РД 153-39.0-105-01

Министерство энергетики Российской Федерации

Открытое акционерное общество «Всероссийский научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности»

(ОАО «ВНИИОЭНГ»)

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА ПОДГОТОВЛЕННОЙ НЕФТИ НА ОБРАБОТКУ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН

РД 153-39.0-105-01

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 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 асфальтосмолистых 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:

А) 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.

В) 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

, т/скв.-опер.,                                       (1)

где Hkij - 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.;

Vkij - 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

, м3/скв.-опер., (2)

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

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

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

Lэкс kij - длина участка от устья до нижних перфорационных отверстий 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;

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

ukij - 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

, т/скв.-опер.,                                      (3)

где Hp kij - 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.;

ukij - 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.;

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

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:

, м3/скв.-опер.,       (4)

где ukij - 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.;

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

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

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

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

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

μkij - 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;

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

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

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

Расчет величины Рзаб kij 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):

, Па,                                                  (5)

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

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

Pтр kij - 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

, Па,                                              (6)

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

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

ρн t kij - 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:

, Па,                                   (7)

где Ртр kij - 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;

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

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

Dв kij - внутренний диаметр эксплуатационной колонны 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;

ρн t kij - 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

, м/с,                         (8)

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

Fkij - 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;

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

dн kij - 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 А, для турбулентного режима течения жидкости выполняется по формуле Блазиуса:

,                                                              (10)

3.5.1.2.5 Критерий Рейнольдса определяется по формуле

,                                                  (11)

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

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

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

υkij - 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:

, Па,                                 (12)

где Ртр kij - 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;

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

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

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

ρн t kij - 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

, м/с,                              (13)

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

Fнкт kij - 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;

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

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

3.5.1.3.4 Критерий Рейнольдса определяется по формуле

,                                                         (14)

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

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

υkij - 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

, т/м3,                                           (15)

где ρн t kij - 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 μ1 и μ2 при температурах соответственно Т1 и Т2, при условии T1 < (t + 273) < T2.

3.6.2.2 Расчет вязкости нефти выполняется по формуле Вальтера:

,                                       (16)

где μt - 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 μ1 - динамическая вязкость нефти при температуре Т1, Па·с;

μ2 - динамическая вязкость нефти при температуреТ2, Па·с;

Т1 и Т2 - температуры, при которых проводилось определение вязкости нефти, К.

3.6.2.3 Величина кинематической вязкости нефти вычисляется по формуле

, м2/с,                                                    (19)

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

μt - динамическая вязкость нефти при температуре t °С циркулируемой нефти, Па·с;

ρt - плотность циркулируемой нефти при температуре t °C, t/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

, т/скв.-опер,                                 (20)

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

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

Vсм kij - 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

, м3/скв.-опер., (21)

где Vсм kij - объем смеси жидкостей на проведение одной операции ОПЗ 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 участка от устья до нижних перфорационных отверстий 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;

uсм kij - 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

, т/скв.-опер.,                             (22)

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

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

uсм kij - 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.;

ρн t kij - плотность подготовленной нефти при температуре на забое j-й скважины 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:

, м3/скв.-опер.,     (23)

где uсм kij - 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.;

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

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

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

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

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

μсм kij - 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, Па·с (определяется по п.3.7.4.6);

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

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

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

Вязкость смеси μсм kij при пластовых условиях определяется по 3.7.4.6.

Расчет величины Рзаб kij, 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

, Па,                                                      (24)

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

Pст kij - 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

, Па,                                           (25)

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

ρсм t kij - 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):

, Па,                                               (26)

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

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

Pтр kij - 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 λ для ламинарного и для турбулентного режимов течения определяются по формулам:

3.7.4.5.1 При прямой циркуляции:

, Па,                               (27)

где Ртр kij - 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;

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

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

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

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

ρсм t kij - 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

, м/с,                     (28)

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

Fkij - 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;

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

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

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

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

υkij - 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:

, Па,                               (30)

где Ртр kij - 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;

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

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

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

ρн t kij - 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

, м/с,                            (31)

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

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

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

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

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

υсм kij - 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

, Па·с,                                                  (33)

где μсм kij - 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;

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

μφ - 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

, м2/с,                                                    (34)

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

υφ - 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

, т/м3,                                                    (35)

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

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

ρφ - 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

, доля,                                                (36)

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

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

ρφ - 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 μсм1 и μсм2 при температуре соответственно Т1 и Т2, при условии T1 < (t + 273) < Т2.

3.7.8.2 Расчет вязкости смеси жидкостей выполняется по формуле Вальтера:

,                                     (37)

где μсм t - 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 μсм1 - динамическая вязкость смеси жидкостей при температуре Т1, Па·с;

μ см 2 - динамическая вязкость смеси жидкостей при температуреТ2, Па·с;

Т1 и Т2 - температуры, при которых проводилось определение вязкости смеси жидкостей.

3.7.8.3 Величина кинематической вязкости смеси жидкостей вычисляется по формуле

м2/с,                                                   (40)

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

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

ρcм t - 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

, т/скв.-опер.,                                  (41)

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

Hkij - 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.;

zkij - количество скважино-операций за год 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.

3.9 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

, т/скв.-опер.,                                    (42)

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

Hki - норма использования подготовленной нефти на ОПЗ 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-х 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

, т/скв.-опер.,                                      (43)

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

Hk - норма использования подготовленной нефти на ОПЗ 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.

3.11 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

, т/скв.-опер.,                                 (44)

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

Hp kij - 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.;

zkij - 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

, т/скв.-опер.,                                  (45)

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

Нр ki - норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ скважин по i-й площади k-го предприятия акционерного обществ, 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 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

, т/скв.-опер.,                                    (46)

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

Нр k - норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ 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 ОПЗ j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества на год определяется по формуле

, т/год,                                                  (47)

где Hkij - 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.;

zkij - 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

, т/год,                                                   (48)

где Hki - норма использования подготовленной нефти на ОПЗ 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.

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

, т/год,                                                    (49)

где Hk - норма использования подготовленной нефти на ОПЗ 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.

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

, т/год,                                                      (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, скв.-опер./год.

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

, т/год,                                                (51)

где Hp kij - 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.;

zkij - 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

, т/год,                                                  (52)

где Нр ki - норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ 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.

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

, т/год,                                                  (53)

где Нр k - норма расхода подготовленной нефти (потерь) на ОПЗ 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.

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

, т/год,                                                    (54)

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

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

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

Qp - 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 ГС

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

Содержание

1 Область применения

2 Определения

3 Порядок разработки