Автор работы: Пользователь скрыл имя, 25 Января 2012 в 10:22, контрольная работа
Расчет вязкости индивидуальных углеводородных газов. Вытеснение нефти из пласта. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений.
Qв = ( сп/св )· Vп, м3;
Qв =
()*565200=282600
| где | св | – | удельная теплоёмкость воды, ккал/(кг· К); |
| сп | – | удельная теплоёмкость перегретого пара, ккал/ (кг· К). |
12.
Определить продолжительность
tв = Qв/qн , сут;
tв =
282600/500=565,2
| где | qн | – | подача нагнетательной установки, м³ /сут. |
13.
Определить общую
tоб = tн + tв, сут;
tоб = 3*64+565,2=568,84
ЗАДАЧА
3.
Рассчитать
приемистость нагнетательной скважины
и потери давления при заводнении
пласта в наземном трубопроводе и
в скважине. Исходные данные в таблице
10.
Методические указания к решению задачи 3.
Таблица 10 – Параметры скважины
| Параметры | Варианты | ||||||
| 1-5 | 6-10 | 11-15 | 16-20 | 21-25 | 26-31 | ||
| 1. Проницаемость пласта k, м2; | 0,8´10-12 | 0,8´10-12 | 0,7´10-12 | 0,8´10-12 | 0,8´10-12 | 0,7´10-12 | |
| 2. Эффективная мощность пласта h, м; | 15 | 14 | 14 | 13 | 14 | 15 | |
| 3. Забойное давление Рзаб, МПа; | 22,0 | 21,0 | 22,0 | 23.0 | 23.5 | 23,4 | |
| 4. Пластовое давление Рпл, МПа; | 17,0 | 17,0 | 17,0 | 17,8 | 18,2 | 17,5 | |
| 5. Коэффициент
гидродинамическо-
го совершенства скважины j; |
0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,7 | 0,8 | 0,7 | |
| 6. Кинематическая вязкость воды n, м2/с; | 1´10-6 | 1´10-6 | 1´10-6 | 1´10-6 | 1´10-6 | 1´10-6 | |
| 7. Расстояние
между нагнетательными |
400 | 500 | 400 | 400 | 500 | 600 | |
| 8. Радиус забоя скважины rс, м; | 0,075 | 0,075 | 0,068 | 0,068 | 0,050 | 0,050 | |
| 9. Длина наземного водовода L, м; | 3000 | 3050 | 3000 | 3050 | 3100 | 3100 | |
| 10. Диаметр водовода D, м; | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | |
| 11. Внутренний диаметр подъемных труб d, м; | 0,076 | 0,076 | 0,062 | 0,059 | 0,062 | 0,059 | |
| 12. Глубина скважины Н, м; | 1704 | 1753 | 1687 | 1688 | 1715 | 1743 | |
| 13. Плотность воды rв, кг/м3; | 1000 | 1010 | 1000 | 1020 | 1015 | 1010 | |
Порядок
расчётов:
1.
Определить приемистость
Q = , м³/сут
Q = = =0,025
0,025*86400=2160
2. Определить репрессию на пласт по формуле:
ΔР = Рзаб - Рпл , МПа;
ΔР =21-17=4
3.
Определить динамическую
m = n ·r , Па·с
m = 1**1010=0,00101
| где | n | – | коэффициент кинематической вязкости, м2/с; |
| µ | – | коэффициент динамической вязкости, Па· с; | |
| r | – | плотность воды, кг/м3 (вязкость воды при 200С составляет 1 мПа ·с). |
4. Определить скорость движения воды в водоводе по формуле:
(Высоконапорные
водоводы предназначены для
υ = Q / 0,785 D2 ´ 86400 , м/с;
υ = 2160/1526,04=1,415
| где | Q | – | приемистость нагнетательной скважины м3/сут, определенная согласно пункта 1; |
| D | – | диаметр водовода, м. |
5.
Определить значение числа
Rе = υ D / n;
Rе = 1,415*0,15/1,415=0,2122*1,415=
| где | υ | – | скорость движения воды в водоводе, м/с. |
6.
Определить коэффициент
при ламинарном режиме (Rе < 2320) l = 64/Rе;
l = 64/0,149=429
7.
Определить гидравлические
Ртр1 = , МПа;
Ртр1
= =8830,3
| где | l | – | коэффициент гидравлических сопротивлений при движении воды в водоводе; |
| ρ | – | плотность воды, кг/м³; | |
| L | – | длина водовода, м; | |
| v | – | скорость движения воды в водоводе, м/с. |
8.
Определить скорость движения
воды в колонне НКТ:
υ 1 = Q / 0,785 d2 * 86400 , м/с;
υ
1 = 2160/(0,785**86400)=5,51
| где | d | – | внутренний диаметр подъёмных труб, м. |
9.
Определить значение числа
Rе = V1 d / n;
Rе = 5,51*0,076/1,415=0,295
10.
Определить коэффициент
при ламинарном режиме l = 64/Rе;
l = 64/0,295=216,9
11.
Определить потери на трение
при движении воды в колонне
НКТ по формуле:
Ртр2 = , МПа;
Ртр2
= =77611,7
| где | l | – | коэффициент гидравлических сопротивлений при движении воды в колонне НКТ; |
| Н | – | глубина скважины, м. |
12. Определить суммарные потери напора по формуле:
Р = Ртр1 + Ртр2 , МПа;
Р = 8830,3+77611,7=86442
Заключение
Запасы нефти и свободного газа открытых залежей подсчитываются при минимальной информации, имеющейся к этому моменту. По единственной скважине, давшей промышленный приток нефти или свободного газа, должны быть выделены эффективные нефте(газо)насыщенные толщины, изучены коллекторские свойства и другие параметры. Структурный план залежи определяется структурной картой, служившей основой для постановки поискового бурения. Граница площади с запасами категории C1 проводится вокруг скважины на расстоянии, равном двум шагам будущей эксплуатационной сетки. На остальной площади залежи запасы относятся к категории С2.
В зависимости от типа залежей расчет нефте(газо)насыщенных объемов и подсчет запасов производятся по-разному.
Пластовые залежи
Площадь
нефтяной залежи F контролируется структурной
картой по отражающему маркирующему
горизонту (ОМГ) и предполагаемым положением
ВНК. Для залежей, связанных с
пластами, отметка ВНК принимается
с учетом закономерностей изменения
контактов выявленных залежей по
площади зоны нефтегазонакопления
или с учетом коэффициента заполнения
ловушек соседних залежей, т. е. аналогично
тому, как определяется нефтеносная
площадь при подсчете перспективных
ресурсов. Однако в данном случае структурная
основа по сейсмике должна быть увязана
с данными единственной скважины.
При этом необходимо учитывать закономерности
в расхождениях между глубинами
залегания ОМГ по данным скважины
и сейсмики.
Список использованной литературы:
1. www.neftegaz-expo.ru
2.ru.wikipedia.org/wiki/Нефтег
3. www.ecooilgas.ru
4.gr.neftegaz.ru
5. neftegaz.ru/catalogue/
Информация о работе Основы по разработке нефтяных и газовых месторождений