Расчет давления в забое скважин, работающих в условиях естественного напорного режима. Расчет давления в забое скважин, работающих в условиях естествен. Практическая работа Расчет давления в забое скважин, работающих в условиях естественного напорного режима

• Название: Практическая работа Расчет давления в забое скважин, работающих в условиях естественного напорного режима
• Анкор: Расчет давления в забое скважин, работающих в условиях естественного напорного режима
• Дата: 28.04.2023
• Размер: 217.19 Kb.
• Имя файла: Расчет давления в забое скважин, работающих в условиях естествен.docx
• Тип: Практическая работа; #1096328

Министерство науки и высшего образования

Российской Федерации

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт «Недропользования»

Кафедра «Нефтегазовое дело»

Практическая работа 7.
Расчет давления в забое скважин, работающих в условиях естественного напорного режима

Выполнил

студент группы НДб-20-2 ________ Холмирзоев Т.А.

Принял

к.т.н., преподаватель ________ Молокова С.В.

Иркутск 2022

Задание:

Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого имеет форму, близкую к форме круга, окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру месторождение. При разработке месторождения нефть будет вытесняться водой, поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим. Считается, что в пределах нефтяной залежи режим жестко водонапорный. Исходные данные приведены в табл.

 Количество воды q_ЗВ, поступающей из законтурной части месторождения в его нефтенасыщенную часть, определяется по закону:



Рис. 1 График изменения количества воды qЗВ, поступающей из законтурной части месторождения на различных этапах его эксплуатации

1) В период 0 – разбуривания месторождения .

2) В период – стабилизации отбора жидкости .

3) В период – падения отбора жидкости .

Наименование исходных параметров	Обозначение, размерность	Значение
		4
Радиус контура нефтеносности	R, м	3300
Начальное пластовое давление в нефтяной залежи и на контуре нефтеносности	p∞, МПа	23
Проницаемость пласта в законтурной водоносной области	k, м2	0,11 10-12
Вязкость воды	Па с	1 10-3
Коэффициент упругоёмкости водоносной области	1/Па	1 10-10
Толщина водоносного пласта	h, м	13
Продолжительность периода разбуривания месторождения	t1, годы	2,75
Время окончания стабилизации расхода поступающей из законтурной области воды	t2, годы	4,75
Время истощения энергии упругости законтурной водоносной области	t3, годы	7,75
Темп нарастания расхода воды		6.7 10-10

1. Вычисляем пьезопроводность пласта



2. Вычисляем безразмерное время для трёх периодов:

– безразмерное время окончания периода разбуривания месторождения,

– безразмерное время окончания периода стабилизации отбора жидкости

– безразмерное время истощения энергии упругости законтурной водоносной области

– текущее безразмерное время, вычисляем для каждого значения из таблицы и подставляем в нее (см. табл. 1).

3. Определяем интеграл Дюамеля для времен соответственно:



– значение интеграла Дюамеля.

Для произвольного интеграл Дюамеля приближенно вычисляется по формуле:



Вычисляем значение интеграла для каждого периода времени и заполняем таблицу (см. таблицу 1)

4. Вычисляем значения давления на контуре залежи P_кон на различные промежутки времен, используя следующие формулы:



Заполненная таблица 2:



5. Строим график зависимости контурного давления от времени:



6. Вывод: Выполнив практическую работу №7, закрепил теоретические знания, полученные на лекциях. Было выделено 3 периода разработки месторождения: разбуривание, стабилизация и падение отбора жидкости. Давление падает, начиная с первого этапа и по третий этап разработки, включительно. Снижение давления на всём этапе разработки можно объяснить увеличением количества эксплуатационных скважин. Систему ППД необходимо подключать на первом этапе разработки, т.к. с первого этапа идёт уменьшение пластового давления.