Методические указания к решению задачи 1.2

1.По данным таблицы 2 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 2.

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;

,  и  - 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:

гидропроводность:

                проницаемость:

 

Задача 1.3.

Нефтяная скважина после остановки исследована на приток путем снятия кривой восстановления давления (КВД). Забойное давление больше давления насыщения. Данные исследования скважины даны в таблицах 4 и 5.

Следует определить проницаемость пород, гидропроводность, пьезопроводность, приведенный радиус скважины, коэффициент продуктивности.

Таблица 4. Данные исследования скважин

 

 

 

 

Номер точки	Время t, с	Номера вариантов
		1-4	5-8	9-12	13-15
		Изменение забойного давления, Pзаб, МПа
1	60	9,91	9,91	9,91	9,91
2	120	10,15	10,15	10,15	10,15
3	180	10,37	10,37	10,37	10,37
4	300	10,80	10,80	10,80	10,80
5	600	Н,5	11,5	11,5	11,5
6	1200	12,05	12,05	12,05	12,05
7	1800	12,25	12,25	12,25	12,25
8	2700	12,45	12,45	12,45	12,45
9	3600	12,55	12,55	12,55	12,55
10	5400	12,66	12,66	12,66	12,66
11	7200	12,69	12,70	12,71	12,72
12	10800	12,72	12,24	12,76	12,78
13	14400	12,75	12,28	12,81	12,82
14	18000	12,77	12,815	12,84	12,88
15	25200	12,80	12,84	12,91	12,93
16	36000	12,85	12,90	12,95	13,01

Таблица 5. Характеристика скважины (варианты 1-8)

 

Параметры	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8
Дебит скважины до остановки Q, т/сут	75	78	82	85	89	95	100	60
Забойное давление до остановки Рзаб.о, МПа	9,7	9,7	9,7	9,7	9,7	9,7	9,7	9,7
Мощность пласта h, м	10	18	16	14	12	10	20	18
Объемный коэффициент b	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2
Плотность жидкости ρ ж, кг/м3	800	810	820	830	840	850	860	870
Динамическая вязкость нефти, µ, мПас	2,5	3	2	2,5	3	2	2,5	3
Коэффициент пористости m, доли единиц	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
Коэффициент сжимаемости нефти βн, 1/МПа	9,2х 10-4	9,2х 10-4	9,2х 10-4	9,2х 10-4	9,2х 10-4	9,2х 10-4	9,2х 10-4	9,2х 10-4
Коэффициент сжимаемости породы βп 1/МПа	3,2х 10-4	3,2х 10-4	3,2х 10-4	3,2х 10-4	3,2х 10-4	3,2х 10-4	3,2х 10-4	3,2х 10-4
Условный радиус контура питания Rk, м	300	400	500	300	400	500	300	400
Диаметр скважины по долоту Dд, мм	300	300	300	300	300	300	300	300

 

Таблица 5. Характеристика скважины (варианты 9-15)

 

Параметры	Варианты
	9	10	11	12	13	14	15
Дебит скважины до остановки Q, т/сут	65	70	73	87	90	105	110
Забойное давление до остановки Рзаб.о, МПа	9,7	9,7	9,7	9,7	9,7	9,7	9,7
Мощность пласта h, м	16	14	12	10	20	18	16
Объемный коэффициент b	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15
Плотность жидкости ρ ж, кг/м3	880	890	900	850	840	830	820
Динамическая вязкость нефти, µ, мПас	2	2,5	3	2	2,5	3	2
Коэффициент пористости m, доли единиц	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
Коэффициент сжимаемости нефти βн, 1/МПа	9,2х 10-4	9,2х 10-4	9,2х 10-4	9,2х 10-4	9,2х 10-4	9,2х 10-4	9,2х 10-4
Коэффициент сжимаемости породы βп 1/МПа	3,2х 10-4	3,2х 10-4	3,2х 10-4	3,2х 10-4	3,2х 10-4	3,2х 10-4	3,2х 10-4
Условный радиус контура питания Rk, м	500	300	400	500	300	400	500
Диаметр скважины по долоту Dд, мм	300	300	300	300	300	300	300