Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин.

 

Основным методом увеличения нефтеотдачи является заводнение как на вновь вводимых в разработку объектах, так на истощенных месторождениях. Вследствие выработки запасов нефти пластовое давление в залежи падает, депрессия на забоях и дебит добывающих скважинах уменьшается. Для поддержания пластового давления применяются различные виды заводнения.

 

Задача.

 

Суточная добыча нефти Q _н из элемента эксплуатационного объекта составляет 311,4 т, суточная добыча воды Q _в составляет 104,2 т, суточная добыча газа V _г составляет 91970 м³, объемный коэффициент нефти b _н равен 1,18, коэффициент растворимости газа в нефти α равен 7,7 м³/м³, плотность нефти ρ _н составляет 863 кг/м³, коэффициент сжимаемости газа Z равен 0,883, пластовое давление P _пл составляет 7,45 МПа, пластовая температура Т _пл составляет 316,3 К, атмосферное давление P ₀ равно 0,1 МПа, коэффициент проницаемости пласта k равен 0,5·10^{-12 м2}, перепад давления на забое Δ P равен 5 МПа, коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины φ составляет 0,8, половина расстояния между нагнетательными скважинами R равна 400 м, радиус забоя скважины r _с равен 0,075 м, вязкость воды µ _в равна 1 мПа·с. Определить количество воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин.

 

Решение.

 

1. Определяем объем нефти добываемой в пластовых условиях:

 

(6.1)

2. Определяем объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям:

 

(6.2)

 

3. Определяем объем свободного газа в пластовых условиях:

 

(6.3)

 

4. Определяем общую суточную добычу в пластовых условиях:

 

(6.4)

 

5. Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в элемент эксплутационного объекта воды не менее указанного объёма. При K =1,2 – коэффициент избытка, потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объёма контурной воды):

 

(6.5)

 

6. Определяем приемистость нагнетательных скважин:

 

. (6.6)

 

Варианты

№	Q н	Q в	V г	b н	α	ρ н	P пл	Т пл	k ·10-12	Δ P	φ	R	r с
1.				1,5	8,8		8,9		1,8	1,1	0,9		0,164
2.				1,49	8,7		8,85		1,75	1,2	0,89		0,162
3.				1,48	8,6		8,8		1,7	1,3	0,88		0,16
4.				1,47	8,5		8,75		1,65	1,4	0,87		0,158
5.				1,46	8,4		8,7		1,6	1,5	0,86		0,156
6.				1,45	8,3		8,65		1,55	1,6	0,85		0,154
7.				1,44	8,2		8,6		1,5	1,7	0,84		0,152
8.				1,43	8,1		8,55		1,45	1,8	0,83		0,15
9.				1,42			8,5		1,4	1,9	0,82		0,148
10.				1,41	7,9		8,45		1,35		0,81		0,146
11.				1,4	7,8		8,4		1,3	2,1	0,8		0,144
12.				1,39	7,7		8,35		1,25	2,2	0,79		0,142
13.				1,38	7,6		8,3		1,2	2,3	0,78		0,14
14.				1,37	7,5		8,25		1,15	2,4	0,77		0,138
15.				1,36	7,4		8,2		1,1	2,5	0,76		0,136
16.				1,35	7,3		8,15		1,05	2,6	0,75		0,134
17.				1,34	7,2		8,1			2,7	0,74		0,132
18.				1,33	7,1		8,05		0,95	2,8	0,73		0,13
19.				1,32					0,9	2,9	0,72		0,128
20.				1,31	6,9		7,95		0,85		0,71		0,126
21.				1,3	6,8		7,9		0,8	3,1	0,7		0,124
22.				1,29	6,7		7,85		0,75	3,2	0,69		0,122
23.				1,28	6,6		7,8		0,7	3,3	0,68		0,12
24.				1,27	6,5		7,75		0,65	3,4	0,67		0,118
25.				1,26	6,4		7,7		0,6	3,5	0,66		0,116
26.				1,25	6,3		7,65		0,55	3,6	0,65		0,114
27.				1,24	6,2		7,6		0,5	3,7	0,64		0,112
28.				1,23	6,1		7,55		0,45	3,8	0,63		0,11
29.				1,22			7,5		0,4	3,9	0,62		0,108
30.				1,21	5,9		7,45		0,35		0,61		0,106