Расчет параметров термополимерного воздействия

Рассчитаем основные параметры термополимерного воздействия для нагнетательной скважины 1. Реагирующими будут скважины 2, 3, 4, 5, 6, 7 (рисунок 7). При термополимерном воздействии происходит перераспределение вытесняющего агента и выравнивание фронта вытеснения. При этом происходит как бы саморегулирование процесса вытеснения. Таким образом, осуществляется комплексное воздействие на пласт: снижается вязкость нефти и возрастает охват заводнением. В следствие этих эффектов будет получен прирост дебитов добывающих скважин.
Рисунок 7. Схема размещения скважин при проведении термополимерного воздействия
Исходные параметры для расчета приведены в таблицах 6 и 7.
Таблица 6 - Характеристика опытного участка нагнетательной скважины для проведения технологии термополимерного воздействия
№ п.п
Наименование показателей Размерность Числовое значение
1 Площадь участка, S м2 390150
2 Глубина скважин, Н м 856
3 Средняя эффективная толщина нефтяного пласта, h м 5,1
4 Пористость, m доли ед

. 0,13
Продолжение таблицы 6
5 Поровый объем участка, Vпп
м3 50720
6 Проницаемость, k мкм2 0,163
7 Начальная нефтенасыщенность
доли ед
0,83
8 Остаточная нефтенасыщенность, Sн
доли ед
0,4492
9 Вязкость нефти в пластовых условиях, μ мПа∙с
93,33
10 Пластовая температура, Т0 °С 22
11 Удельная теплоемкость минерального скелета пласта, Сск
Дж/кг °С 8320
12 Плотность нефти в пластовых условиях, ρн
кг/м3 902
13 Плотность воды, ρж
кг/м3 1000
14 Плотность минерального скелета, ρск
кг/м3 2500
15 Удельная теплоемкость нефти, Сн
Дж/кг °С 2500
16 Удельная теплоемкость воды, Сж
Дж/кг °С 4180
17 Среднегодовая температура на поверхности, °С 3,8
18 Теплопроводность пород, λ вт/м∙°С 2,336
19 Радиус скважины, rс м 0,25
20 Коэффициент температуропроводности, α∙10-6 м2/с 0,857
21 Начальная нефтенасыщенность, Sнач
доли ед
0,83
Для проведения операции будет использоваться порошкообразный полимер полиакриламидного типа