Курсовая работа по дисциплине Физика нефтяного и газового пласта

Название	Курсовая работа по дисциплине Физика нефтяного и газового пласта
Дата	18.05.2021
Размер	47.29 Kb.
Формат файла
Имя файла	Kursovaya_sde.docx
Тип	Курсовая #206731

Кафедра « Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Физика нефтяного и газового пласта»

Выполнил:

Студент 3 курса ЗФ-Д8Г группы

Плотников Кирилл Алексеевич

Принял:

Алекина Елена Викторовна_______

Ф.И.О, подпись

Дата: «17» _Мая_2020 г.

Оценка__________________

САМАРА 2021

Теоретическая часть

Типы пород-коллекторов.

Исходя из основных коллекторских свойств, обусловливающих емкость и пути фильтрации в трещиноватых коллекторах, последние можно подразделить на следующие основные виды.

1. Коллекторы кавернозного типа. Емкость пород слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и скважинами системой микротрещин. Приурочены в основном к карбонатным породам. Фильтрация жидкостей и газов в них осуществляется по микротрещинам, соединяющим мелкие каверны.

2. Коллекторы трещиноватого типа. Емкость коллектора определяется в основном трещинами. Коллекторы такого типа приурочены к карбонатным породам, а также к плотным песчаникам, хрупким сланцам и другим плотным породам. Фильтрация нефти и газа происходит только по системам микротрещин с раскрытостью свыше 5—10 мкм . Такие виды коллекторов пока мало распространены.

3. Коллекторы смешанные, представляющие собой сочетания и переходы по площади и по разрезу трещиноватого или кавернозного коллекторов с нормальными. Коллекторы этого вида имеют, по-видимому, широкое распространение.

Установлено, что закономерности развития трещиноватости в горных породах связаны с тектоникой и направлением дизъюнктивных дислокаций и трещиноватость, как правило, выражена правильными геометрическими системами трещин.

Тепловые свойства нефтегазового пласта, характеристика и область использования.

В нефтепромысловом деле широко применяются термические исследования скважин для решения ряда геологических и технических задач: изучение пород, слагающих разрез скважин по их тепловым свойствам, выявление в разрезе скважин горизонтов, содержащих полезные ископаемые, изучение технического состояния скважин и обсадных колонн и т. д.

Особенно часто промысловые работники сталкиваются с тепловыми свойствами пород при проектировании различных методов теплового воздействия на пласт (введение в пласт горячей воды или других теплоносителей, чтобы увеличить количество извлекаемой нефти из пласта, обработка забоев и стволов скважин горячими агентами для удаления парафина и т. д.). Термические свойства горных пород характеризуются теплоемкостью С, коэффициентом теплопроводности

. или удельного теплового сопротивления

и коэффициентом температуропроводности

.

Установлено, что с увеличением пористости, влажности и температуры теплоемкость пород возрастает. Зависит она также от минералогического состава, от количества и состава солей, которые растворены в воде, содержащейся в породе. Однако пределы изменения теплоемкости пород невелики: для горных пород, слагающих нефтяные залежи, она не выходит за пределы 0,63— 1,0 кДж/(кг-град.) (0,15—0,24 ккал/(кг-град.).

Коэффициент теплопроводности возрастает с увеличением плотности пород и их влажности. С ростом пористости пород теплопроводность их уменьшается. При свободном движении вод, способствующем дополнительному переносу тепла, коэффициент теплопроводности пород возрастает с увеличением проницаемости.

С увеличением нефтенасыщенности пород коэффициент теплопроводности также уменьшается. Он мало зависит от минерализации пластовых вод. Породам также присуща анизотропия тепловых свойств — в направлении напластования теплопроводность выше, чем в направлении, перпендикулярном напластованию.

Рост газонасыщенности пород, так же как и уменьшение влажности, сопровождается уменьшением теплопроводности. Значения теплопроводности и других термических свойств некоторых пород приведены в таблице. Зависимость коэффициента температуропроводности от других термических свойств пород определяется соотношением:

где а — коэффициент температуропроводности в м 2 /с;

X — коэффициент теплопроводности в Вт/(м-град.);

С — удельная массовая теплоемкость в Дж/(кг-град.);

р — плотность породы в кг/м3 .

Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она более низка, чем в водонасыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды.

Практическая часть

Приведем значения давлений на приеме образца Р₁ и на выходе образца Р₂к нормальным условиям:

Значения Р₁ следующие:

Для 1 опыта: Р₁= 1,6*735=1176мм рт. ст;

Для 2 опыта: Р₁=1,8*735= 1323 мм рт. ст;

Для 3 опыта: Р₁=2,0*735=1470 мм рт. ст;

Значения Р₂ следующие:

Для 1 опыта: Р₂=120/13,6=8,823мм рт. ст;

Для 2 опыта: Р₂=130/13,6=9,56 мм рт. ст;

Для 3 опыта: Р₂=150/13,6=11,03 мм рт. ст;

Далее находим перепад давлений ΔР в мм рт. ст. по формуле

Δ Р= Р₁-Р₂

Для 1 опыта:

ΔР= 1176-8,823=1167,2 мм рт. ст;

Для 2 опыта:

ΔР=1323-9,56=1313,4 мм рт. ст;

Для 3 опыта:

ΔР=1470-11,03=1458,9 мм рт. ст;

Далее по таблице 2.3 ( дроссель №3), находим расход газа по данным значений Р₂ в мм вод. ст. ( см. таблицу 2.1), т.к. по заданию значения Р₂ в мм вод. ст. у нас равны соответственно для 1, 2 и 3 опытов-120 ,130 и 150 , то значения Q будут следующими: 56,07 см³/с; 58,38 см³/с и 62,78 см³/с.