Скважина предназначенная для разработки нефтенасыщенной зоны НГМ с активной подошвенной водой. Бесплатный доступ к контрольной работе

Реферат.Справочник
Контрольные работы по нефтегазовому делу
Скважина предназначенная для разработки нефтенасыщенной зоны НГМ с активной подошвенной водой

Скважина предназначенная для разработки нефтенасыщенной зоны НГМ с активной подошвенной водой .pdf

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

Условие

Скважина, предназначенная для разработки нефтенасыщенной зоны НГМ с активной подошвенной водой, проперфорирована в середине нефтенасыщенной толщи (см. рис. 6). Расстояние от верхних отверстий перфорации до начального положения ГНК0 равно h0 = 4,5 м, такое же расстояние от нижних отверстий перфорации до начального положения ВНК0. Известно: радиус контура питания Rк = 295 м; радиус скважины rc = 0,1 м; средняя проницаемость пласта k =0,5*10-12 м2; плотность воды ρв = 1006 кг/м3; плотность нефти ρн =785 кг/м3; плотность газа ρг =87 кг/м3; вязкость нефти µн = 1,96 мПа с; величина интервала перфорации hc = 7,6 м. Определить предельный безгазово-безводный дебит qн. Рисунок 6 – Схема к задаче 6: hк – нефтенасыщенная толща; ГНК0 и ГНК – начальное и текущее положение газонефтяных контактов; ВНК0 и ВНК – начальное и текущее положение водонефтяных контактов

Решение

Потяни, чтобы посмотреть

Рассмотрим опережающую разработку нефтенасыщенной части пласта нефтегазовой залежи. Разделим нефтенасыщенную толщу посередине плоскостью А-А. При разработке нефтяной зоны давление на забое падает, давление в газовой шапке и водонасыщенной зоне постоянно. Положения ГНК и ВНК будут смещаться в нефтяную зону, образуя конусы .
Предельным значением безгазово-безводного дебита нефтяной скважины принимаются значения, при которых оба конуса (газовый сверху и водяной снизу) одновременно достигнут верхних и нижних отверстий перфорации. Он определяется по следующей формуле:
qн=qн1+qн2
где qн1 – безгазовый дебит, определяемый в зоне I; qн2 – безводный дебит, определяемый в зоне II.
qн1=π∙k∙∆ρнг∙g∙hк22-hс22μн∙lnRkrc
qн2=π∙k∙∆ρвн∙g∙hк22-hс22μн∙lnRkrc
Из рисунка 6 определяем:
hк2=h0+hс2=4,5+7,62=8,3 м
∆ρнг=ρн-ρг=785-87=698 кг/м3
∆ρвн=ρв-ρн=1006-785=221 кг/м3
Тогда определяем безгазовый и безводный режимы:
qн1=3,14∙0,5∙10-12∙698∙9,81∙8,32-3,821,96∙10-3∙ln2950,1=3,16 м3/сут
qн2=3,14∙0,5∙10-12∙221∙9,81∙8,32-3,821,96∙10-3∙ln2950,1=1,02 м3/сут
Тогда безгазово-безводный дебит:
qн=3,16+1,02=4,18 м3/сут

50% задачи недоступно для прочтения

Переходи в Кампус, регистрируйся и получай полное решение

Получить задачу