Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
361
следующим образом:
час
K
HH
T
под
стдин
отк
11
4.82
7.107
Через 11 часов оператор по исследованию должен прибыть на
скважину для отслеживания динамического уровня «Н
д
».
Примечание: При запуске и выводе скважины на режим,
принимаем во внимание, что коэффициент подачи равен «1», при
остановке скважины работающей в постоянном режиме коэффициент
подачи равен 0,5 – 0,8.
Определение темпа отбора жидкости из затрубного пространства,
либо темпа притока из пласта по скорости изменения динамического
уровня (см. таблицу 7.29).
Таблица 7.29
1. Темп откачки из затрубного пространства
2. Темп притока из пласта, м
3
/сут.
Эксплуат. колонна 168 мм Эксплуат. Колонна 146мм
Изменение уровня в
затрубном пространстве за
15 минут, метры
Нкт 2” Нкт 2,5” Нкт 2” Нкт 2,5”
1 1,4 1,2 0,9 0,8
2 2,7 2,5 1,9 1,6
3 4,1 3,7 2,8 2,4
4 5,4 4,9 3,7 3,2
5 6,8 6,1 4,7 4
6 8,1 7,4 5,6 4,8
7 9,5 8,6 6,5 5,6
8 10,8 9,8 7,5 6,5
9 12,2 11 8,4 7,2
10 13,5 12,3 9,3 8,1
20 27 25 19 16
30 41 37 28 24
40 54 49 37 32
50 68 61 47 40
60 81 74 56 48
70 95 86 65 56
80 108 98 75 65
90 122 110 84 73
100 135 123 93 81
110 149 135 103 89
120 163 147 112 97
130 176 159 121 105
140 190 172 131 113
150 203 184 140 121
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
362
Ориентировочное время появления подачи на устье скважины
после запуска УЭЦН при незаполненных трубах.
Таблица 7.30
Время появления подачи, мин.
ЭЦН-20 ЭЦН-50 ЭЦН-80 ЭЦН-125
Статический
уровень,
метры
НКТ
2”
НКТ
2,5”
НКТ
2”
НКТ
2,5”
НКТ
2”
НКТ
2,5”
НКТ
2”
НКТ
2,5”
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 1 2 0,6 0,8 0,3 0,4 0,2 0,3
20 2 3 1,1 1,7 0,6 0,8 0,4 0,5
30 3 5 1,7 2,5 0,9 1,3 0,5 0,8
40 4 7 2 3 1 2 0,7 1
50 6 8 3 4 1,4 2 0,9 1,3
100 12 16 6 8 3 4 1,7 2,6
150 17 25 8 13 4 6 2,6 3,9
200 22 33 11 17 6 8 3,4 5,1
250 28 42 14 21 7 10 4,3 6,4
300 33 50 17 25 8 13 5,1 7,7
350 39 58 19 29 10 15 6 9
400 44 67 22 33 11 17 7 10
450 50 75 25 38 13 19 8 12
500 55 84 28 42 14 21 9 13
550 62 92 31 46 15 23 10 14
600 67 100 33 50 17 25 10,4 15,4
650 72 108 36 54 18 27 11 17
700 78 118 39 59 20 29 12 18
Время отключения УЭЦН на 30мин, для охлаждение ПЭД
Таблица 7.31
ЭЦН 20 ЭЦН 50-80 ЭЦН 125 и выше
Через 2 часа Через 1 час Без отключения
Периодичность замеров динамического уровня
Таблица 7.32
ЭЦН 20-80 ЭЦН 125 ЭЦН 250 ЭЦН 360 и выше
2 часа 30 мин 20 мин 15 мин
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
363
Глубина откачки динамического уровня
Таблица 7.33
Номинальный напор УЭЦН, м. 1700 1550 1400 1200 1000 800
Предельно допустимая глубина
откачки динамического уровня, м.
1300 1200 1100 950 800 700
Длительность итогового замера Q
ж
Таблица 7.34
До 60 м
3
/сут От 60-125 м
3
/сут >125 м
3
/сут
2 часа 1 час 0,5 часа
Необходимые рекомендации и предложения
в начальный период при полной скважине исправный насос
способен развивать подачу, в полтора раза превышающую свой номинал;
если подача появилась позже расчетного времени, указанного в
таблицы 7.30, можно предположить обратное вращение ПЭД,
негерметичность НКТ, засорение ступеней насоса или другую
неисправность;
в момент запуска по первому статическому уровню и первому
динамическому можно определить производительность насоса;
время вывода скважины на режим определяется для каждой
скважины индивидуально;
предлагаемая периодичность замеров динамического уровня
(таблица 7.32), не означает что, необходимо в течение, суток постоянно
быть на скважине, периодичность распространяется только на первый
цикл откачки, дальнейшая периодичность замеров определяется исходя из
темпа отбора;
глубины максимальной откачки (таблица 7.33) – не является
обязательными, всегда необходимо ориентироваться на приток в
скважину и дебит насоса, (дебит насоса и приток жидкости в скважину
должен быть не менее 50% производительности насоса);
необходимость отключения установки на охлаждения (приток),
существует постоянно, до тех пор, пока приток из пласта не появится, и
будет не менее 50% производительности насоса;
при выводе на режим низкодебитных скважин допускается
применение ячеек АПВ, программа работы подбирается индивидуально
исходя из темпа отбора жидкости и производительности погружного
насоса;
при выводе скважин на режим, во всех случаях, важное значение
имеет дебит насоса «Q
ж
», так как это позволяет своевременно заметить
снижение подачи, возникающее вскоре после запуска, из-за засорения
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
364
насоса, негерметичности обратного клапана устьевой арматуры и других
причин;
в случае невыхода скважины на оптимальный режим, после 3-х
циклов откачки, необходимо снять кривую восстановления уровня «КВУ»
и определить режим работы скважины, (циклом откачки считается отбор
скважинной жидкости до максимально допустимой величины
динамического уровня);
штуцирование скважины разрешается только после третьего
цикла откачки. Не допускается снижать подачу более чем на 50% от
номинальной величины;
в случаях, когда глубина спуска насоса, существенно отличается
от глубины скважины, (например: скважина имеет большую кривизну,
заканчивается горизонтальным окончанием, имеет второй ствол или
сужение эксплуатационной колонны), кривая восстановления уровня
«КВУ» снимается как минимум после откачки 1,5 объемов скважины;
штуцирование скважин с горизонтальным окончанием и.т.д. -
разрешается только после откачки 1,5 объема скважины. Не допускается
снижать подачу более чем на 50% от номинальной величины;
при снятии кривой восстановления уровня «КВУ» на скважинах с
горизонтальным окончанием ствола – для получения полной информации
по пласту, необходимо дожидаться полного восстановления статического
уровня;
в случае перевода скважины на периодический режим, спустя
месяц работы в данном режиме, необходимо снять «КВУ», с предельно
допустимого уровня, с целью пересмотра режима работы скважины;
сдача скважины в работу цеху должна происходить через пять
суток, либо с режимным уровнем и дебитом при постоянной работе
насоса, либо после «КВУ» и с определенным режимом работы.
при снижении притока в скважине или несоответствие
глубинного насоса фактическому притоку, возможно применение
частотного преобразователя, «ЧПС»;
частотный преобразователь увеличивает рабочий диапазон насоса
по дебиту и по напору;
при выводе на режим скважин, частотным преобразователем,
возможно применение методов, увеличение напора за счет увеличения
частоты и снижение отбора за счет штуцирования, т.е., увеличение напора
установки приведет к возможности большего снижения динамического
уровня, а мы знаем, что, приток в скважине при большем снижении
динамического уровня, больше, а штуцирование, снизит
производительность насоса;
положительным моментом при низком снижении динамического
уровня является то, что большая депрессия на пласт дает больший приток,
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
365
но при этом необходимо учесть, что возможен прорыв воды или газа к
забою скважины;
изменение режима работы ШГН, возможно:
- сменой длины хода станка-качалки (СК);
- сменой диаметра шкива редуктора;
- сменой двигателя на малооборотистый и обратно;
- применение частотного преобразователя (ЧПС).
при подборе глубинного насоса необходимо учитывать:
- эффект газовой шапки «газлифтный эффект», когда
дополнительно, перфорирована газоносная часть пласта и приток в
скважину происходит за счет поступления газа к забою скважины,
(например: после перфорации, скважина начинает фонтанировать, а при
переводе на насос скважина не работает);
- при фонтанировании газ поднимает шапку нефти, при этом
обводненность резко снижена и, как правило, дебит, замеренный по ГЗУ
всегда больше фактического;
- что, рабочий диапазон установки одной производительности, но с
большим напором, всегда больше, т.е. больше возможности вывести
скважину на режим путем штуцирования;
- не только работу ЭЦН, возможности ЭЦН, но и потенциал пласта,
т.е. работа глубинного насоса должна дополнять работу пласта;
- что динамический уровень при предыдущей работе насоса, не
всегда верный, может быть пена, также необходимо учесть динамический
уровень по вертикали;
- не только наличие оборудования на складе а и работоспособность
данного оборудования в скважине;
запуск скважины после ГРП необходимо проводить в первые два
часа, с остановкой на охлаждение (для определения, появления или
отсутствия притока). Дальнейший вывод необходимо проводить на
штуцере, изначально, с момента запуска, (щадящий вывод на режим).
- способствует созданию более мягкой депрессии на пласт, что
позволит избежать, выноса пропанта в скважину, т.е. интервал пласта не
будет пересыпан, пропант не будет попадать в насос, что в свою очередь,
снизит износ рабочих органов насоса и его заклинивание.
- способствует снижению опасности выноса воды в скважину,
(возможность выноса воды в скважину при выводе на режим велика, так
как сильно высокие депрессии приводят к этому, обратного процесса не
произойдет).
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
366
Ответственность:
контроль, за выводом скважин на оптимальный режим в течение
первых трех циклов откачки, должен осуществлять оператор по
исследованию скважин, под контролем технологической службы
ЦНИПРа;
ответственность, за вывод скважины на оптимальный режим
должна нести технологическая служба ЦНИПРа, (если это не связанно с
неисправностью наземного оборудования и электрооборудования);
Основания:
вывод скважин на оптимальный режим работы, входит в
служебные обязанности оператора по исследованию скважин;
в процессе запуска и вывода скважины на оптимальный режим
глубинное оборудование (насос), работает при режимах, которые не
являются оптимальными, т.е. постоянно допускаются критические
динамические уровни, работа насоса с дебитом меньшим,
минимальнодопустимого, частые отключения насоса по срабатыванию
защит. В этот период в большинстве своем и начинается процесс выхода
из строя электрооборудования насоса, износ рабочих органов насоса, что
в последствии приводит к отказу;
подбор оптимального подземного оборудования (насоса) входит в
служебные обязанности технологической службы ЦНИПРа;
соответствие подземного оборудования (насоса), притоку
скважины, является важным фактором дальнейшей работы насоса и
некачественный его подбор создает проблемы при его работе, а в
большинстве случаев к его преждевременному выходу из строя;
вывод скважины на режим это сложный технологический
процесс, проводить который, должен специалист в своей области, данным
специалистом может быть только работник ЦНИПРа.
Вывод:
Данные предложения могут повысить ответственность операторов
и технологов ЦНИПР при выполнении своих обязанностей и могут
привести к снижению количества отказов и соответственно к увеличению
наработки на отказ.
В данном случае в ОАО «СНГ» за вывод скважины на
оптимальный режим отвечает ведущий технолог цеха – человек, который
непосредственно не занимается этим делом. Контроль, за работой
скважины на данном этапе проводят различные специалисты, включая
технологов, операторов по добыче нефти, электриков ЭПУ и операторов
ЦНИПРа, все в одно время. У каждого из них свои приборы и
оборудования, исправность приборов оставляет желать лучшего, в
большинстве своем они не оттарированы, т.е. динамические уровня,
отбитые разными приборами, в одно время, не соответствуют друг другу.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
367
В связи, с вышеизложенным, можно сделать, следующие
выводы:
специалисты, осуществляющие контроль, за выводом скважин на
режим за проделанную работу не отвечают, соответственно могут
невыполнять, (исключая оператора ЦНИПР);
специалисты, осуществляющие контроль, за выводом скважин на
режим не имеют соответствующей профессии и являются
некомпетентными в данной области, (исключая оператора ЦНИПР);
специалисты, осуществляющие контроль, за выводом скважин на
режим не сдают экзамены по безопасным приемам работы при
исследовании скважин, (исключая оператора ЦНИПР);
операторы ЦНИПРа в свою очередь, не подчиняются ведущему
технологу цеха добычи и соответственно могут не выполнять его
указаний;
Общий вывод:
В ОАО «СНГ» вывод скважин на режим осуществляют «масса»
специалистов и рабочих, не имеющих соответствующей квалификации,
т.е. за вывод скважин в режим никто не отвечает.
7.17 Табличные данные необходимые для расчетов
Физические свойства нефти, газа и воды
Таблица 7.35
Параметр
АВ
1
1-2
«рябчик»
АВ
1
1-2
«дельта»
АВ
1
3
АВ
2-3
АВ
4-5
БВ
8
1-3
БВ
10
ЮВ
1
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Плотность нефти
в пластовых
условиях, т/м
3
0,781 0,766 0,767 0,757 0,771 0,746 0,742 0,78
Плотность нефти
в поверхностных
условиях, т/м
3
0,846 0,846 0,841 0,843 0,849 0,841 0,846 0,837
Плотность воды
в пластовых
условиях, т/м
3
1,014 1,014 1,014 - 1,016 1,018 - 1,020
Плотность воды
в поверхностных
условиях, т/м
3
1,014 1,014 1,008 - 1,009 1,009 - 0,997
Плотность газа в
пластовых
условиях, кг/м
3
1,239 1,239 1,239 1,27 1,275 1,5 - 1,007
Вязкость
пластовой нефти,
мПа×с
1,67 1,42 1,48 1,56 2,15 1,219 1,23 1,151
Вязкость
поверхностной
нефти, мПа×с
1,3 1,3 1,61 1,55 2,39 1,13-1,21
- 0,93
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
368
Продолжение таблицы 7.35
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Вязкость воды в
пластовых
условиях, μ,
мПа×с
0,51 0,51 0,51 - 0,51 0,44 - 0,40
Вязкость воды в
поверхностных
условиях, μ,
мПа×с
1,14 1,14 1,254 1,234 1,208
1,267-
1,284
- 1,206
Вязкость газа, в
поверхностных
условиях μ, мПа×с
1,012 1,012 1,012 1,016 1,016 1,016 - 1,023
Объемный
коэффициент
нефти b доли ед.
1,179 1,228 1,262 1,244 1,19 1,273 1,27 1,191
Объемный
коэффициент
нефти b при
условиях
сепарации, доли
ед.
1,154 1,177 1,185 1,19 1,152 1,219 1,23 1,151
Объемный
коэффициент b,
воды
доли ед.
1,01 1,01 1,01 - 1,01 1,02 - 1,03
Коэффициент
сжимаемости,
1/атм
3,8×10 3,8×10 3,8×10
4,3×10
4,1×10
4,01×10
4,12×10
4.02×10
Газовый фактор,
м
3
/м
3
60 60 60 61 60 71-72 - 84
Давление
насыщения, МПа
9,7 9,7 11,3 10,8 13,4 10,5-10,8
- 11,2
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
369
Параметры труб
Таблица 7.36
Объем 1 погонного метра кольцевого пр-ва (литры)
Диаметр НКТ Диаметр колонн
Услов.
диам., мм.
(“)
Наруж.
диам.,
мм
Толщ.
стенки,
мм
Внутр.
диам.,
мм
Внутр.
объем
1м.,
литры
Площ.
сеч. по
внутр.
диам.,
см
2
Площ.
сеч. по
наруж.
диам.,
см
2
48 60 73 89 102 114 146 168
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
НКТ гладкие ГОСТ 633-63 (80)
48 (1,5) 48,3 4 40,3 1,27 12,75 18,3
60 (2) 60,3 5 50,3 1,99 19,86 28,5
73 (2,5) 73 5,5 62 3,02 30,18 41,8 1,18
73 (2,5) 73 7 59 2,73 27,33 41,8 0,89
89 (3) 88,9 6,5 75,9 4,52 45,22 62,0 2,7
102 (3,5) 101,6 6,5 88,6 6,16 61,62 81,0 4,31 3,29
114 (4) 114,3 7 100,3 7,90 78,97 102,6 6,09 5 3,75
Обсадные трубы ГОСТ 632-64 (80)
114 (4) 114,3 6 102,3 8,22 82,2 102,6 6,4 5,38 4,65
114 (4) 114,3 7 100,3 7,90 79,0 102,6 6,09 5,07 3,75
114 (4) 114,3 8 98,3 7,59 75,9 102,6 5,74 4,72 3,4
127 (4,75) 127 6 115 10,38 103,8 126,6 8,54 7,52 6,2 4,18
127 (4,75) 127 7 113 10,02 100,2 126,6 8,26 7,17 5,92 3,9
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
370
Продолжение таблицы 7.36
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
127 (4,75) 127 8 111 9,67 96,7 126,6 7,81 6,79 5,47 3,45
127 (4,75) 127 9 109 9,33 93,3 126,6 7,48 6,46 5,14 3,12
140 (5 1/8) 139,7 6 127,7 12,80 128,0 153,2 10,96 9,94 8,62 6,6
140 (5 1/8) 139,7 7 125,7 12,40 124,0 153,2 10,56 9,54 8,22 6,2
140 (5 1/8) 139,7 8 123,7 12,01 120,1 153,2 10,16 9,14 7,82 5,8
140 (5 1/8) 139,7 9 121,7 11,63 116,3 153,2 9,76 8,74 7,42 5,4
140 (5 1/8) 139,7 10 119,7 11,25 112,5 153,2 9,36 8,34 7,02 5
140 (5 1/8) 139,7 11 117,7 10,87 108,7 153,2 8,86 7,84 6,42 4,5
146 (5 3/4) 146 6,5 133 13,89 138,9 167,3 11,96 10,94 9,62 7,6 5,7
146 (5 3/4) 146 7 132 13,68 136,8 167,3 11,76 10,72 9,42 7,47 5,58
146 (5 3/4) 146 8 130 13,27 132,7 167,3 11,36 10,34 9,02 7 5,1
146 (5 3/4) 146 9 128 12,86 128,6 167,3 11,06 10,04 8,72 6,7 4,8
146 (5 3/4) 146 10 126 12,46 124,6 167,3 10,66 9,64 8,32 6,3 4,4
146 (5 3/4) 146 11 124 12,07 120,7 167,3 10,26 9,24 7,92 5,9 4
168 (6 3/8) 168,3 6,5 155,3 18,93 189,3 222,4 17,16 16,14 14,82 12,8 10,9 8,7
168 (6 3/8) 168,3 7 154,3 18,69 186,9 222,4 16,76 16,74 14,42 12,4 10,5 8,3
168 (6 3/8) 168,3 8 152,3 18,21 182,1 222,4 16,36 15,34 14 11,93 10,04 7,88