Б) Практическая часть

Задача 1: Определить площадь поверхности поровых каналов в 1 м³ породы при эффективном диаметре зёрен равным 0,2 мм и пористостью 25%.

Задача 2: Эксплуатационная нефтяная скважина диаметром 10² вскрыла продуктивный пласт толщиной 6 метров, насыщенный нефтью вязкостью 2,5 ×10^-3 Па с. На расстоянии 250 метров от оси скважины поддерживается постоянное давление на уровне 20,7 МПа. В скважине проведены исследования методом установившихся отборов (снята индикаторная диаграмма); результаты исследования приведены в таблице:

Задача 3. Определить характер распределения давления вокруг работающей скважины с диаметром 10² и построить поверхность депрессионной воронки если величина забойного давления равна 12 МПа, а величина давления на контуре питания расположенном на расстоянии 300 м от оси скважины составляет 20 МПа.

Задача 4. Для строительства объекта необходимо вырыть котлован размером 16´24 м. глубиной 1,8 м. В месте строительства под поверхностью находится высоко проницаемый горизонт с проницаемостью в 1 дарси; статический уровень грунтовых вод находится на отметке S₀ = - 0,5 м, от дневной поверхности, на которую пласт выходит на расстоянии 200 м от центра площадки строительства. На глубине 7,5 м находится слой глин, служащий водоупором. Определить необходимую производительность насоса для откачки воды из пробуренного грунтового колодца диаметром 10" с целью обеспечения строительства, т.е. создание «сухого» котлована.

Задача 5. Эксплуатационная нефтяная скважина вскрыла изотропный бесконечный продуктивный пласт толщиной 26 метров, насыщенный нефтью вязкостью 1×10^-3 Па с. Работа скважины характеризуется следующим переменным во времени дебитом:

Определить величину пластового давления в точке пласта, расположенной на расстоянии 120 м от оси скважины, если коэффициент проницаемости пласта равен 500 миллидарси, а коэффициент пьезопроводности – 1м²/с, величина начального пластового давления p₀=12МПа.

Задача 6. Для определения фильтрационных параметров пласта в скважине, работавшей с постоянным дебитом Q=200м³/сут, снята кривая восстановления забойного давления (КВД). Начальное забойное давление в скважине было равно 12,0 МПа; пласт с эффективной толщиной 15,0 м насыщен нефтью вязкостью 2×10^-3 Па с. Результаты исследования представлены в следующей таблице:

Задача 7. Определить объёмный, приведённый к атмосферному давлению, дебит газовой скважины диаметром 8^², вскрывший продуктивный пласт толщиной 28 м проницаемостью 320 мд, насыщенный газом с вязкостью 14´10 ^{– 6} Па с. Постоянное давление на контуре питания на расстоянии 800 м поддерживается на уровне 4,0 МПа, давление на забое скважины составляет 3,0 МПа.

Задача 8. Эксплуатационная нефтяная скважина диаметром 8² вскрыла продуктивный пласт толщиной 18 метров и проницаемостью 60 мд насыщенный нефтью вязкостью 5,0´10^-3 Па с. На расстоянии 220 метров от оси скважины поддерживается постоянное давление на уровне 15,8 МПа, на забое скважины – 12,2 МПа. После обработки призабойной зоны скважины с проникновением реагента на глубину.10 м, её проницаемость увеличилась в 5 раз. Определить дебит скважины и эффективность проведённых мероприятий по обработке призабойной зоны скважины.

Задача 9. Эксплуатационная нефтяная скважина диаметром 10² вскрыла продуктивный пласт толщиной 26 метров и проницаемостью 218 мд на глубину12 метров. Продуктивный пласт насыщен нефтью вязкостью 2,0´10^-3 Па с. На расстоянии 300 метров от оси скважины поддерживается постоянное давление на уровне 17,8 МПа. В скважине проведена пулевая перфорация всего вскрытого интервала пласта пулями диаметром 22 мм; сделано 200 выстрелов с глубиной проникновения пуль в породу до 60мм. Требуется определить дебит скважины при забойном давлении 12,0 МПа, величину её приведённого радиуса и степень совершенства скважины.

Задача 10. В изотропном пласте шириной 4 км, толщиной 19 м, проницаемостью 100 мд и пористостью 19% пробурены два ряда совершенных скважин диаметром 10^¢¢: ряд нагнетательных и ряд эксплуатационных скважин, расстояние между которыми составляет 800 м. Продуктивный пласт насыщен нефтью вязкостью 6,0´10^-3 Па с, вязкость нагнетаемой воды 1,0´10^-3 Па с. Расстояние между скважинами в рядах 400 м Требуется произвести расчёт процесса вытеснения нефти из пласта, если начальное пластовое давление составляет 16 МПа, давления на забоях нагнетательных скважин превышают величину начального пластового давления на 25 %, а забойные давления в эксплуатационных скважинах снижены на 30 % по отношению к начальному пластовому давлению. Коэффициент вытеснения принять равным 0,3.

Задача 11. Определить пористость ячейки фиктивного грунта (по Слихтеру) в случае, когда угол грани ромбоэдра θ =90°.

Задача 12. Определить пористость фиктивного грунта (по Слихтеру) при наиболее плотной укладке шаровых частиц, соответствующей значению острого угла грани ромбоэдра θ = 60°.

Задача 13. Определить эффективный диаметр песчинок d_э по способу Крюгера — Цункера для песка следующего механического со­става:

Диаметр частиц 0 – 0,05 0,05 – 0,1 0,1 – 0,2 0,2 – 0,3 0,3 – 0,5 0,5 – 1,0

мм

Δ g_i,, вес. % 6,9 38,6 44,2 6,3 3,3 0,7

Задача 14. Определить коэффициент фильтрации, если известно, что площадь поперечного сечения образца песчаника ω = 30 см², длина образца l = 15 см, разность давлений на входе жидкости в образец и на выходе Δ p = 19,6 кПа (0,2 кгс/см²), плотность жидкости ρ = 1000 кг/м³ и расход равен 5 л/ч.

Задача 15. Определить скорость фильтрации и среднюю скорость дви­жения нефти у стенки гидродинамически совершенной скважи­ны и на расстоянии r = 75 м, если известно, что мощность пла­ста h = 10 м, коэффициент пористости m = 12%, радиус скважи­ны r_с = 0,1 м, массовый дебит скважины Q_m = 50 т/сут и плот­ность нефти ρ = 850 кг/м³.

Задача 16. Определить объемный дебит Q_c и скорость фильтрации газа w_c у стенки гидродинамически совершенной скважины, если известно, что приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре объемный дебит газа Q_at = 10⁶ м³/сут, радиус скважины r_с = 0,1 м, мощность пласта h = 20 м, абсо­лютное давление газа на забое р_с = 4,9 МПа (50 кгс/см²).

Задача 17. Определить скорость фильтрации и среднюю скорость дви­жения при плоскорадиалыюй фильтрации газа к скважине в точке на расстоянии r = 150м от центра скважины, если дав­ление в этой точке равно р = 7,84 МПа (80 кгс/см²), мощность пласта h = 12 м, пористость его m = 20%, а приведенный к ат­мосферному давлению и пластовой температуре дебит Q _ат = 2∙10⁶ м³/сут, р _ат = 0,1 МПа.

Задача 18. Определить радиус призабойной зоны r_кр, в которой нару­шен закон Дарcи, при установившейся плоскорадиальной фильтрации идеального газа, если известно, что приведенный к атмосферному давлению дебит скважины Q _aт = 2∙10⁶ м³/сут, мощность пласта h = 10 м, коэффициент проницаемости k= 0,6 Д, коэффициент пористости пласта m =19%, динамиче­ский коэффициент вязкости газа в пластовых условиях μ =1,4∙10^-5 кг/м∙с, плотность газа при атмосферном давлении и пластовой температуре ρ_ат = 0,7 кг/м³.

Задача 19. Дебит газовой скважины, приведенный к атмосферному давлению при пластовой температуре Q_ат = 2∙10⁶ м³/сут, аб­солютное давление на забое p_с = 7,84 МПа (80 кгс/см²), мощ­ность пласта h =10 м, коэффициент пористости пласта m = 18%, коэффициент проницаемости k =1,2 Д, средняя молеку­лярная масса газа 18, динамический коэффициент вязкости в пластовых условиях μ = 0,015 мПа∙с, температура пласта 45° С.

Определить, имеет ли место фильтрация по закону Дарси в призабойной зоне совершенной скважины радиусом r_с = 10 см.

Задача 20. Определить дебит дренажной галереи шириной B = 100 м, если мощность пласта h =10 м, расстояние до контура питания l = 10 км, коэффициент проницаемости пласта k=1 Д, динамический коэффициент вязкости жидкости μ = l сП, давление на контуре питания p_к = 9,8 МПа (100 кгс/см²) и давление в галерее p_г = 7,35 МПа (75 кгс/см²). Движение жидкости напорное, подчиняется закону Дарси.

Задача 21. Определить дебит нефтяной скважины (в т/сут) в случае установившейся плоскорадиальной фильтрации жидкости по закону Дарси, если известно, что давление на контуре питания р_к =9,8 МПа (100 кгс/см²), давление на забое скважины р_с =7,35 МПа (75 кгс/см²), коэффициент проницаемости пласта k = 0,5 Д, мощность пласта h = 15 м, диаметр скважины Dc= 24,8 см, радиус контура питания R_к=10 км, динамический коэффициент вязкости жидкости μ = 6 мПа∙с и плотность жидкости р = 850 кг/м³.

Задача 22. Определить коэффициент гидропроводности пласта kh/μ по данным о коэффициенте продуктивности скважины. Извест­но, что фильтрация происходит по закону Дарси, коэффициент продуктивности K =18 т/сут (кгс/см²), среднее расстояние меж­ду скважинами 2 σ = 1400 м, плотность ρ =925 кг/м³, радиус скважины r_с = 0,1 м.

Задача 23. Найти изменение перепада давления Δ р при увеличении радиуса скважины вдвое, при котором дебит остается прежним. Рассмотреть два случая, как в предыдущей задаче. Начальный радиус скважины r_с = 0,1 м, расстояние до контура питания R_к= 1 км.

Задача 24. Определить дебит батареи из четырех скважин, располо­женных вдали от контура питания, и одной скважины, находя­щейся в центре (рис. 1), ес­ли известно, что все скважины находятся в одинаковых усло­виях; радиус батареи R₁ = 200 м, расстояние до конту­ра питания R_k = 10 км, радиус скважины г_с = 0,1 м, мощность пласта h = 10 м, потенциал на контуре питания Ф_k = 40 см²/с, потенциал на скважинах Ф_с = 30 см²/с.

Задача 25. Круговой нефтяной пласт радиусом R_k =15 км, мощностью h = 8м эксплуатируется пятью скважинами радиусом r_c =7,5 см, из которых четыре расположены в вершинах квадрата со сто­роной d = 150 м, а пятая — в центре (см. рис. 18). Контурное давление р_k = 10,78 МПа (110 кгс/см²), скважины работают с одинаковым забойным давлением р_с = 8,82 МПа (90 кгс/см²).

Коэффициент проницаемости пласта k = 0,6 Д, динамический коэффициент вязкости нефти μ = 1,1 мПа·с

Определить дебиты скважин и отношение дебитов Q₅/Q₁.

Задача 26. Совершенная скважина расположена в водяном пласте вблизи прямолинейного контура питания. Разность статическо­го и динамического уровней ∆H = 8 м, коэффициент проницае­мости k = 2Д, динамический коэффициент вязкости μ =1 сП, ра­диус скважины

r_c = 10 см и мощность пласта h = 12 м. Найти дебит скважины при двух значениях расстояния от контура пи­тания до скважины: 1) a = 100 м, 2) а = 200 м. Представить графически расположение изобар для случая 1) при условии, что статический уровень

H_k = 40 м.

Задача 27. Назовем эффектом взаимодействия Е отношение суммарного дебита всех интерферирующих скважин к суммарному дебиту того же числа скважин без учета их взаимодействия.

Найти изменение эффекта взаимодействия в зависимости от числа скважин, эксплуатирующих залежь радиусом R_k = 5000 м; радиус скважины r_с=10 см; скважины работают при постоянной депрессии.

Сопоставить следующие случаи:

а) две скважины находятся на расстоянии d = 100 м;

б) три скважины расположены в вершинах равносторонне­го треугольника со стороной d= 100 м;

в) четыре скважины — в вершинах квадрата со стороной d = 100 м.

Задача 28. Вывести формулу дебита скважины круговой батареи ради­уса R, состоящей из т скважин, расположенной в центре кру­гового пласта радиуса R_k, концентрично контуру питания.

Подсчитать дебит при следующих данных: R = 150 м, т = 6, R_к = 3000 м, r_c = 0,1 м, р_k= 11,76 МПа (120 кгс/см²), р_с = 9,8 МПа (100 кгс/см²), коэффициент проницаемости k = 0,2 Д, мощность пласта h = 10 м, динамический коэффициент вязкости нефти μ = 2 мПа·с. Сравнить дебит одной скважины батареи с дебитом одной скважины в центре пласта.

Задача 29. Определить дебиты скважин двух круговых батарей с ради­усами R ₁ = 1000 м и R₂ = 600 м, расположенных концентрично в круговом пласте с радиусом кон­тура питания R_k = 3500 м. Сква­жины радиусом r_c = 10 см экс­плуатируются при постоянных забойных давлениях p_c1 = 9,8 МПа (100 кгс/см²), р_с2 = 9,31 МПа (95 ктс/см²), давле­ние на контуре питания р_к = 12,25 МПа (125 кгс/см²), мощ­ность пласта h = 10 м, коэффици­ент проницаемости пласта k = 0,2 Д, динамический коэффи­циент вязкости нефти μ = 5 мПа·с. Число скважин в батареях m₁= 10, m₂ =6.

Задача 30. Определить забойные давления скважин, расположенных в круговом пласте радиуса R_k = 10 км двумя концентричными кольцевыми батареями с радиусами R₁ = 2000 м, R₂ = 1200 м. Число скважин в батареях т₁ = 30, т ₂₌₁₆; дебит одной сква­жины первой батареи Q₁ = 80 м³/сут, второй — Q₂ = 70 м³/сут; радиус скважины r_с= 10 см, мощность пласта h =15 м, коэффициент проницаемости пласта k = 0,8 Д, динамический коэффи­циент вязкости жидкости μ = 8 сП, давление на контуре пита­ния пласта р_к =14,7 МПа (150 кгс/см²).

Задача 31. Определить дебит скважины, работающей в пласте, огра­ниченном двумя прямолинейными непроницаемыми границами, расположенными под углом 60° друг к другу. Расстояние от точки пересечения непроницаемых границ до скважины r = 200 м, расстояние до одной из границ а = 50 м, радиус кон­тура питания R_k = 5 км (рис. 29). Мощность пласта h = 10 м, коэффициент проницаемости пласта k = 0,3 Д, динамический коэффициент вязкости жидкости μ = 2 мПа·с, депрессия ∆р = = 2,45 МПа (25 кгс/см²), радиус скважины r_с =0,1 м.

Список рекомендуемой литературы

Основная литература

1. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебник для вузов. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 480 с.

2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993. – 416 с.

3. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005, 544 с.

4. Дмитриев Н.М., Кадет В.В., Разбегина Е.Г. Методические указания к выполнению курсовых работ по дисциплине подземная гидромеханика. – М.: нефть и газ, 1998. - 61 с.

5. Евдокимова В.А., Кочина И.Н. Сборник задач по подземной гидравлике: Учебное пособие для вузов. — 2-е изд., стереотипное. Перепечатка с издания 1979 г. - М.: ООО ИД «Альянс», 2007. - 168 с.

6. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. - М.: Недра, 1973. – 360 с.

7. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. – М.: Гостоптехиздат, 1949. – 358 с.

Дополнительная литература

1. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 396 с.

2. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в пластах. – М.: Недра, 1984. -270 с.

3. Коллинз Р. Течение жидкости через пористые материалы. – М.: Мир, 1964. – 207 с.

4. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. – М.: Недра, 1982. – 407 с.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: