жений був варіант - 500 м 2.
У ВКР наводиться розрахунок паротеплового обробки свердловини (ПТО). Цей метод найбільш ефективний при майданному нагнітанні пара в пласт і, потім проштовхуванням парової облямівки холодною водою. У результаті обробки свердловини поліпшуються колекторські властивості привибійної зони пласта. ПТО свердловин на родовищі «Катангли» проводиться за допомогою пересувних парогенераторним установок (ППУ).
Малюнок 7 - Схема пересувний парогенераторної установки (ППУ)
Розрахунок процесів нагнітання гарячого теплоносія при обробці привибійної зони пласта.
Методика розрахунку нагнітання гарячого теплоносія при обробці ПЗС:
Питома витрата сухої пари:
, (1)
Кількість парогенераторів:
шт. (2)
Щільність вологого насиченого пара
(3)
Коефіцієнт, що характеризує питому ентальпію пласта
(4)
Тривалість нагнітання пари tп в свердловину знаходимо з номограми по розрахованим q`п, j, r
Рисунок 8 - Номограма тривалості нагнітання пари t п в свердловину t п=7,2 сут.
Тривалість витримки (конденсації пари)
, ч (5)
Коефіцієнт k=знаходимо за графіком, по числовим значенням і.
Рисунок 9 - Графік визначення коефіцієнт k к=1,75
Середній дебіт рідини після паротеплового обробки
Qср=k? q0, (6)
Тривалість роботи свердловини на підвищеному дебіте, отриманому в результаті обробки свердловини
сут. (7)
; (8)
сут. (9)
Отже, отримуємо середнє значення:
сут. (10)
Ефективність паротеплового обробки
м3 (11)
Таблиця 9 - Вихідні дані [1, 2, 4]
НаіменованіеОбозначеніеЗначеніеРадіус прогрітій зони, МR t 10Радіус свердловини, МR c 0,1Радіус контуру харчування, МR е 70Пластовая температура, ° Сt пл 6,9Пластовое тиск, МПа r пл 2,8Толщіна пласта, мh24,4Порістость пласта , дол.ед.m0,31Проізводітельность установки по пару, кг/чq п 9000Дебіт рідини до обробки, м 3/сутq 0 2Проізводітельность парогенератора, кг/чq пг 3000Плотность пари, кг/м 3 r сп 25,64Температура конденсації вод. пари при початковому пластовому тиску, ° Сt до 250,3Теплота пароутворення, кДж/кгr1712Допустімая температура, при якій експлуатація може проводиться на підвищеному дебіте, ° Сt н 54Плотность водяного конденсату на вибої, кг/м 3 r B 1000Плотность скелета пласта, кг/м 3 r ск 2500Остаточная водонасиченому в паровій зоні, дол.едS B 0,17Коеффіціент теплопровідності колектора -песчаніка, Вт/м ° С l 2,5Коеффіціент теплопровідності навколишніх порід, Вт/м ° С l 0 2,9Об'емная теплоємність скелета пласта, кДж/ м 3 ° Сс` ск 1970Об'емная теплоємність насиченого пласта кДж/м 3 ° С з` п 2500Об'емная теплоємність навколишніх порід кДж/м 3 ° С з` 0 1900Об'емная теплоємність водяного конденсату кДж/м 3 ° С з` в 4190Степень сухості пара, дол.едX0,8Об'емная теплоємність пластової рідини кДж/м 3 ° С з` ж 3360Температура нагнітання, ° С t п 324Давленіе нагнітання, МПа7Р п
Застосувавши до даної методики вихідні дані з таблиці 11, проведемо розрахунок нагнітання гарячого теплоносія (пара) з метою прогріву привибійної зони свердловини:
Питома витрата сухої пари
, (12)
Кількість парогенераторів
шт. (13)
Щільність вологого насиченого пара
(14)
Коефіцієнт, що характеризує питому ентальпію пласта
(15)
Тривалість нагнітання пари tп в свердловину знаходимо з номограми по розрахованим q`п, j, rt.
t п=7,5 сут. (16)
Тривалість витримки (конденсації пари)
ч (17)
Рисунок 10 - Номограма для визначення тривалості нагнітання пари
Коефіцієнт k=знаходимо за графіком, по числовим значенням
(18)
(19)
к=2,15 (20)
Середній дебіт рідини після паротеплового обробки
qср=k? q0=2,15? 2=4,3 (21)
Малюнок 11 Номограма для визначення середнього дебіту свердловини після паротеплового обробки
Тривалість роботи свердловини на підвищеному дебіте, отриманому в результаті обробки свердловини
сут. (22)
(23)
cут. (24)
Отже, отриму...
