Курсовая работа на тему Расчет показателей разработки нефтяной залежи при упругом режиме разработки. КУРСОВАЯ. 1. Теоретическая часть Теория упругого режима
 Скачать 5.55 Mb.
|
|
Содержание Введение 1. Теоретическая часть……………………….…………………………………...3 1.1 Теория упругого режима………………………………………………….......3 1.2 Методика расчета упругого запаса жидкости в пласте……………….……4 1.3 Методика расчета падения пластового давления по времени при режиме постоянного отбора жидкости……………………………………………………7 2. Расчетная часть…………………………………………...…………...………13 2.1 Расчет упругого запаса жидкости в пласте…………………………...……13 2.2 Расчет падения пластового давления по времени при режиме постоянного отбора жидкости…………………………………………………………………16 2.3 Расчет динамики отбора жидкости и пластового давления при режиме постоянной депрессии на пласт………………….……………………………..19 Вывод…...………………………………………………………………………...20 Список использованной литературы………………...…………………………21 Введение В практике разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пластах часто возникают неустановившиеся процессы, связанные с пуском и остановкой скважин, с изменением темпов отбора флюида из скважин. Характер этих процессов проявляется в перераспределении пластового давления, в изменениях во времени скоростей фильтрационных потоков, дебитов скважин и т.д. Особенности этих неустановившихся процессов зависят от упругих свойств пластов и насыщающих их жидкостей. Это означает, что основной формой пластовой энергии, обеспечивающей приток жидкости к скважинам в этих процессах, является энергия упругой деформации жидкостей (нефти и воды) и материала пласта. Первыми исследователями, разрабатывавшими теорию упругого режима в 30-х годах 20-го века, были Маскет, Шилсуиз, Херст, Тсейс и Джекоб. Однако они не учитывали объемную упругость пласта. Наиболее полно теория упругого режима с учетом упругих свойств твердого скелета пласта и насыщающих жидкостей была разработана В.Н.Щелкачевым. В данной работе поставлены следующие задачи: изучить теорию упругого режима пласта, рассчитать падение пластового давления во времени при режиме постоянного отбора жидкости, рассчитать динамику отбора жидкости и пластового давления при режиме постоянной депрессии на пласт. 1. Теоретическая часть 1.1 Теория упругого режима Одной из основных сил действующий в пластовой системе, является сила горного давления, представляющая вес горных пород (ГП) расположенных над пластом. Под действием этой силы породы пласта- коллектора нефти и газа деформируются и находятся в напряженном состоянии. Согласно молекулярно-кинетической теории строения вещества напряжение состояния ГП характеризуется запас внутренней энергии твердого скелета породы. Показателями этой внутренней энергии могут служить коэффициент упругости.[1] Профессор В. Н. Щелкачев, разработавший суждение об упругом расширении и движении жидкости в упругих пористых средах, ввел понятие «модуль упругости коллектора». Этот коэффициент указывает на отношение объема жидкости к объему породы из-за упругости породы и самой жидкости при падении давления на одну единицу. Когда давление в зоне скважины и пласте уменьшается, порода, нефть и вода расширяются и увеличиваются в объеме, помогая выталкивать нефть на забой скважины. Этот режим известен как упругий.[2] В условиях упругого режима движение жидкости начинается за счет использования потенциальной энергии упругой деформации пласта и жидкости сначала в ближайших окрестностях забоя, затем во все более удаленных областях пласта. В самом деле, при снижении пластового давления упругое противодействие пласта вышележащему горному массиву уменьшается, и это приводит к уменьшению объема порового пространства, что, в свою очередь, увеличивает сжатие жидкости. Все это способствует вытеснению жидкости из пласта в скважину. И несмотря на то, что коэффициенты объемной упругой деформации жидкости и твердого скелета пласта очень малы, из-за того, что очень велики объемы пласта и насыщающих его флюидов, объемы жидкости, извлекаемой из пласта за счет упругости пласта и жидкости, могут быть весьма значительным 1.2 Методика расчета упругого запаса жидкости в пласте Упругий запас жидкости в пласте можно подсчитать следующим образом. Выделим мысленно элемент объема пласта  . Пусть  есть объем жидкости, насыщающей этот элемент объема пласта при начальном давлении  . Упругий запас жидкости будем определять по ее объему, замеряемому при начальном пластовом давлении. Обозначим через  , изменение упругого запаса жидкости внутри объема пласта при изменении давления во всех его точках на величину  . Тогда, получим: (1)Учтем, что начальный объем жидкости, насыщающей элемент объема пласта , равен полному объему пор в этом элементе: (2)Где m-пористость пласта. Тогда формулу (1) с учетом равенства (2) можно переписать в следующем виде:  (3)Или  (4)Где  (5)Коэффициент  называется коэффициентом упругоемкости пласта. На основании формулы (4) коэффициент упругоемкости пласта  численно равен изменению упругого запаса жидкости в единице объема пласта при изменении пластового давления в нем на единицу.Если формулы (3) или (4) относить к разрабатываемому в условиях замкнуто-упругого режима нефтяному месторождению, то под следует понимать объем пласта, в котором к данному моменту времени произошло изменение давления на величину , при этом (6)где  - начальное пластовое давление;  - средневзвешенное по объему возмущенной части пласта давление.Вычислить средневзвешенное пластовое давление можно, если известна геометрия возмущенной части пласта и конкретное распределение давления в ней.Дифференцируя равенство (4), получим:  ],С другой стороны, изменение упругого запаса жидкости в пласте за время dt равное объему отобранной жидкости:  ,где  -дебит всех скважин, эксплуатирующих данную нефтяную залежь.Приняв правые части двух последних равенств, получим дифференциальное уравнение истощения нефтяной залежи в условиях замкнуто упругого режима  = (7)1.3 Методика расчета падения пластового давления по времени при режиме постоянного отбора жидкости Пусть в неограниченном горизонтальном пласте постоянной толщины И имеется добывающая скважина нулевого радиуса (точечный сток). Начальное пластовое давление во всем пласте одинаково и равно В момент времени t =0 скважина пущена в эксплуатацию с постоянным объемным дебитом  . В пласте образуется неустановившийся плоскорадиальный поток упругой жидкости. Распределение давления в пласте (в любой его точке в любой момент времени) p (r, t) определяется интегрированием уравнения (8): ,Начальные и граничные условия задачи следующие p(r,t)= при t=0;p(r,t)=  ; (9)Последнее условие запишем в виде  ,Так же, как в предыдущем случае, проведем анализ размерностей. Искомое распределение давления в пласте зависит от пяти определяющих параметров: r, t, x,  , размерности которых следующие:[r]=L; [t]=T; [x]=L2T-1; [  =[p]; [ ,]=[p],где [р]- размерность давления. Тогда давление, приведенное к безразмерному виду, Р=p/ зависит от двух безразмерных параметров (так как из пяти параметров три имеют независимые размерности (r, t, ): n = 5, k = 3, n-k = 2. ,Где  ,Таким образом задача автомодельна и уравнение (8) можно свести к обыкновенному. Продифференцировав (11), найдем аналогично предыдущему:  ,Подставив эти выражения в уравнение (8), получим обыкновенное дифференциальное уравнение вида  ,которое нужно проинтегрировать при условиях, полученных из (9):P=1 при   =  Воспользуемся подстановкой  ,тогда вместо уравнения (12) будем иметь  ,Или  ,Проинтегрировав (14), получим:  ,Где  - постоянная интегрирования.Потенцируя (15), получим:  ,Проинтегрировав (16), и учтя первое из условий (13), получим:  ,Умножая равенство (16) на  устремляя  и используя второе условие (13), найдем, что ,Тогда из (17) получим:  ,Интеграл в последней формуле легко свести к табличному следующей подстановкой:  ,Тогда  ,Перейдя также от безразмерного давления P к размерному р =P получим: ,Интеграл в формуле (19) называется интегральной показательной функцией, которая табулирована и обозначается  ,Следовательно, давление в любой точке плоскорадиального потока в условиях упругого режима фильтрации определяется по формуле  ,Формула (20) получила название основной формулы теории упругого режима фильтрации. Она имеет широхое практическое применение и, в частности, используется при интерпретации результатов исследования скважин, в расчетах распределения давления при фильтрации упругой жидкости и т. д. Интегральную показательную функцию можно представить в виде ряда  ;который сходится при всех значениях х 0 < х<  . При изменении аргумента х от 0 до функция  быстро убывает от до 0. График этой функции приведен на рис.1. При малых значениях х суммой ряда можно пренебречь, тогда , Рис. 1. График интегральной показательной функции  ,При этом погрешность не превосходит: 0,25% если x =[  ] ≤0,01;1% если x ≤ 0,03; 5,7% если х ≤ 0,1; 9,7% если х ≤ 0,14. Следовательно, для значений  /(4xt) ≤ 1 давление можно определять по формуле ,Из формулы (21) выводим Q(t) формула для определения изменения дебита при постоянной депрессии. пластовый интегральный нефть  ,2. Расчетная часть
2.1 Расчета упругого запаса жидкости в пласте 1) Объем рассматриваемой нефтяной залежи  ,2) Объем нефти без учета сжимаемости  , ,3) Коэффициент β* с учетом сжимаемости воды нефти и породы:  , , ,4) Средневзвешенное пластовое давление  ,5) Изменение упругого запаса в пласте при учете сжимаемости воды, нефти и породы  , , ,2.2 Расчет падения пластового давления по времени при режиме постоянного отбора жидкости  ,При t=86400  ,При t=86400  ,При t=86400  ,При t=4320000  ,При t=4320000  ,При t=4320000  ,При t=25920000  ,При t=25920000  ,При t=25920000  , Рис. 2 Вывод: Эти кривые имеют такой же характер, как и при установившейся фильтрации – они очень крутые в близи скважины. При изменении значения r, изменяется давление в данной точке с течением времени, т.е. давление будет понижаться 2.3 Расчет динамики отбора жидкости и пластового давления при режиме постоянной депрессии на пласт  ,При t=1сут  ,При t=50сут  ,При t=300сут  , Рис. 3 Вывод: Из графика видно, что стечением времени дебит уменьшается, т.е. количество нефти, извлеченного из пласта за некоторый промежуток времени, равно изменению запасов нефти в пласте, т.к. пласт замкнут,то запасы ограничены и не пополняются из вне. Список использованной литературы 1. Подземная гидромеханика: Учебно-методическое пособие / сост. С.Ю. Борхович, И.В. Пчельников, С.Б. Колесова – Ижевск: Издательский центр « Удмуртский университет» 2017 2. Основы нефтегазопромыслового дела: Авторы В. Д. Гребнев, Д. А. Мартюшев Г. П. Хижняк 3. Подземная гидромеханика Басниев 1993: Авторы Басииев К. С, Кочина И. Н., Максимов В. М 4. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. — М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005: Авторы Басниев К. С., Дмитриев Н. М., Розенберг Г.Д. |
4
5
6
9
10
11