пористість m =0,107;

нафтонасичена товщина h = 14,2 м;

приймальність свердловин k = 53 м3/д.

кількість свердловин n=18

Величина облямівки пінолу складає 20% від об’єму пор пласта. Визначимо об’єм пор пласта:

V = F•h•m , (4.1)

де F – площа нафтоносності, м2; F = L•B = 1800•300 = 540000 м2.

V = 540000 •14,2•0,107 = 820476 м3.

Тоді, величина облямівки пінолу буде дорівнювати:

Vоб = 0,2• V = 0,2•820476 = 164095 м3.

Кількість реагенту на облямівку пінолу складе:

Vреаг=0.0005• Vоб=0.0005•164095=82 м3.

За контролюючу облямівку приймаємо розчин поліакриламіду концентрацією 0,04%.

Визначаємо об’єм контролюючої облямівки:

Vк.об = 0,0004• Vоб = 0,0004•164095 = 65.63 м3.

Кінцевим обчисленням є визначення об’єму облямівки води, який складає 40% від об’єму пор пласта.

Vв = 0,4•V = 0,4•820476= 328190 м3.

Визначаємо час розробки покладу:

t = (Vоб+Vк.об+Vв)/k =(164095+65.63+328190)/53•18 = 516

На основі експериментів НДПІ ВАТ “Укрнафта”, очікуване підвищення коефіцієнта нафтовилучення складає 5%.

Визначимо додатковий видобуток нафти.

Значення кінцевого коефіцієнта нафтовилучення зн.в к = 0,906 Початкові запаси нафти – 2010 тис.т. Тоді, з формули 3.1 визначаємо накопичений видобуток нафти:

Qвид = 0,906•2010 = 1821,06 тис.т.

Значення додаткового видобутку нафти становить :

Qдод=1821,6-1721,3=99.76 тис.т

Додатковий видобуток нафтового газу обчислимо за формулою:

де Г = 323 м3/т – газовий фактор; Qвид р = 99,18 тис.т – річний видобуток нафти.

Тоді додатковий видобуток нафтового газу дорівнює:

Qг = 323•99,76 = 32 млн.м3.

4.4 Вибір технічних засобів для реалізації запроектованого методу підвищення коефіцієнта вуглеводневилучення покладу

Технологія застосування розчинів ПАР досить проста, проте вона передбачає певні зміни в порівнянні з технологією нагнітання води. Технологічна схема нагнітання в пласт ПАР приведена на рисунку 4.2.

Рис. 4.2 Технологічна схема нагнітання в пласт ПАР

1 – водозабір; 2 – насосна станція 1-го підйому; 3 – буферні ємності для забраної води; 4 – водоочисна станція; 5 – буферні ємності для підготованої води; 6 – насосна станція 2-го підйому; 7 – магістральний водовід; 8 – кущові насосні станції; 9 – розвідні водоводи; 10 – нагнітальні свердловини; 11,12 – ємності для зберігання ПАР; 13 – парокамера; 14 – відцентровий насос; 15 – змішувальна ємність; 16 – дозуючий насос; 17, 18, 19 – додаткові ємності для зберігання нафтових сульфонатів: неонол (18), полімерний розчин (19).

В технологічній схемі нагнітання розчинів ПАР передбачені ємності для зберігання ПАР (11, 12) в тому вигляді, в якому вони поставляються в НГВУ. Кількість ємностей для зберігання ПАР залежить від того чи в свердловину нагнітається однокомпонентна поверхнево-активна речовина чи її композиція. Часом ПАР поставляються в залізничних цистернах, а часом в бочках. Далі їх подають в парокамеру 13 для підігріву. Як із ємностей для зберігання 11, 12, так і з парокамери 13, ПАР подаються в змішувальну ємність 15. Тут відцентровим насосом 14 ПАР, яка розчинена у воді до 50% концентрації, ретельно розмішується шляхом роботи насоса “на себе”. У зимовий період розчин ПАР, який знаходиться у змішувальній ємності 15, постійно підігрівається. За допомогою дозуючого насоса 16, ПАР подається на вхід насоса другого підйому 6. Щодобову витрату 50% розчину ПАР визначають шляхом зміни його об’єму в ємності для змішування.

Розчини ПАР, які подаються у свердловину, мають невелику концентрацію. Оскільки технологія процесу міцелярно-полімерного заводнення полягає в закачуванні в нагнітальні свердловини облямівок різних хімічних реагентів, то в технологічній схемі нагнітання в пласт розчинів ПАР передбачені додаткові ємності 17 для зберігання нафтових сульфонатів неогенної ПАР типу неонолу (18) і полімерного розчину (19). Краще використовувати порошкові полімери.

Ця технологічна схема повинна забезпечувати почерговість подачі названих реагентів у ємність змішування для приготування розчинів заданого складу і заданої концентрації. Ємності для зберігання сульфонатів повинні бути облаштовані підігрівом для роботи в зимовий час.

Як видно з технологічної схеми нагнітання ПАР, для реалізації запроектованого методу підвищення коефіцієнта нафтовилучення застосовують відцентрові насоси. Вони відносяться до динамічних насосів. Відцентрові насоси не володіють властивістю самовсмоктування.

У всіх динамічних насосах в міжлопатевих каналах ротора завдяки лопатям рідина розганяється (її швидкість збільшується), а в каналах статора (направляючого апарату) гальмується (швидкість зменшується), іншими словами в статорі кінетична енергія рідини перетворюється в потенціальну. Процес розгону і гальмування рідини може відбуватись однократно в одній ступені насоса або багатократно (як це відбувається в одній ступені вихрового насоса) чи послідовно в декількох ступенях багатоступеневого насоса.

На початку вхідної лінії будь-якого динамічного насоса знаходиться фільтр (сітка) для недопущення попадання сторонніх предметів в насос. Перед насосом на вхідній лінії встановлюється зворотний клапан (чи засувка), щоб при зупинці насоса рідина не виходила в приймальну ємність.

Відцентровий насос не володіє властивістю самовсмоктування тому, що при низькій густині повітря відцентрові сили робочого колеса недостатні для евакуації повітря із насоса (розрідження не створюється і не відбувається самовсмоктування), а тому перед запуском насос заливають перекачуваною рідиною.

На вихідній лінії монтується засувка (за допомогою якої регулюють подачу насоса при n = const) і зворотний клапан, який відсікає насос від вихідного трубопроводу. При відсутності зворотного клапана, прт зупинці насоса (під дією напору у вихідній лінії) робоче колесо почне обертатися у зворотному напрямку, що може вивести насос з ладу. Для контролю за режимом роботи насоса на вихідній лінії встановлюється манометр, а на вихідній – мановакууметр.