Механизированный способ эксплуатации

Механизированный способ эксплуатации на месторождении Кумколь осуществляется поршневыми и винтовыми насосами.

В основе анализа скважин механизированного фонда лежит оценка текущих параметров, характеризующих состояние скважины и работу скважинного оборудования. Для анализа работы механизированных скважин проведена обработка промысловых данных по состоянию на 01.11.2004 года (технологического режима, данных о состоянии эксплуатационного фонда скважин и др.).

Глубинно-насосные установки (ШСНУ) Установками ШСНУ эксплуатируются 2 скважины: на III объекте (3102 и 3067). Средний дебит скважин оборудованных ШСНУ составляет 21.7 м³ /сут с интервалом от 10 до 30 м³/сут., обводнённость — 11.6% с интервалом от 0 до 30%, при этом скважина 3067 периодически фонтанирует через насос, а безводная скважина …

Закачка воды с целью ППД

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 давленияэффективное 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:

(2.1).

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).

Свстоимость 1 кВ *ч электроэнергии, руб/ (кВт. ч) (~B ~ 0,015); РстI гидростатическое давление воды в скважине глубинои Lc' МПа.

" р =10^-6р_в gL_С. (2.2).

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 Р_забн =Р_ун + 10^-6 рв g LcРтр' (2.3).

Величину Ртр можно принять равной 3МПа.

Необходимое количество закачиваемой воды Vв (в м³сут) рассчитывают по формуле:

Vв-1,2(Vнпл+Vгсвпл +Vвпл) (2.4).

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 добывается вместе с нефтью за сутки, м³/сут;

Vвплобъем добываемой из залежи воды, м³/сут.

Объем нефти в пластовых условиях.

vнпл = 10³ Qнд b_НПЛ Рнд.

(2.5).

(2.6).

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).

По формуле (2.1) вычисляем оптимальное давление на устье нагнетательной скважины:

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