Пример3.Фильтрация двухфазной жидкости.
Скважина эксплуатирует пласт толщиной 8,2 м. Результаты исследования ее приводятся в таблице. Давление насыщения нефти газом равно 140·105 Па, следовательно скважина эксплуатировалась при фильтрации по пласту двухфазного потока (нефть и газ).
Для определения параметров пласта можно использовать следующие величины:
Rk=200 м, rc = 0,124 м; при перфорации для 10 отверстий на 1 м c1 = c = 10.
Свойства нефти и газа при рнас: 
= 1,5 мПа·с; 
= 0,016 мПа·с, 
=1,25 и 
= 0,85 г/см3.
Таблица 6.1
Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы
| Режим | Qж, т/сут | Qн, т/сут | Газовый фактор | Давление, Па | ||
| мз/т | м3/м3 | рпл | рзаб | |||
| 20,0 26,0 32,0 38,1 | 17,1 21,9 28,7 32,1 | 81 · 105 81 · 105 81 ·105 81 ·105 | 71,5 · 105 69,0 ·105 65,8 · 105 60,7 · 105 |
Значения произведения 
при средних значениях давлений (между пластовым и забойным)на режимах приводятся в табл. 6.2.
Таблица 6.2
Значения при различных режимах работы скважины
| Наименование | Режим | |||||||||
Средние давления  Па
Произведение ,мПа·с
| 76,2·105 2,29 | 75,0·105 2,31 | 73,4·105 2,32 | 70,8·105 2,34 | ||||||
В рассматриваемом случае
Следовательно, для расчетов 
Н необходимо использовать первые зависимости Н (р) табл. 5.2 для 
= 0,005. Из вспомогательного графика на рис. 6.3 вытекает, что все точки в координатах Г(р) располагаются в области р*<15. Поэтому расчеты надо проводить по формуле (5.39) при а == 0,375.
Подготовка данных для построения индикаторной кривой в координатах Qж®DН проводится в таблице 6.3.
Рис. 6.3. Вспомогательный график для упрощения расчетов 
при = 0,005.
Таблица 6.3
Расчет и перевод Qн в л/с в поверхностных условиях
| Режимы |
 , Па
|
|
| 
|
| 9,5 · 105 12,0 · 105 15,2 · 105 20,3 · 105 | 2,29 · 10-3 2,31 · 10-3 2,32 · 10-3 2,34 · 10-3 | 3,56 · 105 4,50 · 105 5,70 · 105 7,62 · 105 | 1,54 · 108 1,95 · 108 2,46 · 108 3,26 · 108 |
Продолжение табл. 6.3
| Режимы | qн,т/сут |  л/с
| qв, л/с | Qж = Qн + Qв, л/с |
| 17,1 21,9 28,7 32,1 | 23,4·10-5 29,9·10-5 38,4·10-5 43,7·10-5 | 3,36·10-5 4,8·10-5 3,82·10-5 6,94·10-5 | 26,76·10-5 34,70·10-5 42,22·10-5 50,64·10-5 |
По данным табл. 6.3, исходя из граф 9 и 5, строится индикаторная кривая по скважине в координатах Qж, 
(рис. 6.4).
Рис. 6.4. Индикаторная кривая по скважине, построенная в координатах Qж, .
По прямолинейному участку кривой определен коэффициент
м3/(с·Па).
Проницаемость призабойной зоны пласта рассчитывается по формуле (5.42)
м2 = 0,603 Д.
Дата добавления: 2015-01-15; просмотров: 931;