Определение нефтеотдачи пластов при различных режимах эксплуатации. Определить суточный приток нефти в добывающей скважине

ПРАКТИЧЕСКАЯ  РАБОТА №2.1

Тема: Определение нефтеотдачи пластов при различных режимах эксплуатации.

Определить суточный приток нефти в добывающей скважине.

 

Цель работы: Произвести обработку залежи.

 

Общие положения.

Процесс эксплуатации нефтяных и газовых скважин требует  выполнения рода расчетов физических свойств добывающих компонентов, существенно  зависящих от термобарических условий, при которых они находятся.

В целях сопоставления  и анализа различных процессов, сопровождающих эксплуатацию нефтяных и газовых скважин, и связанных  с изменяющимися в зависимости  от давления и температуры свойствами газ, нефти и воды, принято рассматривать  эти свойства при нормальных и  стандартных условиях.

Нормальными условиями  принято считать такие условия, при которых давление Р=Р₀=0,101325 (0,1 МПа) МПа, а температура Т=Т₀=273,15 К^о (0 С^о).

Стандартными  условиями принято считать такие  условия при которых давление Р=Р_ст=0,101325 МПа, а температура Т=Т_ст=293,15 К^о (20 С^о).

Исходные данные:

Определите суточный прирост добычи нефти в добывающей скважине, в результате циклического заводнения, если дана:

F - площадь сектора вытеснения между нагнетательными и добывающими скважинами F=7,2*10⁴ м²;

S₁ - нефтенасыщенность сектора вытеснения до ЦЗ S₁=0.084;

S₂ - нефтенасыщенность неохваченной зоны S₂=0.68;

L - длина залежи L=80м;

В - ширина залежи B=200м;

_∆Р - средний перепад давления между неохваченной зоной и сектором вытеснения _∆Р=2,4 МПа;

t - время остановки нагнетательных скважин (30 суток);

k - проницаемость, 0,8*10^-12 м²;

h - средняя мощность пласта h=12м;

Q - дебит добывающей скважины 200 м³/сут;

m_о - пористость 1,4*10^-3 Па*с.

Ход работы:

1. Определяем  объем пор в зоне вытеснения.

м³

2. Определяем  линейную скорость потока по  галерейному вытеснению.

^-6 м/c

3. Определяем  объем нефти притекаемый в зону вытеснения с неохваченной зоны.

м³

4. Определяем  нефтенасыщенность в зоне вытеснения в конце цикла.

м³

5. Определяем  суточный прирост добываемой  нефти.

м³/сут

 

 

 

 

 

 

 

ПРАКТИЧЕСКАЯ  РАБОТА №2.2

Тема: Определяем количество воды из внешних источников  для ППД при внутриконтурном заводнении, число нагнетательных скважин, провести обработку параметров залежи.

 

Общие положения.

Процесс эксплуатации нефтяных и газовых скважин требует  выполнения ряда расчетов физических свойств добывающих компонентов, существенно  зависящих от термобарических условий, при которых они находятся.

В целях сопоставления  и анализа различных процессов сопровождающих эксплуатацию нефтяных и газовых скважин и связанных с изменяющимися в зависимости от давления и температуры свойствами газа, нефти и воды принято рассматривать при нормальных и стандартных условиях.

Исходные данные.

Q - количество нефти, Q=12000 т/сут;

ρ_н - плотность нефти ρ_н=0,75 т/сут;

n_в - обводненность n_в=0,2;

q - средняя приемистость q=200м³/сут;

ρ_в - плотность воды ρ_в=1000кг/м^3;

утечка воды в  законтурную область 30%.

Ход работы.

1. Определяем  объем извлеченной нефти.

т/сут

2. Определяем  объем добываемой воды.

/сут

 т/сут

3. Определяем  объем закачиваемой воды.

м³

4. Определяем  число нагнетательных скважин.

 

5. Определяем количество воды из внешних источников для ППД.

 

 

м³/сут