Министерство нефтяной промышленности

сшрсиЩ ВАУЧНО-ИССЩОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ (ОШДОШП)

РУКОВОДСТВО

ПО РАЗРАБОТКЕ МЕРОПРИЯТИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НАГНЕТАНИЯ ВОДЫ НА УСТЬЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН САМ OTJlOpCKQFO МЕСТОРОЖДЕНИЯ

РД 39-1^417-60

I9SQ

Ь руководстве рассгштриваются вопросы, связанные с определением технологических показателей системы поддержания пластового давления (ВДД), мероприятий и ооъемов раоот для обеспечения их при повышении давления нагнетания воды на устье нагнетательных сю. ажин,

Руководство разработано в лаборатории 1Щ отдела техники и технологии доончи нефти и газа (Е.Я.Кисарев, М-А.Вагнер, В.И.Цариков), при участии отдела разработки месторождений Нижневартовского района ( Ю.И.Демушкин) Сибништ и производственного объединения Нижневартовскнефтегаз (Н.С.Галиев , В.Ф.Маликов,

В.Н,Блинов, В.Г.Сафин, Р.Н.Мухаыетзянов, Н.ЯЛДедведев, Я.Г*Медведева) .

OucnpcKni* научно-исследовательский институт нефтяной я^иыийшюоти (Сиыдашп), XS80

РД 39-1-417-80 Crp.ll

Зависимость гидравлических потерь давления на 1000 м ствола скважины от расхода при закачке в затрубное пространство

Компоновки; I-I4S UUX73 мм (s3//^1/^");    2-Х46 ммгбО.З ми ($/4з2*) } 3-168 mmz73 мм    -$-/2П)\    4-168 ышбО.З мм (6б/в\ 2")

Рис. 4

Для уменьшения расчетов но этой формуле построена номограмма (рис,5)*

2.9,    На новом режиме закачки воды при повышенном давления нагнетания приемистость составит:

йст-к(р„*01М-р_пл-*р._т) .    <³>

Находится она методом последовательных приближений. Для чего в формулу (3) вместо ьР_с/г подставляется ьР_сс и расчетом или по номограмме находится первое приближение Q^Cc°_T (остальные параметры известны). Для нового значения    по графикам ( см.

рис*2-4) определяется второе приближенно *Р_СТ . Оно снова подставляется в формулу (2) и определяется второе приближение (2)* Вычисления повторяются до тех пор, пока не будет соблюдаться равенство Q^_T^} - С с необходимой точностью.

Примечание. По формуле (3) определяется минимально возможное значение приемистости скважин, так как она не учитывает проявления трещиноватости пласта. Для рассматриваемых ус ювий (давление нагнетания повышается на скважинах, вскрывших низкопроницаемые пласты, где слабо проявляется трещиноватость; общая приемистооть этих сКвазшт составляет 3-16# от производительности КНС), прирост в закачке воды от проявления трещинозатооти пласта будет не значительный * При необходимости он может быть учтен известными методами, нахгрймер, путем введения поправочного коэффициента, определяемого по кривым зависимости приемистости скважин от давления*

2.10.    Если, согласно пункту 2.6 каналом закачки выбраны НКТ (с пакерсш), то по графику (рио.2) Определяются гидравлические потери в них (аР_см^) на требуемом расходе ( Q _{с Y}) . При

P_ttC) т.е, приемистость и забойное давление скважшш при повышении давления не увеличатся, рассматриваются возможность замены НКТ на трубы большего диаметра или следующий

-Р_пл)-*Рс МП-

Стр,Т4 РД 09-1-4X7-80

альтернативный вариант закачки вода яри Р_{с т} ^ Р_{с 0 с} / И .

2. II. Ъ результате расчетов определяются давление Р_ст,которое может быть меньше заданного по технологической схеме ( про-ехгсу) разраостки, м новая приемистость скважины Ч_ст с учетом прочности эксплуатационной колонны. Эти показатели используются в дальнейших расчетах.

Пример расчета

2.12.    Исходные данные:    Q_cc    -    1000    м¹/сут_у    Р^_с    -    11,8    МПа,

Нс - 1750 м,    &Р_сс = 0_#4 МПа (закачка воды ведется по затрубишь

пространству), Р_пл - 23,6 МПа,

2.13.    U=_O' С С _.     ^00_ 1QQ    --

Р_сс⁺СИН_сУ"Р_П(у-Р_сс HB+00H75Q1-23G-0*+    ^    МПа

Р_ст = 15,0 МПа, Р_сас - 15,0 МПа. Ро.т. = Рс.о.с. Следовательно, закачку вода необходимо вести в ШСГ. Приемистость скважины при этом составит фс.т = 800 м¹/сут*

Q^= 189 (15, ОчО,01x1750.1-23,6-4,18)=832 м¹/сут;

830 ы¹/сут ,    = 189(15,0+0,01.1750.1-23,6-4,43)=J45 tifys

0^=840 j^/cyt, q£ =189(15,0+0,01.1750.1-23,6-4,90)*832 t^/cyt} Q.^ =835 м^Усут, 0^=189(15,0+G,01.1750.1-23,6-4,47)=837 м¹/сут;

= 835 м¹/сут ка Q^’ = 837 м¹/сут

Для обеспечения расхода вода больше первоначального необходимо заменить HKF на трубы большего диаметра.

РД 39^1-417-80 Стр*15

3.2* Исходными данными являются:

Р_Ст , d_CT- требуемые устьевое давление нагнетания воды и приемистость нагнетательной скважины при этом давлении (определение их см. раздел 2);

Р_гс - существующее давление нагнетания воды на гребенке КНС, равное максимально*^ давлению в водоводах, Ша;

^ _; L_b - соответственно внутренний диаметр (мы.) и дайна (м) водовода;

Т - срок службы водовода, год;

S_Q ,5^“ соответственно, толщина стеши нового водовода и бывшего в эксплуатации время Т, мм;

6 - линейная скорость коррозии металла труб, мцА*#д В расчетах используются также исходные дашше раздела 2.

3.3.    Определяемые показатели:

Р_Г1 - требуемое давление нагнетания воды на гребенке КНС при повышении давления на устье нагнетательных скважин, Ша$ требуемая производительность КНС при повышении давления на устье нагнетательных скважин, «Р/оу*;

Р - допустимое давление нагнетания вода в новых водо^

в А*Н

водах, МПа;

Р_{а э} - текущее допустимое давление нагнетания водя в водоводах, бывших .в эксплуатации Т лет, МПа;

дР_ао - гидравлические потери напора в водоводах при существующем расходе, МПа;

дР_вт - гидравлические потери напора в водоводах при требуемом расходе, Ша;

ьР_ш - гидравлические потери напора на штуцере, МПа,

3.4.    Основными задачами технических расчетов являются: определение производительности КНО (Qb.t ) при требуемой

давлении нагнетания вода;

определение возможности закачки вода при требуемом давлении ( Р_{с г} );

определение мероприятий и объема работ по обеспечению требуемого давления нагнетания на устье нагнетательных скважин* 3*5, Общая расчетная схема водоводов приведена на рис,6*

Общая расчетная схема водоводов

/тЧ' /'Чч* 1 /тч

Рис *6

Определение технологических показателей работы водоводов

3*6* По известным приемистостям скважш ( 0._сси й_ст ) и схеме подключения их определяют расход вода по водоводам* Если к водоводу подключено и скважин, то суммарный расход по нему равен;

л

= X О;

И⁴¹

дне 0₍    -    приемистость    v,    -ой    скважины,    м³/сут.    Аналогично    на

ходится и производительность КНС, к которой подключено н скважин

(5)

РД 39-1-4X7-80 Стр.17

3.7,    Если от гребенки 1ШС к гребенке куста или от греовяки куста к скважине проложено m водоводов одного диаметра, то средняя пропускная способность одного равна

’Q₄⁼m    -    (G)

где 9к - расход води по К -му водороду, ь^/сут*

3.8,    Если от гребешш КИС к гребенке куста или от греоенкя дуста к сквазише проложены водовода разных диаметров, то пда средних расходов по трубам равного диаметра можно написать соотношение:

0._&й    ©£_г    V    (7)

А общий раоход по m трусам диаметра Ф_в, и б трубам диаметра _а равен;

а, — m-Q.., + eQ_efc .    (₈)

3*9- Ha оуществувдеи режиме закачки воды гидравлические потери в водоводах определяются из равенства

лр = р ~р ^Ц1ас ^Гг с ct

ЗЛО* На требуемом режиме закачки воды гидравлические потери в водоводах определяются из зависимости

&p_aT=AP_aoCQ_BT/a_aof .

ЗЛ1. Требуемое давление на гребенке КИО дои каждого водовода (группы водоводов) определяется из выражения

^Г.Т ^С.Т ⁺ ^6 л

Примечание. Гидравлические потери в водсгодах при известных расходах по ним шино определить из гре аков, приведенных на рис. 7,8. Основные положения, использованные при построении графиков, приведены в приложении 2 и литературе (б,б].

?Д 39^1*417-60 Стрлэ

Определение доп у с х им ого давление нагнетания воды для новых и старых, бывших в эксплуатации "Т л е т_г водоводов 3*12 Толщина стенки водовода бывшего в эксплуатации Т* лет, находится из выражения:

S_V=S₀-‘ST .    (12)

Примечание* По данным института Гипротюмеанефтегаз средняя скорость разномерной коррозии водоводов системы 1Щ Саштлорского месторождения составляет: при перекачке пресной воды * 0,34 ш/год, при перекачке сточной и смеси сточной и пресной вод - 0,56 вд/год.

При определении скорости коррозии следует учитывать коэффициент неравномерности коррозии К = F_K / F₀ , где г_к - про-корродировавшая поверхность образца из водовода) F_c - общая поверхность образца,

3.13. Допустимое внутреннее давление новых ( Р_олн ) и старых ( _я „    )    водоводов определяется до $3-03-75 [?] или но*

в-А-О    **■

мограмке, приведенной на ]зт& Дри этом для старик водоводов используется величина Зт.

Примечание, Обоснование принятой методики прогнозирования допустимого вкутфеннего давления водоводов приведено в прял* 3

Определение мероприятий по о б е с п j ч е к и -ю повышения давления нагнетания в р д ъ; ц а у с т ь е н а г и э т а т е л ъ к ы х скважин

3*14. Иа основашш сравнения начальных и текущих опустимых внутренних давлений в водоводах ( о м К * *    )    с    давления-

■.tl1 _г^. Н    D ■ А - я

ми на гребенке К'Ю и устье нагнетатальмих сквапин {Р_С,Р_ГТ

Номограмма для определение допустимых рабочих давлений напорных водоводов в зависимости от срока службы

__ _ при работе на пресной воде;

--при работе на сточной воде и на смеси пресной и

сточной вод

йю.9

Доводящий документ ШОВОДОТБО

ПО РАЗРАБОТКЕ МЕРОПРИЯТИЙ ДЛЯ ЮШШШЯ ДАВЛЕНИЯ 1ШЖГАНШ БОДЫ НА УСТЬЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАИН САРДОТЛОРСКОГО ШСТ01ЮВДЕНШ РД 39-I-4I7-80

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности Н 380 от I6.U7-8& Срок введения установлен о 1Q.XD+8Q,

I, ВШЭДШШ

I.I. Настоящее руководство предназначено для разработки мероприятий по повышению давления нагнетания на устье нагнетательных скважин Самотлорского месторождения.

1.3- На Самотлорском. месторождении существуэдке давления нагнетания воды на устье нагаетательных скважин меньше проектного, равного 15,0 МПа- Основная причина этого - низкая прочность напорных водоводов. По проекту обустройства месторождения на водоводы системы поддержания пластового давления (ПОД) должны наноситься внутренние антикоррозионные покрытия. Фактически они не наносятся из-за большого объема и темпа строительства водоводов при отсутствии надежных методов я средств нанесения покрытий. При этом происходит закономерное старение металла труб. По мере роста числа порывов водоводов, давление нагнетания воды в системе ПОД ограничивается, что нарушает режим работы нагнетательных скеажян и, соответственно, понижает эффективность разработки месторождения, создает дополнительные трудности лри выполнения плановых объемов добычи нефти.

РД 39-1-417-80 Стр*2Х

разрабатываются мероприятия по обеспечению повышения давления нагнетания на устье нагнетательных скважин.

Б зависимости от соотношения этих величин возможны следующие основные мероприятия:

^рг.т* ^{а р}е_А._н ^>Я.1 - замена водоводов; ^pBA^^<prvr;^a ^а.э ^>рс.т " щшояенае дополнительных водоводов с целью снижения гидравлических потерь;

Р_{в А} - Р_гт, я Р_вА »£.. - борьба с коррозий труб и умекь-

ti А*® ^г*Т    °‘Т    *■

женив ш шероховатости;

Р < р снижение принятой величины Р_. _

БьД.Э    CiT    С-    -Т

или замена водоводов,

3,15, Для гребенки ИЮ припишется кшоим&лькое P_(Vr ^определенное для различных водоводов, подключенных к ней • Бели к водоводу (группе водоводов) подключены сквазшш, из которых у одних давление повышается ( Р_{с т} ) у Других остается без изменения ( Р_с,_с ) , то регулятор расхода устанавливается на гребенке куста (на скважины с P_CiC ), Во все:, других случаях регулятор расхода устанавливается на гребенке ICHC,

Перепад давления на регуляторе равен

лр =р    -р°°    (13)

^аГШ ^Гс.г Wh<c. Ч.т    ' *

Если регулятор расхода штуцерный с известной гццргалкческой характеристикой (Q) _f то по ней определяется диаметр керамической насадки.

Примечание. В зависимости от конкретных условий (количество скважпн с шкыпдашшм Р_{гт f} объема реконструкция к т*д.) могут быть приняты более низкие значения Р_гт по сравнению с мякс!шальншл

Op.4 рд 39-1-417-00

1.3:. Основная особенность обустройства системы ШЗД Самотлор-етиго месторождения - магистральная система распределения вода по нагнетательным скважинам. При атом х магистральным водоводам через распределительную гребенку куста подключены скважины с резко отличающейся приемистостью (100-5000 м³/сут) и заданным давлением Чагнетания (10,0-15,0 МПа). В этих условиях требуемые режимы работы нагнетательных скважин планируется осуществить путем применения угловых регуляторов расхода и штуцеров с керамической насадкой, устанавливаемых на водораспределительных узлах кустовых насосных станций (БВС) и кустов скважин.

1.4.    В руководстве излагаются методики и порядок разработки мероприятий по повышению давления нагнетания в системе ПОД Самот-лорокого месторождения. По предложению Главтюменнефтегаза экономическая сторона вопроса не принималась во внимание. Более того, такая работа уже имеется [I] .

1.5.    При разработке мероприятий следует учитывать фактическое состояние систем ПОД, проекты разработки И обустройства месторождения, а также плановые задания по добыче нефти.

1.6.    йгноводство предусматривает разработку нескольких вариантов повышения давления. Например, для обеспечения:

давления нагнетания на устье заданных нагнетательных скважин с низкой приемистостью в 15,0 МОД при необходимой реконструкции онотеда ПОД}

допустимого давления нагнетания вода с учетом прочности водоводов и эксплуатационных аолоян нагнетательных скважин при небольшой объеме реконструкции системы ПОД;

максимальной приемистости с учетом фактическою состояния насосов ШЮ, прочности водоводов эксплуатационных колонн нагнетательных скважин без реконструкции системы ПОД;

РД 39-1-4X7-80 Стр.5

компенсации отборов нефти закачкой вод# на заданных участках нефтяной залеки,

1.7. Мероприятия, разработанные в соответствии о данным Руководством обеспечат заданные рекиш работы нагнетательных скважин на протяжении 2-12 лет (см. прил.З). Для увеличения этого срока необходимо применять антикоррозионную защиту оборудования систем ШЩ-

2. опидашшв ПШШСТОСТЯ НЛ1ЖЕАТЕШШ СКВШН И МЕГОНШТИЙ Ш ШЕЕОБОВДОВАНИЮ ИХ

2.1.    В данном разделе рассматривается методика определения приемистости сквазшн и мероприятий по переоборудованию юс при повышении давления нагнетания Да устье нагнетательных скважин.

2.2.    Исходными данными являются*

ц. _а с - существующее С фактическое) давление на устье нагнетательных скважин при опрессовке эксшуатапионяой колонны, Ша;

Р_сс - существующее давление нагнетания вода на устье паше-тательннх скважин, МПа;

Р_ПЛ - пластовое давление для рассматриваемых нагнетательных окважш (при отсутствии замеров определяется по карте изобар).

МПа;

q_cc - приемистость скв1ашпш на существующем режиме закачки вода, м³/стт;

Ф_с - внутренний диаметр эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, ш{

d_cri" наружный диаметр ннсосно-кошгресоорнкх труб (ШСТ)₍ опущенных в скважшу, мм;

" внутренний диаметр НКТ, ш;

Н_с - глубина скважины до верхних перфорацшшнх отверстий ,м;

Сгр,6 РД 39-1-417-80

\\_e    ~    дайна эксшгуатацйонной колонны до верхних перфорацион

ных отверстий, м;

М_Сн - длина НКТ, м

2.3* Определяемые показатели:

Р_с „_т - требуемое устьевое давление опрессовки нагнетательных скважин (при повышенном давлении), МПа;

Р_ст - требуемое устьевое давление нагнетания: воды, МПа;

Q_c - приемистость скважшы на требуемом режиме закачки воды, г^/сут;

aJJ_c гидравлические потерн напора в скважине на существующей режиме закачки вода, МПа;

дР_ст - гидравлические потери напора в скважине на требуемом режиме закачки роды, МПа ;

й Р_{с ц с}- гидравлические потери напора в ИКТ на сущеотвутсшем режиме закачки воды, МПа;

йР_снт - гидравлические потери напора в ЩТ на требуемом режиме закачки вода, МПа,

2.4,    Основными задачами технических расчетов является: определение возможности закачки вода на требуемом режиме; определение канала закачки вода (только в НКТ с пакером,

одновременно в НКТ и затрубье), мероприятий и объема работ по обеспечению требуемых режимов закачки при увеличении давления нагнетания воды;

определение величин параметров закачки вода на требуемом режиме ("р_от и Q_CT ).

2.5.    Общая расчетная схема скважины приведена на рис. I.

Стр*а РД 39-I-4I7-80

Определение показателей работы нагнетательных скважин

2*6* Овределяется и сравнивается требуемое давление опрессовки эксплуатационной колонны с фактическим [2] .

а_в,т-'^р,._т    а)

Если Р_сос > Р_{с а т} , ю закачку вода можно весхк одновременно но НКТ и затрубью. При Р_{с 0 с} < P_q рассматривают следующие возможные мероприятия:

пераопрессовка скважины на Р_{с от} ;

закачка вода но НКТ о пакером, разобщающим ватрубье от

ВД;

накачка воды при допустимом давлении для фактического давления опрессовки или переонреосовки колонны ( р_ст< ^ _йт j\.\ ).

Примечание, В методике принято, что конструкция скважин выбрана с учетом условий обеспечения технологических показателей эксплуатации их в течение нормативного срока службы.

Если в процессе эксплуатации скважЕнн противокоррозионные мероприятия не применялись, то проводится оценка технического состояния ее согласно существующему регламенту [з] . 8а основании результатов этих работ определяется новое значение ?_{са с} и производится переопрессовка эксплуатационной колодцы на это давление, Л,?, Па графикам, приведенным на рис,2-4, определяются гидравлические потери напора в нгтнетатедьных скважинах на оущеотвзпо-щем режиме закачки воды J4] , Основные положения, использованные при построении графиков, приведены в приложении I,

2.8, Коэффициент продуктивности онважикы находится по фор-

а_е._е_

Р*с*°-'Н_в1Г~Рп*-АР_С1В

Стр,Ю РД 39-I-4I7-80

Зависимость гидравлических потерь давления на 1000 м ствола скважины от расхода при закачке в НКТ л затрубное пространство

йРтР

компоновки;

1- I46 мм х 73 мы (5^/4" х 2^/2');

2- 146 мм х 60,3 мм (5^/4" х 2");

3- 168 мм х 73 мм (б⁵/в^П х 2¹/2");

4- 168 мм х 60,3 мм (6⁵/6х 2^П)

Рис.З

1

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ КУСТОВЫХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ И МЕРОПРИЯТИЙ ПО ШОНСТРШЩИ ВОДОВОДОВ

3.1. В данном разделе рассматривается методика определения технологического режима работы КНС и мероприятий по реконструкции водоводов для обеспечения повышения давления на устье нагнетательных скважин.