нефтяная скважина. Нефтяная скважина исследована на приток при четырех установившихся режимах ее работы
 Скачать 3.87 Kb.
|
Нефтяная скважина исследована на приток при четырех установившихся режимах ее работыУсловиеНефтяная скважина исследована на приток при четырех установившихся режимах ее работы. Для каждого режима, замерены дебит и забойное давление. Определить коэффициенты продуктивности, гидропроводность, коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта. Результаты исследования и данные по скважине даны в таблицах 9,10 Таблица 9 Результаты исследования скважины Режимы работы скважины Пластовое давление Рпл, МПа Забойное давление Рз, МПа Депрессия Р = Рпл – Рз Дебит жидкости Qж, т/сут Номера вариантов 6 – 10 1 18 15,6 2,4 56 2 18 13,8 4,2 110 3 18 11,6 6,4 180 4 18 8,9 9,1 270 Таблица 10 Данные по скважине Номера вариантов Наименование исходных данных Эффективная мощность пласта h, м Условный радиус контура питания Rк, м Диаметр скважины по долоту Dд, мм Плотность жидкости pж, кг/м3 Динамическая вязкость нефти µ, мПа·с Объемный коэффициент нефти b Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φс 8 10 300 300 880 1,4 1,2 0,8 Решение1 По данным таблицы 7 строим в масштабе индикаторную диаграмму в координатах P – Q. Для этого определяют депрессии давлений Р для каждого режима – заполняем таблицу 9. Рисунок 6 – Индикаторная диаграмма 2 Определяем коэффициент продуктивности скважины. Для этого берем произвольно одну точку на прямоугольном участке индикаторной линии и определяют соответствующие им значения Pр и Qр . По уравнению притока определяют коэффициент продуктивности: Кр=QрΔрр, т/сут · МПа. Кр=1806,4=28,13 т/сут· МПа=0,3256·10-6кг/с·Па 3. Зная коэффициенты продуктивности, можно определить гидропроводность и коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта из формул Дюпюи и уравнения притока: К=Кр⋅μ⋅b⋅lnRkrc2⋅π⋅h⋅ϕс⋅ρж, мкм2 К=0,3256·10-6⋅1,4·10-3⋅1,2⋅ln3000,12⋅3,14⋅10⋅0,8⋅880=0,1 мкм2 где Rк – условный радиус контура питания, м; rс – радиус добывающей скважины, м; h – эффективная мощность пласта, м; µ - динамическая вязкость нефти, мПа · с; b – объемный коэффициент нефти; - коэффициент гидродинамического несовершенства скважины. 4 |