1. Определение давления на контуре питания круговой залежи при упругом режиме (тема 1)

• Название: 1. Определение давления на контуре питания круговой залежи при упругом режиме (тема 1)
• Дата: 07.06.2019
• Размер: 365.65 Kb.
• Имя файла: 4D-2.docx
• Тип: Документы; #80843
• страница: 7 из 9

Расчет показателей разработки полосовой залежи при заводнении методом эквивалентных фильтрационных сопротивлений (тема №6)

Имеется полосовая залежь (ширина b и произвольная длина) представленная однородным нефтяным пластом толщиной h, разбуренным по трехрядной сетке. Добывающие и нагнетательные скважины в рядах размещены перпендикулярно контуру нефтеносности на одинаковом расстоянии друг от друга. Таким образом, элемент пласта для которого следует выполнить расчеты, представляет собой ряд нагнетательных и два ряда добывающих скважин, расположенных по одну сторону от нагнетательного. Половина расхода воды q, закачиваемой в скважины нагнетательного ряда, равна сумме дебитов скважин первого добывающего q1 и половине дебитов второго добывающего q2 рядов: q/2 = q1 + q2/2.

Известно (в зависимости от варианта) следующее: расстояние между нагнетательным и первым добывающим рядами – l; расстояние между добывающими рядами – l12; расстояние между скважинами нагнетательного ряда – σн; расстояние между скважинами добывающих рядов – σдоб; радиус нагнетательных и добывающих скважин -rс; количество нагнетательных скважин в ряде – nн; количество добывающих скважин в первом ряду – n₁; количество добывающих скважин во втором ряду – n₂; абсолютная проницаемость пласта – k; пористость – m; вязкость воды – µв; вязкость нефти – µн; плотность нефти – ρн; относительная проницаемость по нефти равна 1; относительная проницаемость по воде - kв; насыщенность связанной водой - sсв;

• 
  остаточная нефтенасыщенность – sност.
  

Составить систему уравнений относительно перепадов давления с

использованием выражений для внутренних и внешних фильтрационных сопротивлений и определить (в зависимости от варианта):

1. 
   динамику суммарных отборов нефти q(t) и динамику среднего дебита скважины в рядах qскв1(t) и qскв2(t) до момента прорыва воды, если заданы забойные давления в добывающих и нагнетательных скважинах Рзаб доб и Рзаб нагн;
   

2) динамику разницы между забойными давлениями в нагнетательных и добывающих скважинах [Р_{забнагн}-Р_забдоб ]=∆P(t) до момента прорыва воды, если заданы средние дебиты нефти по скважинам в рядах q_скв1иq_скв2.

В расчетах предусмотреть не менее пяти положений фронта вытеснения, в том числе rв<σ_н/π.

Схема залежи имеет следующий вид:



Внутренние сопротивления при rв = являются суммой двух слагаемых

Время t и положение фронта вытеснения x_всвязаны балансовым соотношением

Показатель	4
b, км	1,8	ρн, кг/м3	885
h, м	17,0	kв	0,2
l, м	300	sсв, %	18,0
l12, м	350	sност, %	28,6
σн, м	300	qскв1, т/сут	50
σдоб, м	200	qскв2, т/сут	25
rс, м	0,006	Pзаб нагн, МПа
nн		Pзаб доб, МПа
n1
n2
k, мкм2	0,110
m, %	18,6
µв, мПа·с	1,08
µн, мПа·с	3,4

_{Схема залежи имеет следующий вид:}




Время t и положение фронта вытеснения связаны балансовым соотношением

	1	2	3	4	5
t	1	10	20	40	60
Xb	1.1	1.3	1,6	2,4	5,8

q_н, 10⁶т/год

Г, м³/т

р, МПа



_Г

p

q<sub>н




8

200

4




160

6




120

1

4




100

0</sub>




4

2

8

6

t, годы


Рис. 2 Изменение положение фронта вытеснения