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
	1		2		3	4		5			6		7	8		9			10		11		12	13		14	15
Радиус начального контура нефтеносности Rн, м	3200		2700		2400	2000		2500			3000		2942	3054		3858			4020		2433		3045	2633		2804	2342
Радиусы эксплуатационных рядов: - первого ряда R1	2700		2350		1900	1600		2100			2400		2092	2540		3043			3222		1726		2419	2153		2395	2108
- второго ряда R2	2280		2000		1620	1200		1800			2000		1720	2031		2637			2940		1217		1953	1716		1835	1887
- третьего ряда R3	1930		1650		1380	800		1500			1600		1529	1590		2140			2000		800		1294	1357		1448	1552
Расстояние между скважинами S, м	600		600		400	300		400			300		500	300		400			500		400		350	450		550	600
Мощность пласта h,м	12		13		8	10		12			10		2,5	8,3		6,4			11		13,5		7,8	5,5		6,9	12,4
Средний коэффициент пористости m, %	18		20		18	13		14			12		19	13		15			18		22		14	19		23	24
Предельно допустимый дебит скважины q, м3/сут	75		90		60	40		50			50		85	72		83			94		105		63	75		82	92
Наименование исходных данных	Варианты
	16	17		18			19		20	21		22			23		24	25		26		27			28	29	30
Радиус начального контура нефтеносности Rн, м	2830	2920		2980			3037		2606	2537		2285			3437		3186	3675		3875		3468			3256	3489	3568
Радиусы эксплуатационных рядов: - первого ряда R1	2416	2448		2407			2344		2319	2140		1953			3028		2244	2747		3545		3029			2249	3038	3120
- второго ряда R2	2000	1995		1823			1817		1412	1824		1684			2624		1875	2239		2628		2241			1895	2254	2259
- третьего ряда R3	1603	1680		1596			1420		1263	1388		1332			2118		1428	1756		2216		2114			1436	1856	1956
Расстояние между скважинами S, м	380	480		580			600		455	420		390			480		360	520		480		360			520	480	360
Мощность пласта h,м	11,5	9,4		8,7			6,8		8,8	9,2		10,5			14,2		16,3	15		11,9		12,8			13,6	14,7	16
Средний коэффициент пористости m, %	16	20		22			25		21	18		16			23		20	19		22		20			19	23	21
Предельно допустимый дебит скважины q, м3/сут	69	77		86			98		73	70		56			87		92	95		86		87			86	87	89

 

 

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
1	580			690				4
2	580			750				6,3
3	580			830				8,4
4	580			920				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
1		28	23,1				65,4
2		28	23,95				55
3		28	25,7				32
4		28	27				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
1	500			640				3,5
2	500			730				5,6
3	500			890				8,8
4	500			990				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
1		18	15,6				56
2		18	13,8				110
3		18	11,6				180
4		18	8,9				270
Режимы работы скважин		Номера вариантов 21-30
		Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление Рз, МПа		Депрессия Р=Рпл-Рз		Дебит жидкости Q, т/сут
1		16	14,8				50,2
2		16	13,5				105,4
3		16	11,8				176,1
4		16	9,1				289,8

 

Таблица 4-Исходные данные

Наименование исходных данных	Номера вариантов
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Эффективная мощность пласта h, м	10	11	12	13	14	15	10	11	12	13	14	15	10	11	12
Условный радиус контура питания Rк, м	300	350	400	450	500	300	350	400	450	500	300	350	400	450	500
Диаметр скважины по  долоту Dд, мм	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300
Плотность жидкости ρж, кг/м3	880	870	860	850	840	830	820	810	800	810	820	830	840	850	860
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
	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
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	400	450	320	380	360	250	280	260	350	390	250	280	260	350	390
Диаметр скважины по  долоту Dд, мм	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300
Плотность жидкости ρж, кг/м3	900	920	880	950	820	800	850	870	930	790	800	850	870	930	790
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.