ЗАДАЧА №1. Рассчитайте продолжительность разработки круговой залежи нефти. Исходные данные приведены в таблице 2.

Продолжительность разработки месторождения определяется поэтапно. Каждый этап разработки соответствует продолжительности перемещения расчетного контура нефтеносности от его начального положения до линии первого ряда скважин R₁, от линии первого ряда до линии второго ряда R₂ и так далее (см. рис.1).

1. Рассчитывается запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки:

,

где R_н - радиус начального контура нефтеносности, (см. рис1.);

R₁,R₂ … - радиус первого, второго и т.д. эксплуатационных рядов, м (рис.1);

h – мощность пласта, м;

m – коэффициент пористости, доли ед.;

r_с – радиус центральной скважины, r_c =0,01 м.

 

 

 

 

Рис.1 - Схема расположения скважин круговой залежи

- скважина

S- расстояние между скважинами

 

2. Общие запасы нефти определяются по формуле:

3. Определяется число скважин в каждом ряду

,

где S - расстояние между скважинами, м.

4. Определяется суммарный дебит для каждого ряда Q₁, Q₂, Q₃ по формуле

и т.д.

5. Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки

первый этап:

второй этап:

третий этап:

6. Определяется продолжительность этапов разработки

;

7. Общая продолжительность разработки залежи нефти

Таблица 2-Исходные данные

Наименование исходных данных	Варианты
Радиус начального контура нефтеносности Rн, м
Радиусы эксплуатационных рядов: - первого ряда R1
- второго ряда R2
- третьего ряда R3
Расстояние между скважинами S, м
Мощность пласта h,м							2,5	8,3	6,4		13,5	7,8	5,5	6,9	12,4
Средний коэффициент пористости m, %
Предельно допустимый дебит скважины q, м3/сут
Наименование исходных данных	Варианты
Радиус начального контура нефтеносности Rн, м
Радиусы эксплуатационных рядов: - первого ряда R1
- второго ряда R2
- третьего ряда R3
Расстояние между скважинами S, м
Мощность пласта h,м	11,5	9,4	8,7	6,8	8,8	9,2	10,5	14,2	16,3		11,9	12,8	13,6	14,7
Средний коэффициент пористости m, %
Предельно допустимый дебит скважины q, м3/сут

 

 

ЗАДАЧА №2.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 исследований скважины даны в таблицах 3, 4.

 

Таблица 3. Данные исследования скважин

 

Режимы работы скважин	Номера вариантов 1-5
Статический уровень hст, м	Динамический уровень hдин, м	Депрессия h= hдин - hст, м	Дебит жидкости Q, т/сут
				6,3
				8,4
				11,8
Режимы работы скважин	Номера вариантов 6-10
Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление Рз, МПа	Депрессия Р=Рпл-Рз	Дебит жидкости Q, т/сут
		23,1		65,4
		23,95
		25,7
				12,5
Режимы работы скважин	Номера вариантов 11-15
Статический уровень hст, м	Динамический уровень hдин, м	Депрессия h= hдин - hст, м	Дебит жидкости Q, т/сут
				3,5
				5,6
				8,8
				11,2
Режимы работы скважин	Номера вариантов 16-20
Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление Рз, МПа	Депрессия Р=Рпл-Рз	Дебит жидкости Q, т/сут
		15,6
		13,8
		11,6
		8,9
Режимы работы скважин	Номера вариантов 21-30
Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление Рз, МПа	Депрессия Р=Рпл-Рз	Дебит жидкости Q, т/сут
		14,8		50,2
		13,5		105,4
		11,8		176,1
		9,1		289,8

 

Таблица 4-Исходные данные

Наименование исходных данных	Номера вариантов
Эффективная мощность пласта h, м
Условный радиус контура питания Rк, м
Диаметр скважины по долоту Dд, мм
Плотность жидкости ρж, кг/м3
Динамическая вязкость нефти μ, мПа·с	1,4	1,3	1,2	1,1	1,2	1,3	1,2	1,5	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	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	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
Наименование исходных данных	Номера вариантов
Эффективная мощность пласта h, м	10,8	11,4	12,4	13,5	14,6	10,8	11,4	12,4	13,5	14,6	10,8	11,4	12,4	13,5	14,6
Условный радиус контура питания Rк, м
Диаметр скважины по долоту Dд, мм
Плотность жидкости ρж, кг/м3
Динамическая вязкость нефти μ, мПа·с	1,4	1,3	1,2	1,1	1,2	1,3	1,2	1,5	1,5	1,1	1,4	1,2	1,3	1,4	1,5
Объемный коэффициент нефти b	1,12	1,12	1,14	1,16	1,15	1,16	1,18	1,19	1,2	1,12	1,11	1,13	1,2	1,15	1,14
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины, φс	0,75	0,7	0,75	0,7	0,75	0,7	0,75	0,7	0,75	0,7	0,75	0,7	0,75	0,7	0,75

Указания к решению задачи

 

Для решения задачи необходимо по данным таблицы 3 на бумаге размером не менее полной страницы тетрадного листа построить индикаторную диаграмму в координатах Δh- Q или ΔР – Q, в зависимости от исходных данных. Для этого определяют депрессии давлений ΔР или изменение уровней Δh для каждого режима – заполняют таблицу 3.

 

 

0Q₁ Q₂ Q_p Q₃ Q₄Q, т/сут

 

 

ΔP₁ (Δh₁)

 

ΔP₂ (Δh₂)

Δ P_p

 

ΔP₃ (Δh₃)

 

 

ΔP₄ (Δh₄)

 

Рис. 2 - Форма индикаторной диаграммы в координатах ΔР-Q или Δ h-Q

 

 

Находят коэффициент продуктивности скважины. Для этого берут произвольно одну точку на прямоугольном участке индикаторной линии, например точка 1. (см. рис. 2) и определяют соответствующие им значения Δ P_р (h_р) и Q_р. По уравнению притока определяют коэффициент продуктивности:

или

где К – коэффициент продуктивности, т/сут МПа;

Q_р, Δ P_р и Δh_р –соответственно дебит, депрессии давлений и уровней, определенные по индикаторной диаграмме;

ρ_ж – плотность жидкости, кг/м³.

Зная коэффициенты продуктивности, можно определить гидропроводность и коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта из соотношения формул Дюпюи и уравнения притока:

 

 

где к – коэффициент проницаемости, мкм²;

h – эффективная мощность пласта, м;

μ – динамическая вязкость нефти, мПа·с;

b – объемный коэффициент нефти;

R_к – условный радиус контура питания, м;

r_c – радиус скважины, м;

φ_с – коэффициент гидродинамического несовершенства скважины.