LABA_2_2 (копия). Направление (21. 03. 01) нефтегазовое дело профиль разработка месторождений углеводородов лабораторная работа 2 Метод исследования скважины по кривой нарастания (восстановления) давления

• Название: Направление (21. 03. 01) нефтегазовое дело профиль разработка месторождений углеводородов лабораторная работа 2 Метод исследования скважины по кривой нарастания (восстановления) давления
• Дата: 14.11.2022
• Размер: 30.72 Kb.
• Имя файла: LABA_2_2 (копия).docx
• Тип: Лабораторная работа; #788619

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

ФГАОУ ВПО «КАЗАНСКИЙ (ПРИВОЛЖСКИЙ) ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФГАОУ ВО «КАЗАНСКИЙ (ПРИВОЛЖСКИЙ) ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
НАПРАВЛЕНИЕ (21.03.01) ― НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО
ПРОФИЛЬ ― РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Лабораторная работа №2
Метод исследования скважины по кривой нарастания (восстановления) давления

Работу выполнили:

Студент ИГиНГТ 3 курса

группы 03-010

Мазитов Денис Русланович
Студент ИГиНГТ 3 курса

группы 03-010

Хасан Ахмед Абдулла Яхья

Работу проверил:

Волков Юрий Васильевич

Казань – 2022

Цель работы:

обучиться методу исследования скважины по кривой восстановления давления; определить: коэффициент несовершенства скважины (С), коэффициент проницаемости в удаленной зоне (К_уд).

Таблица 1.

Данные обработки результатов по кривой нарастания давления.

Pзаб2	lg(t)
4844,16
12321	1,477121255
25632,01	1,77815125
44986,41	2,079181246
49284	2,477121255
51211,69	2,77815125
52441	2,954242509
53824	3,556302501
54195,84	3,857332496
54756	4,033423755
54849,64	4,158362492
55037,16	4,255272505
55084,09	4,334453751
55131.04	4,401400541
56358,76	4,857332496
56834,56	5,004321374
57121	5,200029267
57600	5,263636069
57648,01	5,28780173
57792,16	5,387389826
57984,64	5,620136055
58612,41	5,705007959
58709,29	5,770852012
58854,76	5,829946696
59000,41	6,012837225
59049	6,053078443
59049	6,080987047

Таблица 2.

Исходные данные

Q, тыс.м3/сут.	1300
Тпл, К0	311,5
μ, сПз	0,014
b, сут/тыс. м3	0,0148
Z	1
h, м	40
Pатм, кгс/см2	1,03

Ход работы;

1. 
   Построим кривую восстановления давления, зависимость P_заб² от lg(t).
   

По полученному графику проведем касательную и получим значение α (отрезок, отсекаемый на оси ординат) и β (тангенс угла наклона).

α = 36000

β=

По найденным значениям α и βрассчитаем следующие параметры пласта:

2. 
   Гидропроводность
   

где:

К_уд– коэффициент проницаемости удаленной зоны пласта, определенный по кривой нарастания давления или кривой стабилизации давления и дебита;

Q_o – дебит скважины перед остановкой, тыс.м³ /сут;

μ– вязкость газа в пластовых условиях, мПа•с (спз);

T_пл– пластовая температура, К;

Т_ст– стандартная температура, 293 К;

Р_ат– атмосферное давление, 1,03 кг/см² ;

Z – коэффициент сверхжимаемости;

h – эффективная мощность пласта, м;

r_c– радиус скважины по долоту, м;

m – коэффициент пористости в долях единицы;

P_заб.о– абсолютное забойное давление перед остановкой скважины, МПа (кгс/см² ).

2. 
   Вычислим коэффициент проницаемости в удаленной зоне продуктивного пласта (К_уд)
   

К_уд= 42,4 (дарси)

K_уд=

2. 
   Вычислим отношение пьезопроводности к приведенному радиусу скважины
   

2. 
   Вычислим коэффициент несовершенства скважины (С):
   

С = 1,15( )=

1,15( 0,00038

Вывод

В ходе данной работы мы изучили скважину по кривой восстановления давления и определили коэффициенты проницаемости в удаленной зоне (K_уд= 49 мД) и несовершенства скважины (С = 0,00038).