Обработка данных исследований нефтедобывающих скважин при установившихся режимах

Построение индикаторной диаграммы в координатах ΔР от (Q).
Сделать вывод о линейности или нелинейности индикаторной диаграммы и причинах.
Индикаторная диаграмма приняла вид линейной.
Построение индикаторной диаграммы в координатах ΔP/Q от (Q).
По графику определить значение параметра а (МПам3сут).
Вычисление коэффициента продуктивности
К = 1/a =1/0,179313 =5,75 м3/сутМПа
Вычисление коэффициента проницаемости пласта:
а) скважина гидродинамически совершенна
k=µн2πah∙lnrkrс=3,8·10-32·3,14·0,179313 ·86400·106·8∙ln2900,1=4,01·10-14 м2
б) скважина гидродинамически несовершенна
k=µн2πah∙lnrkrпр=3,8·10-32·3,14·0,179313·86400·106·8∙ln2904,6·10-11=1,48·10-13 м2
где µн – динамическая вязкость нефти;
h – толщина пласта;
rпр=rc∙e-C-приведённый радиус скважины
rc – радиус скважины;
С=С1+С2 - дополнительное фильтрационное сопротивление.
Величины С1 (несовершенство по степени вскрытия) и С2 (несовершенство по характеру вскрытия) определяются по кривым Щурова.
δ=30%
a=hD=80,2=40
C1=7,5
n·D=15·0,2=3
d=d'D=0,010,2=0,05
C2=14
rпр=rc∙e-C=0,1∙e-21,5=4,6·10-11 м2
С1 =7,5; С2 = 14; С=С1+С2 = 21,5; rпр = 4,6·10-11 м.
Вычисление коэффициента гидропроводности по формуле:
εс=kсhµн=4,01·10-14·83,8·10-3=8,44·10-11 м2·м/(Па·с).
εн=kнhµн=1,48·10-13·83,8·10-3=3,12·10-10 м2·м/(Па·с).