Уровень разработанности проблемы на практике

Для улучшения фильтрационныххарактеристик призабойной зоны с 1989г. Применяется добавка бактерицида ЛПЭ-11В в закачиваемую сточную воду. Обработками охвачены все нагнетательные скважины Северной части Уршаксксого месторождения (30 очагов). Дозировку бактерицида производил на БКНС. В течение года проведены два цикла обработок скважин увеличивался охват пласта заводнение и приемистость нагнетательных скважин.

По гидродинамическим исследованиям четырех скважин (№387,470,530,719) гидропроводностьпризабойной зоны в среднем увеличилась в 1,495, пьезопроводность- в 1,482, проницаемость- в 1.446 раз.

 Общий технологический эффект от бактерицидного заводнения по скважинам Северной части Уршакской месторождения на 01,01,1991г. составил 126 тыс. т. нефти.

 Для повышения эффективности метода необходимо установить:

1. Оптимальную дозировку реагентов в сточную воду при условии цикличности его закачки

2. Определить оптимальный период между обработками.

Результаты гидродинамических исследований фильтрационных свойств пласта на контрольных нагнетательных скважинах

Уршакского месторождения

Первые обработки БиоПАВ были проведены в августе 1992г. В очаги нагнетательных скважин №207 и № 238 Уршакского месторождения закачали по 15м³биореагента КШАС и продавили в пласт 8м³ пресной воды. Затем скважины были остановлены на 3 суток, после чего пущены под нагнетание воды. Проведенный анализ работы нагнетательных скважин показал: по скважине №238 месячное падение закачки составила 7 раз. По добывающим скважинам обводненость снизалась, добычи нефти увеличилась. В первый же год было добыто дополнительно 990т нефти.

По аналогичной технологии были проведены: в 1993г. – три обработки (скважины №313,332,343 Толбазинского месторождения), в 1995г. – две обработки (скважины № 238,284 Уршакского месторождения), в 1996г. – четыре обработки (скважины №238,284,288,336 Уршакского месторождения). Всего от 11 обработок нагнетательных скважин дополнительная добыча нефти составило 7.3 тыч.т (665т от одной обработки).Промысловые и лабораторные исследования показали, что слабыми местами применяемого раствора БиоПАВ являются: недостаточным эмульгирующая способность, стабильность и вязкость. Это снижает длительность эффекта и дополнительную добычу. Для повышения эффективности обработок БиоПАВ необходимо подобрать оптимальный состав композиции.

2.4 Расчетная часть

Тема: Проектирование процесса закачки воды и газа.
Цель: Рассчитать основные показатели процесса закачки воды и газа.

Исходные данные:

Количество нефти извлекаемых из залежи Qнд (т/сут)..….……11000

Количество воды извлекаемых из залежи Qв, (т/сут)………….……5800

Газовый фактор Gо, (м³/м³)…………………………………………………..……………..………....60

Среднее пластовое давление Pпл, (МПа)………………………………………….……..8,7

Коэффициент растворимости газа в нефти а, (м²/м³*МПа…………..5

Пластовая температура Тпл, (К)……………………………………………………………….308

Объемный коэффициент нефти bнпл……………………………………………………….1,15

Плотность дегазированной нефти ρнд, (кг/м³)……………………………….854

Время работы нагнетательной скважины t, (лет)…………………………….12

КПД насосного агрегата ɳ………………………………………………………………………….0,8

Стоимость нагнетательной скважины Сс, (руб)………………………117000

Объемный коэффициент пластовой воды bвпл………………………………..1,01

Коэффициент приемистости нагнетательной скважины

Kпр (м³/(сут-МПа)……………………………………………………………………………………….…..50

Глубина скважины Lc, (м)……………………………………………………..………………….…1300

Плотность нагнетаемой воды ρв, (кг/м³)………………………………………..1000

Коэффициент сверхжимаемости нефти Z…………………………………..…...0,87

Мощность пласта h, (м)……………………………………………….………………………………...10

Стоимость 1 кВт/ч электроэнергии Сст, (руб/(кВт*ч))…………0,015

Энергетические затраты на нагнетание 1м³ воды при

повышении давления на 1МПа ……………………………………………………………..0,27

Коэффициент гидродинамического несовершенства φ…………………0,7

Ход работы:

1. Проектирование процесса закачки воды сводится к определенно конкретных условий оптимального давления на устье нагне-

тельной скважине, вычисляют по формуле академика А.П.Крылова.

Определяем оптимальное давление воды на устье:

Pун= ;              (1)

Pун = (117000*0.7)/(50*365*12*0.27*0.015) – (12.0-8.5-3)= 9.0Мпа

где Сс- стоимость нагнетательной скважины;

ɳ- КПД насосного агрегата;

Кпр- коэффициент приемистости нагнетательной скважины;

-энергетические затраты на нагнетание 1м³ воды при

повышении давления на 1МПа;

Сст- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии;

Рст- гидростатическое давление воды в скважине

глубинойLc.

2. Определяем гидростатическое давление воды в скважине:

Рст=10^-6*Рв*g*Lc;                                                  (2)

Рст=10^-6*1000*10*1300=13,0 (МПа);

гдеРпл- среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды;

Рпл- потери давления при движении воды от насоса до забоя.

3. Определяем давление на забое нагнетательной скважины: