1. Расчет количества воды для ППД, приемистости и числа нагнетательных скважин
Определить количество рабочего агента при проведении процесса поддержания пластового давления, приемистость скважин, количество нагнетательных скважин и давление нагнетания. Данные для расчета представлены в таблице 1.
Таблица 1.
Параметры
|
Варианты
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
Добыча из пласта нефти, Qн, тыс.т/сут
|
5
|
7
|
8
|
10
|
12
|
15
|
17
|
20
|
Добыча из пласта воды, Qв, тыс.м3/сут
|
2
|
3
|
5
|
7
|
8
|
10
|
12
|
14
|
Добыча из пласта газа, Vr, тыс. м3/сут
|
90
|
100
|
200
|
300
|
400
|
500
|
600
|
700
|
Объемный коэффициент нефти, вн
|
1,11
|
1,12
|
1,15
|
1,2
|
1,17
|
1,25
|
1,16
|
1,13
|
Коэффициент растворимости газа в нефти, м3/м3 ∙МПа
|
7,8
|
7,9
|
8
|
8,1
|
8,2
|
8,3
|
8,4
|
8,5
|
Плотность нефти, ρ, кг/ м3
|
861
|
862
|
863
|
864
|
865
|
866
|
867
|
868
|
Коэффициент сжимаемости газа, Z
|
0,81
|
0,82
|
0,83
|
0,84
|
0,85
|
0,86
|
0,87
|
0,88
|
Пластовое давление, Рпл, МПа
|
7,5
|
8,5
|
9,5
|
10
|
11,5
|
12
|
12,5
|
13
|
Пластовая температура, Т0 К
|
316
|
318
|
320
|
322
|
324
|
326
|
328
|
330
|
Проницаемость пласта для воды, к, м2
|
0,4х 10-12
|
0,5х 10-12
|
0,41х 10-12
|
0,42х 10-12
|
0,43х 10-12
|
0,44х 10-12
|
0,45х 10-12
|
0,46х 10-12
|
Эффективная мощность пласта, h, м
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
3,1
|
Перепад давления на забое, ∆Р=(Рзаб-Рпл), МПа
|
4
|
4,1
|
4,2
|
4,3
|
4,4
|
4,5
|
4,6
|
4,7
|
Коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважин, φ
|
0,7
|
0,71
|
0,72
|
0,73
|
0,74
|
0,75
|
0,76
|
0,77
|
Вязкость воды, µ,мПа с
|
1
|
1
|
. 1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
Половина расстояния между нагнетательными скважинами, R, м
|
400
|
300
|
350
|
250
|
200
|
150
|
400
|
300
|
Радиус забоя скважин, гс, м
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
Стоимость нагнетательной скважины, Сскв, руб.
|
8∙106
|
8∙106
|
8∙106
|
8∙106
|
8∙106
|
8∙106
|
8∙106
|
8∙106
|
Коэффициент приемистости скважин, кп, м3/сут∙МПа
|
200
|
210
|
220
|
230
|
240
|
250
|
260
|
270
|
КПД насосных установок, η
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
Продолжительность работы нагнетательных скважин, t, лет
|
10
|
10
|
10
|
10
|
10
|
10
|
10
|
10
|
Стоимость 1кВт ч электроэнергии, Св, руб
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
Количество энергии, затрачиваемой на нагнетание 1м3 воды при повышении давления на 0,1 Мпа, W, кВт ч
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
Гидростатическое давление столба воды в скважине, Рст, МПа
|
14
|
14,5
|
14,3
|
15
|
15,5
|
16
|
16,3
|
16,5
|
Потери давления на трение при движении воды от насоса до забоя, Ртр, МПа
|
2,3
|
2,4
|
2,5
|
2,6
|
2,7
|
2,8
|
2,9
|
3
|
Продолжение Таблицы 1
Параметры
|
Варианты
|
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
Добыча из пласта нефти, Qн, тыс.т/сут
|
22
|
25
|
21
|
23
|
24
|
26
|
27
|
Добыча из пласта воды, Qв, тыс.м3/сут
|
15
|
16
|
13
|
17
|
18
|
19
|
20
|
Добыча из пласта газа, Vr, тыс. м3/сут
|
800
|
900
|
1000
|
1100
|
1200
|
1300
|
1400
|
Объемный коэффициент нефти, вн
|
1,14
|
1,15
|
1,3
|
1,16
|
1,17
|
1,18
|
1,19
|
Коэффициент растворимости газа в нефти, м3/м3 ∙МПа
|
8,6
|
8,7
|
8,05
|
8,15
|
7,95
|
8,25
|
8,55
|
Плотность нефти, ρ, кг/ м3
|
869
|
870
|
871
|
872
|
873
|
874
|
875
|
Коэффициент сжимаемости газа, Z
|
0,7
|
0,71
|
0,72
|
0,73
|
0,74
|
0,75
|
0,76
|
Пластовое давление, Рпл, МПа
|
13,5
|
14
|
14,5
|
15
|
15,5
|
16
|
16,5
|
Пластовая температура, Т0 К
|
332
|
334
|
336
|
338
|
340
|
342
|
344
|
Проницаемость пласта для воды, к, м2
|
0,47х 10-12
|
0,48х 10-12
|
0,5х 10-12
|
0,51х 10-12
|
0,52х 10-12
|
0,53х 10-12
|
0,54х 10-12
|
Эффективная мощность пласта, h, м
|
3,2
|
3,3
|
3,4
|
3,5
|
5,5
|
6,5
|
7,5
|
Перепад давления на забое, ∆Р=(Рзаб-Рпл), МПа
|
4,8
|
4,9'
|
5
|
5,1
|
5,2
|
5,3
|
5,4
|
Коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважин, φ
|
0,78
|
0,79
|
0,8
|
0,81
|
0,82
|
0,83
|
0,84
|
Вязкость воды, µ,мПа с
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
Половина расстояния между нагнетательными скважинами, R, м
|
350
|
250
|
300
|
200
|
225
|
325
|
175
|
Радиус забоя скважин, гс, м
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
Стоимость нагнетательной скважины, Сскв, руб.
|
8∙106
|
8∙106
|
8∙106
|
8∙106
|
8∙106
|
8∙106
|
8∙106
|
Коэффициент приемистости скважин, кп, м3/сут∙МПа
|
280
|
290
|
300
|
310
|
320
|
330
|
340
|
КПД насосных установок, η
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
Продолжительность работы нагнетательных скважин, t, лет
|
10
|
10
|
10
|
10
|
10
|
10
|
10
|
Стоимость 1кВт ч электроэнергии, Св, руб
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
Количество энергии, затрачиваемой на нагнетание 1м3 воды при повышении давления на 0,1 Мпа, W, кВт ч
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
Гидростатическое давление столба воды в скважине, Рст, МПа
|
17
|
17,5
|
15,2
|
15,3
|
15,4
|
15,8
|
15,9
|
Потери давления на трение при движении воды от насоса до забоя, Ртр, МПа
|
3,1
|
3,2
|
3,3
|
3,4
|
3,5
|
3,6
|
3,7
|
Методические указания к решению задачи
Для проведения процесса поддержания пластового давления необходимо, чтобы количество закачиваемого в пласт рабочего агента было не менее извлекаемого объема. Часто стремятся закачать несколько больше извлекаемого объема. Если принять коэффициент избытка К=1,2, то
Vзак=1,2V, м3
Vзак - количество закачиваемого рабочего агента, м3/сут
V- объем, извлекаемый из пласта, который представляет собой сумму объемов, извлекаемых из пласта нефти, газа и воды. Эти объемы должны быть приведены к пластовым условиям, м3.
 - объем извлекаемый из пласта нефти, приведенный к условиям пласта,м3
 - объем свободного газа в пластовых условиях, м3
 , - объем воды, м3
Объем нефти приводится к условиям пласта по формуле:
где  - количество нефти, кг/сут, замеренное на поверхности;
 - объемный коэффициент нефти;
 - плотность нефти, кг/м3;
Объем, занимаемый свободным газом в пластовых условиях, определяется формулой
Где  - коэффициент сжимаемости;
 - объем свободного газа в пласте приведенный к атмосферным условиям, м3;
 - атмосферное давление, = 0,1 · 106 Па;
 - пластовое давление, Па;
 - абсолютная температура пласта, °К;
 - абсолютная температура на поверхности 273 °К;
Объем свободного газа в пласте, приведенный к атмосферным условиям, определяется формулой:
где  - дебит газа, замеренной на поверхности, м3 ;
 - коэффициент растворимости газа в нефти, м3 /м3∙Па;
- количество нефти замеренное на поверхности, кг/ м3 ;
Для определения приемистости нагнетательных скважин составит:
(перевести м3/сут)
Где  = 3,14
 - проницаемость пласта, м ,
 - мощность пласта, м;
 - депрессия, Па;
 - коэффициент совершенства скважины;
 - вязкость воды, Па с;
 - половина расстояния между нагнетательными скважинами, м;
 - радиус скважины, м
Определение количества нагнетательных скважин получается как частное от деления общего количества нагнетаемого рабочего агента на приемистость отдельной скважины
Наивыгоднейшее давление нагнетания при законтурном заводнении может быть определено по формуле проф.Крылова А.П.
Где  - стоимость нагнетания скважин, руб.
 - КПД насосных установок;
 - коэффициент приемистости, м3/сут Па
 - продолжительность работы нагнетания скважин, сут
 - количество электроэнергии для закачивания 1 м3 воды при повышении давления на 0,1 МПа, кВт ч;
 - стоимость 1 кВт ч электроэнергии, руб.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
Основная:
1. Б.В. Покрепин, Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учебник.- Ростов-на-Дону: Феникс, 2017.
2. В.Ф. Бочарников, Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования. Том 1.- Москва: Инфра-Инженерия, 2015.
3. В.Ф. Бочарников, Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования. Том 2.- Москва: Инфра-Инженерия, 2015.
|
Скачать 0.52 Mb.