Як видно з таблиці 2.11, критерій ефективності застосування гарячої води для витіснення нафти не виконується, при цьому запаси нафти, які втрачаються при закачуванні холодної води:; кількість видобутої нафти, яке спалюють для приготування гарячої води:
. (16)
. Закачування гарячої води почалася в 2003 р, в травні 2010 р було здійснено повний перехід на закачування гарячої води, і припинена закачування гарячої води в 2010 р Таким чином, не були виконані проектні терміни переведення родовища на закачування гарячої води.
. Оцінка додаткового видобутку нафти склала 16057 тис. Т., Що складає близько 3,5% від видобутих запасів нафти родовища.
3. Результати розрахунків показують, що температура води на вибоях нагнітальних свердловин повинна становити від + 81-90 о С, отже, на гирлі близько 100 о С (запроектовані водонагрівальні установки розраховані на 100 о С) і вироблялася закачування недостатньо підігрітої води - закачувалася переважно гаряча вода з температурою на викиді печей + 55-70 о С, температура на гирлах свердловин коливалася від +40 до +58 о С, температура на вибої нагнітальних свердловин + 51-56 о С.
. Розрахунками встановлено, що запаси нафти, які втрачаються при закачуванні холодної води складають по горизонтах: 13 - 3,53%, 14 - 3,18%, 15 - 2,03% , 16 - 0,65%, 17 - 4,97%. Кількість видобутої нафти або її еквівалент, яке спалюють для приготування гарячої води складає по горизонтах: 13 - 5,84%, 14 - 5,49%, 15 - 5,52%, 16 - 5,59%, 17 - 5,71%.
За відмови від застосування закачування гарячої води збільшується сумарний відбір вуглеводнів на 1-3,5%, додатково посилюється значною економією витрат на будівництво додаткових і ремонт існуючих печей для нагріву води, а також значним зменшенням технологічних та економічних втрат через корозію відвідав, оскільки при холодній воді в порівнянні з гарячою інтенсивність корозії зменшується в 2-4 рази.
Розрахунок ступеня сухості пара і площі прогрітій частині по родовищу Узень при нагнітанні пара
Таблиця 2.12 - Вихідні дані для розрахунку по родовищу Узень
1Глубіна скважіниH1150м2Діаметр свердловини, МD c 0,1683м3Темп нагнітання параq n 500т/сут4Степень сухості пара на устьеX y 0,85Температура Парато п 250 0 С6Средняя початкова температура в скважінеТ ср 15 0 С7Скритая теплота парообразованіяr n 1750кДж/кг8Теплопроводность оточуючих свердловину порід? ? п 8,1Вт/(м-К) 9Температуропроводность оточуючих свердловину порід оп 2,89 · 10 - 6 м 2/с10Теплоемкость гарячої водис в 4,2кДж/(кг-К) 11Толщіна пласта h 45м12Коеффіціент охоплення пласта процесом по товщині? 2 0,813Плотность пласта і оточуючих його порід 2600кг/м 3 14Теплоемкость пласта і оточуючих його породс п 0,85кДж/(кг-К)
Потрібно визначити ступінь сухості пара на вибої нагнітальної свердловини через 1 рік (365 днів=3,154 10 липня сек) після початку закачування і площа нагрітої частини пласта. Визначимо ступінь сухості пара на вибої нагнітальної свердловини за формулою:
; (2.1)
де:; (2.2)
; (2.3)
X3 - ступінь сухості пара на вибої нагнітальної свердловини через час t
Тоді; (2.4)
(2.5)
Підставивши в формулу (2.1) обчислені значення, отримаємо
(2.6)
Площа прогрітій частині пласта визначимо за формулою Маркса-Лангенхейма
; (2.7)
де: q Т - темп подачі тепла в пласт, кДж/с;
еrfс - стандартне позначення інтеграла ймовірності помилок;
; (2.8)
; (2.9)
У методиці Маркса-Лангенхейма використовували такі припущення:
1. Теплопровідність пласта в напрямку, паралельному напластованию, дорівнює нулю, а в перпендикулярному - нескінченності.
2. Теплопровідність навколишніх порід перпендикулярно до пласту дорівнює реальної теплопровідності порід, а паралельно пласту - нулю.
Підставляючи значення, маємо
(2.10)
; (2.11)
;
erfc (0.053)=0.112; (2.12)
(2.13)
Розрахунок з використанням комп'ютерних програм
Розрахунок із застосуванням Excel періодd (t) lnd (t)/dcXзднісекунди 3653153600038,1865,420,5495571831581120027,035,0790,53274390777600018,964,720,51241530259200010,9484,1750,474874108640006,323,6250,42554518640022,4750,251556
Залежність ступеня сухості пара від періоду
Як видно з розрахунків, застосування пар...
