регистрация компании дать объявление быстрый поиск лента публикаций восстановление доступа о портале
    
Строительный портал СтройПлан.ру
Подбор проекта Новости отраслиПубликации
 
КОРЗИНА (0)  
 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  
  Дополнительные материалы  [ + развернуть]  
Утвержден: Госстандарт СССР (21.05.1985)
Дата введения: 1 января 1986 г.
скачать бесплатно ГОСТ 11851-85* "Нефть. Метод определения парафина"

Министерство нефтяной промышленности

Производственное ордена Ленина и Ордена Трудового Красного Знамени Объединение Башнефть

Башкирский государственный научно-исследовательский
и проектный институт нефтяной промышленности

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ТЕХНОЛОГИИ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА С ПОМОЩЬЮ КОМПОНЕНТОВ БЕНЗИНА

РД 39-23-954-83

УТВЕРЖДАЮ

Начальник Технического Управления

___________________Ю. Н. Байдиков

______________________

УФА 1983

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Башкирским государственным научно-исследовательским и 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 НГДУ Краснохолмскнефть                                          Ф. С. Гарифуллин

СОГЛАСОВАНО:

Начальник управления по повышению

нефтеотдачи пластов                                                                             З. А. Сорокин

Зам. директора ВНИИ                                                                            П. М. Усачев

Зам. генерального директора НПО Союзнефтепром                         А. В. Солодов

Главный инженер объединения Башнефть                                         М. Н. Галлямов

Зам. начальника Управления Башкирского

Округа Гостехнадзора                                                                            Г. Г. Приданников

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

Приведены сведения о физико-химических свойствах фракции бензина, а также правила его транспортировки, хранения и техники безопасности при производстве работ.

Руководство разработано в Башнипинефть ст. научными сотрудниками Рагулиным В. А., Люшиным С. Ф. совместно со старшим инженером ПО Башнефть Хуснияровым А. Ш., гл. инженером НГДУ Краснохолмскнефть Благовещенским В. Е., нач. ЦНИПРа НГДУ Краснохолмскнефть Гарифуллиным Ф. С., рук. лаб. ТТНД этого ЦНИПРа Гарифуллиным Р. Ш. и предназначено для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами повышения эффективности эксплуатации скважин в условиях, осложненных: отложениями смолопарафиновых осадков.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНОЛОГИИ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА
С ПОМОЩЬЮ КОМПОНЕНТОВ БЕНЗИНА

РД 39-23-954-83

Вводится впервые

Приказом производственного объединения Башнефть от 31.01.8433. Срок введения установлен с 15.02.84

Настоящий документ регламентирует основные положения технологического процесса по удалению отложений парафина с применением компонентов бензина.

1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. В процессе эксплуатации нефтяных месторождений, в ряде случаев в скважинах и наземных транспортных коммуникациях наблюдаются смолопарафиновые отложения и по мере их накопления производительность скважин снижается вплоть до полного прекращения.

1.2. Тепловой и механический способы депарафинизации не обеспечивают высококачественную очистку нефтепромыслового оборудования от смолопарафиновых отложений. Механические способы иногда неприменимы по технологическим причинам. Наличие оставшихся центров кристаллизации парафина, а также его перекристаллизация после тепловой обработки приводят к быстрому последующему накоплению осадков в трубах и выкидных линиях.

1.3. Лабораторными исследованиями Башнипинефти и ЦНИПРа НГДУ Краснохолмскнефть, а также промысловыми опытными работами установлено, что с применением компонентов бензина (например, отходы производства Кармановского НПЗ) достигается качественная очистка нефтепромыслового оборудования от смолопарафиновых осадков что позволяет по большинству скважин увеличить межочистной период в среднем в 3-5 раз по сравнению с тепловыми и механическими способами.

1.4. Применение компонентов бензина на нефтепромыслах не вызывает ухудшения товарных характеристик нефти.

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

Руководящий документ рекомендуется применять при производстве работ по интенсификации добычи нефти из парафинящихся скважин и при очистке промысловых транспортных коммуникаций от смолопарафиновых отложений.

2. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЦЕССУ

2.1. Технологический процесс предназначен для полного удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из призабойной зоны скважин, подземного и наземного оборудования при любой интенсивности их накопления.

2.2. Выполнение без отклонений правил и требований, предусмотренных настоящим документом, обеспечивает быстрое и эффективное удаление органических осадков из зоны фильтрационных отверстий, ствола скважины, насосно-компрессорных труб и выкидных линий.

2.3. Технологический процесс используется на парафинящихся скважинах без ограничения по производительности, высоте динамического уровня, длине наземных транспортных коммуникаций, вида и типоразмера подземного оборудования.

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И МАТЕРИАЛЫ

3.1. При осуществлении технологического процесса используются:

3.1.1. Компоненты бензина (отходы производства Кармановского НПЗ), производимые в соответствии с ТУ 38-30-150-77 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, на шасси 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 перекачивающими насосами типа IB (вертикальный на давление 2,0 МПа) или 2НР-160.

3.1.3. Агрегаты для закачивания реагента в затрубное пространство и в промысловые коммуникации АДП-4-150 (ТУ 26-03-362-71), ЦА-320М (ТУ 26-02-30-75) (переоборудованные под закачивание легких углеводородных жидкостей).

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

3.2. При осуществлении технологического процесса предусматривается использование оборудования выпускаемого промышленностью, согласно техническим условиям.

3.3. Автоцистерны (бензовозы) и агрегаты для закачивания бензина в скважину должны быть снабжены средствами пожаротушения (кошмой, песком, пенными или углекислотными огнетушителями).

4. ВЫБОР СКВАЖИН ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ПРОЦЕССА

4.1. При осуществлении технологии удаления отложений парафина с помощью компонентов бензина, выбор скважин осуществляется по результатам анализа промыслового материала.

4.1.1. Выбираются скважины, затрубное пространство которых не проявляет выброса газа.

4.1.2. С межочистным периодом не более 30 суток.

4.1.3. Обводненность добываемой продукции скважины не более 50 %.

4.2. Наземное и подземное оборудование скважин должно быть в технически исправном состоянии.

4.3. Эксплуатация скважин не должна быть осложнена отклонениями неорганических солей.

5. СХЕМА ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ МОНТАЖА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ

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

5.1.1. При удалении отложений из насосно-компрессорных труб и обсадной колонны (в случае отсутствия давления в затрубном пространстве) в технологическую схему включается только автоцистерна (бензовоз) с индивидуальным насосом; обвязка затрубного пространства с автоцистерной осуществляется с помощью труб или гибкого шланга по закрытой системе.

5.1.2. При наличии противодавления в затрубном пространстве скважины, а также для удаления смолопарафиновых осадков из ее призабойной зоны, для создания оторочки из нефтеотмывающей жидкости при переводе скважины под нагнетание воды, в технологическую схему включаются бензовоз с реагентом в паре с насосным агрегатом АДП-4-150 или ЦА-320М, переоборудованным для закачивания легких углеводородных жидкостей.

Для обвязки автоцистерны с агрегатом и агрегата с затрубным пространством скважины используются только металлические трубы из комплекта нагнетательного трубопровода; соединения их должны быть жесткими.

6. ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ К РАБОТЕ

6.1. Обработка скважин компонентами бензина должны предшествовать подготовительные работы, заключающиеся в сборе информации об объекте; состоянии подземного и наземного оборудования, режима эксплуатации, глубине спуска насоса и высоте динамического уровня, состояния выкидной линии, работоспособности перепускного клапана и др.

6.2. Результатом предварительного обследования объекта является составление и утверждение плана на проведение работ в котором указывается:

- цель, которая преследуется обработкой скважины;

- вид и порядок проведения всех подготовительных работ (в том числе и с участием бригады подземного ремонта для cмены насоса, спуска хвостовины и др.);

- последовательность проведения технологических операций в зависимости от цели, преследуемой обработкой скважины;

- используемые агрегаты и оборудование, схема их обвязки;

- объемы закачиваемого реагента в затрубное пространство скважины;

- максимальное давление нагнетания реагента и продавочной жидкости (состав продавочной жидкости);

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

- схема расположения агрегатов у устья скважины;

- последовательность монтажа и демонтажа нагнетательных линий в соответствии с требованиями правил техники безопасности;

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

7. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ

7.1. Технологический процесс обработки скважин компонентами бензина состоит из следующих операций:

7.1.1. Доставки реагента.

7.1.2. Расстановки техники и вспомогательного оборудования у устья скважин с учетом требований техники безопасности и пожарной безопасности.

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

7.2. Перед закачиванием бензина в скважину необходимо:

7.2.1. Разгерметизировать затрубное пространство до атмосферного давления через угловой вентиль.

7.2.2. Вместо пробки на планшайбе устьевой арматуры, закрывающей отверстие, через которое проводится спуск глубинных приборов при исследовании скважин, ввернуть вентиль со шлангом для отвода возможного избытка газа, скапливающегося в затрубном пространстве в период проведения работ на скважине.

7.3. Объем закачиваемого реагента (бензина) для одноразовой эффективной обработки насосно-компрессорных труб конкретной скважины рассчитывается с учетом количества нефти в затрубном пространстве скважины (до приема насоса) и в трубах. Лабораторными и промысловыми исследованиям установлено, что оптимальное соотношение объема бензина к объему нефти в скважине должно быть не менее 0,7.

7.3.1. Для обсадной колонны с внутренним диаметром 132 мм и насосно-компрессорных труб с наружным диаметром 73 мм (в качестве примера) расчетное количество бензина для одноразовой обработки скважин с учетом высоты динамического уровня 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

где V к. б. - объем компонента бензина, м3

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

V2 - объем нефти в трубах, м3

L - глубина подвески скважного насоса, м

ΔНд - высота динамического уровня, м

7.4. Очистка насосно-компрессорных труб от смолопарафиновых отложений (после закачивания бензина в затрубное пространство) осуществляется путем пуска скважин в работу "на себя".

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

7.5. Для надежной очистки насосно-компрессорных труб и штанг от смолопарафиновых отложений необходимо осуществить 3-х кратное прохождение суммарного объема нефти с бензином через трубы (имеется в виду объем нефти в затрубном пространстве скважины до приема насоса и в трубах).

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

7.7. Задавливание реагента в пласт производится из расчета 1,0-1,5 м3 на один метр толщины обрабатываемого пласта, но не менее 5 м3 на одну скважино-операцию.

7.7.1. Объем продавочной жидкости (нефти) устанавливается для каждой скважины отдельно.

7.8. Для надежной очистки призабойной зоны пласта от смолопарафиновых отложений реагент следует выдержать в нем после закачивания в течение 6 часов.

7.9. По завершению операций, изложенных в п.п. 7.3-7.8, скважина пускается в работу на установленном режиме (продукция из скважины направляется в выкидную линию).

7.10. После выхода скважины на режим необходимо провести исследование параметров ее работы, с целью оценки эффективности проведенных мероприятий по удалению смолопарафиновых отложений.

8. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ВЛИЯНИЯ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ

8.1. Компоненты бензина по взрывоопасности и пожароопасности относятся к категории нефтепродуктов первой группы. Транспортирование, хранение и упаковка продукта должны осуществляться 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. Перевозка реагента-удалителя на скважину для последующего закачивания в ее затрубное пространство скважины или задавливания в пласт осуществляется только бензовозами, оборудованными предохранительными клапанами, срабатывающими при избыточном давлении 0,07 МПа, а также средствами защиты от статического электричества.

8.3. Обработка скважин компонентами бензина проводится по утвержденному плану с указанием мероприятий, обеспечивающих безопасность работ и под руководством ответственного работника НПУ из числа ИТР. В плане должны быть указаны меры по ликвидации возможной аварии.

8.4. Закачивание компонентов бензина производится насосными агрегатами только в дневное время и отвечающими требованиям стандартов и санитарных норм, предназначенных для работы с химическими, агрессивными огне- и взрывоопасными жидкостями (например, АДП-4-150 или ЦА-320М, специально переоборудованными для этих целей).

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

8.6. Рабочие обрабатывающие скважины реагентом-удалителем (бензином) должны обеспечиваться спецодеждой и средствами индивидуальной защиты.

8.7. Перед началом проведенных работ руководитель обязан ознакомить рабочих с планом работ, мерами пожаро-взрывобезопасности, правилами безопасного ведения работ на скважине и мерами по ликвидации возможной аварии.

8.8. Перед началом обработки скважин компонентами бензина вокруг ее устья должна быть определена опасная зона и установлены соответствующие знаки на расстоянии 100 м, но в пределах территории скважины (см., например, принципиальную схему размещения оборудования).

8.9. Автоцистерна и насосный агрегат должны устанавливаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и так, чтобы расстояние между ними было не менее 6 м, а кабины не были обращены к устью скважины. Каждый агрегат должен иметь возможность немедленного выезда с места, независимо от местонахождения других агрегатов.

8.10. Для исключения попадания на автоцистерну (бензовоз) и насосный агрегат искр от выхлопа работающего двигателя (в том числе и за счет ветра) необходимо осуществить полный отвод выхлопных газов по трубе или термостойкому шлангу из зоны расположения агрегатов. Конец выхлопного шланга (трубы) должен жестко закрепляться и должен быть оборудован искрогасителем.

8.11. При изменении направления ветра необходимо переменить и месторасположение конца выхлопного шланга (трубы) и снова его жестко закрепить, исключив попадание искр на агрегаты.

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

8.13. Перед началом производства работ под давлением нагнетательная линия должна быть спрессована водой на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, но не более максимального рабочего давления развиваемого насосным агрегатом. На насосе должен быть установлен исправный манометр, а на нагнетательной линии предохранительное устройство от разрыва.

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

Принципиальная схема размещения и обвязки передвижных установок при обработке скважин компонентами бензина

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

8.14. Провисание нагнетательного трубопровода не допускается.

8.15. Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачивания бензина в скважину, а также подтягивать соединения, устранять утечки.

8.16. При работе использовать только обмедненный инструмент для исключения искрообразования.

8.17. Для слива бензина из цистерны должен применяться гибкий шланг класса Б (1) на рабочее давление не менее 1,6 МПа. На конце шланг должен иметь приспособление для присоединения к затрубному пространству скважины, агрегату или трубопроводу.

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

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

8.20. При обработке бензином призабойной зоны скважины или закачивания его в пласт давление не должно превышать допустимую величину для эксплуатационной колонны.

8.21. Во время работ по закачиванию бензина в скважину присутствие людей возле устья и нагнетательных трубопроводов запрещается.

8.22. В зоне производства работ запрещается курение и разведение огня.

8.23. При закачивании бензина в скважину, предельно допустимая концентрация (ПДК) их паров в воздухе в 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 окончания закачивания бензина в скважину, напорную систему следует промыть водой (остатки бензина и воду слить в скважину), снизить давление в нагнетательном трубопроводе до атмосферного, отсоединить и разобрать трубопровод.

8.25. Запрещается оставлять работающие агрегаты без надзора.

8.26. В случае возникновения пожара необходимо:

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

- закрыть задвижку на затрубное пространство скважины;

- снизить давление в трубопроводах;

- отсоединить нагнетательный трубопровод от затрубного пространства скважины;

- приступить к тушению очагов горения, имеющимися в наличии средствами пожаротушения (распыленной водой, пеной, углекислым газом, составом СЖБ, перегретым паром, кошмой, песком).

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

9. ВОЗМОЖНЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ И СПОСОБЫ УСТРАНЕНИЯ ИХ

9.1. Перед осуществлением технологического процесса следует убедиться в герметичности межтрубного пространства, в случае нарушения герметичности принять меры по устранению негерметичности.

9.2. Используемые при обработке скважин агрегаты и установленное на них оборудование должны быть в технически исправном состоянии, работы по ремонту агрегатов или оборудования на скважине производить запрещается.

10. ВОЗМОЖНЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ ОТ НОРМАЛЬНОЙ РАБОТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ

10.1. Нормальная работа технологической схемы может быть нарушена внезапной остановкой станка-качалки, обрывом штанг. Это может привести к отделению и осаждению нерастворенных в смеси нефти с бензином твердых парафиновых частиц на подземном оборудовании или забое скважины.

10.2. Последующий запуск станка-качалки в работу может способствовать запарафиниванию клапанов скважного насоса, что в свою очередь может способствовать снижению производительности скважины, или обусловить необходимость проведения на ней подземного ремонта, с целью устранения 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

 

 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  

    Кузьминки Фото: двухэтажный дом кирпича с гаражом 226.7 5 2 1 Двухэтажный дом кирпича с гаражом

    Д-60 Фото: деревянный дом 6х9 из бруса 93 3 Деревянный дом 6х9 из бруса

    Радонеж Фото: дом из оцилиндрованного бревна 126 2 1 Дом из оцилиндрованного бревна

    95B Фото: "Дипломат Плюс" - загородный дом с бильярдной и гаражом-навесом 151.2 3 2 "Дипломат Плюс" - загородный дом с бильярдной и гаражом-навесом

    Тула Фото: дом из бруса с террасой и балконом 177 4 2 Дом из бруса с террасой и балконом


 Рейтинг@Mail.ru   По вопросам работы сайта и сотрудничества обращайтесь к администратору adm@stroyplan.ru.
При использовании материалов портала - ccылка, доступная для индексации, на сайт обязательна.
© 2006-2016 "СТРОЙПЛАН"
    Все права защищены.