Дано: Режим Dшт Pпл (МПа) Pзаб (МПа) ΔP(МПа) Q (т/сут.) 1 0.003 29 27.8 1.2 45.5 2 0.0035

Дано: Режим Dшт Pпл (МПа) Pзаб (МПа) ΔP(МПа) Q (т/сут.) 1 0.003 29 27.8 1.2 45.5 2 0.0035 29 27.1 1.9 105 3 0.0045 29 26.3 2.7 185 4 0.005 29 25.9 3.1 215 Dш1 = 0.0035 м, Dш2 = 0.005 м, Q1 = 45.5 т/сут, Q2 = 215 т/сут, Pзаб1 = 27.8 МПа, Pзаб2 = 25.9 МПа, Pпл = 28.0 МПа, Rк = 250 м, rс = 0.15 м ж = 0.840 т/м3 μ= 3 мПа*с b = 1.2 Ѱc = 9.9 h = 7 м

1. Учитывая большое значение дебита скважины при не большой депрессии давления между скважиной и забоем режим течения в призабойной зоне пласта (ПЗП) будет турбулентным.
2. Находим коэффициент продуктивности скважины на режиме №1 и 2 для сравнительного анализа. Для этого определяем соответствующие им значения ΔP и Q. По уравнению притока определяем коэффициент продуктивности;
K = QрΔP
Следовательно:
- при режиме №1:
K1=45.5/1.2 = 37.9 т/МПа*сут
- при режиме №4:
K2=215/3.1 = 69.3 т/МПа*сут
3 . Определяем коэффициент гидропроводности:
k*hμ = K*b*lg*Rк/rc0.236*ж*Ѱc
- при режиме №1:
k*hμ1=37.9*1.2*lg2500.150.236*840*9.9=0.074 мкм2
- при режиме №4:
k*hμ2=69.3*1.2*lg2500.150.236*840*9.9=0.136 мкм2
4. Коэффициент подвижности для нефти определяется из коэффициента гидропроводности, которому обратно пропорциональна величина динамическая вязкость нефти:
- при режиме №1:
Kп1 = 0.074/3 = 0.024 мкм2/ мПа*с
- при режиме №4:
Кп2 = 0.136/3 = 0.045 мкм2/ мПа*с
5

. Определяем коэффициент гидропроводности:
k*hμ = K*b*lg*Rк/rc0.236*ж*Ѱc
- при режиме №1:
k*hμ1=37.9*1.2*lg2500.150.236*840*9.9=0.074 мкм2
- при режиме №4:
k*hμ2=69.3*1.2*lg2500.150.236*840*9.9=0.136 мкм2
4. Коэффициент подвижности для нефти определяется из коэффициента гидропроводности, которому обратно пропорциональна величина динамическая вязкость нефти:
- при режиме №1:
Kп1 = 0.074/3 = 0.024 мкм2/ мПа*с
- при режиме №4:
Кп2 = 0.136/3 = 0.045 мкм2/ мПа*с
5