Схематизация условий разработки и основные гидродинамические расчеты показателей разработки при жестководонапорном режиме, страница 6

Длины рядов скважин равны, км:  В1 =  17.2; В2 =  15,9 ; В3 = 13; В4 =14,6; В5=15,8. Количество скважин в рядах: n1  =28,  , n2  =  n3 = n5  = 26, n4  = 24.

На залежи пробурено 15 разведочных скважин, в которых были определены нефтенасыщенные толщины пласта и получены следующие данные, м:

16,5;  17,9;  14,2;  16,7;  15,1;  15,8;  16,8;  15,9;  13,2;  13,6;  15,4;  16,3;  15,4;  16,1;  14,2.

Решение задачи:

1.  Определим отношение  в: а = 17,5:4,5= 3,9 > 3. Поэтому реальную залежь следует заменить полосовой залежью.

2.  Определим среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта  как среднеарифметическую:

hср = (16,5+ 17,9+ 14,2+  16,7+  15,1+  15,8+ 16,8+  15,9+  13,2+  13,6+ 15,4+  16,3+  15,4+  16,1+  14,2)/15=15,54 м.

      3.     За ширину расчётной залежи принимаем среднюю длину рядов скважин:

                                 В = ,  B = (17,2+15,9+13+14,6+15,8)/5=15,3 км

4.    Находим расстояния между рядами скважин по формуле:

                                   Li =  ;

  L1=V1/(B*h)=194,5*1000000/(15,3*1000*15,54)=818 м,

  L2=V2/(B*h)=180*1000000 /(15,3*1000*15,54)=757,06м ;

  L3=V3/(B*h)=157*1000000 /(15,3*1000*15,54)=660,32 м ;

  L4=V4/(B*h)=150*1000000 /(15,3*1000*15,54)=630,88 м ;

  L5=V5/(B*h)=165,3*1000000 /(15,3*1000*15,54)=695,23 м ;

  L6=V6/(B*h)= 179,5*1000000/(15,3*1000*15,54)=755 м .

4.  Из условия равенства количества скважин в рядах на карте и на схеме определяем расстояние между скважинами в рядах 2 по формуле

  2;

2δ1=15,3/28=  м,

2δ2=2δ3=2δ5=15,3/26= м, 

2δ4=15,3/24=  м.

Ответ: ширина расчетной залежи B=15,3 км, среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта h=15,54 м, расстояние между рядами скважин:

L1= 818 м,   L2=757 м, L3=660.3 м, L4=630,9 м, L5=695,2 м, L6=755 м.

          3.2. Задача по расчёту дебитов рядов скважин в круговой залежи.

  Задача 2 (вариант 11)

Определить суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов и дебит, приходящийся на каждую скважину при совместной работе четырёх рядов скважин кольцевой залежи (рис.3.1).  Отбор жидкости из рядов скважин производится при равных  забойных давлениях в скважинах.

Рис. 3.1.   Эквивалентная схема эксплуатации четырех рядов скважин.

Рис. 3.3.  Схематизация круговой залежи с расположением батарей.

Исходные данные:

Радиусы рядов  R1 =2969 м ; R2 = 2369 м ; R3 = 1769 м ; R4 = 1169  м .

Радиус внешнего контура нефтеносности Rв = 3569 м.

 Радиус внутреннего контура нефтеносности Rн = 3170 м .

Расстояния между скважинами в рядах  2 = 2= 350 м .

Средняя толщина пласта h =  15 м.

Среднее значение коэффициента проницаемости пласта k = 0,515 мкм2.

 Вязкость нефти μн=7,2 мПа*с.

 Вязкость воды .

 Давление на контуре питания Рк = 18,9 МПа.

Радиусы скважин rc = 0,15 м.

 Давление на забое скважин Рс = 8,1 МПа.

Решение:

1.  Рассчитываем приведённый контур питания по формуле:

    ,                      

Где RP  - расчётный контур питания, определяемый по формуле:

,  Rр=((3170^2+3569 ^2+3170*3569)/3)^0,5=3371,5 м,           

μ0=μв/μн=1,5/7,2=0,21 мПа*с;

Rпр=3371,5*(3569/3371,5)^0,21=3412 м.

2.  Составляем эквивалентную электрическую схему (рис.3.2).

3.  По эквивалентной электрической схеме, используя  второй закон Кирхгофа, составляем систему из 4-х уравнений:

                          где РК  -  давление на контуре питания залежи;  забойные давления в скважинах  соответственно в  1-м, 2-м, 3-м, 4-м рядах;

    - внешнее сопротивление рядов скважин по Ю.П.Борисову.

    - внутреннее сопротивление рядов скважин по Ю.П.Борисову;   Q1 ; Q2  ;  Q; Q 4 – суммарный дебит всех скважин соответственно в 1-м, 2-м, 3-м, 4-м рядах.

4.  Ввиду равенства забойных давлений Р1 = Р2 = Р3 = Р4 = Рс система уравнений несколько упрощается и записывается в виде

                                     

5.  Рассчитываем внешние и внутренние сопротивления рядов скважин: