Файл: Контрольная работа по дисциплине Гидродинамические исследования пластов и скважин.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 21.11.2023

Просмотров: 722

Скачиваний: 67

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Министерство высшего образования и науки Российской ФедерацииФедеральное агентство по образованиюФедеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования«Уфимский государственный нефтяной технический университет»Кафедра разработки нефтяных и газовых месторожденийКонтрольная работа по дисциплине «Гидродинамические исследования пластов и скважин»Вариант-1Уфа, 2022Задача №1.Построить индикаторную диаграмму и определить коэффициенты продуктивности и проницаемости пласта по данным исследования скважины при установившихся режимах. Исходные данные: пластовое давление, радиус контура питания, радиус скважины, толщина пласта, динамическая вязкость нефти.Таблица 1

Pк, МПа
rк, м
rс, м
h, м
µ, мПа*с
1 режим
2 режим
3 режим

Q, м3/сут
Pc, МПа
Q, м3/сут
Pc, МПа
Q, м3/сут
Pc, МПа

15
200
0,1
10
5,1
4,5
13,2
6.8
12,3
8,8
11,5
Решение1. Построим индикаторную диаграмму в координатах Q = f ( ΔP ).Рисунок 1 – Индикаторная диаграммаИндикаторная диаграмма – прямая линия, следовательно, определяем коэффициент продуктивности (приемистости) скважины как тангенс угла γ наклона линии.2. Коэффициент продуктивности скважины
3. Гидропроводность пласта4. Коэффициент проницаемостиЗадача № 2.Произвести обработку результатов исследования скважины методом установившихся отборов. Исходные данные: радиус контура питания, радиус скважины, толщина пласта, динамическая вязкость нефти. Таблица 2

rк, м
rс, м
h, м
µ, мПа*с
1 режим
2 режим
3 режим
4 режим

Q, м3/сут
ΔP, МПа
Q, м3/сут
ΔP, МПа
Q, м3/сут
ΔP, МПа
Q, м3/сут
ΔP, МПа

350
0,1
10
1,5
50
0,32
75
7
100
12,4
110
14,9
Решение1. Построим индикаторную диаграмму в координатах Q = f ( ΔP ).Рисунок 2 – Индикаторная диаграммаИскривление индикаторной линии может быть связано с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появлением свободного газа. Индикаторная диаграмма – выпуклая по отношению к оси дебитов, характерна, как правило, для режимов истощения.2. Уравнение притока имеет вид или .3. Перестроим диаграмму в координатах Рисунок 3 – Индикаторная диаграммаУравнение притока Тогда А =0,0009 К =1/А = 1/0,0009 = 1111,11 м3/(МПа ∙ сут)4. Гидропроводность пласта5. Проницаемость пласта
Задача №3В результате исследования добывающей скважины на неустановившихся режимах получены значения забойного давления в различные моменты времени после остановки скважины. Определить фильтрационные параметры пласта, если известны толщина пласта, вязкость нефти и дебит скважины при установившемся режиме.Таблица 3

h, м
µ, мПа*с
Q, м3/сут

6
1,6
55
Таблица 4

№ п/п
t, мин
t, сек
ln t
Pc, МПа
∆ Р, МПа

1
0
0
 
3,18
0

2
100
6000
8,6995
5,064
1,884

3
210
12600
9,4415
6,618
3,438

4
313
18780
9,8405
7,727
4,547

5
418
25080
10,1298
8,574
5,394

6
510
30600
10,3288
9,129
5,949

7
599
35940
10,4896
9,539
6,359

8
700
42000
10,6454
9,902
6,722

9
785
47100
10,7600
10,161
6,981

10
870
52200
10,8628
10,535
7,355

11
955
57300
10,9561
10,62
7,44

12
1045
62700
11,0461
10,702
7,522

13
1135
68100
11,1287
10,777
7,597

14
1225
73500
11,2050
10,846
7,666

15
1315
78900
11,2759
10,911
7,731

16
1405
84300
11,3421
10,971
7,791

17
1495
89700
11,4042
11,028
7,848

18
1585
95100
11,4627
11,081
7,901

19
1675
100500
11,5179
11,131
7,951

20
1750
105000
11,5617
11,171
7,991

21
1825
109500
11,6037
11,209
8,029

22
1900
114000
11,6440
11,246
8,066
Решение1. Построим кривую восстановления давления (КВД) в координатах ΔP = f ( ln t ).Рисунок 4 – Кривая восстановления давления2. Выделим на КВД прямолинейный участок и найдем угловой коэффициент b. С помощью встроенных функций MS Excel (уравнение линии тренда) коэффициент равен 0,91 МПа.3. Определим гидропроводность пласта4. Найдем коэффициент проницаемости пласта5. Определим проводимость пласта

Смотрите также файлы