лаб1 - рус (1). Обработка результатов исследования нефтяных скважин при установившемся режиме

• Название: Обработка результатов исследования нефтяных скважин при установившемся режиме
• Дата: 18.11.2022
• Размер: 50.2 Kb.
• Имя файла: лаб1 - рус (1).docx
• Тип: Документы; #796787

Lab#1

1. Обработка результатов исследования нефтяных скважин при установившемся режиме

Нефтяная скважина исследована на приток при четырех установившихся режимах ее работы. Для каждого режима замерены дебит и забойное давление (или динамический уровень).

Определите коэффициенты продуктивности, гидропроводность, коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта.

Данные исследования скважины даны в таблицах 4 и 5.

Данные исследования скважин

Номера вариантов 1-4 Таблица 4

Режимы работы	Статический уровень, hст, м	Динамический уровень, hд, м	Депрессия ∆h=hд-hст, м	Дебит жидкости Q, т/сут
1	580	670		4,5
2	580	750		6,3
3	580	830		8,4
4	580	920		11,8

Номера вариантов 5-8

Режимы работы скважин	Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление	Депрессия ∆P=Pпл- Рз	Дебит жидкости Q, т/сут
1	28	23,1		65,4
2	28	23,95		55,0
3	28	25,7		32,0
4	28	27,0		12,5

Номера вариантов 9-12

Режимы работы скважин	Статический уровень, hст, м	Динамический уровень, hд, м	Депрессия ∆h=hд-hст, м	Дебит жидкости Q, т/сут
1	500	640		3,5
2	500	730		5,6
3	500	890		8,8
4	500	990		11,2

Номера вариантов 13-15

Режимы работы скважин	Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление	Депрессия ∆P=Pпл- Рз	Дебит жидкости Q, т/сут
1	18	15,6		56
2	18	13,8		110
3	18	11,6		180
4	18	8,9		270

Таблица 5. Характеристика скважины

Параметры	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8
Эффективная мощность пласта,	10	11	12	13	14	15	10	11
Условный радиус контура питания Rк, м	300	350	400	450	500	300	350	400
Диаметр скважины по долоту D0,MM	300	300	300	300	300	300	300	300
Плотность жидкости рж,кг/м3	880	870	860	850	840	830	820	810
Динамическая вязкость нефти µ, мПа с	1,4	1,3	1,2	1,1	1,2	1,3	1,2	1,5
Объемный коэффициент нефти, b	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины, φс	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8

Продолжение Таблицы 5

Параметры	Варианты
	9	10	11	12	13	14	15
Эффективная мощность пласта,	12	13	14	15	10	11	12
Условный радиус контура питания Rк, м	450	500	300	350	400	450	500
Диаметр скважины по долоту	300	300	300	300	300	300	300
Плотность жидкости рж,кг/м3	800	810	820	830	840	850	860
Динамическая вязкость нефти µ, мПа с	1,1	1,1	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5
Объемный коэффициент нефти, b	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины, φс	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8

Методические указания к решению задачи

1. 
   По данным таблицы 4 на бумаге размером не менее полной страницы тетрадного листа строят в масштабе индикаторную диаграмму в координатах ∆h-Q или ∆P-Q, в зависимости от исходных данных. Для этого определяют депрессии давлений ∆Р или изменение уровней ∆h для каждого режима - заполняют таблицу 4.
   

Форма индикаторной диаграммы в координатах ∆h-Q или ∆P-Q

Рисунок 1.

2. 
   Находят коэффициент продуктивности скважины. Для этого берут произвольно одну точку на индикаторной линии, например точка 1 (см .рисунок 1) и определяют соответствующие им значения ∆Р_р (∆h_p) и Q_p.
   

По уравнению притока определяют коэффициент продуктивности:

или

где К - коэффициент продуктивности, Т/сут МПа;

𝑄_𝑝, ∆𝑃_𝑝 и ∆ℎ_𝑝 - соответственно дебит, депрессии давлений и уровней, определенные по индикаторной диаграмме.

3. 
   Зная коэффициенты продуктивности, можно определить гидропроводность и коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта из соотношения:
   

Задача 1.1
Глубина скважины, м - 1860

Радиус контура питания, м - 250

Радиус скважины по долоту, м - 0,124

Толщина пласта, м - 10

Объемный коэффициент нефти - 1,3

Вязкость пластовой нефти, мПа*с - 1,2

Плотность нефти, кг/м³ - 850

Пластовое давление, МПа - 30

Параметры индикаторной диаграммы:

Рзаб	27,0	25,7	23,9	23,1
Q	62,5	160,0	275	327,5
∆P= Рпл-Рзаб	3	4,3	6,1	6,9

4.1 Коэффициент продуктивности

4.2 Коэффициент проницаемости


,



4.3 Подвижность нефти

4.4. Гидропроводность