Коэффициент гидравлического сопротивления
(2.3)
где Re – параметр Рейнольдса;

λ – коэффициент гидравлического сопротивления.

Находим допустимое давление на устье нагнетательной скважины
(2.4)
где d_нар. – наружный диаметр НКТ, м;

d_внут. – внутренний диаметр НКТ, м;

σ_стр. – предел текучести материала труб.ы, Н/м;

К – коэффициент запаса;

Р_пл – пластовое давление, МПа;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

ρ – плотность композиции, кг / м ³ ;

h – потери напора по длине, м. вод. ст.;

Н – глубина скважины, м.

Давление закачки
Р_зак = Р_уст – ρ · g · (h + Н), (2.5)
где Р_зак. – давление закачки, МПа;

Р_уст. − давление на устье, МПа;

ρ – плотность композиции, кг / м ³;

Н – глубина скважины, м ;

h – потери напора по длине, м. вод. ст.
Для осуществления расчета параметров закачки будем руководствоваться исходными данными таблицы 2.8.

Таблица 2.8 – Исходные данные по скважине № 9

Наименование	Обозначение	Единица физической величины	Коли-чество
Глубина скважины	Н	м	1333,000
Диаметр НКТ	–	–	–
наружный	dнар.	м	0,073
внутренний	dвнут.	м	0,062
Средняя скорость закачки	vср зак.	л/сек	10,000
Средняя плотность композиции	ρ	кг/м³	1150,000
Предел текучести материала трубы	σстр.	МПа	280,000

Произведем расчет давления закачки ЩПР.

Критерий Рейнольдса определяется по формуле (2.2). Подача насосного агрегата 10 л/с. Скорость нисходящего потока находим из таблицы справочного пособия [11]. Скорость нисходящего потока – 3,31 м/с.
(2.6)
Режим течения жидкости турбулентный так как Re

---

^крат = 3420.

Следовательно, коэффициент гидравлического сопротивления рассчитываем по формуле (2.3)
(2.7)
Далее по формуле (2.1) рассчитываем потери напора по длине
мм. вод. ст. (2.8)
Допустимое давление на устье скважины по формуле (2.4)
(2.9)
Давление закачки композиции по формуле (2.5)
Р_зак = Р_уст – ρ · g · (h + Н) = 14,6 МПа. (2.10)
Расчетное давление применяется в зависимости от диаметра сменной втулки и изменения давления на выкидной линии насоса.

Результаты расчета основных параметров закачки композиции щелочно-полимерного раствора представлены в таблице 2.9.
Таблица 2.9 – Результаты расчета основных параметров закачки

Наименование параметра	Единица измерения	Абсолютное значение
Коэффициент гидравлического сопротивления	доли ед.	0,041
Потери напора	мм вод. ст.	148,860
Допустимое давление на устье скважины	МПа	27,940
Давление закачки композиции	МПа	14,600

3 ОЦЕНКА И АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ЗАКАЧКИ ЩЕЛОЧНО-ПОЛИМЕРНОГО РАСТВОРА НА НАРАТОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
3.1 Оценка эффективности применения метода реагента по гидродинамическим методам исследований

Для оценки эффективности обработки нагнетательных скважин щелочно-полимерным раствором можно судить по данным геофизических исследований.

При помощи исследований глубинным расходометром видно как изменяется приемистость скважины и интервалы приемистости до и после обработки скважин. Ниже приводятся результаты исследований по выбранным очагам воздействия.

1) I очаг воздействия. Скважина № 9 (исходные данные в таблице 2.6). Приведены данные исследований за 1997 и 2005 год (рисунок 3.1).

До обработок скважин раствором приемистость жидкости при закачке отмечалась в интервале 1253,5 – 1254,25 метров (рисунок 3.1).

После обработки скважины ЩПР приемистость жидкости при закачке отмечалась в интервале 1253,5 – 1254,25 метров в интервале 1252,5 – 1253,25 метров (рисунок 3.1).

---

В работу дополнительно включился участок пласта толщиной 0,75 метров не участвующий ранее в процессе фильтрации. Объясняется это тем, что после обработки ЩПР данный эффект произошел за счет выпадения осадка в высокопроницаемых пропластках и снижения их проницаемости.

Минерализованная вода, закачиваемая с КНС встретив сопротивление в вышележащих пропластках, направляется в нижнюю часть пласта, которая после обработки ЩПР обладает сравнительно большой проницаемостью, чем верхняя часть.

Сравнительно высокое содержание нефти в нижней части пласта, так как закачиваемая до ЩПВ вода промывала верхние пропластки. За счет вовлечения в разработку неработающих ранее пропластков происходит прирост нефтеизвлечения.


Скважина № 9 после обработки ЩПР

Скважина №9 до обработки ЩПР
Рисунок 3.1 – Изменение профиля приемистости скважины № 9 до и после закачки щелочно–полимерного раствора

2) II очаг воздействия, скважина № 27 (исходные данные в таблице 2.6).

Приведены данные исследований за 1997 и 2005 год (рисунок 3.2).

По данным исследования до обработки ЩПР приемистость жидкости при закачке отмечалась в интервале 1296,5 – 1298 м (рисунок 3.2).

После обработки приемистость жидкости при закачке отмечалась в интервале 1296,5 – 1298,75 м (рисунок 3.2).

Из рисунка видно, что в разработку дополнительно включился участок пласта толщиной 0,75 м, не участвующий ранее в процессе фильтрации.

3) III очаг воздействия. Скважина №176 (исходные данные в таблице 2.6).

Приведены данные исследований за 1997 и 2005 год (рисунок 3.3).

До обработок скважин ЩПР приемистость жидкости при закачке отмечалась в интервале 1403 – 1404 м (рисунок 3.3).

После обработки скважины ЩПР приемистость жидкости отмечалась в интервале 1402,5 – 1405,4 м (рисунок 3.3).

В разработку включился участок пласта толщиной 2,4 м.

Благодаря исследованиям глубинным расходомером можно контролировать, какие пласты вовлечены в процесс фильтрации, а какие нет. С учетом этого можно выбирать нагнетательные скважины под закачку. Можно выделить нагнетательные скважины, которые временно необходимо законсервировать, так как при многократной промывке многие прослои уже выработаны и нефть не дадут.

В некоторых нагнетательных скважинах рекомендуется увеличить давление и объемы закачки для применения направления фильтрационных потоков в пласте, для повышения нефтеизвлечения.

---

Р


Скважина № 27 до обработки ЩПР

Скважина №27 после обработки ЩПР


















исунок 3.2 – Изменение профиля приемистости скважины № 27 до и после закачки щелочно–полимерного раствора

Скважина № 176 до обработки

Скважина №176 после обработки
Рисунок 3.3 – Изменение профиля приемистости скважины № 176 до и после закачки щелочно–полимерного раствора

3.2 Определение прироста нефтеотдачи по характеристикам вытеснения

Институтом БашНИПИнефть разработана программа [12], которая позволила рассчитать технологический эффект внедрения метода увеличения нефтеотдачи ЩПВ на Наратовском нефтяном месторождении. Расчеты производились на ЭВМ в ЦНИПР НГДУ «Южарланнефть».

Данная программа позволяет оценить изменения объемов добываемой жидкости, количество воды и нефти, добываемой из скважин, изменение обводненности и нефтеотдачи.

В качестве исходных данных используется созданный файл, в который закладывается информация по каждому очагу воздействия, то есть по каждой скважине. Исходные данные представляют собой следующее:

- геолого–геофизические характеристики пласта;

- физико–химические свойства флюидов;

- данные об изменении давления;

- даты всех обработок скважины ЩПР.

Все эти параметры составляют базу данных для расчета.

Кроме того, программа определяет прирост или снижение нефтеотдачи по различным характеристикам вытеснения путем сравнения теоретической и фактической кривых вытеснения с базовым интервалом.

В качестве базового интервала сравнения берется промежуток времени предшествующий воздействию на пласт.

Теоретическая кривая вытеснения – это та прогнозируемая линия, которая характеризует процесс разработки без применения метода увеличения нефтеотдачи. В рассматриваемом случае теоретическая кривая строится следующим образом: по оси абсцисс откладывается время разработки в годах, а по оси ординат накопленная добыча нефти. Фактическая кривая

---

– это линия, характеризующая реальное наложение разработки месторождения и изменение параметров разработки после применения методов увеличения нефтеотдачи.

Фактическая кривая может отклоняться от теоретической в разные стороны, что говорит о положительном или отрицательном эффекте воздействия на пласт [13]. Прирост или снижение нефтеотдачи пластов определяется как разность значений между фактической и теоретической кривыми на рассматриваемый момент времени, в нашем случае с 1995 по 2005 год.

Согласно программе, расчет технологической эффективности применения метода ЩПВ, ведется по четырем методам получения кривых вытеснения: Камбарова Г. С., Пирвердяна А. М., Сазонова Б. Ф., БашНИПИнефть.

Выбор данных методов из их общего числа, а всего их одиннадцать, основан, прежде всего, на полученных данных исследований и опытно-промышленных испытаний, проведенных на месторождениях Башкирии.

В настоящей работе была определена технологическая эффективность ЩПВ по указанным выше методам по каждому очагу в период с 1997 года по 2005 год.

Уравнения кривых вытеснения жидкости из пласта приводятся ниже:

Уравнение Камбарова Г. С.

---

Смотрите также файлы

• 82. Мектеп математика курсында тедеулерді оыту дістемесі.docx

• Тема 3 Схемы и алгоритмы анализа ошибок, использование баз знаний 1 Классификация ошибок.docx

• Анализ бизнеса в сфере энергетики.docx

• Быт россиян в 18 веке.ppt

• Сценарий Новогодней сказки Четыре желания.docx