Расчёт предельной безводной депрессии скважины с горизонтальным окончанием
Задание
Рассчитать предельную безводную депрессию.
Таблица 2.1
Вар. Мощность пласта, h Нефтенас.толщ. b нн, м Kh,
мД
Кv, мД
Вязкость нефти, мПа*с Плотность воды, кг/куб.м
Плотность нефти, кг/куб.м
Объемный коэффициент нефти, В0 Рпл, МПа Рзаб, МПа Радиус горизонтального участка скв, м Rk,м
Буферное давление, МПа Давление на устье, МПа Глубина скважины, Н Давление насыщения
17 24,5 6 360,0 36 0,98 999 750 1,2 23,3 18,0 0,1 64,9 3,5 2,5 2300 8,4
Решение
1 Определим коэффициент анизотропии пласта
χ=khkv=36036=3,162
где kr – горизонтальная составляющая проницаемости пласта, м2;
kz – вертикальная составляющая проницаемости пласта, м2;
χ – коэффициент анизотропии пласта
2 Определим безразмерные параметры ρ0 и ħ
ρ0=Rχ⋅h=64,93,162⋅24,5=0,8
где R – радиус контура скважины, м;
h – мощность пласта, м;
χ – коэффициент анизотропии пласта
ℏ=bh=624,5=0,24
где b – нефтенасыщенная толщина пласта, м;
h – мощность пласта, м
3. По таблице 2.2, определяем безразмерный дебит
Таблица 2.2 - Результаты определения предельных безводных дебитов
1 2 3 4 5 6 7 8 9
0,2 1,0 0,455 0,450 1,233 0,6 0,585 0,175 2,371
0,3
0,475 0,500 1,050
0,625 0,190 1,973
0,4
0,540 0,545 0,844
0,630 0,240 1,541
0,5
0,610 0,574 0,679
0,685 0,300 1,050
0,6
0,710 0,580 0,500
0,735 0,370 0,716
0,7
0,820 0,590 0,305
0,840 0,3755 0,426
0,20 0,9 0,470 0,390 1,358 0,5 0,690 0,095 3,263
0,3
0,500 0,425 1,176
0,700 0,125 2,400
0,4
0,550 0,460 0,978
0,715 0,175 1,685
0,5
0,620 0,510 0,745
0,730 0,240 1,125
0,6
0,715 0,525 0,542
0,750 0,310 0,806
0,7
0,825 0,535 0,327
0,845 0,315 0,492
0,20 0,8 0,510 0,320 1,531 0,4 0,785 0,025 8,600
0,3
0,525 0,350 1,357
0,800 0,040 5,600
0,4
0,575 0,380 1,118
0,805 0,100 1,950
0,5
0,640 0,440 0,818
0,810 0,165 1,151
0,6
0,720 0,480 0,583
0,815 0,245 0,755
0,7
0,830 0,490 0,346
0,850 0,260 0,576
0,2 0,7 0,550 0,240 1,875 0,3 0,825 0,005 35,00
0,3
0,570 0,275 1,563
0,830 0,010 17,00
0,4
0,600 0,315 1,269
0,900 0,015 6,666
0,5
0,680 0,375 0,583
0,910 0,075 1,200
0,6
0,725 0,425 0,647
0,915 0,175 0,485
0,7
0,835 0,430 0,383
0,920 0,200 0,400
q (ρ0;) = 1,444
4 Определим безразмерную ординату вершины водяного конуса
ξ0 (ρ0;) =0,517
5 Определим высоту водяного конуса
y0 = (1- ξ0)·h=(1- 0,517)·24,5=11,83 м
где ξ0 – безразмерная ордината вершины водяного конуса;
h – мощность пласта, м
6 Определим дебит скважины
Q0=2π⋅k⋅h2⋅g⋅Δρµ=2·3,14⋅360·10-15⋅24,52⋅9,81⋅2490,98·10-3==0,00338 м3/с=292,25 м3/сут
где k – горизонтальная составляющая проницаемости, м2;
h – мощность пласта, м;
g – ускорение свободного падения, м/c2;
Δρ – разность плотностей воды и нефти, кг/м3;
µ - динамическая вязкость нефти, Па·с
Δρ = ρв –ρн=999-750=249 кг/м3
7 Определим предельный безводный дебит
Qпр=Q0⋅qρ0;ℏ=292,25⋅1,444=422,0 м3/сут
где Q0 – дебит скважины, м3/сут;
q (ρ0; ћ) – безразмерный дебит
8 Определим значение функции Ψ (ρ0; ћ)
Ψ(ρ0;ℏ)=0,335
9 Определим фильтрационное сопротивление
ε0=1ћlnR0r-Ψρ0;ℏ=10,24ln64,90,1-0,335=26,65
где - безразмерная мощность пласта;
R0 – радиус контура скважины, м;
r – радиус скважины, м;
Ψ – безразмерная функция.
10 Определим безразмерную депрессию
ΔPпр.без=ε0⋅qρ0;ℏ=26,65⋅1,444=38,48
где ε0-фильтрационное сопротивление
q(ρ0;ℏ) – безразмерный дебит
11 Определим предельную депрессию
ΔPпр=ΔPпр.без⋅g⋅h0⋅Δp=38,48⋅9,81⋅24,5⋅249=2,3 МПа
где △Pпрбез-безразмерная депрессия
g – ускорение свободного падения, м/c2
h0-мощность пласта
∆ρ-разность плотностей воды и нефти, кг/м3
Ответ
В практической работе определена предельная депрессия: ΔPпр=2,3 МПа
Задать вопрос
на новый заказ в Автор24.
