Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

51 страница

389.00 ₽

Купить 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

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

Действие завершено 01.01.1989

Оглавление

1 Общие положения

2 Метод расчета пространственных параметров ствола скважины по данным инклинометрии

3 Выбор интервала установки ЭЦН в наклонно направленных и искривленных скважинах

4 Выбор погружного электродвигателя к УЭЦН

5 Распределение давления в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин

6 Метод подбора ЭЦН при подъеме вязкой жидкости

7 Подбор ЭЦН с учетом пространственных параметров ствола скважин

   7.1. Входная информация и ее контроль

   7.2 Описание выходного документа

Список использованных источников

Приложения

Показать даты введения Admin

Страница 1

?4инистерство нефтяной промышленности

СОГЛАСОВАНО

; Начальник Управления по раз витию техники, технологии и организации добыли нефти и газву*

[ В.В.Гцатчерко"

V/p uiu»giu^n«

л и газа.-UUouM7 I

twit.

УГВЕВДАЮ Нача^Ж^^нического

'од, 1    •*

рдения ]4иныефтепронд

tU

Байдаков

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Метод оптимизации режимв работы нефтяных скважин, оборудованных УЗЦН, о учетом пространственных параметров ствола скважин

РД 39-3-1008-84

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН :

Банкирским государственным научно-исследЬвательскиы и проектным инбтитутом нефтяной промышленности / Бшлнипинефть /

Директор, канд.техн.иаук^^^***^;

Катары анов

Ответственные исполнители:

Зав.сектором добычи нефти олектропогрушшми насосами, руководитель разработки, ханд.техн.иаук

Ст.инженер

Ccut4*d. Д.Б.Сальманова

г

Ст.инженер

З.Р.Кутдусова

Страница 3

3

Продолжение титульного листа

Соисполнители :

Зав.отделом инженерных задач . »

КЙВЦ ПО Башнефть    Г-Ь.Уэбеков

Ст. инженер    tlftifh    Б.Л.Щульизи

Доцент Уфимского нефтяного    ,,

института, канд.тсхи.наук —Р.Я.Кучумов

Начальник СОИ НГДУ Арлань,зфяч1^^х_<^гг^>_ Р.Х.Хафмзоь

Начальник НПО НГДО Арланнофгь

Начальник СОИ НГДУ    /г,    <2-—^-*--=* „ _

йварланиофть    С.С. Закиров

СОГЛАСОВАНО

У'Л.

oi.Hoyn ... V/ У Г.Г.

Директор ВНИИ, д-р теки.наук    ^73У'7/' '    Г.Г.Вахятов

Главный инженер ПО Вашефть    ^_, „ _

канд. техн. наук    ^    И.Н.Гаиишов

Директор КИПЦа ПО Башнефть    Р.Н.Баттолов

Страница 4

ч

УДК 622.276.53.054.23:621.67-83

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 данных по замерам зенитного й азимутального углов, полученное при инкл».нометрирова-нии ствола скважины. Выбор интервала подвески насоса проводится с учетом вписываемости оптимального типоразмера УЗЦН о обсадной колонне.

С целью повышения точности определения необходимого напора насоса и глубины ого подвески вводится метод расчета распределения давления по насосно-компрессорным трубам для вертикальных и наклонно направленных скважин. При подборе УЗЦН к скважинам с обводненностью продукции 35-75$ учитываются дополнительные потери давления на трение из-за увеличения вязкости водонефтяной смеси.

Исполнители:    Ы.$. Вахитов, канд.техн.наук, Д.Б.Сальма-

нова, З.Р.Кутдусовя, Р.Б.Уэбеков, Р.Я.Кучумов, канд.техн. наук, Б.Д.Щульман, Р.Х.Хафиэ*в, Ф.И.Нагаев, С.С.Закиров.

Страница 5

МЕТОД ОПТИМИЗАЦИИ РШМА РАБОТЫ НЕйГЯНЫХ СКВШН,

ОБОРУДОВАННЫХ УЭДИ, с УЧЕТОМ ПРОСТРАНСТВЕННЫХ ПАРАМЕТРОВ СТВОЛА СКВАЖИН

РД 39-3-ICO В-84    Вводится    впервые

Приказом производственного ордена Ленина и ордена Трудового Красного Знамени объединения Башнефть от 1S«0&.8fr № Со _

срок введения установлен    с    20.02.64_

до 01.01.89

Настоящий руководящий документ распространяется на метод оптимизации режима работы добывающих скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами (ЭЦН), к устанавливает правила подбора установок погружных ЗЦН 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 ис* пользования УЭЦН в скважине.

Руководящий документ обязателен для всех предприятий объединения Башнефть.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

I.I. Процесс оптимизации режима работы скважин, оборудованных ЭЦН, включает следующие виды работ:

- выявление фонда скважин для проведения технологических

Страница 6

e

мероприятий по оптимизации режимов работы скважин и оборудования;

-    подбор установок ЭЦН к скважинам и выдача рекомендаций по оптимизации;

-    внэдренив рекомендаций.

1.2. Условные обозначения, принятые в настоящем руководящем документе:

t - расстояние по оси скважины, м; fi - расстояние по вертикали, м; р ~ зенитный угол скважины, град;

Y * аэкцутояьный угол скважины, град;

-    пространственный угол, град;

f - угол отклонения скважины от вертикали, град;

ft - радиус кривизны, м;

dy* внутренний диаметр обсадкой колонны, и;

габаритный поперечный размер У ЭЦН, м;

& - диаметр насосно-компрессорных труб ОШ), см;

C|nu«T допустимая производительность УЭЦН, м3/сут;

Q* - дебит нефти, м3/сут;

Qj*r дебит жидкости, мэ/сут;

VmiпГ скорость движения охлождшощей жидкости, м/с;

Ру - давление на устье скважины, ЫПа;

Рн - давление насыщения нефти, МПа;

*Р- интервал изменения давления или шаг по давлению, МПа; flsьис давление на выкиде ЭЦН, МПа;

давление, развиваемое насосом, МПа;

Р«ч>- давление на приеме ЭЦН, ЫПа;

Рол- пластовое давление, Ыпа;

F4 - забойное давление, Ша;

Рр - давление фонтанирования, МПа;

Страница 7

7

- градиент давления МПа/м ;

G®- газовый фактор при давлении насыщения, trVu3;

&AiT пластовый газовый фактор, м3/*43;

Г - газонасыщенность;

S - количество растворенного в нефти газа при давлении Р, и3/*!3, определяется из зависимости $>н~ объемный коэффициент нефти при давлении Р , определяется из зависимости

JЪс~ объемный коэффициент газа, мэ3;

Б - обводненность, %;

А - водонефтяной фактор, м33;

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

Ра- плотность воды, кг/м3; рСкГ плотность смеси, кг/м3;

М - масса X и3 смеси, извлекаемой из скважины, кг;

Vc*- объем I м3 смеси в НКГ при давлении ? , isP/tf5;

Тг - температура потока па забое скважины, К ;

Ту- температура потока на устье скважины, К ;

средняя температура в НКТ, К ;    ,

3 - коэффициент сжимаемости газа при давлении Р и температуре Тср ;

f - коэффициент трения ;

о

$ - ускорение свободного падения, 9,8 ц/сй;

На- динамический уровень, и;

Нло»- глубина подвески ЩН, м;

ЬС„{Г х*лубина скважины до середины *игервала перфорации, а; К - коэффициент продуктивности, ыэ/сут/Ша,

Страница 8

8

1.3. Значения плотности водонефтяной смесй^^дш°шыи НГДУ Арланнефть и Ехарлакнефть в зависимости от обводненности по условно вертикальным скважинам сведены в табл. I.

Таблица I

Группы

! Плотность

жидкости, кг/ м^

•выше приема j насоса

•ниже приема { насоса

X. Безводная

800

840

2. 0£ <10. 3*20% води

740

смеси

3. 0£ <10. 20 + 60 % вода

900

воды

4. о£ <10, 3 + 20 % воды

820

смеси

б. QJ <10, 20 * 60 % воды

850

смеси

б. Для всех, если вода 60 %

870

воды

2. МЕТОД РАСЧЕТА ПРОСТРАНСТВШШХ ПАРАМЕТРОВ СТВОЛА СКВАлКНЫ ПО ДАННЫМ ШШОМЕГРИИ

Профиль скважин по данном инклинометрии задается точками с фиксированными расстояниями £ от устья скважины и значениями зенитного и азимутального углов £ и V соответственно.

Расчет пространственных параметров ствола скважин сводится к задаче аппроксимации кривизны и декартовых координат вдоль скважины по имевшимся данным , if;, l\9 L* 1,2... N (рис.I). Примем устье за нулевую то .ку и предположим ро ■ Ч#* t*»0. Определение декартовых координат ОС;, у; ,

Страница 9

9

Расчетная схема определения пространственных оарамотроа ствола оквакмни

Рис.1

Страница 10

fO

21 и кривизны Kin l -ой точке проводится по нижеследующим рекурентным формулам, построенным из расчета, что участок citDa-лини между l-ой и (1+1)-ой точками лежит в плоскости, определяемой направлениями (JH • »f*tM fbi+i • ipWi ) и точкой ( Xi ,    ),    и представляет собой дугу окружности,

выходящую из точки ( Xi, yi>£i), и касаюаувся своими концами направлений (/Ч , ip t) и ( p,Ui*

XU,n Xi+liiiiii -fc<j skiii(5ir\|bicoacpl+ stn^imcos ip*l4l\

(I)

yui= Ус + tinzii tg «^(sin^elnifi+emau.sin ^u,)(.Z)

*Wt z

2U,«; a;ig sLLti (coapi + cos/bUf) (3) «Ч+ • z

^ 141 В —^-- I    a    0,1, 2, , Л/    (4)

tUi-t

где cL - угол между направлениями (p>i , ifi) и (pu,* *fUi ) ^*Q^ccos[s'tnjbiSln|SUi COS (vft-tfUi^+cosjbieos^iJ (5)

Здесь предполагается, tiro центр рассматриваемой декартовой системы координат 0 нахс,дтсл в устье скважины, ось 02 направлена вертикально вниз, ось ОХ направлена горизонтально на север, ОУ - на запад и Хо« 2** 0. Ясно, что если профиль скважины плоский, то тогда в формуле (5HfUi“*fi * О и значит    -    р>    l),    т.е. d этом случае предлагаемая

формула подсчета кривизны совпадает с общепринятой.

Страница 11

11

При расчетах по формулам (1,2, 3) с ростом номера l доля-на накапливаться погрешность в определении координат. Вопрос о точности аппроксимации (1,2, 3) решался следущим образом. Была рассмотрена гипотетическая скважина с плоским профилем глубиной 2G00 м, состоящая из вертикально прямолинейного участка длиной 300 м, дуги окружности с радиусом 680 м и раствором 60° выпуклой вниз и дуги окружности с радиусом 2720 м выпуклой вверх. Положив (v *» 50 ц,определим точные значения Xi , iji,    ,    к    I И приближенные, рассчитанные по формулам

(1,2, 3). Относительная ошибка при этом оказалась порядка 0,01 % (см.табл. 2), что говорит о приемлемости предложенных формул. На том ле примере было исследовано влияние точности измерения величин pi, ifi, ^ назначение относительной ошибки ? , возникающей при использовании формул (1,2, 3). К величинам , Aft» Cl прибавили случайные ошибки, равномерно распределенные симметрично около нуля в интервалах

, 6<f]    Z»C] • соответственно и no рекурентным фор-

цулам ?<ногократно вычислялись величины декартовых координат XI • Ус* » кривизны Ki и соответствующие относительные ошибки. В табл. 2 приведены усредненные относительные ошибки % для i в М , т.е. для точки забоя. Оказалось, что для того, чтобы величина 5" была бы порядка I %, достаточно измерять с точностью до I м, а углы и 4pi с точностью до 1°. При этом следует отметить, что если вдоль скволины угол падения £ в среднем невелик, то азимутальный угол if достаточно измерять с меньшей точностью, поскольку в формулах (I, 2, 3) все величины, зависящие от if\ умножаются на $1п т.е. на малую величину.

Страница 12

Таблица Z

А Ь    1 Максимальное!Максимальное ! Максимальное!Максимальное

Случайная ! отклонение ! значение 1    значение    I    значение

сшибка j Хот Хс0 |    j    ge,g    j    & Л

hi а О M

г^- 0° 0°

0,0002

0,0021

0,0012

0,0093

2>(e I 14 3fA« 1°

&,« I0

0,1237

1,7781

0,4033

0,0726

I .‘i 30* 30*

0.1Ш

0,8889

0,18919

0,0764

&e« i м

15* S»^*= 15*

0,0758

0,4445

0,0820

0,0780

= 0,5 м 30* 30*

0,1144

0,8890

0,2017

0,0764

6(* I Ы

6pB 2» bi{° 2*

0,0126

0,0594

0,0109

0,0662

I M 2*

V i°

0,3655

0,05997

0,0109

0,0662

&{ a X it fcj>= 1°

0,0031

1,7777

0,40334

0,07257

<btf» 2

Страница 13

13

3. ВЫБОР ИНТЕРВАЛА УСТАНОВКИ ЗЦН В НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И ИСКРИВЛЕННЫХ СКВЛНИНАХ

Выбор интервала установки УЭЦН в назслонно направленных и искривленных скважинах проводится для каждого типоразмераУЗЦН с условием вписызаемости насоса в выбранный интервал без изгиба /I/.

На pic. 2 приведена схема расчета условий описываемости УЭЦН на искривленном участке ствола скважины.

Очевидно соотношение

(б)

Величина Р\ определяется из прямоугольного треугольника AON

R“ ЙЗГЩ

Подставляя (7) в (6) принимая LЕ Юм, получим о,__. 4S86 (cf ~dg)

(7)

(8)

где размерности:    «с.    -град/IOм, i , d,, d-. - м.

По формуле (8) производятся расчеты максимально допустимой кривизны обсадной колонны, обеспечиващей работу УЗЦН г скважине без изгиба.

В приложении I приведены расчетные данные для всех типоразмеров УЭЦН.

Страница 14

Схема расчета условия гписиваености УЭЦН но, искривленном участке ствола СХВ8ДШШ

/I - рал кус искривления,

- длина искрывленного участка,

I - ДЖИНЕ уда,

d, - и ну троите диаметр стоола схваяпш, d« - *о*стмшышя поперечник раомор УЭЦН.

Рис.£

Страница 15

IS

4. ВЫБОР ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКГРОДВИГАТШ К УЭЦН

Условие охлаждения электродвигателя (ПЭД) обеспечивается при определенной производительности УЭЦН d зависимости от внутреннего диаметра обсадной колоний.

Расчет минимально допустимого дебита производится о следующей последовательности:

- определяется площадь кольцевого пространства а Р jcok разность площадей поперечного сечения обсадной колонны Р, к погружного электродвигателя Ра

aF.F.-F*.!    (g)

Минимально допустимая скорость движения охлоццаящей жидкости Vmin для каждого типоразмера ПЭД определяется из каталога "Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности". ОКБ БН, М., 1980. Допустимая производительность УЭЦН» выше которой соблюдается условно оглахдзтм ПЭД, определяется по формуле

Qm»n ° & Р * Vmin

Результаты расчотов приведены в приложении Анализ этих данных позволяет предложить следующие рекомендации:

1.    Не рекомендуется применение ПЭД 28-I03AB5 с УЭЦН-6 в скважинах с 168 км колоннами бес разработки и применения специальных защитных устройств по охлаждения ПЭД.

2.    Возможно применение ПЭД 40-IO3AB5 с УЭЦП5-80, ISO- 200 d скважинах с условным диаметром до 168 ми.

3.    Возможно применение УЭЦН5А в скважинах с обсадной колонной 160 ш кроме У1ЭЦН5Л-100-1350 с ПЗД45-П7ЛЕ5,

Страница 16

16

У1ЭЦН5А-250-1400 и У2ЭЦН5А-350-И00 с ПЭД 90-II7AB5.

Рекомендуется применение этих установок в скважинах с обсадной колонной 168 ми при замене ПЭД 45-II7AB5 на ПЭД40-ЮЗАВ5 и ПЭДС 90-II7AB5 на ПЭД I00-I23AB5.

5. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДШЕНИЯВНАСШ10^0ШРВСС0ЙШХ ТРУБАХ НЕФТЯНЫХ СКВАШН

Возможность анализа, а также прогнозирования режима работы нефтяных скважин в значительной степени зависит от распределения давления при подъеме газожидкостной смеси в насосно-номщг гсорных трубах* В результате теоретических и промысловых исследований установлено, что для расчета давления на приеме и выхиде погружного электроцеитробсжного насоса применимы известные методы расчета распределения давления в НКТ /2, 3,4,6/.

6.1.    Алгоритм расчета распределения давления в НКТ

Распределение давления рассчитывается по методу Поуиттмана и Карпентера.

5.1.1.    Определение лоинтервальной плотности газожидкостной смеси в НКТ.

Плотность смеси при давлении Р определяется по форцуле

рем «

М

Ш>

t

Vcm

где

+ Gr*pr + Ар* ,

(12)

(13)

100 - в

Страница 17

17

Vcm-JSm + Рг (&.-S)+A .

(14)

q _ Pern Тещ 2 р г »-*

(15)

Р Тcm

0,1 Ша

Tc*= 273,2 + I5P6 * 288,8 К

Тс p = T»*lx...    (16)

2

5.1.2. Определение по;мтервальных градиентов давления ^ Р ■ РсМ ** Рем

Uh *

ИЛИ

/1*£\ »J>cm**Pcm,    (17)

I А П /<jp

где /AiL| - среднее значение градиента давления, соответ-

\ А {\ /Ср

ст**ующве давлениям Р, и Р2, выбранным мерее интервал д Р , Величина ic для НИТ при давлениях Р,, Р*.*«, Рл определяется по формуле

к-, i Qh м* ? 2.25 рем » 5

00)

где f - коэффициент трения, определяемый из графика (рис. 3) / 3 /. Параметр Ъ^^Гдля НКТ определяется по фор* муле

■Ърхг* Ю * fl* М #

(19)

При добыче обводненной продукции дебит нефти опре-

Страница 18

18

Зоиисикоогь коэффициента тропил о? шрамогра Ьрчг

Страница 19

19

(20)

деляется по форгуло

Q-—а*_

1+Л

5.1.3. Глубина    соответствующая    интервалу    изменения

давления аР определяется по формуле

лК_ АР' 'О4

(itl

(21)

ср

5.1.4. Определение профиля давления в НКГ,

Суммируется каждое последующее значение a ft с предыдущим последовательно. Например, Я* = Р,, соответствующая глубина

ft =» 0:

рг

a fi« ;

. a ft | ♦ А

р*

» д f\ * •

Ра

- ^ П~ 1 *** А ^ Л-» •

Строится график распределения давления о координатах Р , Н .

5.1.5. Расчет распределения давления в НКГ наклонно направленной скважины проводится с учетом угла отклонения скважины от вертикали. Поправка к кривой распределения давления вводится по формуле

Cos Y

5.2. Определение гаэонасыщон-кости на приеме насоса

Газонасыщенность на приеме насоса определяется по

формуле

Гор » _Ъг.пр

(22)

Qw.n(»+ Qr.np

(23)

Страница 20

2 О

гдо    Qг.пр- объемный расход свободного газа на приеме

насоса, м3/сут;

Qr.npsJ^r (&©-5)Ян    (24)

Зж.пр.- объемный расход жидкости на приеме насоса, м3/сут.

Ож.пр* Фн/*и (1*А)    (25)

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

Гпр.     (26)

#н (1+ A 'j рг (&•-S}

Если пластовый газовый фактор &ол превышает количество растворенного газа при давлении насыщения, то газонасыщен-ность определяется по формуле

Гпр= ftr (Gn.rS)__(27)

.•Ьн (К A) t |ьг (G-na-S)

5.3. Определение    давления на вы к и до насоса

Давление на окхиде насоса определяется по кривой распре-м    _

деления давления соответствует глубине подвески насоса. Расчет проводится от известного значения устьевого давления

Давление на выкиде насоса определяется формулой

Р?ик с Рнас Рлр    (20)

5.4.    Оптимизация работы УЭЦН по су ще ст ву ющ ему режиму скважины

По существующему режиму рассчитывается распределение давления в НКГ до забоя скважины при известных Ру, фж , Нп©3.