4.3 Коррекция добычи нефти по данным проекта и фактическим.

Таблица 4.4.1 Динамика основных показателей месторождения Кумколь I объект

Годы	Добыча нефти тыс.т	Добыча жидкости тыс.т	Обводненность %	Закачка рабочих агентов млн.м3
	проект.	факт.	проект.	факт.	проект.	факт.	проект.	факт.
1990	111,9	244,3	113,8	244,3	1,7	0	170,9	0
1991	332,7	519,09	344,4	528,26	3,4	1,7	515,3	140,2
1992	585,7	723,06	625,5	743,14	6,4	2,7	930,1	475,8
1993	725,6	918,28	800,6	953,3	9,4	3,7	1183,1	995,11
1994	867,6	965,14	985,1	1050,14	11,9	8,1	1448,1	1019,17
1995	961,8	857,52	1128	1019,47	14,7	15,9	1648,5	895,68
1996	970,1	789,58	1181,8	942,37	17,9	16,2	1715,6	810,35
1997	981,8	665,58	1238,3	855,24	20,7	21,9	1787	671,49
7мес 1998	478,51	370,3	707,53	515,81	32,4	28,2	1002,2	307,39

5. Закачка воды с целью ппд

5.1 Заводнение

В методе заводнения для дополнительной добычи нефти в коллектор закачивается вода. Она проникает в пласт через специальные нагнетательные скважины, расположенные 8 определенном порядке в зависимости от индивидуальных особенностей пласта. По мере протекания от скважин для нагнетания воды к добывающей скважине вода вымывает захваченную породой нефть и выносит ее к добывающей скважине. Если после этого количество поступающeй нефти больше или равно количеству воды,

Скважина может оказаться прибыльной. Чтобы решить, пригоден ли коллектор для заводнения, разработчик должен принять во внимание следующие факторы:

-геометрию коллектора;

-литологию;

-глубину коллектора;

-пористость;

-проницаемость;

-непрерывность свойств пород коллектора;

-величину и распределение насыщения флюидами;

-свойства флюида и связанные с этим соотношения

проницаемости.

Поддержание пластового давления- эффективное средство разработки нефтяного месторождения . Процесс проектирования закачки воды с целью поддержания пластового давления представляет сложную технико - экономическую задачу, решаемую на этапе составления технологической схемы или проекта разработки месторождения.

Проектирование процесса закачки воды сводится к определению для конкретных условий оптимального давления на устье нагнетательной скважины, давления на забое и необходимого количества воды, Кроме того, рассчитывается число нагнетательных скважин и их приемистость,

Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины вычисляют по формуле академика А.П. Крылова:

(5.1.1)

где С_С -стоимость нагнетательной скважины, руб.; Ю -КПД насосного агрегата; КпРМ -коэффициент приемистости нагнетательной скважины, м^з / (сут ' МПа) ; t -время работы нагнетательной скважины, год; W- энергетические затраты на нагнетание 1 м^з воды при повышении дaвления на 1 МПа, кВт, ч/ (м^з .МПа) (w = 0,27) ; Св -стоимость 1 кВ *ч электроэнергии, руб/ (кВт. ч) (~B ~ 0,015) ; Рст -I гидростатическое давление воды в скважине глубинои Lc' МПа

" р =10^-6р_в gL_С . (5.1.2)

Р_пл -среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, МПа; Ртр

потери давления при движении воды от насоса до забоя, МПа. -

Давление на забое нагнетательной скважины

Рзабн =Рун + 10^-6 рв g Lc -Ртр' (5.1.3)

Величину Ртр можно принять равной 3МПа.

Необходимое количество закачиваемой воды Vв (в м³\сут) рассчитывают по формуле:

Vв-1,2(Vнпл+Vгсвпл +Vвпл) (5.1.4)

где vнпл -объем добываемой из залежи нефти, приведенной к пластовым условиям, м³/сут; vгсвпл - объем свободного газа в пласте при pn л и т n л' который добы вается вместе с нефтью за сутки, м³/сут; Vвпл -объем добываемой из залежи воды, м³/сут.

Объем нефти в пластовых условиях

vнпл = 10³ Qнд b_НПЛ \Рнд

Объем свободного газа (5.1.5)

Объем воды (5.1.6)

Где Q_НД, Q_В - соответственно количество дегазированной нефти и воды, добываемое из залежи за сутки, т/сут; Ьнпл' Ьепл -соответственно объемные коэффициенты нефти и воды при пластовых условиях; Go - газовый фактор, м³/м³; а -средний коэффициент растворимости газа в нефти, м³/ (м³ .МПа) .

На примере 11.1. Рассчитать основные показатели процесса закачки воды, если из залежи извлекается нефти Qвд = '11000т/сут, воды Qв = 5600 т /сут , газовый фактор G о = 60 м /м³, среднее пластовое давление меньше давления насыщения Рпл = 8,5 МПа; коэффициент растворимости газа в нефти а = 5 м³ / (м3 .МПа) , пластовая температура Т = ЗОЗ К, объемный коэффициент нефти Ьнпл = 1,15, плотность дегазированной нефти Рнд = 852 кг/м³, объемный коэффициент пластовой воды Ьвпл = 1,01. Стоимость нагнетательной скважины Сс= 120000 тен., коэффициент приемистости нагнетательной скважины Кпрм = 50 м³/ (сут .МПа) , время работы нагнетательной скважины t = 12 лет, КПД насосного агрегата 11 = 0,6. Глубина скважины Lc = = 1200 м, а плотность нагнетаемой воды Ре = 1050 кг/м³. Коэффициент сверх сжимаемости газа принять: z = 0,87.

Решение. По формуле (11.1) вычисляем оптимальное давление на устье нагнетательной скважины :

при этом гидростатическое давление воды в скважине Рст = 10^-6 * 1050*9,81*1200 = 12,4 МПа.