РД 153-39.0-100-01

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОДГОТОВЛЕННОЙ НЕФТИ

НА ДЕПАРАФИНИЗАЦИЮ СКВАЖИН

РД 153-39.0-100-01

Дата введения 2002-03-01

Предисловие

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

Авторы разработки:   Анастасьев М.Н., к.т.н.

Петросянц В.О., к.т.н.

Тищенко А.С., к.т.н. (руководитель)

Эпштейн Г.З., к.х.н.

ВНЕСЕН Департаментом нефтяной промышленности Министерства энергетики Российской Федерации

2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Минэнерго России от 01 февраля 2002 г. № 26

3 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

Настоящий документ распространяется на работы по восстановлению дебита скважин путем удаления парафиновых отложений с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб; внутренней поверхности эксплуатационной колонны и наружной поверхности насосно-компрессорных труб (депарафинизация скважины) и позволяет провести расчеты норм использования подготовленной нефти на выполнение операции по депарафинизации; 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 депарафинизации скважин - количество подготовленной нефти, необходимое для проведения процесса депарафинизации.

2.2 Норма использования подготовленной нефти для проведения процесса депарафинизации скважины - количество подготовленной нефти, необходимое для проведения одной операции депарафинизации скважины.

3 Порядок разработки

В процессе эксплуатации скважин могут иметь место отложения парафинов на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ), внутренней поверхности эксплуатационной колонны и наружной поверхности насосно-компрессорных труб, что уменьшает проходные сечения скважины. Для восстановления пропускной способности НКТ и затрубного (кольцевого) пространства применяется растворение или нагрев парафинов 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 подготовленной нефти и растворителей, подготовленной нефти и кислоты, а также смеси подготовленной нефти с иными компонентами.

В зависимости от применяемой жидкости для депарафинизации НКТ рассматриваются два варианта процесса:

1) Применение для депарафинизации чистой подготовленной нефти.

2) Применение для депарафинизации подготовленной нефти в смеси с веществами (жидкостями или твердыми веществами), растворимыми в нефти и не ухудшающими качеств товарных нефтей при подаче смеси после депарафинизации в систему сбора.

Поскольку отложения парафинов на поверхности оборудования происходят выше уровня перфорации скважины, то при подаче в скважину горячей нефти или жидкости для растворения или плавления парафинов потери нефти отсутствуют (за исключением потерь от испарения при нагреве и при сливе-наливе нефти для доставки ее на скважину для проведения процесса, величина которых весьма незначительна по отношению к объему добычи нефти).

В настоящем документе в целях сокращения применяется выражение «депарафинизация скважины» вместо «депарафинизация внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутренней поверхности эксплуатационной колонны и наружной поверхности насосно-компрессорных труб нефтедобывающей скважины».

Исходными данными для расчета использования подготовленной нефти на собственные технологические нужды при депарафинизации являются:

— первичная техническая и технологическая документация;

— технологические регламенты и инструкции;

— данные геологических исследований;

— результаты промысловых исследований;

— результаты лабораторных исследований свойств подготовленной нефти.

Разработка норм использования подготовленной нефти на собственные технологические нужды при депарафинизации скважин выполняется для случаев:

А. Время (продолжительность) проведения операции депарафинизации и объем жидкости для удаления парафинов регламентированы технологическим или нормативным документами предприятия или отрасли.

В. Время (продолжительность) проведения операции депарафинизации в каждом конкретном случае определяется:

— толщиной слоя парафинов;

— растворяющей способностью горячей жидкости, применяемой для процесса;

— конструкцией скважины.

Варианты процесса депарафинизации приведены в табл. 3.1

Таблица 3.1 - Технологические варианты процесса депарафинизации

Вариант 1А

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

т/скв.-опер.,                                                 (1)

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

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

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

3.1.1 Объем нефти, который необходим для проведения одной операции по депарафинизации j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, регламентирован технологическим документом предприятия для данной площади или вычисляется по формуле

                          (2)

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

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

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

Lэкс kij - глубина участка эксплуатационной колонны, на который подается нефть для депарафинизации j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

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

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

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

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

Вариант 2А

3.2 Вычисления индивидуальных норм использования подготовленной нефти на проведение одной операции по депарафинизации j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества выполняются аналогично варианту 1А со следующими изменениями:

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

т/скв.-опер.,                                            (3)

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

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

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

- плотность подготовленной нефти при стандартных условиях, т/м3

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

                         (4)

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

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

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

Lэкс kij - длина эксплуатационной колонны в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

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

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

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

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

Вариант 1В

3.3 Индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по депарафинизации скважины определяется по п. 3.1

3.4 Продолжительность одной скважино-операции депарафинизации j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

ч/скв.-опер.,                                                      (5)

где τkij - продолжительность одной скважино-операции депарафинизации j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, ч/скв.-опер.;

Θkij - масса нефти, которая должна быть прокачана через j-ю скважину i-й площади k-го предприятия акционерного общества во время проведения одной операции по депарафинизации одной скважины, т/скв.-опер.;

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

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

3.5 Масса нефти, которая должна быть прокачана через j-ю скважину i-й площади k-го предприятия акционерного общества во время проведения одной операции по депарафинизации одной скважины, определяется по формуле

Θkij = Ωkij / ŝkij, т/скв.-опер.,                                                  (6)

где Θkij - масса нефти, которая должна быть прокачана через j-ю скважину i-й площади k-го предприятия акционерного общества во время проведения одной операции по депарафинизации одной скважины, т/скв.-опер.;

Ωkij - масса парафинов, удаляемая за одну операцию депарафинизации j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

ŝkij - растворимость парафинов в нефти, применяемой для депарафинизации j-й скважины на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/т.

3.6 Масса парафинов, которые необходимо расплавить и удалить из j-й скважины на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется по формуле

Ωkij = π ⋅ ρп kij ⋅ {Δв kij ⋅ (dв kij - Δв kij) ⋅ Lв kij + Δн kij ⋅ (dн kij + Δн kij) ⋅ Lн kij +

+ ∇в kij ⋅ (Dв kij - ∇в kij) ⋅ Łв kij}, т,                                                     (7)

где ρп kij - плотность парафинов в j-й скважине на i-й площади k-го предприятия акционерного общества при температуре пластовой жидкости, т/м3;

Δв kij - средняя толщина отложений парафинов на внутренней поверхности НКТ в j-й скважине на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

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

Lв kij - длина участка внутренней поверхности НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, на котором произошло отложение парафинов, м;

Δн kij - средняя толщина отложений парафинов на внешней поверхности НКТ в j-й скважине на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

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

Lн kij - длина участка наружной поверхности НКТ в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, на котором произошло отложение парафинов, м;

∇в kij - средняя толщина отложений парафинов на внутренней поверхности эксплуатационной колонны в j-й скважине на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

Dв kij - внутренний диаметр эксплуатационной колонны в j-й скважине на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

Łв kij - длина участка внутренней поверхности эксплуатационной колонны в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества, на котором произошло отложение парафинов, м.

В случае если парафины не отложились на каком-либо участке, то в расчетах длина этого участка принимается равной нулю.

Вариант 2В

3.7 Индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по депарафинизации скважины определяется по п. 3.1 и п. 3.2

3.8 Масса жидкости, которую необходимо прокачать через j-ю скважину i-й площади k-го предприятия акционерного общества при проведении одной операции депарафинизации, вычисляется по формуле

Θсм kij = Ωkij / ŝсм kij, т/скв.-опер.,                                                (8)

где Θсм kij - масса жидкости, которая должна быть прокачана через j-ю скважину i-й площади k-го предприятия акционерного общества во время проведения одной операции по депарафинизации одной скважины, т/скв.-опер.;

Ωkij - масса парафинов, удаляемая за одну операцию депарафинизации j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

ŝсм kij - растворимость парафинов в жидкости, применяемой для депарафинизации j-й скважины на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/т.

3.9 Масса парафинов, которые необходимо расплавить и удалить из j-й скважины на i-й площади k-го предприятия акционерного общества, определяется по п. 3.10.

3.10 Продолжительность одной скважино-операции депарафинизации j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

ч/скв.-опер.,                                                  (9)

где τkij - продолжительность одной скважино-операции депарафинизации j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, ч/скв.-опер.;

Qсм kij - масса жидкости, которая должна быть прокачана через j-ю скважину i-й площади k-го предприятия акционерного общества во время проведения одной операции по депарафинизации одной скважины, т/скв.-опер.;

ρсм t kij - плотность смеси жидкостей, закачиваемой в j-ю скважину i-й площади k-го предприятия акционерного общества для растворения парафинов при температуре в скважине, т/м3;

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

Используя вычисленные индивидуальные нормы, вычисляются нормативные показатели.

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

т/скв.-опер.,                                              (10)

где Hki - норма использования подготовленной нефти на депарафинизацию скважин по i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

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

zkij - количество скважино-операций, проводимых на j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества за год (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 использования подготовленной нефти на депарафинизацию скважин по предприятию - средневзвешенное значение количества подготовленной нефти для проведения одной операции депарафинизации k-го предприятия акционерного общества определяется по формуле

т/скв.-опер.,                                         (11)

где Hk - норма использования подготовленной нефти на депарафинизацию скважин по k-му предприятию акционерного общества, т/скв.-опер.;

Hki - норма использования подготовленной нефти на депарафинизацию скважин по i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

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

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

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

т/скв.-опер.,                                                  (12)

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

Hk - норма использования подготовленной нефти на депарафинизацию скважин по k-му предприятию акционерного общества, т/скв.-опер.;

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

е - количество k-x предприятий акционерного общества.

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

Qkij = Hkij ⋅ zkij, т/год,                                                       (13)

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

zkij - количество скважино-операций за год, проводимых на j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества за год (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 депарафинизации скважин на i-й площади k-го предприятия акционерного общества на год определяется по формуле

Qki = Hki ⋅ zki, т/год,                                                         (14)

где Hk, - норма использования подготовленной нефти на депарафинизацию скважин по i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

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

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

Qk = Hk ⋅ zk, т/год,                                                         (15)

где Hk - норма использования подготовленной нефти на депарафинизацию скважин по k-му предприятию акционерного общества, т/скв.-опер.;

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

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

Q = H ⋅ z, т/год,                                                           (16)

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

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

Ключевые слова: норма, норматив, депарафинизация, скважина, подготовленная нефть.

Содержание

1 Область применения

2 Определения

3 Порядок разработки