Методические указания

При решении задачи использовать таблицы ПА1, ПА2, ПА3 приложений и формулы (10)-(13).

Минимально возможная остаточная нефтенасыщенность λ_min=1-n_max (10)

Коэффициент, оценивающий потери нефти вследствие

неполноты вытеснения λ_выт – определяется из таблицы ПА2.

Коэффициент относительных потерь ε – из табл.ПА3.

Коэффициент, оценивающий потери нефти вследствие неравномерности продвижения воды и образования целиков неизвлеченной нефти при одностороннем подходе КН (контура нефтеносности) к последнему стягивающему ряду эксплуатационных скважин

λ₂=(4ε∙ h∙δ²∙(a-1)m )/V , (11)

где V- объем пор продуктивной части пласта.

Полная остаточная нефтенасыщенность λ=λ₁+λ₂=λ_min+λ_выт+λ_{2 .} (12)

Коэффициент нефтеотдачи n=1-λ. (13)

Задача 7

Зная тип коллектора и содержание воды в добываемой жидкости найти коэффициент нефтеотдачи [n] по содержанию воды в добываемой жидкости. Исходные данные выбрать из таблицы 6.

Таблица 1

Номер кривой на графике	Насыщенность смачивающей фазой, Sc	Величина минима- льной насыщенности несмачивающей фазой	Номер варианта
1	0,84 0,73 0,8 0,82 0,76	0,04 0,035 0,05 0,03 0,025	1 2 3 4 5
2	0,71 0,69 0,65 0,83 0,6	0,03 0,02 0,04 0,07 0,02	6 7 8 9 10
3	0,65 0,75 0,7 0,8 0,6	0,02 0,03 0,05 0,06 0,04	11 12 13 14 15
4	0,63 0,72 0,85 0,81 0,68	0,035 0,045 0,06 0,02 0,04	16 17 18 19 20
5	0,82 0,70 0,73 0,64 0,75	0,05 0,04 0,045 0,03 0,055	21 22 23 24 25
6	0,083 0,065 0,072 0,06 0,085	0,035 0,025 0,04 0,06 0,05	26 27 2 29 30

Продолжение таблицы 4

3	0,7	0,2	0,1	3	40
4	0,6	0,3	0,1	4	50
5	0,5	0,4	0,1	5	60
6	0,6	0,3	0,1	6	70
7	0,7	0,2	0,1	7	100
8	0,5	0,4	0,1	8	90
9	0,6	0,3	0,1	9	80

Задача 6

Найти коэффициент нефтеотдачи n по методике ВНИИ, месторождения с неоднородным коллектором, если стягивающий ряд расположен у сброса; происходит одностороннее подтягивание контура нефтеносности. Эксплуатация ведется при большой степени обводненности при прокачке

Vводы=nVпор. (n=Vводы/3Vпор).

Исходные данные взять из таблицы 5.

Таблица 5

Предпоследняя цифра шифра	Пористость M	μн/μв	n	Площадь нефтеносности F , км2	Обводненность ٪	Последняя цифра шифра	Проницаемость к, Д	Средняя мщнность пласта h, м	Число скважин в стягягивающем ряду , а	Расстояние между Скважинами, 2δ, м
0 1	0,35	1	1,70	12	98,0	0 1	0 0,8	10 12	10 8	350 400
2 3	0,30	2,5	2,25	36	98,5	2 3	0,4 0,7	15 18	12 18	450 250
4 5	0,32	5	2,75	20	99	4 5	0,5 0,6	16 25	14 16	200 300
6 7	0,28	10	3	18	99,5	6 7	0,9 0,5	30 20	6 12	350 500
8 9	0,4	20	3,70	24	98	8 9	2 2,5	19 17	10 14	400 500

Задача 3

Найти объемный коэффициент [b] в пластовых условиях и усадку нефти. Необходимые исходные данные взять из таблицы 2.

Указание: при решении задачи воспользоваться рисунками 4, 5, 6 приложений.

Предпосл. цифра шифра	Мольный состав жидкой фазы			Последняя цифра шифра	Температура смеси, tcм,
	С3Н8	i-С4Н10	n-С4Н10
0	0,2	0,3	0,5	0	25
1	0,1	0,3	0,6	1	30
2	0,2	0,4	0,4	2	10
3	0,1	0,4	0,5	3	40
4	0,1	0,3	0,6	4	50
5	0,2	0,3	0,5	5	60
6	0,1	0,4	0,5	6	70
7	0,3	0,3	0,4	7	100
8	0,1	0,2	0,7	8	90
9	0,3	0,3	0,4	9	80

Таблица 2

Посл. цифра шифра	Плотность нефти при 20 0С ρн, кг/м3	Относит. плотность газа, ρг.отн	Газовый фактор Г, м3/м3	Пред. цифра шифра	Пластовое давление Рпл,МПа	Пластовая температура Тпл, 0С
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9	825 820 780 739 934 876 825 780 739 934	0,80 0,75 0,70 0,65 0,90 0,95 1,00 1,05 1,10 1,15	100 85 110 120 90 75 100 85 120 110	0 1 2 3 4 5 6 7 8 9	14 12 7 20 27 25 14 12 7 20	50 60 70 80 90 100 110 120 130 140

Задача 4

Найти состав равновесной паровой фазы, зная мольный состав жидкой фазы при температуре смеси t_cм. Данные для решения приведены в таблице 3. Использовать формулы (6) и (7) и рисунок 7 приложений.

Методические указания.

Предпосл. Цифра шифра	Мольный состав паровой фазы			Последняя цифра шифра	Температура смеси, С
	С3Н8	i-С4Н10	n-С4Н10
0	0,6	0,3	0,1	0	25
1	0,4	0,4	0,2	1	30
2	0,5	0,3	0,2	2	10

Давление паров жидкой смеси определяется по формуле

P=∑x_i Q_i , (6)

где x_i – мольные концентрации компонентов жидкой фазы;

Q_i – давление паров компонентов при данной температуре

По закону Дальтона-Рауля при равновесии фаз концентрации всех компонентов в паровой фазе определяются по формуле

Y_i= x_i Q_i /P. (7)

Таблица 3