Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение. Бесплатный доступ к контрольной работе

Реферат.Справочник
Контрольные работы по нефтегазовому делу
Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение

Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение .pdf

Зарегистрируйся в 2 клика в Кампус и получи неограниченный доступ к материалам с подпиской Кампус+ 🔥

Условие

Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого имеет форму, близкую к форме круга, окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру месторождение. При разработке месторождения нефть будет вытесняться водой, поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим. Считается, что в пределах нефтяной залежи режим жестко водонапорный. Исходные данные приведены в табл. 2. Исходные данные (Вариант 1): Радиус контура нефтеносности R = 3·103 м; Начальное пластовое давление в нефтяной залежи и на контуре нефтеносности p∞ = 20 МПа; Проницаемость пласта в законтурной водоносной области k = 0,1·10-12 м2; Вязкость воды μ = 1·10-3 Па·с; Коэффициент упругоемкости водоносной области β = 1·10-10 1/Па; Толщина водоносного пласта h = 10 м; Продолжительность периода разбуривания месторождения t1 = 2 годы; Время окончания стабилизации расхода поступающей из законтурной области воды t2 = 4 годы; Время истощения энергии упругости законтурной водоносной области t3 = 7 годы; Темп нарастания расхода воды α = 6,7·10-10 м3/с2. Рисунок 1 - Количество поступившей в залежь законтурной воды 1) В период 0≤t ≤t1 разбуривания месторождения qЗВ = αt. 2) В период t1≤t ≤t2 стабилизации отбора жидкости qЗВ = q= const. 3) В период t2≤t ≤t3 падения отбора жидкости qЗВ = q = αt. Определить: изменение контурного давления в течение первых лет разработки месторождения, построить график PКОН [МПа] = f(t[годы]).

Решение

Потяни, чтобы посмотреть

График PКОН [МПа] = f(t[годы]) построим по формулам:
для 0≤t ≤t1 PКОН(τ)= P∞- ∝μ4πkh J(τ)
для t1≤t ≤t2 PКОН(τ)= P∞- ∝μ4πkh J(τ)-J(τ-τ1)
для t2≤t ≤t3 PКОН(τ)= P∞- ∝μ4πkh J(τ)-J(τ-τ1)-J(τ-τ2)
где τ - текущее безразмерное время;
τ1 - безразмерное время окончания периода разбуривания месторождения;
τ2 - безразмерное время окончания периода стабилизации отбора жидкости;
J(τ), J(τ - τ1), J(τ - τ2) ), J(τ – τ3) - значения интеграла Дюамеля для времен τ, τ - τ1, τ - τ2 , τ – τ3 соответственно.
Времена выражаем как:
τ=χ∙tR2
τ1=χ∙t1R2
τ2=χ∙t2R2
где χ – пьезопроводность пласта.
Данное значение находим по формуле:
χ=kμβ
Для произвольного τi интеграл Дюамеля вычисляем по формуле:
J(τi) ≈ τi-0,356∙1-11+τi2,81+0,974∙1+τiln1+τi-τi
Найдем значения постоянных величин:
Пьезопроводности и постоянный член в формуле давления:
χ=0,1 ∙10-121·10-3 ∙1·10-10 = 1м2с
∝μ4πkh = 6,7 ∙10-10∙1 ∙10-34∙3,14∙ 0,1∙10-12∙ 10 = 0,0533 Па/c
Расчеты интеграла Дюамеля поместим в сводную Таблицу 1

50% задачи недоступно для прочтения

Переходи в Кампус, регистрируйся и получай полное решение

Получить задачу

Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение

Условие

Решение

Поршневые и плунжерные насосы

Дан состав газовой фазы (Nyi доли)

Определение производительности горизонтальной скважины