Раздел 7. Движение жидкости к гидродинамически несовершенным скважинам

7.2. Определить дебит скважины, гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия пласта. Радиус скважины r_с=10 см, радиус контура питания пласта r_к=400м., коэффициент проницаемости k=0,9 мкм², толщина пласта h=13м., вязкость нефти μ=10,5 мПа·с, пластовое давление Р_к=21МПа, забойное давление Р_с=16 МПа. Эксплуатационная колонна и пласт вскрыты пулевым перфоратором с диаметром пуль d₀=20мм, и глубиной проникновения пуль в породу на =4см. Плотность перфорации n=19отв/м. Определить дебит скважины без учета её гидродинамического несовершенства.

Решение:

Гидродинамическое несовершенство скважины по степени вскрытия пласта учитывается коэффициентом С₁, по характеру вскрытия – С₂.

В нашем случае скважина несовершенна по характеру вскрытия

Коэффициент С₂ можно определить по графикам В.И. Щурова:

,

где - глубина проникновения пуль в породу.

№ кривой на рис.9 или 10 для определения коэффициента С₂ выбирается в соответствии с параметром α по табл.10 (учебно-методического пособия).

,

где d – диаметр пуль (перфорационных отверстий).

Следовательно, номер кривой – 7.

С₂=1,8.

Дебит скважины:

Дебит скважины без учета гидродинамического несовершенства:

Раздел 8. Гидродинамические исследования скважин при неустановившихся режимах.

8.1. В результате исследования добывающей скважины на неустановившихся режимах получены значения забойного давления в различные моменты времени после остановки скважины. Определить фильтрационные параметры пласта, если известно, что в пласте толщиной h фильтруется нефть вязкостью m. До остановки скважина работала с установившимся дебитом Q.

Решение:

Строится график в координатах ΔР – ln t (ΔР = Рt – Р0).

В качестве прямолинейного принимаем участок (точки 11 – 15).

Уклон выделенного прямолинейного участка

Гидропроводность пласта

Проницаемость пласта

Раздел 9. Неустановившееся движение жидкости при работе скважин с переменным дебитом

9.1. Определить величину пластового давления в точке А (x₀, y₀), расположенной в бесконечном изотропном пласте, в котором работают две скважины (первая – добывающая, вторая – нагнетательная). Скважины работают с переменным дебитом. Толщина пласта h, проницаемость k, пористость m, коэффициенты объемного сжатия жидкости β_ж и горной породы β_п, вязкость жидкости μ = 1 мПа×с, начальное пластовое давление Р_{пл 0}.

№ варианта

q1, м3/сут

интервалы времени, сут

q2, м3/сут

интервалы времени, сут

h, м

k, мкм2

0,47

 

№ варианта	m, %	βп, 10-10 1/Па	βж, 10-10 1/Па	Р0, МПа	Координаты скважин, м
x0	y0	x1	y1	x2	y2
			7,8

Решение:

Находим коэффициент пьезопроводности:

Находим расстояние между добывающей скважиной и точкой А:

Находим расстояние между нагнетательной скважиной и точкой А:

Находим изменение давления, вызванное работой фиктивных добывающих скважин:

Суммарное изменение давления:

Находим изменение давления, вызванное работой фиктивных нагнетательных скважин:

Суммарное изменение давления:

Пластовое давление в точке А:

1 | 2 | 3 | 4 |

Поиск по сайту:

---