Методические рекомендации по решению задачи

Министерство образования И НАУКИ российской федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ государственное БЮДЖЕТНОЕ образовательное учреждение

Высшего образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте

Кафедра «Нефтегазовое дело»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

к выполнению контрольных работ по дисциплине: «Исследование скважин и пластов» для студентов направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

заочной формы обучения

Сургут, 2015

Методические указания к выполнению контрольных работ по дисциплине «Исследование скважин и пластов» для студентов всех форм обучения по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело» /сост. Янукян А.П.; Тюменский государственный нефтегазовый университет филиал ТюмГНГУ в г.Сургуте. – 10с.

Методические указания рассмотрены на заседании кафедры Нефтегазовое дело

(название кафедры)

Протокол № 1 « 1 » сентября 2015 г.

Зав. кафедрой ________________ Лушпеев В.А.

Методические указания разработал:

Янукян Арам Погосович

доцент, к.э.н

________________

(подпись)

Задача 1

Определить проницаемость пласта; коэффициент продуктивности скважин; время стабилизации режима работы скважины по следующим данным:

Таблица 1.1 – Общие исходные данные для всех вариантов:

Время восст., сек	490	980	1450	2450	6002,5	9800	13475	19625
lg(t)	2,69	2,99	3,16	3,39	3,78	3,99	4,13	4,25
∆P,атм	10,90	15,83	18,24	20,02	20,33	20,92	20,93	22,7

обводненность ᶯ₀ = 0%

Таблица 1.2 – Индивидуальные исходные данные по вариантам:

№	Q, м³/сут,	μ, мПа∙с	h,м	b_н
1.	70	6	12,0	1,1
2.	88	2	12,1	1,04
3.	120	3	12,4	1,08
4.	75	4	12,4	1,12
5.	72	5	11,4	1,17
6.	70	7	11,4	1,08
7.	67	2,3	14,4	1,09
8.	65	3,4	11,4	1,04
9.	67	4,2	12,4	1,11
10.	300	5,6	11,4	1,21
11.	175	3,3	12.4	1,3
12.	150	4	11,3	1,33
13.	125	4	11,3	1,12
14.	100	2	11,3	1,08
15.	275	6	13,3	1,22
16.	50	2,88	11,3	1,05
17.	25	3,24	11,3	1,21
18.	200	4,32	11,3	1,27
19.	175	5,33	13,3	1,09
20.	150	6,05	11,3	1,13
21.	125	5,6	11,3	1,26
22.	300	3,3	12,2	1,21
23.	275	4	12,2	1,16
24.	250	4	12,2	1,06
25.	225	2	13,2	1,25
26.	200	6	13,2	1,04
27.	175	2,88	13,2	1,07
28.	150	3,24	13,2	1,28
29.	125	2	13,2	1,18
30.	110	1	13,2	1,34

Методические рекомендации по решению задачи

Для примера возьмем следующие исходные данные:

Таблица 1.3 – Исходные данные по скважине

Время восст., сек	490	980	1450	2450	6002,5	9800	13475	19625
lg(t)	2,69	2,99	3,16	3,39	3,78	3,99	4,13	4,25
∆P,атм	10,90	15,83	18,24	20,02	20,33	20,92	20,93	22,7

дебит 175,6 м³/сут,

толщина пласта – 12,1 м,

объемным коэффициентом нефти 1,48

вязкость нефти - 0,75 МПа·с

обводненность ᶯ₀ = 0%

1. Строим график КВД по по координатам . При построении, началом координат и разницы давления будет является минимальное ( и ).

Рисунок 3.9 - Кривая восстановления давления

2. Проводим асимптоту по прямолинейному участку и по двум точкам определяем

3. Рассчитываем точку пересечения оси с асимптотой:

4. Рассчитываем коэффициент гидропроводности пласта:

Эта величина определяет ФЭС (фильтрационно-емкостные свойства пласта).

где:

Q_ж – м³/сут – дебит скважины;

b_ж – объемный коэффициент продукции скважин;

b_н – объемный коэффициент нефти;

Если , то ;

5. Вычисляем коэффициент подвижности пласта

6. Определяем проницаемость пласта:

где: если , то

7. Вычислим относительную пьезопроводность пласта:

8. Вычисляем коэффициент пьезопроводности пласта:

где: упругоемкость пласта , принимаем равным ;

9. Определяем приведенный радиус скважины:

см

10. Определяем функцию:

11. Вычисляем функцию:

12. Вычисляем коэффициент продуктивности скважин:

13. Определяем время стабилизации режима:

Задача 2

1. Определить продуктивность скважины.

2. Определить проницаемость пласта для найденной продуктивности.

3. Определить, загрязнен ли пласт или имеет активизированную призабойную зону?

Таблица 2.1 – Индивидуальные исходные данные по вариантам:

№

Q, м³/сут,

μ, мПа∙с

h,м

В,

k , мД (по керну)

R _к ,

r _с

P_ПЛ, МПа

P_ЗАБ, МПа

12,0

1,1

200

700

0,1

12,1

1,14

600

0,1

120

12,4

1,08

500

0,1

12,4

1,12

750

450

0,1

11,4

1,27

725

400

0,1

11,4

1,08

700

350

0,1

2,3

14,4

1,29

675

700

0,1

3,4

11,4

1,04

650

600

0,1

30,1

4,2

12,4

1,11

500

0,1

28,4

10.

300

5,6

11,4

1,21

600

450

0,1

31,2

11.

175

3,3

12.4

1,3

575

400

0,1

24,1

12.

150

11,3

1,33

550

350

0,1

28,7

13.

125

11,3

1,12

525

700

0,1

26,5

14.

100

11,3

1,08

500

600

0,1

27,2

15.

275

13,3

1,22

475

500

0,1

16.

2,88

11,3

1,05

450

0,1

17.

3,24

11,3

1,21

425

400

0,1

18.

200

4,32

11,3

1,27

400

350

0,1

19.

175

5,33

13,3

1,09

375

700

0,1

30,1

20.

150

6,05

11,3

1,13

350

600

0,1

28,4

21.

125

5,6

11,3

1,26

325

500

0,1

31,2

22.

300

3,3

12,2

1,21

300

450

0,1

24,1

23.

275

12,2

1,16

275

400

0,1

24.

250

12,2

1,06

250

350

0,1

25.

225

13,2

1,25

225

700

0,1

26.

200

13,2

1,04

200

600

0,1

30,1

27.

175

2,88

13,2

1,07

175

500

0,1

30,1

28.

150

3,24

13,2

1,28

150

450

0,1

28,4

29.

125

13,2

1,18

125

400

0,1

31,2

30.

110

13,2

1,34

100

350

0,1

30,1

Методические рекомендации по решению задачи

1. Определение продуктивности по формуле:

2. Находим среднюю проницаемость пласта:

3. По формуле определим скин-эффект:

Если скин-эфеект отрицательный – то состояние призабойной зоны улучшилось, если положительный – то призабойная зона загрязнена.

Методические указания к выполнению контрольных работ по дисциплине «Исследование скважин и пластов» для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело заочной формы обучения

Составитель: доцент, к.э.н. Янукян А.П.

Подписано к печати	Бум. писч. № 1
Заказ №	Уч. изд.л.
Формат 60/90 1/16	Усл. печ.л.
Отпечатано на RISO GD 3750	Тираж 50 экз.

Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 608; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

Мы поможем в написании ваших работ!