Раздел 5. Линейная фильтрация газа.
5.2. Построить кривую распределения давления вокруг скважины в случае плоскорадиального движения газа по линейному закону фильтрации при следующих исходных данных:
|
№ варианта |
h, м |
k, мкм2 |
μ, мПа·с |
rс, см |
rк, м |
Рс, МПа |
Qат, м3/сут |
|
25 |
15 |
0,23 |
1,2 |
10 |
350 |
19 |
8800 |
Решение:
Найдем для заданного расхода газа Рк:
Составим
таблицу распределения давления в
зависимости от расстояния от скважины:
|
Расстояние от скважины,м. |
Давление, МПа |
|
150 |
19,21 |
|
200 |
19,22 |
|
250 |
19,23 |
|
300 |
19,24 |
|
350 |
19,25 |
Построим
график распределения давления вокруг
скважины:
Раздел 6. Установившееся движение газированной жидкости.
Задача 6.2. Найти фазовые проницаемости для нефти и газа, сумму относительных проницаемостей, а также отношение скоростей движения жидкости и газа, зная, что насыщенность жидкости порового пространства σ=65 %., абсолютная проницаемость горной породы k=0,4 мкм2, вязкость μж=7мПа·с, вязкость газа μг=0,3мПа·с. Пористая среда представлена несцементированным песком.
Решение:
По графикам (приложение, рис.7) при σ=65 % kн =0,23; kг =0,17
Фазовая проницаемость:
kн =0,23х0,4=0,092 мкм2
kг =0,17х0,4=0,068 мкм2
Относительная проницаемость:
kн= kн/ k=0,23/0,4=0,575мкм2
kг= kг/ kг=0,17/0,4=0,425мкм2
Раздел 7. Движение жидкости к гидродинамически несовершенным скважинам
7.2.
Определить дебит скважины, гидродинамически
несовершенной по характеру вскрытия
пласта. Радиус скважины rс=10
см, радиус контура питания пласта
rк=400м.,
коэффициент проницаемости k=0,9
мкм2,
толщина пласта h=13м.,
вязкость нефти μ=10,5
мПа·с, пластовое давление Рк=21МПа,
забойное давление Рс=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 . До остановки скважина работала с установившимся дебитом Q.
|
№ варианта |
h, м |
μ, мПа·с |
Q, м3/сут |
|
25 |
5 |
3,9 |
90 |
-
25 вариант
t, мин
Р, МПа
^Р, МПа
Ln,t
0
10,173
0
15
10,442
0,269
2,7
30
10,526
0,353
3,4
45
10,565
0,392
3,8
60
10,619
0,446
4,1
90
10,703
0,530
4,5
120
10,792
0,619
4,8
150
10,890
0,717
5
165
10,963
0,790
5,1
1230
12,665
1,862
7,1
2880
14,078
3,905
8
4490
14,550
4,377
8,4
6000
14,670
4,497
8,7
6940
14,685
4,512
8,8
8640
14,750
4,577
9,1
10174
14,767
4,594
9,2
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
