Скважинная добыча нефти и газа. Практическое занятие № 5

№ 5

забойное давление фонтанирования для следующих условий: глубина скважины Н, м;

внутренний диаметр НКТ d, мм; противодавление на устье Ру, МПа; давление насыщения Рнас, МПа; газовый фактор Го, м3/т; плотность пластовой нефти ρн.пл, кг/м3; плотность дегазированной нефти ρн.д, кг/м3; обводненность продукции nв, %; плотность пластовой воды ρв, кг/м3; азот в попутном газе отсутствует.

– 0,1)10⁶]
2. Определим эффективный газовый фактор:
Гэф = [(Го -10ᶟРуα/ρнд)(1 –

nв/100)]/2

3. Рассчитаем предельную длину подъемника, при которой при давлении, равном давлению насыщения на башмаке возможно фонтанирование.

Где

h = (Pнас – Pу)/(ρж1g)10⁶

Определим плотность жидкости:
ρж1 = ρн(1 – nв/100) + ρвnв/100
6. Определим

минимальное забойное давление фонтанирования:

Рзаб. мин = Рнас + (Н – Нмах)ρж2g10⁻⁶,

Где

ρж2 = ρн.пл(1 – nв/100) + ρвnв/100

2. После освоения скважины были проведены оба вида гидродинамических исследований.

КВД снимали после изменения дебита на Q, т/сут. Уклон линейного участка I, МПа, скин-фактор So, ед. Индикаторная линия — прямая, коэффициент продуктивности Ко, т/(сут-МПа). Радиус скважины по долоту гс = 0,124 м.
Через год была снята КВД. Обработка ее дала значение скин-фактора S1, ед.
Определить коэффициент продуктивности на дату последнего исследования.

Sо]
2. Определяем коэффициент продуктивности скважины на дату последнего исследования
К =

Ко{[ln(Rк/rс) + Sо]/[ln(Rк/rс) + S1]}