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 Rн - 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.;

rс – радиус центральной скважины, rc =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=Рплз 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=Рплз 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=Рплз 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 Qp Q3 Q4Q, т/сут

 

 


ΔP1 (Δh1)

 

ΔP2 (Δh2)

Δ Pp

 

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 Pр (hр) и Qр. По уравнению притока определяют коэффициент продуктивности:

или

где К – коэффициент продуктивности, т/сут МПа;

Qр, Δ Pр и Δhр –соответственно дебит, депрессии давлений и уровней, определенные по индикаторной диаграмме;

ρж – 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;

Rк – условный радиус контура питания, м;

rc – радиус скважины, м;

φс – коэффициент гидродинамического несовершенства скважины.

 

 



Поделиться:




Поиск по сайту

©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2018-01-31 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных


Поиск по сайту: