3. Решение задачи по определению коэффициента продуктивности скважины, гидропроводности пласта, подвижности нефти и коэффициента проницаемости пласта

Исходные данные:

Пластовое давление – 30 МПа;

Толщина пласта – 13 м;

Вязкость пластовой нефти – 5,4 мПа·с;

Радиус скважины по долоту – 0,08 м;

Радиус контура питания – 260 м.

Параметры индикаторной диаграммы приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 – Параметры индикаторной диаграммы

Рс, МПа	22	18	15	9,5
Q, м3/сут	72	108	135	193
∆P=Рпл-Рзаб, МПа	8	12	15	20,5

Построим индикаторную диаграмму Q=f(∆P) (рисунок 6.1).

Рисунок 6.1 – Индикаторная диаграмма

Коэффициент продуктивности

Коэффициент проницаемости

Подвижность нефти

Гидропроводность

Данные, полученные при решении задачи необходимы для:

1. Использования их в расчетах показателей разработки при составлении проектов разработки месторождений.

2. Сравнения их (характеризуют удаленную зону пласта) с аналогичными данными, полученными по результатам исследований на установившихся режимах эксплуатации (характеризуют ПЗП).

3. Определения параметров пласта во времени для оценки технологической эффективности мероприятий, связанных с применением методов увеличения нефтеотдачи пластов и для контроля за разработкой.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной курсовой работе были рассмотрены цели и задачи исследований скважин и пластов на установившихся режимах работы, в частности, задачи промысловых исследований, информация, получаемая с помощью гидродинамических исследований, условия применения гидродинамических исследований.

Далее были изучены теоретические основы определения фильтрационных параметров пласта по результатам исследований скважин, технологии проведения исследований, приборы и оборудование, влияние условий притока на форму индикаторной линии, а именно, причины нарушения вида индикаторной кривой, учет реальных свойств газа, влияние изменения ёмкостных и фильтрационных свойств пласта от давления на форму индикаторных кривых, влияние процессов загрязнения или очищения забоя скважины на форму индикаторной кривой.

После изучения способов обработки результатов исследования скважин методом установившихся отборов была решена задача по определению фильтрационных параметров пласта.

Всё это позволило сформировать целостное представление о предмете «Подземная гидрогазомеханика» и выработать навыки по выполнению гидродинамических расчетов, применяемых при проектировании и анализе разработки нефтяных и газовых месторождений.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш. К. Гиматудинова. М.:Недра, 2003,455с.

2. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 2004,269с.

3. Васильевский В. Н., Петров А. И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М,: Недра, 2003. 344с.

4. Усенко В. Ф. Исследования нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения. М.: Недра, 2006.

33