АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Фильтрация двухфазной жидкости

Читайте также:
  1. Внутренняя (синовиальная) мембрана имеет многочисленные складки, что существенно увеличивает поверхность для образования синовиальной жидкости.
  2. ГЛОМЕРУЛЯРНАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ
  3. Клубочковая ультрафильтрация.
  4. Клубочковая фильтрация
  5. Клубочковая фильтрация
  6. КЛУБОЧКОВАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ И ФАКТОРЫ ЕЕ ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ
  7. Лекция 16. Поверхность жидкости.
  8. Плотность промывочной жидкости.
  9. Раздел 5. Линейная фильтрация газа.
  10. Течение вязкой жидкости. Формула Пуазейля.
  11. Фаза – Клубочковая фильтрация.
  12. Фильтрация

Определить коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины, эксплуатирующийся при фильтрации по пласту двухфазного потока (нефть и газ). Исходные данные в таблицах 3.1.,3.2, 3.3.

Таблица 3.1

Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы

Режим Qж, м3/сут Qн, м3/сут Газовый фактор Давление, МПа
м3/т м3/ м3 Рпл Рзаб
  14,3 12,2     7,8 6,7
  18,7 16,3     7,8 6,2
  22,5 19,8     7,8 5,75
  26,1 23,6     7,8 5,44

Таблица 3.2

Значения () при различных режимах работы скважины

Наименование Режим
       
Среднее давление (Рпл+ Рзаб)/2, МПа 7,25   6,775 6,62
Произведение (), мПа·с 2,32 2,35 2,42 2,45

Таблица 3.3

Исходные данные

  Давление насыщения PНАС 13,2 МПа
  Эффективная толщина пласта ЭФ 6,5 м
  Вязкость нефти 8,4 мПа·с
  Радиус контура питания   м
  Радиус скважины   мм
  Объемный коэффициент нефти 1,31 -
  Коэффициент несовершенства скважины 4,1 -
  Вязкость газа 0,018 мПа·с
  Плотность дегазированной нефти   кг/м3


Решение:

Определим коэффициент α, характеризующий соотношение свойств нефти и газа в пластовых условиях.

Значит, для вычисления ΔН необходимо использовать следующие зависимости Н* (Р*):

α = 0,005

Для рассматриваемой залежи строим графики зависимостей:

Из вспомогательного графика в координатах Г (Р) (рисунок 3.1) следует, что все точки режимов (РПЛ, Г и РЗАБ, Г) располагаются в области Р* < 15. Поэтому расчеты ΔН надо проводить по формуле (3.1).

где α = 0,375. (3.1)

 

Рис. 3.1. Вспомогательный график при α = 0,005.

 

Таблица 3.4

Данные для построения индикаторной кривой в координатах Qж - ΔН

Режим ΔР·105, Па α · ΔР, Па ·10-3, Па·с с-1 Qж·10-5, м3/с
      2,32 1,77802 16,5509
      2,35 2,55319 21,6435
  20,5   2,42 3,17665 26,0417
  23,6   2,45 3,61224 30,2083

 

По полученным данным (табл. 3.4) построим индикаторную диаграмму (рис. 3.2.).

Рис. 3.2. Индикаторная кривая по скважине.

Полученные точки режимов аппроксимируем полиноминально уравнением кривой, выходящей из начала координат.

Определим коэффициент продуктивности скважины η’:

.

Определим коэффициент проницаемости:

 


1 | 2 | 3 | 4 |

Поиск по сайту:

Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.006 сек.)