Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

45 страниц

517.00 ₽

Купить ГОСТ 18.001-76 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Распространяется на количественные методы оптимизации параметров объектов стандартизации и устанавливает основные понятия и принципы методов оптимизации параметров объектов стандартизации, основные требования к этим методам и комплексу нормативно-технических и методических документов, устанавливающих данные методы, а также классификацию групп документов комплекса и правила обозначения документов.

  Скачать PDF

Переиздание. Ноябрь 1978 г.

Оглавление

1. Оптимизация и оптимальность параметров объектов стандартизации

2. Основные требования к методам оптимизации параметров объектов стандартизации

3. Состав и обозначения методических и нормативно-технических документов, устанавливающих методы оптимизации параметров объектов стандартизации

Приложение 1 Создание комплекса методических и нормативно-технических документов, устанавливающих количественные методы оптимизации параметров объектов стандартизации

Приложение 2 Перспектива применения системы оптимизации параметров объектов стандартизации в стандартизации и управлении качеством

Приложение 3 Основные термины, применяемые в тексте стандарта

Приложение 4 Общая литература

Показать даты введения Admin

Министерство нефтяной промышленности


СОГЛАСОВАНО


Начальник Управления по развитию техники, технологии и организации дооы^ш нефти а и газа^


иШллЛ^п В.В.Гнатчерко


/Ш19.


штт

’Л^^нического ^ Мени'я Мгаш^тепрома

^^'р*Н-Вайднкоа


i'n'


РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ


Метод оптимизации реяиме работы нефтяных скважин, оборудованных УЭДН» о учетом пространственных параметров ствола скважин

РД 39-3-1008«84


НАСТОЯЩИЙ ДОНУМЮТ РАЗРАБОТАН :


Башкирским государственным научно-исследбвательским и проектным институтом нефтяной промшяенности / Башнипинефть /


Директор, канд.техн.


&.Кагарманов


Ответственные исполнитэли:


Зав.сектором добычи нефти електропогруяными насосами, руководитель разработки, канд.техн.наук


/Р-^г^*9.Вахитов


Ст.инженер


Д.Б.Саяьыанола


Ст.инженер


,а З.Р.Кутдусова


li

При расчетах по формулам (I, 2, 3) с ростом номера и должна накапливаться погрешность s определений координат. Вопрос о точности аппроксимации <Х*2, 3) решался следующим образом. Была рассмотрена гипотетическая скважина с плоским профилем глубиной 3000 щ состоящая из вертикально прямолинейного уча-* стка длиной 300 м, дуги окружности с радиусом 680 и и раствором 60° выпуклой вниз и дуги окружности с радиусом £720 м выпуклой вверх. Положив fi * 50 м,определим точные значения Xi t tji * 2ч * к L и приближенные* рассчитанные по формулам (I, 2fi 3). Относительная ошибка при этом оказалась порядка 0,01 % (см.табл, 2), что говорит о приемлемости предложенных формул. На том т примере было исследовано влияние точности измерения величин pi, ifi , ^ назначение относительной ошибки t> , возникающей при использовании формул {I, 2, 3). К величинам pi , El прибавили случайные ошибки, равномерно распределенные симметрично около нуля в интервалах

Ъ>1]    *    соответственно и по рекурентным фор

мулам многократно вычислялись величины декартовых координат , УI» * кривизны Kt и соответствующие относительные ошибки. В табл. 2 приведены усредненные относительные ошибки для l ^    9    т.е. для точки забоя. Оказалось, что для того,

чтобы величина S- была бы порядка 1%, достаточно измерять с точностью до I м, а углы р-к и if^ с точностью до I0* При этом следует отметить, что если вдоль скважины угол падения р в среднем невелик» то азимутальный угол if достаточно измерять с меньшей точностью, поскольку в формулах (X, 2, 3) все величины, зависящие от if; умножаются на Bln т.е. на малую величину,

Таблица 2

д Ь    I Максимальное I Максимальное I Ма;ссимальноо1Макошальнов

Случайная ! отклонение I значение 1 значение 1 значение ошибка | Хо1, ч,0 j    1    |    Л

bt в о М

I. ь* ■ 0°

Ь^я 0®

Ь(« I И

0,0002

0,0021

0,0012

0,0093

а. &р.« 1°

V1°

&£й I *д

0,1237

1,7781

0,4033

0,0726

3* 30* Ж)*

&£« X м

0,1144

0,8889

0,18919

0,0784

4# V 15*

bsf 15*

bt» 0,5 м

0,0758

0,4445

0,0820

0,0780

6# 30* 30*

х ц

0,1144

0,8890

0,2017

0,0764

6, &£а 3* 2*

&fc« X н

0,0126

0,0594

0,0109

0,0662

’.4Г 2*

V 1°

5{-1м

0,3555

0,05997

0,0109

0,0662

8, Ър,= Х° сЬ^а 2

0,0031

2,7777

0,40334

0,07257

3. ВЫБОР ИНТЕРВАЛА УСТАНОВКИ ЗЦН В НАНЛШНО НАПРАВШВДХ И ИСКРИВЛЕННЫХ СШШИНДХ

Выбор интервала установки УЗЦН в наклонно направленных и искривленных скважинах проводится для хавдого типоразмераУЭДН с условней вписываемости насоса в выбранный интервал без изгиба /I/.

На рис. 2 приведена схема распета условий вписываеиости УЗЦН на искривленном участке ствола скважины.

Очевидно соотношение

(6)

j _ 360 L

ТйГ

Величина К определяется из прямоугольного треугольника AON

Подставляя (7) а (3) принимая US)m, получим ^ ^ AS36 (d-de)

ос.-- (а)

Где размерности:    &    -град/ХОн*    L    ,    <&t?    -    м*

По фор&уле (8) производится расчеты максимально допустимой кривизны обсадной колонны, обесшта&а&щей работу УЗЦН з скважине без изгиба*

В приложении I приведены расчетные данные для всея типоразмеров УЗЦН*

Cxem расчета успевай! шнснваоиостн УЭДН на искривленном участке ствола с кватлгПГО

Д - РОД^С ИСГрШ!Я911ИЯ , д - ядша нскрнзяшшего участке,

t - ДЛИН* Ш$9

dt - внутренний диаметр ствола скваянии, й(й - наксгдоаяытй поперечник размер УЭЦК,

Рис. Z

IS

4. ВЫБОР ПОГРУЖНОГО аДЕКГРОДВИГАТШ К У31Щ

Условие охлаждения электродвигателя (ПЭД) обеспечивается при определенной производительности УЗЦН в зависимости от реннего диаметра обсадной колонна

Расчет минимально допустимого дебита производится в сяо-дующей последовательности:

- определяется площадь кольцевого пространства д F как разность площадей поперечного сечения обсадной колонны Р( п погружного электродвигателя Fa

aF=F,“F5 = J    ■    (9)

Минимально допустимая скорость движения охлаждающей гладкости Vm)n для каждого типоразмера ПЭД определяется из каталога ^Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности1*,, ОКБ БНР М, р I960* Допустимая производительность УЗЦН, вше которой соблюдается условие охлаодатш ПЭД, определяется по формуле

Qm’m “ if' Vmin    <»)

Результаты расчетов приведены в приложении Ъ» Анализ этих данных позволяет предложить следующее рекомендаций:

I. Не рекомендуется применение ПЭД 28-Х93Ш) с УЯДЬ-б в скважинах с 168 ш колоннами без разработки и применения специальных защгшшх устройств по охлаждзии*о ПЭД#

2* Возможно применение ПЭД 4О-103ДЕ5 с УЩШ-80* 23-0 п 200 в скважинах с условным диаметром до 168 ми.

3. Возможно применение УЭЦН5А в скважинах с обедаой колонной 168 ш кроме У1ЭЦН5А«1С0-2350 с ПЭД45-П7ДВ5*

16f

У1ЯИ5А-Й50-1400 и У2ЭЦН5А-360-1100 с ГОД 90-П7АВ5,

Рехомендеется ’применение этих установок в скважинах с обсадной колонной 168 мм при замене ПЭД 45-II7AB5 на ПЭД40-103АВ5 и ПЭДС 90-П7АШ на ПЭД I00-I23AB5.

5. РАСГОдаШШЕ ДАЯШШЯ В HACOOiO-ЙОМПРЕССОРИЫХ ТРУБАХ НШГШЩ СКВШН

Возможность анализа, а также прогнозирования режима работы нефтяных скважин в значительной степени зависит от распределения давления при подъеме газожвдкостной смеси в насосно-копира ^сорных трубах* В результате теоретических и промысловых исследований установлено, что для распета давления на приеме и шжнде погружного электроцентробезшого насоса приме-ншш довеетнне метода расчета распределения давления в НИХ /2, 3,4,б/.

5.1.    Алгоритм расчета распределения давления в ККТ

Распределение давления рассчитывается по методу Поуиттмана и Карпентера.

5.1.1.    Определение поинтервеяьной плотности газожидкостной смеси в НКГ.

рем «

Плотность смеси при давлении Р определяется по форцуле

(II)

(12)

где

М«р« + &,J3P + A pf

(13)

i?


Vcrvt = J^H + pP    .


Pr

Pern Tfcm g P Tcm


(14)

(16)


где fcm* OtI Ша


Tc*i= 293,2 + 15,6 = 288,8 К


Tep =

2


(16)


5Л*2, Определение поинтервальных градиентов давления


iP

c(h


K pCM


ИЛИ


/_*£) .£см*крвм,    (17)

I Af* /cp

где Z-AfL] - среднее значение градиент» давления, соответ-

I дц /ер

ствущее давлениям Р, и Р2, выбранным черев интервал л Р , Величина 1C для ШГ при давлениях Р,, Р4..», Рп определяется ПО формуле


* Q* М* , г,25 рем »®


(18)


где ^ - коэффициент трения, определяемый не графина (рис. 3) / 3 /. Параметр ъ^чг'дкя НИХ определяется по формуле

IP * flw М ,    qj

■Ъ

При добыче обводненной продукции дебит нефти опре-



iftfJoHtsdiBa so

irmiodj,    чолоияэйкоб


IS


деяяется по формуле


Qm = Jh


НА


(20)


5.1.3* Глубина л&в соответствующая интервалу изменения давления дР определяется по формуле

Afi._A.Me1 .


’ Др\

.*ме|»

(81)


5.1.4. Определение профиля давления в НКТ,

Суммируется каждое последущее значение д ft с предыдущим последовательно* Например, ft* - Р1# соответствующая глубина


fi я 0:

Ра -

л fi = fi8 ;

Pj -

■ A ffl t + A Aj * I

Ъ --

* *t* j

* « t

Р«__

« n-l + A ^ a-* -


Строится график распределения давления я координатах Р , И * 5Л*5. Расчет распределения давления в НКТ наклонно направленной скважины проводится с учетом угла отклонения скважины от вертикали* Поправка к кривой распределения давления вводится по формуле

А t.


сой ^

5.2* Определение газонасыщон нести на приеме насоса

Газонасыщенно сть на приеме насоса определяется по формуле

Гпр » Вг-п? ,

Цж.ярФ qr,Пр


(22)


(23)


2 О

где    Иг,пр- объемный расход свободного газа на приеме

насоса, м3/сут;

Qr.npsjir (&о"^)Чн    (24)

Фж.пр.** объемный расход жидкости на приеме насоса, м3/сут*

Gw.np *    (,+ А)    (25)

Подставляя форели (24) и (25) в (23), получаем

Гпр- --(26)

#Н { 1+A*) -i-

Если пластовый газовый фактор &пл превышает количество растворенного газа при давлении насыщения, то газонаскщен-ностъ определяется по формуле

rnp«±ii®^L±>--(27)

|Ъц (н- А ) * P>r (С-пл-5)

5.3* Определение давления на выкнде насоса

Давление на вккиде насоса определяется по кривой распределения давления^соответствует глубине подвески насоса* Рас-чет проводится от известного значения устьевого давления Давление на выкиде насоса определяется формулой

?Пт = Рнос + РпР    (2В)

5*4. Оптимизация работы УЭЦН по су ще ст ву зощему режиму скважины По существующему режиму рассчитывается распределение давления в НКТ до забоя скважины при известных Ру, ЩЖ| НпрЗ,

3

Продолжение титульного листа

Соисполнители :

ft.TttJ- Р.Ь.Узбеков $$$% В.Л.ЩуЛЫ18И

Зав.отделом инженерных задач ' ПО Бетефгь

Сг, инженер

Доцент Уфимского нефтяного «ггГЭЭх- л___

института» кенд.техн.наук —ГГя.Цучумов

Начальник СОИ НГДУ    Р.Х.Хафмзоа

Начальник СОИ НГДУ Юкарланнефхь


С.С.Закнро»

Г.Г.Вахнтов

4—V.H.ranomos

Начальник ШО НГДР Арлашефть ^^Р^.П'х--^^.Ы.Надро»

СОГЛАСОВАНО

Директор ВНИИ, д-р те»).наук

Главный инженер ПО Башнефть -*'1'41 кенд. -гехн. наук

Д иректор КИЩа ПО Башнефть    р'НВат*аЛ00

21

По графику распределения Давления определяется Давление на выкнде насоса на глубине подвески и Давление фонтанирования на интервале перфорации.

Давление, развиваемое насосом, определяется по формуле Рнасф3 при известном забойном давлении* По графику устанавливается соответствие между Рнае и Ндин *

Критерием для оценки оптимальности режима система скважина-насос является величина коэффициента подачи насоса и), 7 4КЛа0 4 1Л) и степень использования добывных лоз* иокносгей скважины, определяемая динамическим уровнем (СТО 991-39*03-013-61)+ Если КпоЗ находится в интервале ^0»7-1ДЛ ft динамический уровень высокий, то оценивается возможность подбора более высокопроизводительного насоса. Если КпоЭ ^ 0*7t Д динамический уровень низкий, то оценивается возможность подбора менее производительного насоса иди ШГН+

Соответственно определяется:

-    забойное давление по формуле

с Рид ,    (29)

к

-    напор насоса Рнаа с Р0 - Р$

-    необходимей напор насоса в неграх

ниас * нв + _£к—    сэоо

Р*с-9

При совпадении или приближении необходимого напора к напору ЭЦН по характеристике - насос считается выбранили.

При подборе УэЦН к скважине, вводимой из бурения, выбирается минимальное забойное давление P^mtn по результатам

ш 622,296*53.054* 23:621*67-83

Настоящий метод оптимизации предназначен для решения задач по подбору установок погружных центробежных электронасосов к скважинам с учетом кривизны ствола скважин.

Пространственный угол искривления ствола скважин рассчитывается с использованием донных по замерам зенитного й азимутального углов, полученное при ишиынометркрова-нии ствола скважины. Выбор интервала подвески насоса проводится с учетом вписываецости оптимального типоразмера УЗЦН в обсадной колонне*

С цель» Повышения точности определения необходимого напора насоса и глубины его подвески вводится метод расчета распределения давления по насосно-компрессорным трубам для вертикальных и наклонно направленных скважин* При подборе УЭЦК к скважинам с обводненность» лродушден 35-95^ учитываются дополнительные потери давления на трение из-за увеличения вязкости водокефтяной смеси.

Исполнители; ЫЛ* Вахитов, канд.техн.наук, Д.Б.Сальма-нова, З.Р.^тдусовА, Р*£*Узбехог, Р.Я.^учумов, канд.техн. наук, Б.Д*Щульман, FX Хафизу Ф.М.Нотаев, С,С*Зщшрсв.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

метод оптшзда

ОБОРУДОВАННЫХ У ЭДН, С УЧЕТОМ ПРОСТРАНСТВЕННЫХ 1ШШГР0В СТВОЛА СКВАШН

РД 39-3-Х008-8А    Вводится    впервые

Приказом производственного ордена Ленина и орцена Трудового Красного Знамени объединения Башнефть от 1S,fr£.8^ Р ёб т

срок введения установлен    с    $0»02»ЗД_

дф 01* 01* 89

Настоящий руководящий документ распространяется на метод оптимизации режима.работы добывающих скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами (ЭЦЮ* и устанавливает правила подбора установок погружных ЭДН с учетом кривизны ствола скважин и потерь давления на трение при подъеме вязких жидкостей.

Критерием оптимизации является прирост добычи нефти и увеличение межремонтного периода работы скважин за время не* пользования УЭЦН в скважине*

руководящий документ обязателен для всех предприятий объединения Башнефть»

X. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1,1» Процесс оптимизации режима работы скважин, оборудованных ЭЦН, включает следующие вида работ:

- выявление фонда скважин для проведения технологических

e

мероприятий no оптимизации режимов работы скважин и оборудования;

*■ подбор установок ЭЦН к скважинам и выдача рекомендаций во оптимизации;

-    внедрение рекомендаций.

1*2. Условные обозначения, принятые в настоящем руководя^ документе:

£ - расстояние по оси скважины, н;

-    расстояние во вертикали, и; р - зенитный удод скважины, град;

f - аэицутаадшй угод скважины, град;

<£> пространственный угол, град;

Y - угод отклонения скважины от вертикали, град;

ft - радцус кривизны, м;

dy* внутренний диаметр обсадной колонны, и;

0(2" габаритный поперечный размер УЭЦН, м;

-    диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), см; допустимая производительность УЗДУ, ы3/сут;

Q4 - дебит нефти, м3/сут;

4мг дебит жидкости, ь^/сут;

Угп'нС* скорость движения охлаждающей жидкости, м/с;

Ру - давление на устье скважины,- МПа;

Р« - давление насыщения нефти, МПа;

аР- интервал изменения давления или шаг по давлению, МПа; Rlutr давление на внкцде ЭЦН, МПа;

давление, развиваемое насосом, Ша;

Pop - давление на приеме ЭЦН, Ша;

Рп*- пластовое давление, Ыпа;

F4 - забойное давление, Ша;

ftp - давление фонтанирования, Ша;

7

Зй - градиент давления МПа/м ;

&о* газовый фактор при давления насыщения, м3э;

пластовый газовый фактор, и33;

Г - гаэонасыщенность;

5    - количество растворенного в нефти газа при давлении Р , й9/#3, определяется из зависимости &<, ~j (Р);

Jin- объемный коэффициент нефти при давлении Р * определяется ИЗ ЭаВИСИМОСТИ

Jir - объемный коэффициент газа, мээ;

6    - обводненность,

А - водонефтяной фактор, м33;

Рн~ плотность дегазированной нефти, кг/м3; рг- плотность газа, кг/м3;

Ра* плотность воды, кг/м3; рсьг плотность смеси, нг/ы3;

М - масса I мэ смеси, извлекаемой ко скважины, кг;

Vcm- объем I м3 смеси в HKF при давлении Р, ^/и3;

Т% - температура потока аа забое скважины, К ;

Т*- температура потока на устье скважины, К ;

средняя температура в НКТ, К ;

2 - коэффициент сжимаемости газа при давлении Р и температуре ТСр ;

$ * коэффициент трения ;

^ * ускорение свободного подения, 9,8 г§/с^;

На- динамический уровень, щ Нл0г- глубина подвески Щ19 м;

ЬснеГ глубина скважины до середины интервала йорфорад^ш, м; К - коэффициент продуктивности,

в

1.3* Значения плотности водонефтяной смесй^ш^даш5ш ШЖ Арлшшефть и Екарланнефть в зависимости от обводненности по условно вертикальным сквяаадаам сведены в табл* X*

Таблица I

Группы

! Плотность жидкости, кг/

•вше приема I насоса

1 ннке приеиа (насоса

1. Безводная

800

840

2. 0£ <10, 3«20 % вода

740

смеси

3. «g <10, 20*60 % води

900

вода

4. 0^ <10, 3*20 % вода

820

смеси

6. <10, 20*60 % вода

№0

смеси

6. Для всех, если вода 60 %

870

вода

з* инод расчета проагршагвтш параметров

СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПО ДАННЫМ ИНЮШНОМЕТРШ

Профиль скважин по данным инклинометрии задается точками с фиксированными расстояниями t от устья скважины н значениями зенитного и азимутального углов £ и Ц соответственно *

Расчет пространственных параметров ствола скважин сводится ж задаче аппроксимации кривизны я декартовых координат вдоль скважины по кмеящтмся данным pif f L* 1,2*** Ы {рнс*1). Примем устье еа нулевую то*«у и предположим ^0*4*“    Определение    декартовых    координат    ОСt* У* »

9


Расчетная схеыа определения пространственных параметров отвода сквааини



Рнс.1


to

Z\ и кривизны Kta l-ой точке проводится по ншяеследущим реку рентным формулам, построенным из расчета, что участок скважины между L —ой и ( t +Х )-ой точками лежит в плоскости, определяемой направлениями {jH , vp-t) { jvt*t * ipi+j ) и точкой ( Xi , У i , 21 )* и представляет собой дугу окружности, выходящую из точки ( Xt, yt*Si>9 н касающуюся своими концами направлений ( JU , tfi,) и < jbUt*

XW,= X'i+li+izii t3^iil(slrijiieostf-l+ sin^‘+iCo3tf i+») <I>

XUt    ^    *

y\4(= 4i + liilrii tg £5^111(31njusln yi*ttin&ui su ifuO (2)

“*> i + г z

Z.I + ^Ui rJl -tqsLLu (goflfii * coafo^i)    (з)

<441    Z

*<Ur * —fi:_ i    *    0,1, 2f... J\/    (4)

£ l*h - C

где eL - угол между направлениями {, tfi) и CpUrs ) ^*a^cco$[stn j^bln^Ui cos C^l"    ^5)

Здесь предполагается, что центр рассматриваемой декартовой системы координат 0 нахс,<нтся в устье скважины, ось Ой направлена вертикально вниз, ось ОХ направлена горизонтально на север, йУ- на запад и Ко® У*- 2*- 0, Ясно, что если профиль скважины плоский, то тогда в формуле и значит eU(£l*H - р> i)t т,е„ в этом случае предлагаемая формула подсчета кривизны совпадает с общепринятой.