РД 39-1-148-79
Инструкция по технологии обработки скважин бутилбензольной фракцией

Проюволствекиое ордена Летав объединение "Трое нефть"

Северо-КавкааскнЙ государственный ннучно-исследоветельскай в проектный институт нефтяной яромншюнностн

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН БУТИЛБЕНЗОЛЬНОЯ ФРАКЦИЕЙ

РД 39-1-148-79

1979

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ промышленности ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОРДЕНА ЛЕНИНА ОБЪЕДИНЕНИЕ "ГРОЗНЕФТБ¹

Северо-Кавказский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности

Утверждаю:

Заместитель министра нефтяной промышленности

Валиханов А.В.

II марта 1979г.

ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН БУТИЛБЕНЗОЛЬНОЙ ФРАКЦИЕЙ

РД 39-1-Х4Б-79

стр.8 РД 39—I-I48-79 2 объемам НКТ.

3,3. Технологическая СХегиа обработки.

ОСгя$о^ттф с дельл удаления А СВ яз НКТ фонтанных скважин необходимо осуществлять в следующей технологической последовательности:

3.3.1,    Обвязать устье скважины с насосными агрегатам и емкостью с JT*? (растворе*:. ITW) по системе прямой циркуляции.

3.3.2,    Агрегаты установить с наветренной стороны на расстоянии 20 ».»тров от емкости с ББФР я от схважхиы.

3.3.3.    Установить на агрегатах искрогасители.

З.ЗЛ. Сттрессовать обжязгу (нагнетательную линию) полутора кратным работяг; делчеигем.

3.3.5.    Закачать в НКТ резделительяую пробку (легкая нефть, керосин. дпгзтоплкве) объемом 0.5 и³.

3.3.6.    По ваижутоД системе завачлть в скважину расчетное количество БГД-? и выдергать в течение 1-4 часов.

3.3.7.    Запустить сквааояу в работу через жтупор 8-10 шл. В случае низкого дебита сгаааппгы {ме»е*е 20 т/ejr) оромгть НКТ (во системе об-•рвтитУС цгркудкцЕи) та форсироваюыж режимах дегазированной нефтью в кодичоствр 1.5-2.0 объемов НЕТ.

3.3. ь. Отобрать та устье начальную, жомечву» а две промежуточные ■пробы ТТлТз

3.3.9. Поем отборе жидкости в количестве 2-3 объемов ЖТ вера-вести гкввкхду т отттвмалывй техаюлогически! режим работы.

3.3,30. Т^рошблонлрсвить джутовые трубы.

3.3.33. Зрскглшегтш 2->3 локтрелывах замере лабать.

Аналогичным обрезом проиьводгтеи обработка о целью очистки от АСЬ

Т^ЧГАЬбОЛкг? доки дгвгтл. Охяпае оостсвгт в том, что П С? в количества 0.2-3,Г и*⁴ ш 2 пгг.ч jorvxd тствости пласте, во ве менее 5 м³

»•* I тт--спе;^,<»1Я1^,1> Трггмисй&етая в iv*»«r4£ иук> вежу. Стен тцогавпч

ной жидкости (нефти) равен 1-2 объемам ГОСТ.

3.3.12. Для оценки эффективности процесса скважина после обработки РГФР должна работать в течение 3-4 суток но прежнем технологическом режиме.

На рисунке приведена типовая схема расположения оборудования при проведении обработки скважины.

4. ТРЛНСПОГТПРОЗКЛ И ХРАНЕНИЕ Ш*Г

4.1.    ГГ-ФР относится к малолетучим соединениям. Однако это жидкость облодоет высокой проникайте»! способностью. Поэтому при транспортировке и хранении особое внимание следует уделять предотврощо -ниго утечек жидкой ГГП'Р через неплотности в люках, задвижках, свар -НЫХ СОвДИНОЧИЛХ и т.д.

4.2.    ТТЛ'Р можно транспортировать и хранить в железнодорожных резервуарах и автоцистернах, в стальных бочках и контейнерах из белой жести или оцинкованных, из черного металла или пластмассы, с исправными крышками люков и уложенными в пазах прокладками, обеспечивающими герметичность. D качестве прокладок могут быть использованы бензо- и маслостойкая резина, промасленный картон, паранит.

4.3.    При длительном хранении 1Л>1'Р на промысле крышка верхнего люка резервуара должна быть оборудована сообщающимся с атмосферой отводом (патрубком) диаметром 20-25 мм. Если срок хранения более 6 месяцев, то резервуар необходимо оборудовать дыхательным клапаном.

4.4.    Резервуар перед начивом должен быть тщательно очищен от остатков ранее хранившегося продукта. Не рекомендуется налив ББОР в резерпуары и цистерны, в которых прежде находились мазут, гудрон, полутудрон ■ другие вязкие или твердые нефтепродукты.

4.5.    Не резервуаре должно быть указано наименование нефтепродук

та я надпись "ОГНЕОПАСНО!

г

Схема расположения оборудования при обработке скважины:

1    - устье скважины;

2    - автоцистерна (емкость) о ББФР;

3    - амхость о нефтью;

4    - агрегат, нагнетаппиЯ ББФР в скважину;

5    - агрегат, н&гнетагаиЯ нефть в скважину (вапасноЯ)

РД 39-1-148-79 стр.Ц

4.6.    Резервуары я цистерны должны быть совершенно исправны. Возможность утечки ББФР должна быть исключена. Следует предотвращать попадание в ББФР атмосферных осадков.

5. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАБОТЕ С ББФР

5.1.    Пределы кипения ББФР 150-210°С, температура вспышки примерно 40°С, температуре воспламенения 450°С.

5.2.    ГГ/*'? при высоких концентрациях действует как наркотик; раздражает кожу и слизистые оболочки. Предельно допустимая концентрация паров фракции в воздухе составляет 100 мг/м³.

5.3.    Работямцие с ЬЮТ должны быть обеспечены стгецодсждой и соответствующими медикаментами, а также защитными кремами, пастами.

5.4.    К работе по обработке скважины ББФР допускаются лица не моложе Ю Аот, |грон1едшие медосмотр и славкою экзамен по технике безо -плсности.

5.5.    Обработка скважины ББФГ производится под руководством мастера или другого инженерно-технического работнике по плану» утвержденному руководителем предприятия. При отсутствии утвержденного плана работ проведение обработки БГФР запрещается.

fy.fi. Обработку скважины ББФР производить только в дневное время.

5.7.    Емкости для хранения ББФР должны быть оборудованы перекачи-вагичими средствами. Перекачку ББФР разрешается производить с помощью насосов передвижных агрегатов, соблюдая "Правила защиты от статического электричества в химической промышленности". Оборудование должно быть заземлено.

5.С. Соединение насоса агрегата с автоцистерной (емкостью) с ББФР и скважиной должно быть жестким.

5.9. Перед началом обработки нагнетательная линия должна быть оп-р-ссогаиа из пелутсрагрэтиоо рабочее давление. На насосе должен быть

стр.12 РД 39-1-148-79

исгфэвниЯ манометр, а в целом нагнетательная система должна иметь предохранительное устройство для защити насоса и нагнетательной линии от разрива при превышении допустимого давления. Иыкид от предохранительного устройства должен быть соответствующим ооразом закреплен и неправлен в приемный мерник.

5.10.    Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки ББФР в скважину, а также подтягивать соединения, устранять течи.

5.11.    На месте производства работ должны быть средства пожаротушения. Противопожарный инвентарь должен быть исправным.При возникновении загорания в качестве средств пожаротушения следует также применять химическую пену, водяной пар, инертный газ, песок, асбестовое одеяло.

5.12.    В зоне производства работ запрещается курение, разведение

огня.

5.13.    Агрегвты я транспортные средства должны устанавливаться на расстоянии 15-20 м от скважины и иметь искрогасители для выхлопных труб. Кабины агрегатов должны быть обращены в сторону, противоположную скважине.

5.14.    Емкость с ББФР (автоцистерна) должна устанавливаться с подветренной стороны.

5.15.    При обплэке техники запрещается использовать инструмент,при работе с которым может возникнуть искре.

5.Тб. При длительном вдыхании паров ББФР может наступить отравление (его признаки: жжение, боль в глазах,головная боль,утомляемость, раздражительность, сухость в горле ж носуЬПр* отравлении пострадавшего необходимо выиестж на свежжй воздух, в случае потери сознания немедленно сделать искусственное дыхание ■ сообщить о случившемся в

5.Г\ крени работ по иакгчке БГФГ присутствие людей иоале устья

сквяжин и нагнетательных трубопроводов запрещается.

5.18. По окончании работ агрегаты я коммуникации должны быть промыты нефтью, пооле чего разрешается разборка коммуникаций.

С0ДЕР1АННЕ

1.    ОСНОВНОЕ ПОЛОШШ .......................................I

2.    КРАТКАЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ

ХАРАКТЕРИСТИКА ББФР......................................3

3.    ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ.....................................5

4.    ТРАНСПОРТИРОВКА И ХРАНЕНИЕ    ББФР..........................9

5.    ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ    ПРИ    РАБОТЕ С ББФР...................П

Инструкция по технология обработки скважин фракцией.

РД 39-I-I48-7S Редактор Ефименко В.Д.

Формат 60x90 I/I6 УЖ.- ИоД.Л. - 0,6 Тирах - Юи Дева -    16    коп.

Заказ

Множительная безе СевКэвНИПИвефти, 1979.

В инструкции рассмотрены ооновные положения по исследованию, подготовив скважин,проектированию процесса и технологические схемы обработок скважин бутилбепэольной Фракцией о тдалью удаления из пласта, скважины и систем нефтегазосбора трулнорастлоримых асфвльтено-смолистых и парафиновых вешеотв. Приведены сведения о Физико-химических оройствах бутилбензольной Фракции, а также правила ее транспортировки, хранения и техники безопасности при работе о этим растворителем.

Инструкции разработана в лаборатории технологии добычи нефти Сев-КяяНИПИиеФти к.т.н. Комисаролнм А.И. и старшим научным оотрупником Моллчевым Г.Х. и предназначена для инженерно-технических работников, яанимаппихоп вопросами повышения эффективности эксплуатации скввжжн в уолориях,осложненных отложениями асфальтено-смолжотых и парвфяно -вых веществ.

© Северо-Кавкаяокий государственный научно-исследовательский и проектный инотитут нефтяной промышленности,СевКавНИПИяеФть,1979.

Инструкция по технологии    РД    39-1-146-79

обработки скважин бутилбензольной фракцией

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной проюлоленноотм Ш 149 от 15 марта 1979 г., орок введения установлен с 10.05.79г.

I. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИИ

1.1.    В процессе эксплуатации фонтанных и глубинно-насосных скважин ряда месторождений объединений "Гроанефгь", "Дагнефть","Ставрополь нефтегаз", "Удмуртнефть" и других наблюдаются отложения в призабойной зоне пласта и промысловом оборудовании твердых и вязких нефтепродуктов - асфальтено-смолистых и парафиновых вгицеств (АСВ).

По мере накопления этих вещастж продуктивность скважины падает вплоть до полного прекрошения подачи из пласта.

1.2.    Механические и тепловые методы борьбы с отложениями АСВ имеют ограниченную область применения, трудоемки и нс обеспечивал* качественную очистку неФте провело во го оборудования, что мечет за собой быстрое последутнаее накопление АСВ в евп^н с ннличи^лм остяточ -ных центров кристаллизации.

1.3.    Применяемые на практике для обработки скважин различные уг

леводородные жидкости (горячая я^лфть, керосин, апоадяткчеегей гя*о-коиденсат и др.), каг прзрпло, '/а.-бз^е^тивны итк сор: ряс низ ч'-пря-емлечн при больпом оолертччиг f гтт*?'?    рн

ныт трулнорастт-^даных го!Г’-»я«^,чтср - future но* щ 'код. В    г

стр.2 ГЛ 39-1-148-79

втим часто возникает необходимость в капитальном ремонте оквяжин.что связано со значительными материальными затратами.

Т.4. Исследованиями, проведенными в СевКавПИПИиефти, устяповлено, что эффективным реагентом для уделения отложений тугоплавких асфальтено-смолистых и парафиновых вешаете является бутилбензольная фракция (FFtr); разработаны технол':"ч*ские процессы обработок скважин.

Т.5. Опнтно-про^щленнна об] - /гки, проведенные на скважинах объединений "Грочнефть", "Удмуртнефть" показали высокую эффективность разработанных процессов. Дебиты нефти после обработок увеличиваются в Т,5-5 рая, повышаются устьевые давления, восстанавливается проходимость насосно-компрессорных труб, уменьшается нагруяка на головку балансира я точке подвеса гстанг. Стоимость этпх работ п десятки роэ меныпр стоимости капитального ремонта. Обработка скгажипн ГР!*Р занимает рс^го 3-4 часа, расход реагенте в зависимости от характернее тики объекта соптялхивт 2-50 м .

1.5. Ароматические углепологоом, в частности, бензол, применяются для обработок скрожвн в различных нефтегазодобывающих районах СССР. Следует отметить, что ачкилбензолн, к которым относятся ГГ$Р_в менее токсичны. ч»м брнэол. А для некоторых из них наличие специфического действия на организм человека спорно иля отрицается.

По сравнению о соляпой кислотой, широко применяемой в процессах н'»Фтедоб1пп, FF4T также является «юнее токсично*: предельно допустимая концентрация паров FF4>P в воядухе в десять раз больше,чем хлористого родоропя.

1.7.    Технологические процессы с использованием КБФР но требуют применения специального оборудования. Закачка ее в НКТ и пласт осуществляется обычными насосными агрегатами. FT4>P удобна в транспортировке и не вызывает ухудшения товарных характеристик нефти.

1.8.    FR»P используется оленцеперерэбатыввюшими заводами в кэчест-

РД 39-1-148-79 стр.з

ве сырья для переработки и как компонент аьтомобильного бензина для повышения его октанового числа.

2. КРАТКАЯ ФИЗИКО-ХИМИЧНСКАИ ХАРАКТКНИСТИКА БКФР

2.1.    Общие свойства БВФР.

2.1.1.    ПБФР - прозрачная жидкость желтого цвета, представляет собой смесь ароматичеоких углеводородов и является побочным продуктом в производстве ивопропилОвнаола

2.1.2.    В состав бутилбензольной фракции входят следующие компоненты :

бутилбензол C^Hg-CHg- CHg-CHj-CHg,

кзопропилбенвол    CgH₅

I

СН₃ - СН - сн₃ ,

полиалкилбензолы Яр - CgH^- ^ • где Rj и ^2 * влкил Cj-C₄ .

2.1.3.    Основным компонентом ББФР является бутилбензол. В зависи

мости от соотношения содержания различных компонентов гмотность ББФР изменяется и в среднем составляет 0,861 го/см⁸    (но но    более

0,875 гс/см⁸). Предел кипения фракции 150-2Т0°С, температура замерзания минус 90°С, упругость паров 0,1 кПч, вязкость в нормальных условиях 1,1-1,2 сСт. ББФР не обладает коррозионной агрессивностью, в любых соотношениях смешивается с другими угпевояо| одними жидкостями (нефтью, керосином и др.)

2.2.    Растворяющая способность БГФР.

2.2. ]. ГГФР - сильный растворит*'ль. Ра створяла я способность |рак-

иии определяется ттучл главными '^этг.пгл - температурой ор^-тн    я

группорым составом рпствопя^п,пп: т^р’пг'    ?.    я '*'*0??’'*    газ

ггрершпает рестроряпчул епос'Ичое^ь пги^ия^мну ря^тротур яка яс-гичи' го ячонач^лиич.

стр.4 РЛ 39-T-I48-79

2.2.2.    Лабораторными исследованиями установлено, что БЕФР хорошо растворяет твердые органические соединения различного группового состава и обладает высокой рвстворя-чцеИ способностью и скоростью растворения A СВ. Наиболее труднораств'римнми компонентами твердых нефтепродуктов являются асфальтены. О повышением темпоратурн среды и уменьшением содержания асфальтен •• и твердом осадке растворяющая способность Fr4'f увеличивается.

2.2.3.    Кром® этого но процесс растворения существенно влияет удельное количество растворителя и относительная скорость его движе-пил. При увеличении относительной скорости движения растворителя время полного рчетроррния АСВ значительно сокращается. 3 условиях неподвижного рпетрорптрлгт наиболее интенсивное растворение наблюдается в первые Т,5 часа. В твбл.1 приведены данные по растворимости в ЕПФР обраяио ДСП о рнеоиим (37^) содержанием асфальтенов.

Таблица I

Температура, °С	Растворимость, кг/см3
РО	5,6
30	60,0
50	76, п
70	96,0
ТОО	135.0

2.2.4.    Растворимость обрпзнов ДСВ, отобранных из скважин, значительно выше приведенной г табл Л. <*то обусловлено меньшим содержанием в них вещоотв о рысоким молекулярным весом - асфальтенов.

2.2.5.    Гаствор"п»пая способность ВБФР может быть увеличена в десятки раз при введении в нее небольшого количества определенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) из класса алифатических аминов.

РД 39-I-I48-79 стр.Ь

Наряду о атим введение ПАВ приводит к снижению вязкости 1«аотворов ББФР, ее поверхностного натяжения на границе с водой и предотвращению структурообразованкя, что облегчвет процесс закачки ББФР в скважину и освоения ее после обработки,

2.2.6.    При смешении ББФ? с другими углеводородными жидкоотями (легкая нефть, дизтопливо, керосин) скорость растворения АСВ и растворяющая способность омесн неоколько уменьшаются. При атом наиболее интенсивное растворение АСВ (раотворнгель неподвижен) отмечается в первые 2-4 часа. Затем окорооть реетворенкл уменьем стоя.

2.2.7.    С повышением температуры растворяющая способность смеси также, как ББФР, увеличивается.

2.3. Влияние ББФР на уплотнительные алементы оборудования.

2.3.1.    Влияние ББФР на уплотнительные алементы применяемого при обработках скважин оборудования оценивали по сопротивлению разрыву, относительному и остаточному удлинению, твердости я набуханию образцов резины мерки 1293, 254 И 246 в нормальных условиях (контроль) и выдержанных в ЕБФР в течение 3*6 часов при давлении 300-600 кгс/ом².

2.3.2.    ББФР не окааквает отрицательного воздействия на уплотни -тельше алементы оборудования (бвойсты образцов резины практичном не измвняютоя после 3-6 часов выдержки в ББФР).

3.ТЕХНОЛОГИ! ОБРАБОТКИ

ЭЛ. Иооледование и подготовке емытны.

3.1.1. Перед обработкой скважина иеелкщуетсч на приток о опреле-лвнаем обводненноетя. Производится 2-3 контрольны* замера небита жидкости, устьевых давлений или нагрузки на ^гювг/ бачанои^а и ляб-ложлроькь ПХТ (для 1онтайных скважин).

И скьажжне а автоцистерне иостав/чется расчетное кс л тест во

стр.6 РД 39-Т-148-79

Г0»ТТЯ. ЛвТОЦИСТ*рНЯ, ЖЯПОрНЫЯ устройства, нагнетательная линия должны быть чистыми.

З.Т.2. Перед обряботкой неполных скважин при необходимости предварительно извлекается насос, проверяется шблонированием забой скважины, ппускяотея нясосно-компрессорные труб» и башмак их устанавливается у нижних отверсти 'чторвэла перераним.

3.2. Проектирование прюцчсса.

3.2.1.    Проецирование процесса обработки заключается в определении количества ТТЛ«Г, необходимости ео разбавления легкой не^ыо,керосином пли дизтопливом, обосновании режима нагнетания и продаыш FFtP в скважину.

3.2.2.    Технология промесса может изменяться в зависимости от цели обработки: удаление ия ШСГ отложений ЛСВ или очистка от них призабойном зоны пласта. R первом случае ПГФР закачивается только в 1П(Т, ВЛ рт-.ром - реагент продавливается в плост.

3.2.3.    П случае отложения АСИ в кольцевом пространстве ГЛ>ûà перо-рщивается в зятргоио» и после выдержки обратной промывкой пимывает-

гя и? орттивы,

3.2.6. Пг FM^fT.ni реагента в пласте или скважине зависит от т«и»к*ра*»ур» и    Г-6    пася    (см.тобл.2).

Таблица 2

Температуре, °п, >	IiDCbVi вцдогжки. час
	М-1Г	ЗиГ'-ного рэстворв БЫР с керосином
?.г	3,.(	6.0
30	2,0	3,5
so	1,5	3,0
70	1.5	2.5
B0-I00	т.о	2.5

ГД 39-Х-I48-70 стр.7

3.2.5. Необходимый объем J350P завиоит от количества отложившихся ACD и определяется расчетом или опытным путем по результатам предыдущих обработок. Голи в результате отложений АСВ в насосно-коглпрес-сорных трубах наблюдается значительное снижение производительности скважины и падение устьевых давлений, то первая обработка скважины производится чистой Ш»Р.

При небольшом количество отложившихся АСВ (несущественное умонь-теииА дебита скважины и устьевых давлений) или малом содержании в осадке аофольтенов и смол первая обработка скважины осуществляется смесью Г-ПФР с разбавителем (легкая нефть, керосин), содержащей 30-45^ Фрвкции.

В обоих случаях количество реагента равно 1-2 объемам ШСГ.

3.2.C# Закачка ППФР в ШСГ производится с минимальной производи -телыюстыо насосных агрегатов для исключения механического срыва отложений с поверхности оборудования и увеличения времени контакта ТТ4»Р и АСВ в динамическом состоянии.

3.2.7.    По истечении времени выдержки осуществляется обратная промывка скважины нефтью (1,5-2,0 объема НКТ) на форсированных режимах или кратковременный запуск скважины в работу при максимальных отборах с последующим переходом на оптимальный режим работы.

3.2.8.    В ряде случаев для повышения температуры растворителя целесообразно часть его перекачивать в затрубное пространство. После выдержки в течение одного часа весь объем ПБФР снова размещается в НКТ.

3.2..9. При обработке призабойной зоны заквчка СПОР в пласт производится с максимальной производительностью насосных агрегатов.Количество реагента берется из расчета 0,2-1,0 м³ на I пог.м вскрытой мощности пласта, но не менее 5 м³ но одну скв.-операцию. Объем про-давочной жидкости (нефть, дизтопливо, керосин) принимается равным I-