Определить количество воды нагнетаемой в пласт

1. Расчет количества воды, нагнетаемой в пласт.
Для ППД в залежи на одном уровне объем закачиваемой в пласт воды должен быть не менее объема извлекаемой из пласта жидкости и газа. При расчете объема воды необходимой для закачки, учитывают объем, перетекающий в законтурную часть пласта, где требуется не только поддержать, но и повысить пластовое давление.
Необходимое количество закачиваемой воды определяется по формуле:
VB= K(Qнпл + Vгпл + Qв), м3/сут
где К – коэффициент избытка (К = 1,1 – 1,3), Qнпл – объем добываемой из залежи нефти, приведенной к пластовым условиям, м3/сут, Vгпл – объем свободного газа в пласте, приведенный к пластовым условиям, м3/сут,Qв – объем добываемой из залежи воды, м3/сут.
Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем:
где Qн – суточная добыча нефти из пласта, bн – объемный коэффициент нефти, н – плотность нефти.
QНПЛ=176*1,31870=0,265 м3/сут
Объем свободного газа, приведенный к атмосферным условиям:
где Vг – суточная добыча газа из пласта, – коэффициент растворимости газа в нефти м3/м3 МПа, Рпл – пластовое давление Па, н – плотность нефти.
VСВГ=4350-5,9*20*176870=4326,13 м3/сут
Отрицательное число означает, что в пласте нет газа, в дальнейших расчетах это число не учитывается.
Объем свободного газа при пластовых условиях:
где Р0 – атмосферное давление, Т0 – абсолютная температура, Т0 = 273 К,Z – коэффициент сжимаемости газа, Рпл – пластовое давление, Рпл = 16,4106 Тпл – пластовая температура, Тпл = 311 К.
VГПЛ=0,87*4326,13*0,1*31120*273=21,44 м3/сут
Суточная добыча в пластовых условиях составит:
Vв = K(Qнпл + Vгпл + Qв), м3/сут
где К – коэффициент избытка (К = 1,1 – 1,3), принимаем К = 1,3.
Vв=1,3*0,265+21,44+250=353,22 м3/сут
2. Определяем приемистость скважин.
Средняя приемистость нагнетательных скважин определяется по формуле:
где k – проницаемость пласта для воды, м2, h – эффективная мощность пласта, м, Р – перепад давления на забое, МПа, – коэффициент гидродинамического совершенства скважины, – вязкость воды, мПас, R – половина расстояния между нагнетательными скважинами, м, rс – радиус скважины, м.
q=2*3,14*0,16*9*2,7*0,811,03*ln⁡(84500)=10,76 м3/сут
3. Определяем число нагнетательных скважин.
, шт
n=353,2210,76=32,8≈33 шт.
4. Выполняем расчет потерь давления при заводнении.
4.1. Определяем гидравлические потери напора жидкости.
, МПа
где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений, ρв – плотность воды, принимается ρв = 1000 кг/м3, L – длина трубопровода, L = 500 м, dвн – внутренний диаметр трубопровода, υ – скорость движения воды.
4.1.1. Для определения потери напора необходимо определить λ коэффициент гидравлического сопротивления, который зависит от числа Рейнольдса. Число Рейнольдса – это отношение сил инерции к силам вязкости жидкости. При ламинарном течении жидкости (Rе ≤ 1530) коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса, а при турбулентном течении (Rе ≥ 1530) нет.
Определяем число Рейнольдса
Re =
где – кинематическая вязкость воды, м2/с.
Re=0,00103*1000,00103=100
4.2. Определяем кинематическую вязкость воды
v=1,031000=0,00103
4.3 . Определяем внутренний диаметр трубопровода
dвн = d – 2 · δ, м
где δ = 7мм (толщина стенки трубопровода).
dвн=114-2*7=100 м
Число Рейнольдса меньше 1530, следовательно, режим движения ламинарный, поэтому находим коэффициент гидравлического сопротивления по формуле:
λ=64Re
λ=64100=0,64
4.4. Определяем скорость движения воды
м/с
v=10,760,785*1002*86400=0,00000001586 м/с
По полученным исходным данным определяем гидравлические потери напора жидкости в трубопроводе
МПа
Pтр=0,64*1000*500*0,0000000158622*100*106=0,4*10-18 МПа
Определяем общие потери давления:
Ртр = n ·Ртр , МПа
Ртр=33*0,4*10-18=13,2*10-18
5. Определяем расход воды, приходящейся на одну скважину
Qскв = м3/сут
Qскв=353,2233=10,7 м3/сут
Контрольные вопросы и задания
Какие требования предъявляются к закачиваемой в пласт воде? От чего зависит выбор и расположение нагнетательных скважин?
Ответ.
Линию расположения нагнетательных скважин определяют в основном по технологическим и геологическим характеристикам. Задача заключается в подборе такой схемы расположения нагнетательных скважин, при которой обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.
Один из основных методов обеспечения эффективной связи между зонами нагнетания и отбора – максимальное приближение линии нагнетания или отдельных нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. Однако такое приближение может привести к нарушению равномерности продвижения контура нефтеносности.
При законтурном заводнении линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как:
степень разведанности залежи – степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но также от угла падения продуктивного пласта и его постоянства,
предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами,
расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.
Чем лучше степень разведанности, тем достовернее определено местоположение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта. Чем больше расстояние между внутренним и внешним контурами нефтеносности, тем большие расстояния можно установить между нагнетательными скважинами, так как при удалении зоны эксплуатации от зоны нагнетания в меньшей степени будет проявляться взаимодействие отдельных нагнетательных и добывающих скважин, оно будет сказываться в виде взаимодействия линий нагнетания и отбора