Практическое задание № 5
Тема: Исследование скважин на неустановившемся режиме
Нефтяная скважина после остановки исследована на приток путем снятия кривой восстановления давления (КВД). Забойное давление больше давления насыщения. Данные исследования обработаны без учета дополнительного притока жидкости за время остановки скважины, которые даны в таблицах 2.1 и 2.2.
Определить коэффициент проницаемости пород, коэффициент гидропроводности, коэффициент пьезопроводности, приведенный радиус скважины, коэффициент продуктивности, коэффициент гидродинамического совершенства.
Методические указания к решению задачи
1 По данным исследования (таблицы 2.2) для данного варианта составляют таблицу для построения КВД.
Таблица 2.1 – таблица для построения КВД
Номер точек
|
Время
t, с
|
Изменения забойного давления Рзаб, МПа
|
Логарифм
времени
lg t
|
|
|
|
|
где ΔРзаб i определяют для каждой точки по формуле
 (2.1)
где Рзаб — забойное давление до остановки скважины (таблица 2.3, 2.4).
2 По полученным данным таблицы 1.1 построить в масштабе КВД (кривую восстановления давления), форма которой показана на рисунке 1.2.
Рисунок 1.2 - Кривая восстановления давления в скважине
3 На полученном графике определяется прямолинейный участок (рисунок 1.2) между lgt1 и lgt2 на оси абцисс, ΔРЗАБ1 и ΔРЗАБ2 на оси ординат. Продолжают прямолинейный участок кривой до пересечения с осью ординат и получают численное значение отрезка А, записывают его значение.
4 Находят уклон прямолинейного участка кривой по произвольно выбранным точкам 1 и 2.
 (2.2)
5 Определяют коэффициент проницаемости пласта в радиусе контура питания по формуле
 ,  . (2.3)
6 Определяется гидропроводность пласта по известным значениям k, h и μ.
 ,  . (2.4)
7 Коэффициент пьезопроводности:
  . (2.5)
8 Определяют приведенный радиус скважины:
 ,  (2.6)
9 Определяется коэффициент продуктивности с учетом гидродинамического несовершенства скважины:
 (2.6)
10 Определяется коэффициент гидродинамического совершенства скважины
 .
Таблица 2.1 - Данные исследования скважин
-
№
точки
|
Время
t, с
|
Номера вариантов
|
1-6
|
7-12
|
13-18
|
19-24
|
Изменения забойного давления Рзаб, МПа
|
1
|
60
|
9,91
|
9,91
|
9,91
|
9,91
|
2
|
120
|
10,15
|
10,15
|
10,15
|
10,15
|
3
|
180
|
10,37
|
10,37
|
10,37
|
10,37
|
4
|
300
|
10,80
|
10,80
|
10,80
|
10,80
|
5
|
600
|
11,5
|
11,5
|
11,5
|
11,5
|
6
|
1200
|
12,05
|
12,05
|
12,05
|
12,65
|
7
|
1800
|
12,25
|
12,25
|
12,25
|
12,25
|
8
|
2700
|
12,45
|
12,45
|
12,45
|
12,45
|
9
|
3600
|
12,55
|
12,55
|
12,55
|
12,55
|
10
|
5400
|
12,66
|
12,66
|
12,66
|
12,66
|
11
|
7200
|
12,69
|
12,70
|
12,71
|
12,72
|
12
|
10800
|
12,72
|
12,74
|
12,76
|
12,78
|
13
|
14400
|
12,75
|
12,78
|
12,81
|
12,82
|
14
|
18000
|
12,77
|
12,815
|
12,84
|
12,88
|
15
|
25200
|
12,80
|
12,84
|
12,91
|
12,93
|
16
|
36000
|
12,85
|
12,9
|
12,95
|
13,01
|
Таблица 2.3 – Характеристика скважин
Наименование исходных данных
|
Варианты
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
19
|
20
|
21
|
22
|
Дебит скважины до остановки Q, т/сут
|
75
|
78
|
82
|
85
|
89
|
95
|
100
|
60
|
65
|
70
|
73
|
87
|
90
|
105
|
110
|
70
|
73
|
104
|
82
|
79
|
75
|
91
|
Забойное давление до остановки Рзаб о, МПа
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
9,7
|
Мощность пласта h, м
|
10
|
18
|
16
|
14
|
12
|
10
|
20
|
18
|
16
|
14
|
12
|
10
|
20
|
18
|
16
|
14
|
12
|
20
|
18
|
10
|
12
|
12
|
Объемный коэффициент b
|
1,15
|
1,2
|
1,15
|
1,2
|
1,15
|
1,2
|
1,15
|
1,2
|
1,15
|
1,2
|
1,15
|
1,2
|
1,15
|
1,2
|
1,15
|
1,2
|
1,15
|
1,15
|
1,2
|
1,15
|
1,15
|
1,15
|
Плотность жидкости ρж кг/м3
|
800
|
810
|
820
|
830
|
840
|
850
|
860
|
870
|
880
|
890
|
900
|
850
|
840
|
830
|
820
|
890
|
900
|
860
|
810
|
800
|
900
|
840
|
Динамическая вязкость нефти, μ, мПас
|
2,5
|
3
|
2
|
2,5
|
3
|
2
|
2,5
|
3
|
2
|
2,5
|
3
|
2
|
2,5
|
3
|
2
|
2,5
|
3
|
2,5
|
3
|
2,5
|
3
|
3
|
Коэффициент пористости m, доли единиц
|
0,21
|
0,22
|
0,23
|
0,19
|
0,18
|
0,24
|
0,17
|
0,25
|
0,21
|
0,22
|
0,23
|
0,19
|
0,18
|
0,24
|
0,17
|
0,19
|
0,18
|
0,17
|
0,22
|
0,21
|
0,23
|
0,18
|
Коэффициент сжимаемости нефти βн, 1/Па
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
9,2 10-10
|
Коэффициент сжимаемости породы βп, 1/Па
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
3,2 10-10
|
Условный радиус контура питания Rk, м
|
400
|
500
|
300
|
400
|
500
|
300
|
400
|
500
|
300
|
400
|
500
|
300
|
400
|
500
|
300
|
300
|
400
|
400
|
500
|
400
|
500
|
500
|
Диаметр скважины по долоту Dд, мм
|
280
|
290
|
300
|
270
|
280
|
290
|
300
|
270
|
280
|
290
|
300
|
270
|
280
|
290
|
300
|
280
|
290
|
300
|
290
|
280
|
300
|
280
| |
Скачать 158 Kb.