Методы увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно–Сулеевской площади
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?ери давления на гидравлические сопротивления при движении жидкости в 73-мм трубах определяются по формуле
м. вод. ст., (1)
где - коэффициент трения при движении воды в трубах;
Uh ? - скорость нисходящего потока жидкости.
Uh I = 1,048 м/с; Uh II = 1,52 м/с; Uh III = 2,32 м/с; Uh IV =3,36 м/с;
d=0,062
Подставив численные значения в формулу (1), получим потери давления на гидравлические сопротивления h1I, h1II, h1III, h1IV при работе агрегата на I, II, III, IV скоростях.
h1I = 0,035(1810/0,0621,0482/29,81) = 57,17 м.вод.ст.
h1II = 0,035(1810/0,0621,522/29,81) = 120,3 м.вод.ст.
h1III = 0,035(1810/0,0622,322/29,81) = 280,2 м. вод. ст.
h1IV = 0,035(1810/0,0623,362/29,81) = 587 м.вод.ст.
2.Потери давления на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле
h=, м.вод.ст., (2)
где - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь давления, принимаем = 1,2; ; D=0,15 м.
U = 0,276 м/с; U = 0,399 м/с ; U = 0,61 м/с; U = 0,88 м/с.
Подставив численные значения в формулу (2), получим величины h2I , h2II, h2III, h2IV при работе агрегата на I, II, III, IV скоростях.
h = 1,20,034(1810/(0,15-0,073)0,2762/29,81) = 2,81 м.вод.ст.
h = 1,20,034(1810/0,15-0,073)0,3992/29,81) = 7,67 м.вод.ст.
h = 1,20,034(1810/0,15-0,073)0,612/29,81) = 18,1 м.вод.ст.
h = 1,20,034 (1810/0,15-0,073) 0,882/29,81)=37,8 м.вод.ст.
3.Потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в кольцевом пространстве определяются по формуле К.А. Апресова
, м. вод. ст., (3)
где пористость пробки m = 0,3; F- площадь сечения эксплуатационной колонны F = 177см;f - площадь сечения кольцевого пространства скважины f =135 см; скорость свободного падения зерен U=9,5 см/с; U- скорость восходящего потока жидкости, см/с ;
h = [((1-0,3)17712)/135][2600/1000(1-9,5/27,6))-1] = 7,8 м.вод.ст.
h= [((1-0,3)17712)/135][2600/1000(1-(9,5/39,9))-1] = 10,8 м.вод.ст.
h= [((1-0,3)17712/135]2600/1000(1-9,5/61))-1] = 13,1 м.вод.ст.
h = [((1-0,3)17712/135]2600/1000(1-9,5/88))-1] = 14,6 м.вод.ст.
4.Потери напора, возникающие в шланге h и вертлюге h , составляют сумме при работе агрегата:
на скорости I - (h+h) = 4,7 м.вод.ст.
на скорости II - ( h) = 10,4 м.вод.смт.
на скорости III - (h+h) = 22 м.вод.ст.
на скорости IV - (h+h) = 31 м.вод.ст.
5. Потери давления на гидравлические сопротивления в 73-мм в нагнетательной линии от насоса до шланга. Принимаем длину этой линии l = 40 м.
h = 0,035(40/0,0621,048/29,81) =1,3 м.вод.ст.
h = 0,035(40/0,0621,52/29,81) =2,7 м.вод.ст.
h = 0,035(40/0,0622,32/29,81) = 6,2 м.вод.ст
h = 0,035/(40/0,0623,36/29,81) = 13,0 м.вод.ст.
6.Давление на выкиде насоса определяется:
пласт нефтеотдача забой скважина
, МПа, (4)
Подставив численные значения в формулу (4), получим РнI , РнII , РнIII , РнIV:
Р= 11010009,81(57,17+2,81+7,8+4,7+1,3) = 0,723 МПа
Р= 11010009,81(120,3+7,67+10,8+10,4+2,7) = 1,48 МПа
Р = 11010009,81(280,2+18,1+13,1+22+6,2) = 3,33 МПа
Р = 11010009,81(587+37,8+14,6+31+13) = 6,7 МПа
7.Давление на забое скважины определяется:
, МПа, (5)
Подставив численные значения в формулу (5) , получим Р3I , Р3II , Р3III, Р3IV:
Р = 11010009,81(1810+2,81+7,8) =17,86 МПа
Р = 11010009,81(1810+7,67+10,8) = 17,93 МПа
Р= 11010009,81(1810+18,1+13,1) = 18,06 МПа
Р = 11010009,81(1810+37,8+14,6) = 18,27 МПа
8.Мощность, необходимая для промывки , определяется по формуле
, (6)
где к.п.д. агрегата, ; Q - расход жидкости , м/с.
Q = 3,1610м/с; Q = 4,6110м/с; Q =7,0110 м/с; Q = 10,1510м/с.
N I = (0,7233,161010)/(100,65) = 1,48 кВт II = (1,484,6110)/(100,65) = 4,43 кВт III = (3,337,0110)/(1030,65) = 15,1 кВт IV = (6,710,1510)/(1030,65) = 44,42 кВт
9. Коэффициент использования максимальной мощности промывочного агрегата определяется
,%. (7)
где =110 кВт - максимальная мощность двигателя агрегата ЦА-320
К1 = (1,48/110)100% = 1,34%
К2 = (4,43/110)100% = 3,9 %
К3 = (15,1/110)100% = 40,18%
Скорость подъема определяется:
U, м/с (8)
U = 0,276-0,095 = 0,181 м/с
U = 0,399-0,095 = 0,304 м/с
U = 0,610-0,095 = 0,515 м/с
10. Продолжительность подъема определяется:
t = ,с (9)
t = 1182/0,181=6530 c = 2 час. 21 мин.
tII = 1182/0,304=3888 c = 1 час. 8 мин.
tIII =1182/0,515=2295 c = 1 час. 3 мин.
11. Размывающая сила струи жидкости. Силу удара зерен промывочной жидкости можно определить по следующей формуле
Р = 2102Q2/?цF, кПа,(10)
где площадь проходного сечения эксплуатационной колонны ?ц = 30,2 см2; F = 177 см2
Подставив численные значения в формулу (10), получим РI , РII , РIII .
РI = 21023,162/30,2177 = 0,374 кПа
РII = 21024,612/30,2177 = 0,796 кПа
РIII = 21027,01/30,2177 = 1,84 кПа
2.7 Расчет технологической эффективности
Эффективность применения технологического процесса оценивается в порядке, установленном в ОАО Татнефть для технологий увеличения нефтеотдачи.
Экономический эффект оценивается по дополнительно добытой нефти согласно методическим рекомендациям по РД 39-01/06-001-89.
Дополнительную добычу нефти (прирост добычи) определим по формуле:
, (11)
где q1 - среднесуточный дебит скважины по нефти до применения ВУКСЖС, т/сут;
q2 - среднесуточный дебит скважины по нефти после применения ВУКСЖС, т/сут;
Кэ - коэффициент эксплуатации.
Скважина №1574:
1= (6,12- 4,8) 365 0,9 = 431 т/год;
Скважина №1575:
2 = (4,47 - 3,1) 365 0,9 = 449 т/год;
Скважина №1576:
3 = (6 - 3,92) 365 0,9 = 682 т/год.
Средний прирост по трем скважинам:
ср = (1 + 2 + 3)/3 = (431 + 449 + 682)/3 = 520 т/год.
2.8 Краткие выводы
После закачки ВУКСЖС повысилась выработка обводненных неоднородных по проницаемости п?/p>