и др.

3.3.    Для получения мелкодисперсной пены применяется специальное устройство - аэратор.

Аэратор представляет собой две концентрически расположенные насосно-компрессорные трубы диаметром 50 мм и 100 мм (труба в трубе). Пенообразующий раствор нагнетается в кольцевое пространство мавду трубами, а воздух поступает в центральную трубу с заглушкой на конце, имеицую определенное число отверстий £1_/.

3.4.    Растворный узел

Для получения устойчивой пены важное значение имеют условия хранения ПАВ, стабилизатора и химреагентов и тщательное приготовление ■пастворов. Емкости для хранения ПАВ и стабилизатора, приготовления растворов и для перевозки их должны быть чистыми, дикости, загрязненные углеводородными жидкостями и другими реагентами, являющимися пеногасителями, не могут служить для хранения и приготовления растворов ПАВ и стабилизаторов.

В НГДУ "Чекмагушнефть" разработан и применяется специальный растворный узел для приготовления двухфазной пены £ ij.

Указанный растворный узел может быть также использован для приготовления пенообразущего раствора при получении многокомпонентной пены на основе силиката натрия и хлористого кальция. Для этого необходимо установить дополнительные емкости.

3,5. Поверхностно-активные вещества и реагенты

Пенообразукпий раствор для получения многокомпонентной пены содержит пенообразователь, стабилизатор, аполярннй реагент (нефть), хлористый кальций и силикат натрия.

В качестве пенообразователя используют коллоидные поверхностно-активные вещества (ПАВ).например, 0П-10 (ГОСТ 8433-81), сульфонол (ТУ-6-01-862-75).

В качестве стабилизатора можно использовать карбоксиметил-целлхшозу (КМЦ) ОСТ 6-05-386-30 "Натрий-карбокслметилцеллюлоза техническая и очищенная”, а также модифицированную метилцеллюло-зу (ИШ).

В качестве анолярного реагента в промысловых условиях целесообразно применять обезвоженную и дегазированную нефть.

Силикат натрия "Стекло натриевое жидкое” ГОСТ 13078-01.

Хлористый кальций - "Кальций хлористый технический" ГОСТ 450-77 - выпускается трех марок: кальцинированный двух сортов в виде порошка и гранул; плавленный двух сортов - в виде порошка, чешуек и гранул; жидкий - двух сортов. Содержание хлористого кальция в продукте различных марок колеолется от 32 до 96#.

4. ПЕН00ЕРАЗУЩ1Й РАСТВОР ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ МПОГОКОШОННГШОГ, ПРЯЫ

Пенообразутсщий состав на основе сульФонола (содержание компонентов, вес %).

-    сульфонол................3

-    КИП-600 ................. 1.5

-    нефть..................0.05

-    силикат натрия..............J3

- хлористый кальций ............... 5

- пресная вода..................остальное

Пенообразуиций состав на основе ОП-Ю (содержание компонентов, вес %):

-    ОП-Ю.....................3

-    КМЦ-600 .................... 1,5

-    не<{яь.....................0,05

- силикат натрия ................ 10

- хлористый кальций ............... 2

-    пресная вода ................. остальное

Компоненты, указанные в рецептурах пенообразуыцих растворов, приняты из расчета Ю0£-ного содержания основного вещества.

5. степшь аэрации тт

Для образования пеim на поверхности с использованием аэратора необходимо в аэратор постоянно подавать воздух от компрессора для получения заданной степени аэрации.

Степан!, аэрации определяется соотношением:

гдо:    g - степень аэрации;

О? - расход газа в атмосферных условиях, л/с;

Q*- расход жидкости, л/с; р_в- атмосферное давление, МПа; р - конечное давление компрессора, развиваемое при закачке пенн в пласт, МПа.

В табл. I приведет; рассчитанные по «Формуле (I) степ .ш аэрации для различных значений расхода жидкости и давления. Расход воздуха при этом принят 16 м³/мин. (компрессор

1ШУ 16/250)

Таблица I

Степень аэрации при использовании компрессора типа КПУ 16/250 (0° = 16 м³/шн, Р_макс = 25 МПа)

Расход жидкости V	“I * i		Давление, МПа
	т i з i	V i i 5 i t »	8 ! т	г 10 ! 1	12	1 i 15 1	i ! 20 i
5	1,78	1,07	0,67	0,52	0,44	0,36	0,27
4	2,22	1,33	0,83	0,66	0,56	0,44	0,33
3	2,96	1.78	I.II	0,89	0,74	0,59	0,44
2,5	3,56	2,13	1,33	1,07	0,89	0,71	0,53
2	4.44	2,67	1,67	1,33	1.П	0,89	0,67
1.5	5,93	3,56	2,22	1,79	1,48	1,19	0,89
I	8,09	5.33	3,33	2,67	2,22	1,78	1,33
0,5	17,78	10,67	6,67	5,33	4,44	3,56	2,67
0,3	29,63	17,78	II,II	8,89	7,41	5,93	4,44

6. технология гтаготовлишя ТГИЮОБРАЗУИЦЕГО РАСТВОРА

6.1. Как показали лабораторные испытания, введение реагентов в водный раствор, из которого затем образуют пену, должно проводиться в определенной последовательности.

Нарушение технологии приготовления пенообразуетцего состава не позволяет, обеспечить однородность раствора, что существенно снижает устойчивость пени. Приготовление понообразуяцего состава осуществляется в следуюией последовательности.

В рассчитанное по рецептуре количество пресной воды при