Варианты разработки нефтяной скважины
Автор: ElenaPolkan • Декабрь 21, 2020 • Контрольная работа • 460 Слов (2 Страниц) • 458 Просмотры
Задача №1. Алгоритм принятия решения по бурению нефтяной скважины
Исходные данные
Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов
Средняя глубина залегания кровли, H | 2133 |
Абсолютная отметка ВНК, Hвнк | 2143 |
Абсолютная отметка ГНК, Hгнк | 0 |
Абсолютная отметка ГВК, Hгвк | 0 |
Тип залежи | пласт.-свод. тектон. огран. |
Тип коллектора | терригенный |
Площадь нефтегазоносности. S | 4394 |
Средняя общая толщина, h | 10,5 |
Средняя эфф. нефтенасыщенная толщина, hнн | 4,6 |
Средняя эффективная газонасыщенная толщина, hгн | 0 |
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, hвн | 8,6 |
Коэффициент пористости, Кпор | 0,159 |
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, Кнн | 0,45 |
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, Кнн | 0,45 |
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, Кнн | 0,45 |
Коэффициент газонасыщенности пласта, Кгн | 0 |
Проницаемость, Кпр | 0,0175 |
Коэффициент песчанистости, Кпесч | 0,9 |
Расчлененность, Красч | 2 |
Начальная пластовая температура, Тпл | 94 |
Начальное пластовое давление, Рпл | 22 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, μн | 0,64 |
Плотность нефти в пластовых условиях, ρн.пл | 0,714 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, ρн | 0,848 |
Объемный коэффициент нефти, bн | 1,282 |
Содержание серы в нефти, Cs | 0,59 |
Содержание парафина в нефти, Cp | 2,69 |
Относительная плотность газа по воздуху,ρг.возд | 0 |
Давление насыщения нефти газом, Pнас | 9,8 |
Газосодержание, Гф | 84 |
Давление начала конденсации, Pконд | 0 |
Плотность конденсата в стандартных условиях, ρк | 0 |
Вязкость конденсата в стандартных условиях, μк | 0 |
Потенциальное содержание стаб.конденсата в газе (С5+В) | 0 |
Содержание сероводорода, СHS4 | 0 |
Вязкость газа в пластовых условиях, μг | 0 |
Плотность газа в пластовых условиях, ρг.пл | 0 |
Коэффициент сверхсжимаемости газа, z | 0 |
Вязкость воды в пластовых условиях, μв | 0,37 |
Плотность воды в поверхностных условиях, ρн | 1,026 |
Сжимаемость | 0 |
нефти, βн | 1,51 |
воды, βв | 0,46 |
породы,βпор | 0,262 |
Коэффициент вытеснения (водой), Квыт | 0,367 |
Коэффициент вытеснения (газом), Квыт2 | 0 |
Шаг 1. Расчет входного дебита нефтяной скважины
При S=0
Проницаемость, Кпр мкм2 (Д) | 0,0175 |
h,м | 4,0 |
μн, мПа*с | 0,64 |
S | 0 |
ρн, т/м3 | 0,848 |
Кпрод, м3/(сут*МПа) | 5,916597577 |
q, м3/сут | 23,66639031 |
q, т/сут | 20,06909898 |
bн, д.ед. | 1,282 |
Шаг 2. Расчет параметра Крылова нефтяной скважины (Qизв1скв)– извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину.
...