Нагнетательный фонд скважин

Категория скважин	Количество скважин на			Отношение количества скважин 2008г. к 2007г.,%
	1.01.2008г.	1.01.2009г.
Весь нагнетательный фонд Скважины под закачкой Остан. по тех. причинам Бездействующий фонд в т. ч.: в ожид. освоен.	439 331 53 55 2 53	431 321 65 45 1 44	98,2 97,0 122,6 81,8 50,0 83,0

в) Прочие скважины.

К этой категории отнесены пьезометрические, наблюдательные, законсервированные, ожидающие ликвидации и ликвидированные скважины.

На 1.01.2009г. контрольный фонд составил 17 пьезометрических скважин и 4 наблюдательных. В 2008 году 2 пьезометрические скважины введены на добычу нефти.

По состоянию на 1.01.2009г. во временной консервации находятся 11 скважин: 8 добывающих из-за высокой обводненности , 3 нагнетательных из-за отсутствия необходимости закачки в настоящее время.

Количество ликвидированных скважин на 1.01.2009г. составляет 203, в т.ч. 3 скважины ликвидированы после бурения, 200 после эксплуатации.

В ожидании ликвидации находится 21 скважина.

На другие горизонты переведена 221 скважина.

3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей

1. Балансовые запасы Q_б= 517 млн.т.

2. Площадь нефтеносности, S_н=255640000 м²

3. Средний коэффициент продуктивности К_ср=2,3·10^-5

4. Зональная неоднородность определяется с помощью коэффициента вариации U²_з.

U²_з = -1 ;

Где n – общее число замеров продуктивности скважин,

k_i - продуктивность i-го замера .

Для Миннибаевской площади U²_з =0,316.

4. Вязкости нефти и воды и воды в пластовых условиях принимаем соответственно _н=3,55 мПа*с и _в=1,37 мПа*с. Тогда соотношение _н/_в равно 2,5.

6. Плотность нефти и воды в пластовых условиях соответственно равны: _н=861 кг/м³ и _в=1185 кг/м³ . Соотношение _*= _в/_н=1,38

7. Миннибаевская площадь характеризуется средней проницаемостью. Тогда средний коэффициент вытеснения нефти водой для площади составляет :

К₂= Q_изв /Q ;

где Q_изв – количество извлеченной из пласта нефти ,

Q - количество нефти, первоначально находившиеся в части

пласта, подверженной воздействию заводнения.

Для Миннибаевской площади К₂=0,66

8. Коэффициент эксплуатации скважин принимаем _э 0,9.

9. Коэффициент послойной неоднородности U²₁ =0,2

4. Расчет технологических показателей разработки

4.1. Методика расчета Расчет показателей разработки

1. Найдем общее число нагнетательных и добывающих скважин

(1)

2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита:

, (2)

где  - показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности);

(3)

_- коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях;

(4)

3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды,:

(5)

4. Определяем функцию относительной производительности скважин 

. (6)

5. Определяем амплитудный дебит (возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) при разбуривание всех скважин (n₀) и осуществлении необходимых технических мероприятий) всей рассматриваемой нефтяной залежи q₀:

(7)

где p – принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.