Крупнейшая бесплатная информационно-справочная система онлайн доступа к полному собранию технических нормативно-правовых актов РФ. Огромная база технических нормативов (более 150 тысяч документов) и полное собрание национальных стандартов, аутентичное официальной базе Госстандарта. GOSTRF.com - это более 1 Терабайта бесплатной технической информации для всех пользователей интернета. Все электронные копии представленных здесь документов могут распространяться без каких-либо ограничений. Поощряется распространение информации с этого сайта на любых других ресурсах. Каждый человек имеет право на неограниченный доступ к этим документам! Каждый человек имеет право на знание требований, изложенных в данных нормативно-правовых актах!

  


|| ЮРИДИЧЕСКИЕ КОНСУЛЬТАЦИИ || НОВОСТИ ДЛЯ ДЕЛОВЫХ ЛЮДЕЙ ||
Поиск документов в информационно-справочной системе:
 

РД 153-390-105-01

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

4.4 МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА
ПОДГОТОВЛЕННОЙ НЕФТИ НА ОБРАБОТКУ
ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН

 

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности» (Отдел ресурсосбережения и нормирования расхода топливно-энергетических ресурсов)

ВНЕСЕН Департаментом нефтяной промышленности Министерства энергетики Российской Федерации

2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Минэнерго России от ... № ...

3 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА
ПОДГОТОВЛЕННОЙ НЕФТИ
НА ОБРАБОТКУ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН

Дата введения 2002-01-01

1 Область применения

Настоящий документ распространяется на работы по восстановлению дебита скважин путем удаления парафиновых и асфальтено-смолистых отложений из призабойной зоны скважин, скважинного оборудования и позволяет провести расчеты норм потребности и расходов (потерь) подготовленной нефти на выполнение операции по обработке призабойной зоны скважин и депарафинизации скважин (ОПЗ) горячей нефтью или нефтью в смеси с растворителями или иными веществами, улучшающими процесс очистки призабойной зоны скважины и (или) скважинного оборудования; является обязательным для организаций и предприятий топливно-энергетического комплекса независимо от форм собственности.

2 Определения

В настоящем документе применены следующие определения:

2.1 Использование подготовленной нефти для проведения процесса ОПЗ скважин - количество подготовленной нефти, которое необходимо для проведения процесса ОПЗ скважины.

2.2 Расход подготовленной нефти при проведении ОПЗ скважин - потери подготовленной нефти в пласте при проведении процесса ОПЗ.

2.3 Норма использования подготовленной нефти для проведения процесса ОПЗ скважины - количество подготовленной нефти, необходимое для проведения одной операции ОПЗ скважины.

2.4 Норма расхода подготовленной нефти для проведения процесса ОПЗ - количество подготовленной нефти, которое безвозвратно теряется в результате проведения одной операции ОПЗ скважины.

2.5 Норматив расхода подготовленной нефти для проведения процесса ОПЗ скважин - часть годовой добычи нефти, выраженная в %, теряемая в результате проведения ОПЗ скважин.

3 Порядок разработки

В процессе эксплуатации скважин могут иметь место ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП) из-за отложения асфальто-смолистых и парафиновых соединений (АСПО). Для восстановления фильтрационной способности призабойной зоны применяется растворение или нагрев АСПО, находящихся в ПЗП, до температуры плавления и вынос их в расплавленном или растворенном виде из скважины. В качестве теплоносителя или растворителя и транспортной среды используется нефть или составы из нефти и растворителей, а также смеси нефти с иными компонентами для улучшения процесса, но без ухудшения свойств товарных нефтей при возврате этой нефти в систему сбора.

В зависимости от применяемой жидкости для ОПЗ рассматриваются два варианта процесса:

A) Применение для ОПЗ чистой нефти.

В этом варианте вся нефть, не поглощенная пластом, вместе с расплавленными или растворенными АСПО возвращается в систему сбора и подготовки нефти. Расход нефти (потери в пласте) на проведение ОПЗ равен массе нефти, поглощенной пластом в результате ее фильтрации от забоя скважины в пласт.

Время (продолжительность) проведения операции ОПЗ, температура нефти, объем нефти для удаления АСПО регламентированы технологическим или нормативным документами предприятия или отрасли.

B) Применение для ОПЗ горячей или холодной смеси нефти с веществами (жидкостями или твердыми веществами), растворимыми в нефти, и не ухудшающими качеств товарных нефтей при подаче смеси после ОПЗ в систему сбора.

В этом варианте, как и в первом, вся жидкость, не поглощенная пластом, вместе с расплавленными или растворенными АСПО возвращается в систему сбора и подготовки нефти. Расход нефти (потери в пласте) на проведение ОПЗ равен массе нефти в составе применяемой жидкости, поглощенной пластом в результате фильтрации жидкости от забоя скважины в пласт.

Время (продолжительность) проведения операции ОПЗ, температура смеси жидкостей, объем смеси жидкостей, концентрация в ней нефти для удаления АСПО регламентированы технологическим или нормативным документами предприятия или отрасли.

Во время ОПЗ происходит фильтрация жидкости от забоя в пласт, т.е. поглощение ее пластом. Масса нефти в составе жидкости ОПЗ, оставшаяся (потерянная) в пласте, относится к расходу нефти на собственные технологические нужды при ОПЗ.

Исходными данными для расчета использования и расхода (потерь) нефти на собственные технологические нужды при ОПЗ являются:

- первичная техническая и технологическая документация;

- технологические регламенты и инструкции;

- данные геологических исследований;

- результаты промысловых исследований;

- результаты лабораторных исследований.

Вариант А

3.1 Индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по ОПЗ скважины количество подготовленной нефти, которое необходимо для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется по формуле

                                              (1)

где  - индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

 - объем подготовленной нефти на проведение одной операции по ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м3/скв.-опер.;

 - плотность подготовленной нефти при стандартных условиях, т/м3.

3.2 Объем нефти, который необходим на проведение одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, регламентирован технологическим документом предприятия для данной площади или вычисляется по формуле

                     (2)

где  - объем подготовленной нефти на проведение одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м3/скв.-опер.;

 - длина труб НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - длина участка от устья до нижних перфорационных отверстий эксплуатационной колонны в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - внутренний диаметр НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - наружный диаметр НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - внутренний диаметр подводящего трубопровода к j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - длина подводящего трубопровода к j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - объем подготовленной нефти, теряемый (поглощаемый пластом) при проведении одной операции по ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м3/скв.-опер.

3.3 Индивидуальная норма расхода подготовленной нефти (потерь) на проведение одной операции ОПЗ скважины - количество подготовленной нефти, которое теряется в результате фильтрации в пласт при проведении одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества в результате фильтрации в пласт, определяется по формуле

                                 (3)

где  - индивидуальная норма расхода подготовленной нефти (потерь) на проведение одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

 - объем подготовленной нефти, теряемый (поглощаемый пластом) при проведении одной операции по ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м3/скв.-опер.;

 - плотность подготовленной нефти при температуре на забое j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/м .

3.4 Объем подготовленной нефти, теряющийся в результате фильтрации в пласт при проведении одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется с использованием формулы Дюпюи:

                (4)

где  - объем подготовленной нефти, теряющийся в результате фильтрации в пласт при проведении одной операции по ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м3/скв.-опер.;

 - проницаемость пласта j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м2;

 - эффективная толщина пласта j-й скважины i-ой площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - давление на забое j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

 - пластовое давление i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

 - время проведения одной скважино-операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, час/скв.-опер.;

 - динамическая вязкость подготовленной нефти, применяемой для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-ой площади k-го предприятия при температуре на забое j-й скважины, Па · с;

 - радиус контура питания j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - радиус j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м.

3.5 Для проведения вычислений по уравнению (4) необходимо определить  и , все остальные члены уравнения известны из технологических данных. Вязкость нефти при пластовых условиях () определяется в лабораторных условиях или берется из технической документации, или определяется по п. 3.6.2.

Расчет величины  выполняется по следующему алгоритму:

3.5.1 При циркуляции нефти (промывка нефтью) через НКТ и по кольцевому пространству между трубами давление на забое скважины равно суммарному давлению столба нефти и давлению на преодоление трения в НКТ или в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ в зависимости от вида промывки (циркуляции):

                                                 (5)

где  - давление на забое j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

 - давление столба нефти в j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

 - потери давления на преодоление трения в НКТ или в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ при циркуляции нефти в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па.

3.5.1.1 Давление столба нефти определяется по формуле

                                         (6)

где  - давление столба нефти в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

 - длина труб НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - плотность подготовленной нефти при температуре ведения процесса в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/м3.

3.5.1.2 Потери давления на преодоление трения в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ при циркуляции нефти, скорость движения нефти, коэффициент λ для ламинарного и для турбулентного режимов течения определяются по формулам:

3.5.1.2.1 При прямой циркуляции:

                                   (7)

где  - потери давления на преодоление трения в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ при циркуляции нефти в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

λ - коэффициент трения при движении нефти по трубам;

 - длина труб НКТ в j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - скорость движения нефти в кольцевом пространстве j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - внутренний диаметр НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - плотность подготовленной нефти при температуре в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/м3.

3.5.1.2.2 Скорость движения нефти определяется по формуле

                              (8)

где  - скорость движения нефти в кольцевом пространстве j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

 - площадь кольцевого пространства или площадь трубы, по которой движется нефть в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м2;

q - подача применяемого насоса (агрегата), м3/ч;

 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - наружный диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м.

3.5.1.2.3 Расчет коэффициента λ для ламинарного режима течения нефти выполняется по формуле Стокса:

                                                                           (9)

где Re - критерий Рейнольдса.

3.5.1.2.4 Расчет коэффициента λ для турбулентного режима течения жидкости выполняется по формуле Блазиуса:

                                                                     (10)

3.5.1.2.5 Критерий Рейнольдса, определяется по формуле

                                                       (11)

где  - скорость движения нефти в кольцевом пространстве j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - наружный диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - кинематическая вязкость подготовленной нефти, применяемой для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества при температуре циркуляции нефти в скважине, м2/с.

Если Re < 2320, то режим ламинарный, если Re > 2800 - турбулентный.

3.5.1.3.1 При обратной циркуляции:

                                    (12)

где  - потери давления на преодоление трения НКТ при циркуляции нефти в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

λ - коэффициент трения при движении нефти по трубам;

 - длина труб НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - скорость движения нефти в НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

 - внутренний диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - плотность подготовленной нефти при температуре ведения процесса в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/м3.

3.5.1.3.2 Скорость движения нефти определяется по формуле

                                (13)

где  - скорость движения нефти в НКТ j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

 - площадь НКТ, по которым движется нефть в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м2;

q - подача применяемого насоса (агрегата), м3/ч;

 - внутренний диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м.

3.5.1.3.3 Расчет коэффициента X выполняется по формулам (9) и (10).

3.5.1.3.4 Критерий Рейнольдса, определяется по формуле

                                                           (14)

где  - скорость движения нефти в НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

 - внутренний диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - кинематическая вязкость подготовленной нефти, применяемой для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества при температуре циркуляции нефти в j-й скважине, м2/с.

Если Re < 2320, то режим ламинарный, если Re > 2800 - турбулентный.

3.6 Определение плотности и вязкости нефти при температуре t °C на забое скважины выполняется при лабораторных исследованиях или расчетом.

В случаях, когда одна и та же нефть используется для ведения процесса при различных температурах, с целью сокращения лабораторных исследований можно вычислить ее вязкость по следующему алгоритму.

3.6.1 Плотность нефти при температуре t °C вычисляется по формуле

                                                 (15)

где  - плотность подготовленной нефти при температуре t °C, т/м3,

 - плотность подготовленной нефти при стандартных условиях, т/м3;

а - температурная поправка плотности нефти, (т/м3)/°С;

t - температура, °С.

Температурные поправки «а» приведены в Приложении А.

3.6.2 Вязкость нефти при температуре t °C определяется при лабораторных исследованиях. Расчет вязкости выполняется по результатам лабораторных анализов.

3.6.2.1 В лаборатории определяется динамическая вязкость нефти  и  при температурах соответственно  и , при условии

3.6.2.2 Расчет вязкости нефти выполняется по формуле Вальтера:

                                      (16)

где  - динамическая вязкость нефти при температуре t °C, Па · с;

а и b - коэффициенты уравнения Вальтера;

t - температура, при которой необходимо вычислить вязкость, °С.

Для каждой нефти вычисляются свои коэффициенты уравнения Вальтера, используя результаты лабораторных анализов:

                                             (17)

                                                 (18)

где  - динамическая вязкость нефти при температуре  Па · с;

 - динамическая вязкость нефти при температуре  Па · с;

 - температуры, при которых проводилось определение вязкости нефти, К.

3.6.2.3 Величина кинематической вязкости нефти вычисляется по формуле

                                                         (19)

где  - кинематическая вязкость нефти при температуре t °C циркулируемой нефти, м2/с;

 - динамическая вязкость нефти при температуре t °C циркулируемой нефти, Па×с;

 - плотность циркулируемой нефти при температуре t °C, т/м3.

Вариант В

3.7 Вычисления индивидуальных норм использования и расходов подготовленной нефти на проведение одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества выполняются аналогично варианту А со следующими изменениями по п. 3.1 - 3.6:

3.7.1 Индивидуальная норма использования подготовленной нефти для проведения одной операции ОПЗ скважины - количество подготовленной нефти в составе жидкости, применяемой для ОПЗ скважин, которое необходимо для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется по формуле

                                      (20)

где  - индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

 - объемная концентрация нефти в жидкости для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, доля;

 - объем смеси жидкостей для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м3/скв.-опер.;

 - плотность подготовленной нефти при стандартных условиях, т/м3.

3.7.2 Объем смеси жидкостей для ОПЗ, который необходим для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, регламентирован технологическим документом предприятия для данной площади или вычисляется по формуле

                    (21)

где  - объем смеси жидкостей на проведение одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м3/скв.-опер.;

 - длина труб НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - длина участка от устья до нижних перфорационных отверстий эксплуатационной колонны в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - внутренний диаметр НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - наружный диаметр НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - внутренний диаметр подводящего трубопровода к j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - длина подводящего трубопровода к j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - объем смеси жидкостей, растворяющей (расплавляющей) АСПО, поглощаемый пластом при проведении одной операции ОПЗ j-й скважины на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м3/скв.-опер.

3.7.3 Индивидуальная норма расхода подготовленной нефти на проведение одной операции ОПЗ скважины - количество подготовленной нефти в составе жидкости, применяемой для ОПЗ скважин, которое теряется в результате фильтрации в пласт при проведении одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется по формуле

                                 (22)

где  - индивидуальная норма расхода подготовленной нефти на проведение одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

 - объемная концентрация нефти в жидкости для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, доли;

 - объем смеси жидкостей, растворяющей (расплавляющей) АСПО, поглощаемый пластом при проведении одной операции ОПЗ j-й скважины на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м3/скв.-опер.;

 - плотность подготовленной нефти при температуре на забое j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/м3.

3.7.4 Объем смеси жидкостей, теряющийся в результате фильтрации в пласт при проведении одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется с использованием формулы Дюпюи:

   (23)

где  - объем смеси жидкостей, теряющийся в результате фильтрации в пласт при проведении одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м3/скв.-опер.;

 - проницаемость пласта j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м2;

 - эффективная толщина пласта j-й скважины i-ой площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - давление на забое j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

 - пластовое давление i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

 - время проведения одной скважино-операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, ч/скв.-опер.;

 - динамическая вязкость смеси жидкостей, применяемой для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-ой площади k-го предприятия акционерного общества при температуре на забое j-й скважины, Пас (определяется по п. 3.7.4.6);

 - радиус контура питания j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - радиус j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м.

Для проведения вычислений по уравнению (23) необходимо определить  и  все остальные члены уравнения известны из технологических данных.

Вязкость смеси  при пластовых условиях определяется по 3.7.4.6.

Расчет величины  выполняется по следующему алгоритму:

3.7.4.1 Если жидкость для ОПЗ скважин закачивается в скважину и оставляется в ней на время, регламентированное действующей технологической документацией для ведения процесса, то давление на забое определяется по формуле

                                                           (24)

где  - давление на забое j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

 - давление столба жидкости в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па.

3.7.4.2 Давление столба жидкости определяется по формуле

                                        (25)

где  - длина труб НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - плотность смеси жидкостей, закачиваемой в j-ю скважину i-й площади k-го предприятия акционерного общества для растворения АСПО при температуре в скважине (определяется по 3.7.6), т/м3.

3.7.4.3 При циркуляции жидкости (промывка жидкостью скважины) через НКТ и по кольцевому пространству между трубами давление на забое скважины равно суммарному давлению столба жидкости и давлению на преодоление трения в НКТ или в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ в зависимости от вида промывки (циркуляции):

                                                (26)

где  - давление на забое j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

 - давление столба жидкости в j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

 - потери давления на преодоление трения в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ при циркуляции жидкости в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па.

3.7.4.4 Давление столба жидкости определяется по 3.7.4.2.

3.7.4.5 Потери давления на преодоление трения в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ при циркуляции жидкости, скорость движения жидкости, коэффициент А, для ламинарного и для турбулентного режимов течения определяются по формулам:

3.7.4.5.1 При прямой циркуляции:

                              (27)

где  - потери давления на преодоление трения в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ при циркуляции жидкости в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

λ - коэффициент трения при движении жидкости по трубам;

 - длина труб НКТ в j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - скорость движения жидкости в кольцевом пространстве j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - внутренний диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - плотность смеси жидкостей при температуре ведения процесса в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества (определяется по 3.7.6), т/м3.

3.7.4.5.1.1 Скорость движения жидкости определяется по формуле

                          (28)

где  - скорость движения жидкости в кольцевом пространстве j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

 - площадь кольцевого пространства или площадь трубы, по которой движется жидкость в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м2;

q - подача применяемого насоса (агрегата), м3/ч;

 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - наружный диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м.

3.7.4.5.1.2 Расчет коэффициента λ для ламинарного режима течения жидкости выполняется по формулам (9) и (10).

3.7.4.5.1.3 Критерий Рейнольдса, определяется по формуле

                                            (29)

где  - скорость движения жидкости в кольцевом пространстве j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - наружный диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - кинематическая вязкость жидкости, применяемой для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества при температуре циркуляции жидкости в скважине, м2/с.

Если Re < 2320, то режим ламинарный, если Re > 2800 - турбулентный.

3.7.4.5.2 При обратной циркуляции:

                                    (30)

где  - потери давления на преодоление трения НКТ при циркуляции жидкости в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, Па;

λ - коэффициент трения при движении жидкости по трубам;

 - длина труб НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - скорость движения жидкости в НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

 - внутренний диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - плотность жидкости при температуре ведения процесса в j-й скважине на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/м3.

3.7.4.5.2.1 Скорость движения жидкости определяется по формуле

                              (31)

где  - скорость движения жидкости в НКТ j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

 - площадь НКТ, по которым движется жидкость в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м2;

q - подача применяемого насоса (агрегата), м /ч;

 - внутренний диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м.

3.7.4.5.2.2 Расчет коэффициента λ выполняется по формулам (9) и (10).

3.7.4.5.2.3 Критерий Рейнольдса, определяется по формуле

                                                       (32)

где  - скорость движения жидкости в НКТ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м/с;

 - внутренний диаметр НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

 - кинематическая вязкость жидкости, применяемой для проведения одной ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества при температуре циркуляции жидкости в j-й скважине, м2/с.

Если Re < 2320, то режим ламинарный, если Re > 2800 - турбулентный.

3.7.4.6 Динамическая вязкость смеси жидкостей определяется в лабораторных условиях или вычисляется по формуле

                                                   (33)

где  - динамическая вязкость смеси жидкостей, применяемой для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия при температуре циркуляции жидкости в j-й скважине, Па · с;

 - массовая концентрация φ-й жидкости в смеси, доля;

 - динамическая вязкость φ-й жидкости в смеси, применяемой для проведения одной операции ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества при температуре циркуляции жидкости в j-й скважине, Па · с;

l - количество φ-х жидкостей в смеси.

3.7.5 Кинематическая вязкость смеси определяется в лабораторных условиях или вычисляется по формуле

                                                      (34)

где  - массовая концентрация φ-й жидкости в смеси, доля;

 - кинематическая вязкость φ-й жидкости при температуре циркуляции жидкости в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м2/с;

l - количество φ-х жидкостей в смеси.

3.7.6 Плотность смеси жидкостей при температуре t определяется в лабораторных условиях или вычисляется по формуле

                                                        (35)

где  - плотность смеси жидкостей при температуре t °C, т/м3;

 - массовая концентрация φ-й жидкости в смеси, доля;

 - плотность φ-й жидкости при температуре t °C, т/м3;

l - количество φ-х жидкостей в смеси.

3.7.7 Пересчет объемных концентраций в массовые концентрации жидкостей в смеси выполняется по формуле

                                                      (36)

где  - массовая концентрация φ-й жидкости в смеси, применяемой для ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, доля;

 - объемная концентрация φ-й жидкости в смеси, применяемой для ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, доля;

 - плотность φ-й жидкости при температуре t °C, т/м3;

l - количество φ-х жидкостей в смеси.

3.7.8 Вязкость смеси жидкостей при температуре t °C определяется в лабораторных условиях.

В случаях, когда одна и та же жидкость используется для ведения процесса при различных температурах, с целью сокращения лабораторных исследований можно вычислить ее вязкость по следующему алгоритму.

3.7.8.1 В лаборатории определяется динамическая вязкость смеси жидкостей  и  при температуре соответственно  и  при условии

3.7.8.2 Расчет вязкости смеси жидкостей выполняется по формуле Вальтера:

                                        (37)

где  - динамическая вязкость смеси жидкостей при температуре t °C, Па · с;

а и b - коэффициенты уравнения;

t - температура, при которой необходимо вычислить вязкость, °С.

Для каждой смеси жидкостей вычисляются свои коэффициенты уравнения Вальтера, используя результаты лабораторных анализов:

                                                        (38)

                                           (39)

где  - динамическая вязкость смеси жидкостей при температуре Т1, Па · с;

 - динамическая вязкость смеси жидкостей при температуре Т2, Па · с;

 и  - температуры, при которых проводилось определение вязкости смеси жидкостей.

3.7.8.3 Величина кинематической вязкости смеси жидкостей вычисляется по формуле

                                                  (40)

где  - кинематическая вязкость циркулирующей смеси жидкостей при температуре t °C, м2/с;

 - динамическая вязкость циркулирующей смеси жидкостей при температуре t °C, Па · с;

 - плотность смеси жидкостей при температуре t °C, т/м3.

Применяя вычисленные индивидуальные нормы использования и индивидуальные нормы расходов, вычисляются нормативные показатели.

3.8 Норма использования подготовленной нефти на ОПЗ скважин по площади - средневзвешенное значение количества подготовленной нефти для проведения одной операции ОПЗ на i-й площади k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

                                  (41)

где  - норма использования подготовленной нефти на ОПЗ скважин по площади, т/скв.-опер.;

 - индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по ОПЗ одной j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

 - количество скважино-операций за год на j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества (каждая операция на одной во время одного ремонта учитывается как одна скважино-операция), скв.-опер./год;

m - количество j-x скважин на i-й площади k-го предприятия акционерного общества.

3.9 Норма использования подготовленной нефти на ОПЗ скважин по предприятию - средневзвешенное значение количества подготовленной нефти для проведения одной операции ОПЗ k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

                                                (42)

где Hk - норма использования подготовленной нефти на ОПЗ скважин по предприятию, т/скв.-опер.;

 - норма использования подготовленной нефти на ОПЗ скважин по площади, т/скв.-опер.;

 - количество скважино-операций за год, проводимых на i-й площади k-го предприятия акционерного общества;

n - количество i-x площадей k-го предприятия акционерного общества.

3.10 Норма использования подготовленной нефти на ОПЗ скважин по акционерному обществу - средневзвешенное значение количества подготовленной нефти для проведения одной операции ОПЗ акционерного общества определяется по формуле

                                       (43)

где Н - норма использования подготовленной нефти на ОПЗ скважин по акционерному обществу, т/скв.-опер.;

 - норма использования подготовленной нефти на ОПЗ скважин по предприятию, т/скв.-опер.;

 - количество скважино-операций за год, проводимых в k-м предприятии акционерного общества;

е - количество k-х предприятий акционерного общества.

3.11 Норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин по площади - средневзвешенное значение количества подготовленной нефти, которое теряется при проведении одной операции ОПЗ i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется по формуле

                              (44)

где  - норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин по площади, т/скв.-опер.;

 - индивидуальная норма расхода подготовленной нефти (потерь) на проведение одной операции по ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

 - количество скважино-операций за год, проводимых на j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества (каждая операция на одной скважине во время одного ремонта учитывается как одна скважино-операция), скв.-опер./год;

m - количество j-x скважин на i-й площади k-го предприятия акционерного общества.

3.12 Норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин по предприятию - средневзвешенное значение количества подготовленной нефти, которое теряется при проведении одной операции ОПЗ k-го предприятия акционерного общества в результате фильтрации в пласт, определяется по формуле

                               (45)

где  - норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин по предприятию, т/скв.-опер.;

 - норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин по площади, т/скв.-опер.;

 - количество скважино-операций за год, проводимых на i-й площади k-го предприятия акционерного общества;

n - количество i-x площадей k-го предприятия акционерного общества.

3.13 Норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин акционерного общества - средневзвешенное значение количества подготовленной нефти, которое теряется при проведении одной операции ОПЗ акционерного общества в результате фильтрации в пласт, определяется по формуле

                                   (46)

где  - норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин по акционерному обществу, т/скв.-опер.;

 - норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин по предприятию, т/скв.-опер.;

 - количество скважино-операций за год, проводимых в k-м предприятии акционерного общества;

е - количество k-х предприятий акционерного общества.

3.14 Потребность в подготовленной нефти на проведение ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества на год определяется по формуле

                                                     (47)

где  - индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по ОГО одной j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

 - количество скважино-операций за год, проводимых на j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества (каждая операция на одной скважине во время одного ремонта учитывается как одна скважино-операция), скв.-опер./год.

3.15 Потребность в подготовленной нефти на проведение ОПЗ скважин на i-й площади k-го предприятия акционерного общества на год определяется по формуле

                                                      (48)

где  - норма использования подготовленной нефти на ОПЗ скважин по i-й площади, т/скв.-опер.;

 - количество скважино-операций за год, проводимых на i-й площади k-го предприятия акционерного общества.

3.16 Потребность в подготовленной нефти на проведение ОПЗ скважин в k-м предприятии акционерного общества на год определяется по формуле

                                                        (49)

где  - норма использования подготовленной нефти на ОПЗ скважин по k-му предприятию, т/скв.-опер.;

 - количество скважино-операций за год, проводимых в k-м предприятии акционерного общества.

3.17 Потребность в подготовленной нефти на проведение ОПЗ скважин в акционерном обществе на год определяется по формуле

                                                              (50)

где Н - норма использования подготовленной нефти на ОПЗ скважин по акционерному обществу, т/скв.-опер.;

z - количество скважино-операций за год, проводимых в акционерном обществе.

3.18 Расход подготовленной нефти (потери) за год на проведение ОПЗ j-й скважины i-й площади k-м предприятия акционерного общества - масса потерь подготовленной нефти при проведении операций ОПЗ k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

                                                 (51)

где  - индивидуальная норма расхода подготовленной нефти (потери) на проведение одной операции по ОПЗ одной j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

 - количество скважино-операций за год, проводимых на j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества (каждая операция на одной скважине во время одного ремонта учитывается как одна скважино-операция), скв.-опер./год.

3.19 Расход подготовленной нефти (потери) за год на проведение ОПЗ скважин на i-й площади k-го предприятия акционерного общества - масса потерь подготовленной нефти при проведении операций ОПЗ на i-й площади k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

                                                  (52)

где  - норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин по i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

 - количество скважино-операций за год, проводимых на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, скв.-опер./год.

3.20 Расход подготовленной нефти (потери) за год на проведение ОПЗ скважин в k-м предприятии акционерного общества - масса потерь подготовленной нефти при проведении операций ОПЗ k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

                                                    (53)

где  - норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин по k-му предприятию акционерного общества, т/скв.-опер.;

 - количество скважино-операций за год, проводимых в k-м предприятии акционерного общества, скв.-опер./год.

3.21 Расход подготовленной нефти (потери) на проведение ОПЗ скважин в акционерном обществе - масса потерь подготовленной нефти за год при проведении операций ОПЗ скважин акционерного общества определяется по формуле

                                                          (54)

где  - норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин по акционерному обществу, т/скв.-опер.;

z - количество скважино-операций за год, проводимых в акционерном обществе, скв.-опер./год.

3.22 Норматив расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин k-го предприятия акционерного общества - отношение массы подготовленной нефти, теряемой за год при ОПЗ скважин в k-м предприятии, к массе годовой добычи нефти k-м предприятием, выраженное в %, определяется по формуле

                                                       (55)

где  - норматив расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин k-го предприятия акционерного общества, %;

 - расход подготовленной нефти (потери) на проведение ОПЗ скважин в k-м предприятии акционерного общества за год, т/год;

 - годовая добыча нефти k-м предприятием акционерного общества, т/год.

3.23 Норматив расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин акционерного общества - отношение массы подготовленной нефти, теряемой за год при ОПЗ скважин в акционерном обществе, к массе годовой добычи нефти акционерным обществом, выраженное в %, определяется по формуле

                                                           (56)

где  - норматив расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин акционерного общества, %;

 - расход подготовленной нефти (потери) на проведение ОПЗ скважин в акционерном обществе за год, т/год;

G - годовая добыча нефти акционерным обществом, т/год.

 

Приложение А
(справочное)

Температурные поправки плотности нефти

Таблица - Температурные поправки плотности нефти при изменении температуры на 1 °С

,

а

а

0,6900 - 0,6999

0,000910

0,8500 - 0,8599

0,000699

0,7000 - 0,7099

0,000897

0,8600 - 0,8699

0,000686

0,7100 - 0,7199

0,000884

0,8700 - 0,8799

0,000673

0,7200 - 0,7299

0,000870

0,8800 - 0,8899

0,000660

0,7300 - 0,7399

0,000857

0,8900 - 0,8999

0,000647

0,7400 - 0,7499

0,000844

0,9000 - 0,9099

0,000633

0,7500 - 0,7599

0,000831

0,9100 - 0,9199

0,000620

0,7600 - 0,7699

0,000818

0,9200 - 0,9299

0,000607

0,7700 - 0,7799

0,000805

0,9300 - 0,9399

0,000594

0,7800 - 0,7899

0,000792

0,9400 - 0,9499

0,000581

0,7900 - 0,7999

0,000778

0,9500 - 0,9599

0,000567

0,8000 - 0,8099

0,000765

0,9600 - 0,9699

0,000554

0,8100 - 0,8199

0,000752

0,9700 - 0,9799

0,000541

0,8200 - 0,8299

0,000738

0,9800 - 0,9899

0,000528

0,8300 - 0,8399

0,000725

0,9900 - 1,0000

0,000515

0,8400 - 0,8499

0,000712

 

 

 

 

Ключевые слова: норма, норматив, обработка призабойной зоны скважин, скважина, подготовленная нефть, потребность нефти.

 

 






ГОСТЫ, СТРОИТЕЛЬНЫЕ и ТЕХНИЧЕСКИЕ НОРМАТИВЫ.
Некоммерческая онлайн система, содержащая все Российские Госты, национальные Стандарты и нормативы.
В Системе содержится более 150000 файлов нормативно-технической документации, действующей на территории РФ.
Система предназначена для широкого круга инженерно-технических специалистов.

Рейтинг@Mail.ru Яндекс цитирования

Copyright © www.gostrf.com, 2008 - 2017