Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Методичка(копия_резервная).doc

Скачиваний:

Добавлен:

01.05.2025

Размер:

8 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 12 / 362 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

Данные «давление – время», полученные после обработки диаграммы давления

№ пп	Р_с, МПа	t, с	№ пп	Р_с, МПа	t, с
1	11,00	0	12	26,12	16741
2	11,55	955	13	26,44	17330
3	13,02	1905	14	26,48	18008
4	14,86	2907	15	26,61	19198
5	17,62	4820	16	26,75	20077
6	19,93	6766	17	26,82	21680
7	21,88	8739	18	26,85	23863
8	23,41	10454	19	26,82	25604
9	24,67	12505	20	26,85	27647
10	25,59	14303	21	26,88	29474
11	25,93	16152	22	26,88	31623

Решение.

Поскольку скважина работала продолжительный период времени перед остановкой и время притока намного превышает время КВД, то для интерпретации диаграммы давления выбран рабочий график с координатами Δ .

По данным таблицы 1 строится рабочий график КВД в полулогарифмических координатах Δ (рисунок 2).

На прямолинейном участке кривой произвольно выбираются две точки с координатами (ΔР₁, lg t₁) и (ΔР₂, lg t₂,) например, точки с координатами и , и определяется значение i:

МПа/л.ц.

ΔP, МПа

lg t

Рисунок 2. Интерпретация КВД, записанной после продолжительной

Отработки скважины

Измеряется отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси с продолжением прямолинейного участка: В = 12,9 МПа.

Гидропроводность пласта равна

Проницаемость пласта определяется по формуле:

Пьезопроводность равна

Скин-эффект

Коэффициент продуктивности

фактический

потенциальный

Как видно, потенциальный коэффициент продуктивности в 3,7 раза выше фактического. Поэтому после воздействия на пласт дебит может быть увеличен почти в четыре раза.

Задание.

Скважина работала непрерывно в течение 11 месяцев, после чего скважину остановили на 8,7 часа и записали КВД.

По скважине известно:

дебит скважины q = 39,2 м³/сут;

толщина пласта h = 10 м;

пористость m = 0,2;

сжимаемость смеси МПа^-1;

сжимаемость скелета пласта МПа^-1;

вязкость нефти сП;

радиус скважины r_c= 0,1 м;

радиус контура питания r_к = 200 м.

Вариант №1 Вариант №2

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	50
2	933	50,5
3	1866	65,2
4	2799	83,6
5	3732	111,2
6	4665	134,3
7	5598	153,8
8	6531	169,1
9	7464	181,7
10	8397	190,9
11	9330	194,3
12	10263	196,7
13	11196	199,4
14	12129	199,8
15	13062	201,1
16	13995	202,5
17	14928	203,2
18	15861	203,5
19	16794	203,2
20	17727	203,5
21	18660	203,8

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	53
2	927	55,5
3	1854	67,2
4	2781	83,8
5	3708	111,2
6	4635	134,9
7	6162	154,2
8	7689	169,1
9	9216	181,7
10	10743	190,9
11	12270	194,3
12	13797	196,7
13	15324	199,4
14	16851	201,8
15	18378	202,1
16	19905	203,5
17	21432	204,2
18	22959	204,5
19	24486	204,2
20	26013	204,8
21	27540	204,8

Вариант №3 Вариант №4

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	45
2	931	50,5
3	1862	65,2
4	2793	83,6
5	4324	111,2
6	5855	134,3
7	7386	153,8
8	8917	169,1
9	10448	181,7
10	11979	190,9
11	13510	194,3
12	15041	196,7
13	16572	199,4
14	18103	199,8
15	19634	201,1
16	21165	202,5
17	22696	203,2
18	24227	203,5
19	25758	203,2
20	27289	203,5
21	28820	203,8

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	49
2	927	55,5
3	1854	67,2
4	2781	83,8
5	3708	111,2
6	4635	134,9
7	6162	154,2
8	7689	169,1
9	9216	181,7
10	10743	190,9
11	12270	196,3
12	13797	198,7
13	15324	200,4
14	16851	201,8
15	18378	202,1
16	19915	203,5
17	21438	204,2
18	22959	204,4
19	24486	204,2
20	26017	204,5
21	27529	204,5

Вариант №5 Вариант №6

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	35
2	933	53
3	1866	55,5
4	2799	67,2
5	3732	83,8
6	4665	111,2
7	5598	134,9
8	6531	156,4
9	7464	171,3
10	8397	183,9
11	9330	193,1
12	10263	196,5
13	11196	198,9
14	12129	201,6
15	13062	204
16	13995	204,3
17	14928	205,7
18	15861	206,6
19	16794	206,7
20	17727	206,4
21	18660	207

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	36,6
2	977	53
3	1954	55,5
4	2931	67,2
5	4302	77,2
6	5673	104,6
7	7044	128,3
8	8415	149,8
9	9786	164,7
10	11157	177,3
11	12528	186,5
12	13899	189,9
13	15270	192,3
14	16641	195
15	18012	197,4
16	19383	197,7
17	20754	199,1
18	22125	200
19	23496	200,1
20	24867	199,8
21	26238	200,4

Вариант №7 Вариант №8

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	49,3
2	1003	53
3	2006	55,5
4	3009	67,2
5	4304	82
6	5599	109,4
7	6894	133,1
8	8189	154,6
9	9484	169,5
10	10779	182,1
11	12074	191,3
12	13369	194,7
13	14664	197,1
14	15959	199,8
15	17254	202,2
16	18549	202,5
17	19844	203,9
18	21139	204,8
19	22434	204,9
20	23729	204,6
21	25024	205,2

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	48
2	981	53
3	1962	55,5
4	3449	67,2
5	4936	81,4
6	6423	108,8
7	7910	132,5
8	9397	154
9	10884	168,9
10	12371	181,5
11	13858	190,7
12	15345	194,1
13	16832	196,5
14	18319	199,2
15	19806	201,6
16	21293	201,9
17	22780	203,3
18	24267	204,2
19	25754	204,3
20	27241	204
21	28728	204,6

Вариант №9 Вариант №10

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	33,9
2	999	53
3	1998	55,5
4	2997	67,2
5	4308	88,7
6	5619	116,1
7	6930	139,8
8	8241	161,3
9	9552	176,2
10	10863	188,8
11	12174	198
12	13485	201,4
13	14796	203,8
14	16107	206,5
15	17418	208,9
16	18729	209,2
17	20040	210,6
18	21351	211,5
19	22662	211,6
20	23973	211,3
21	25284	211,9

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	47
2	899	53
3	1697	55,5
4	2495	67,2
5	4100	83,8
6	5705	111,2
7	7310	134,9
8	8915	156,4
9	10520	171,3
10	12125	183,9
11	13730	193,1
12	15335	196,5
13	16940	198,9
14	18545	201,6
15	20150	204
16	21755	204,3
17	23360	205,7
18	24965	206,6
19	26570	206,7
20	28175	206,4
21	29780	207

Вариант №11 Вариант №12

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	35,5
2	1003	53
3	2006	55,5
4	3009	67,2
5	4304	80,3
6	5599	107,7
7	6894	131,4
8	8189	152,9
9	9484	167,8
10	10779	180,4
11	12074	189,6
12	13369	193
13	14664	195,4
14	15959	198,1
15	17254	200,5
16	18549	200,8
17	19844	202,2
18	21139	203,1
19	22434	203,2
20	23729	202,9
21	25024	203,5

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	45
2	933	50,5
3	1866	65,2
4	2799	83,6
5	3732	111,2
6	4665	134,3
7	5598	153,8
8	6531	169,1
9	7464	181,7
10	8397	190,9
11	9330	194,3
12	10263	196,7
13	11196	199,4
14	12129	199,8
15	13062	201,1
16	13995	202,5
17	14928	203,2
18	15861	203,5
19	16794	203,2
20	17727	203,5
21	18660	203,8

Вариант №13 Вариант №14

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	39,3
2	932	53
3	1864	55,5
4	2796	67,2
5	4164	82
6	5532	109,4
7	6900	133,1
8	8268	154,6
9	9636	169,5
10	11004	182,1
11	12372	191,3
12	13740	194,7
13	15108	197,1
14	16476	199,8
15	17844	202,2
16	19212	202,5
17	20580	203,9
18	21948	204,8
19	23316	204,9
20	24684	204,6
21	26052	205,2

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	37
2	932	53
3	1864	55,5
4	2796	67,2
5	4164	80,9
6	5528	108,3
7	6892	132
8	8256	153,5
9	9620	168,4
10	10984	181
11	12348	190,2
12	13712	193,6
13	15076	196
14	16440	198,7
15	17804	201,1
16	19168	201,4
17	20532	202,8
18	21896	203,7
19	23260	203,8
20	24624	203,5
21	25988	204,1

Вариант №15 Вариант №16

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	35,9
2	927	53
3	1854	55,5
4	2781	67,2
5	3708	77,2
6	4635	104,6
7	6162	128,3
8	7689	149,8
9	9216	164,7
10	10743	177,3
11	12270	186,5
12	13797	189,9
13	15324	192,3
14	16851	195
15	18378	197,4
16	19915	197,7
17	21438	199,1
18	22959	200
19	24486	200,1
20	26017	199,8
21	27529	200,4

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	51,5
2	1003	53
3	2006	55,5
4	3009	67,2
5	4304	88,7
6	5599	116,1
7	6894	139,8
8	8189	161,3
9	9484	176,2
10	10779	188,8
11	12074	198
12	13369	201,4
13	14664	203,8
14	15959	206,5
15	17254	208,9
16	18549	209,2
17	19844	210,6
18	21139	211,5
19	22434	211,6
20	23729	211,3
21	25024	211,9

Вариант №17 Вариант №18

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	37
2	1003	53
3	2006	55,5
4	3009	67,2
5	4304	83,8
6	5599	111,2
7	6894	134,9
8	8189	156,4
9	9484	171,3
10	10779	183,9
11	12074	193,1
12	13369	196,5
13	14664	198,9
14	15959	201,6
15	17254	204
16	18549	204,3
17	19844	205,7
18	21139	206,6
19	22434	206,7
20	23729	206,4
21	25024	207

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	35,5
2	899	53
3	1697	55,5
4	2495	67,2
5	4100	80,3
6	5705	107,7
7	7310	131,4
8	8915	152,9
9	10520	167,8
10	12125	180,4
11	13730	189,6
12	15335	193
13	16940	195,4
14	18545	198,1
15	20150	200,5
16	21755	200,8
17	23360	202,2
18	24965	203,1
19	26570	203,2
20	28175	202,9
21	29780	203,5

Вариант №19 Вариант №20

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	49
2	897	53
3	1794	55,5
4	2691	67,2
5	4054	83,8
6	5417	111,2
7	6780	134,9
8	8143	154,2
9	9506	169,1
10	10869	181,7
11	12232	190,9
12	13595	194,3
13	14958	196,7
14	16321	199,4
15	17684	201,8
16	19047	202,1
17	20410	203,5
18	21773	204,2
19	23136	204,5
20	24499	204,2
21	25862	204,8

№ пп	t, c	Р_с, МПа
1	0	38
2	897	50,5
3	1794	65,2
4	2691	83,6
5	3988	111,2
6	5285	134,3
7	6582	153,8
8	7879	169,1
9	9176	181,7
10	10473	190,9
11	11770	194,3
12	13067	196,7
13	14364	199,4
14	15661	199,8
15	16958	201,1
16	18255	202,5
17	19552	203,2
18	20849	203,5
19	22146	203,2
20	23443	203,5
21	24740	203,8

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Лабораторная работа № 2

Расчет параметров пласта по КВД,

записанной после кратковременной отработки скважины

Цель работы

Построить кривую восстановления давления после кратковременной отработки скважины. По полученной КВД определить:

1. фильтрационные параметры пласта:

гидропроводность;
проницаемость;
пьезопроводность;

2. оценить состояние призабойной зоны скважины (скин-эффект);

3. коэффициент продуктивности скважины (фактический и потен-циальный).

Общие сведения

Если период работы скважины до ее остановки T соизмерим с продолжительностью периода восстановления давления после остановки t, то обработка КВД производится по методу Хорнера.

Исходное уравнение в методе Хорнера имеет вид:

, (1)

где Р_с – забойное давление, Па;

Р_пл – пластовое давление, Па;

q – дебит скважины на поверхности, м³/с;

– объемный коэффициент нефти;

r_c – радиус скважины, м;

h – толщина пласта, м;

k – проницаемость пласта, м²;

– пьезопроводность, м²/c;

– вязкость жидкости, ;

t – время записи КВД, с.

Это уравнение позволяет определять параметры пласта по КВД, построенной в координатах (рисунок 1).

Рисунок 1. Типовая КВД Хорнера

При длительном восстановлении давления, когда t становится намного больше периода работы скважины до ее остановки T, выражение , так как . Поэтому при обработке фактических КВД экстраполяция прямой, проходящей через конечный участок КВД до оси ординат, определяет значение давления, соответствующее пластовому .

Порядок расчета параметров пласта при интерпретации по методу Хорнера аналогичен рассмотренному в предыдущей лабораторной работе методу расчета с использованием графиков в координатах .

Введем обозначения:

, (2)

тогда выражение для представится в виде:

. (3)

Это уравнение прямой линии (рисунок 1).

Коэффициент i является угловым коэффициентом КВД в координатах и определяется как:

. (4)

Пластовое давление определяется в точке :

. (5)

Гидропроводность вычисляется по формуле:

. (6)

Пьезопроводность:

. (7)

Скин-эффект:

. (8)

Последние точки КВД (рисунок 1) образуют прямолинейный участок на рабочем графике. Эта часть КВД соответствует закону фильтрации в удаленной части пласта, описываемому исходным уравнением (1). Поэтому параметры Р_п_л и i уравнения прямой, проведенной через последние точки КВД, прямо определяются непосредственно из графика по точке пересечения этой прямой с осью давления и по тангенсу угла наклона прямой к оси абсцисс.

<<< < Предыдущая 12 / 362 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
01.07.202518 Мб1Методичка.doc
#
17.02.201625 Кб12Методичка.docx
#
17.02.2016973 Кб17Методичка.pdf
#
08.11.2018387 Кб41Методичка(1 задание).doc
#
01.04.2025336 Кб3Методичка(копия_резервная).doc
#
01.05.20258 Мб10Методичка(копия_резервная).doc
#
26.04.2019520 Кб19Методичка1 . Котельные установки. Расчет схемы....doc
#
17.02.2016768 Кб77методичка2.doc
#
06.05.20192 Мб5методички морфология.docx
#
02.12.2018385 Кб56Методы ПН_2.doc
#
01.07.2025149 Кб2Методы принятия управленческих решений (вопросы к экз).rtf