Курсовая работа по подземной гидрогазодинамике. курсач. Курсовая работа по дисциплине Подземная гидрогазодинамика по теме фильтрация газированной жидкости и приток ее в скважину

• Название: Курсовая работа по дисциплине Подземная гидрогазодинамика по теме фильтрация газированной жидкости и приток ее в скважину
• Анкор: Курсовая работа по подземной гидрогазодинамике
• Дата: 25.04.2023
• Размер: 428.64 Kb.
• Имя файла: курсач.docx
• Тип: Курсовая; #1088217

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»
Кафедра «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Подземная гидрогазодинамика»

по теме:

«ФИЛЬТРАЦИЯ ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ И ПРИТОК ЕЕ В СКВАЖИНУ»
Выполнил:

Проверил:
Уфа 2002

СОДЕРЖАНИЕ

Задание на курсовую работу……………………………………………………..2

Введение…………………………………………………………………………...4

1. Теоретические основы фильтрации газированной жидкости в пласте ……………………………………………………………………………………...5

1.1. Установившаяся фильтрация газированной жидкости, функция Христиановича………………………………………………………………….…7

1.2. Неустановившаяся фильтрация газированной жидкости…………..…….16

2. Теоретические основы притока газированной жидкости к забою добывающей скважины………………………………………………………….19

3. Режим растворенного газа……………………………………………….……22

4. Расчет дебита скважины по нефти и газу…………………………………….25

5. Влияние растворенного газа на реологические свойства тяжелой вязкоупругой нефти……………………………………………………………...27

Вывод……………………………………………………………………………..30

Список использованной литературы……………………………………………31


ВВЕДЕНИЕ
Жидкость, в которой растворён газ, называется живой жидкостью или газированной жидкостью, в отличие от мёртвой жидкости, вовсе лишённой газа. Примером первого рода жидкости служит природная нефть, примером второго рода жидкости служит артезианская вода. Если в жидкость нагнетается газ при данной температуре и данном давлении, то в каждой единице объёма жидкости растворяется лишь определённый объём газа, который в первом приближении мы можем считать пропорциональным избыточному давлению (закон Генри). Относительно состояния природной жидкости и природного газа в пористом пласте мы сделаем следующую гипотезу:

Природный газ частью растворён в жидкости (нефть), а частью находится в жидкости в состоянии мельчайших газовых пузырьков, размеры которых, по мере падения давления, всё время растут, но остаются вообще настолько малы, что эти пузырьки свободно проходят через норовые каналы между частицами, из которых построена пористая среда.

Таким образом, мы предполагаем, что в пористой среде находится смесь жидкости, в которой растворён газ (жидкая фаза), и свободного газа в виде мельчайших газовых пузырьков, свободно двигающихся в порах (газовая фаза).

Очевидно, в области пористого пласта, удалённой от скважины, встречается наименьшее количество газовых пузырьков, но по мере того, как с приближением к скважине давление в пласте падает, часть растворённого газа выделяется из жидкости в виде мельчайших пузырьков. Поэтому при приближении к скважине величина жидкой фазы уменьшается, а величина газовой фазы возрастает.

1.ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ В ПЛАСТЕ.

Движение газированной жидкости является примером важной практической задачи, где необходимо учитывать эффекты сжимаемости и растворимости газа в жидкости.

Течение газированной жидкости осложнено в данном случае сжимаемостью и явлениями, связанными с переходом газа из растворенного состояния в свободное. Эти факторы в крайней степени меняют характер происходящих физических процессов и вид соответствующих дифференциальных уравнений. Особенно большое значение имеют процессы выделения газа из раствора. Различие между течением газированной жидкости и течением газо-жидкостной смеси оказывается более глубоким, чем это предполагается согласно применяемой обычно теории. При фильтрации газированной жидкости свободный газ в порах образуется в результате выделения из раствора. Способ образования газовой фазы влияет на значение проницаемостей. Эксперименты показывают, что при равенстве газовых факторов проницаемости для жидкости и газа при течении газированной жидкости много меньше, чем в случае движения смеси жидкости и «внешнего» газа.

Вследствие сложности и недостаточной изученности происходящих явлений наиболее достоверные сведения о течениях газированной жидкости можно в настоящее время получить путем изучения гидродинамических исследований. На динамически подобной модели удается воспроизвести исследуемое течение при незначительных допущениях, а в некоторых случаях — точно в соответствии с полной системой условий подобия.

Первые гидродинамические исследования о движении газированной жидкости в пористой среде принадлежат академику Леониду Самуиловичу Лейбензону.

Л. С. Лейбензон в своих первых исследованиях рассматривал газированную нефть как некоторую смесь, характеризующуюся специальным уравнением состояния. В дальнейших работах Л. С. Лейбензон уже учитывал различие скоростей газа и нефти, обусловленное эффектом фазовых проницаемостей, и наметил ряд перспективных, но до сего времени недостаточно использованных путей исследования этой весьма сложной задачи.

Теоретическое исследование задач фильтрации сжимаемых смесей с растворимыми компонентами в общем случае неустановившегося движения в точной постановке наталкивается на затруднения, до сего времени не преодолимые. Сравнительно просто может быть исследован случай установившегося движения газированной жидкости.

1.1 УСТАНОВИВШАЯСЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ, ФУНКЦИЯ ХРИСТИАНОВИЧА.

Рассмотрим стационарное движение газированной жидкости в пористой среде. Когда давление в пласте выше давления насыщения, весь газ растворен в жидкости (свободный газ отсутствует) и жидкость вместе с растворенным газом можно рассматривать, как однородную. Если же давление в пласте меньше давления насыщения, то начинается выделение газа из раствора и в пористой среде движутся одновременно жидкость и свободный газ.

Рассмотрим стационарное прямолинейное движение такой газированной жидкости в пористой среде, заполняющей трубу поперечным сечением . Объемные расходы жидкости и газа можно определить по формуле Дарси для однородной жидкости, но считать, что проницаемость является фазовой; — для жидкости, — для свободного газа. Расход жидкости определяется по формуле:

(1)

Объемный расход свободного газа в том же сечении при том же давлении р обозначим . Величина определяется по формуле:

(2)



Рисунок 1. Схема экспериментальной установки для исследования фильтрации газированной жидкости.

Опыты, которые были поставлены Викофом и Ботсетом, дали основание принять фазовые проницаемости для жидкости и газа и в виде некоторых экспериментальных функций насыщенности, а порового пространства жидкостью. Введем относительные проницаемости и :

и (3,4)

где k —коэффициент проницаемости пористой среды для однородной жидкости. Кривые зависимости и приведены на рисунке 2. Подобные экспериментальные кривые были получены для ряда образцов пористой среды и для ряда газированных жидкостей, в том числе для газированных нефтей.



Рисунок 2. Относительные фазовые проницаемости для газированной жидкости.

Во всех случаях характер кривых оказался таким, как на рисунке 2. Рассматривая эти кривые, можно сделать очень важное практическое заключение, несмотря на то, что они построены по множеству опытных точек с довольно большим разбросом и являются некоторыми средними линиями:

Малое количество свободного газа весьма сильно уменьшает проницаемость и, следовательно, дебит жидкости. Поэтому стараются не допускать чрезмерного выделения газа на забоях скважин, так как при этом фазовая проницаемость жидкости весьма снижается. Чтобы не допустить чрезмерного выделения свободного газа, применяют методы искусственного повышения пластового давления — нагнетание газа, законтурное и внутриконтурное заводнение.

Напротив, жидкость гораздо меньше мешает двигаться газу, чем газ жидкости. Таким образом, при малых насыщенностях относительная проницаемость газа очень мало снижается.

Найдем суммарное количество газа, свободного и растворенного, и приведем это объемное количество газа к атмосферному давлению. Дебит жидкости содержит объем растворенного газа, который после приведения к атмосферному давлению можно выразить уравнением:

(5)

где s —коэффициент растворимости газа в жидкости.

Коэффициент — весовое количество газа, которое растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на 1 ат.

Подставляя значение из закона Дарси, получаем:

(6)

Найдем теперь дебит свободного газа, приведенный также к атмосферному давлению:

(7)

Теперь можно найти полное объемное количество газа , которое будет выделяться в единицу времени на устье скважины при снижении давления до атмосферного. Это будет сумма:

(8)

или

(9)

Найдем газовой фактор. Под газовым фактором подразумевается отношение приведенного к атмосферному давлению дебита газа к дебиту жидкости.

(10)

или можно представить в виде:

(11)

Рассмотрим более последнее уравнение. В круглые скобки входит отношение , которое может быть найдено из экспериментальных кривых относительных фазовых проницаемостей для газированной жидкости. Это отношение является известной функцией насыщенности , т. е.

(12)

Функция имеет примерно вид кривой, показанной на рисунке:



Рисунок 3. Зависимость функции насыщенности от насыщенности
Второе слагаемое зависит от констант жидкости и газа — от растворимости и вязкостей. Обозначим:

(13)

Очевидно, – безразмерная величина.

Тогда выражение для газового фактора можно записать так:

(14)

При установившемся движении газовый фактор всюду в пласте будет одинаков. Все изложенное выше преследовало одну цель —установить связь между давлением и насыщенностью, чего мы и добились. Обозначим:

(15)

При Г = const также постоянно, тогда из этого следует:

(16)

Обозначим:

(17)

где - известная функция насыщенности.

График зависимости может быть легко построен по исходным кривым фазовых проницаемостей и по последней формуле. Он имеет примерно вид, показанный на рисунке:



Рисунок 4. Зависимость

При расчетах стационарного движения газированной нефти наиболее интересной величиной является — расход жидкости. Поскольку газовый фактор известен, согласно формуле 10 определяем расход газа:

(18)

Формулу для , учитывая относительную проницаемость можно представить в виде:

(19)

В этом уравнении — известная функция насыщенности и, кроме того, как мы видели, давление — также однозначная.

Таким образом, насыщенность является параметром, связывающим зависимости и . Зная эти зависимости из рисунка относительных фазовых проницаемостей для газированной жидкости и функции насыщенности легко построить зависимость , т. е. связать фазовую проницаемость c давлением . График зависимости представлен на рисунке:



Рисунок 5. Зависимость

Теперь, когда установлена однозначная зависимость , вводим новую функцию Н, полный дифференциал которой равен . Эта функция имеет размерность давления и называется функцией Христиановича:

(20)

Теперь уравнение для дебита жидкости можно записать так:

(21)

Данное уравнение ничем не отличается от обычного закона Дарси, но только роль давления играет функция Н.

Следовательно, для установившегося движения газированной жидкости сохраняются все формулы для движения однородной несжимаемой жидкости с заменой давления на функцию Христиановича.

Функция Христиановича Н определяется из уравнения:

(22)

Для вычисления функции Н можно поступить следующим образом:

(23)

где дифференциал безразмерной функции равен:

(24)

(25)

Зависимость строится по графику зависимости графическим интегрированием по вышеуказанному уравнению. Она была впервые построена Бернардом Борисовичем Лапуком и имеет вид:



Рисунок 6. График зависимости

Константин Алексеевич Царевич составил подробные таблицы, позволяющие определить значения функции при разных значениях для сцементированных и несцементированных песков.

Таким образом, получаем возможность использовать при расчетах стационарного движения газированной нефти все формулы для движения однородной несжимаемой жидкости, в которых давление должно быть заменено функцией Христиановича . Получаем:

(26)

Например, дебит жидкости из скважины, находящейся в центре кругового пласта, равен согласно формуле Дюпюи:

(27)

Функция здесь будет распределена так же, как давление при фильтрации однородной несжимаемой жидкости: для радиального движения — по закону логарифмической кривой, для прямолинейного движения — по линейному закону.

Последовательность расчетов такова. Зная контурные давления и газовый фактор Г, по формуле 17 находят и затем из графика 6 находят , .

Зная , , из уравнения 26 находят , , после чего все элементы движения определяются без затруднений. Для ускорения и облегчения расчетов можно также воспользоваться таблицами К. А. Царевича.

Эту трудоемкую методику расчетов можно упростить. Обратим внимание, что в широком диапазоне зависимость линейная, т. е.:

(28)

где и – постоянные.

Параметр А является угловым коэффициентом прямой, В — свободным членом.

Разность можно выразить через разность давлений:

(29)

или учитывая уравнение 28:

(30)

Формула показывает, что для приближенных расчетов газированную жидкость можно рассматривать как фиктивную однородную несжимаемую жидкость. Из графика

Тогда формула Дюпюи примет вид:

(31)

В дальнейшем прием сведения установившегося движения газированной жидкости к движению фиктивной однородной несжимаемой жидкости М. М. Глоговским и М. Д. Розенбергом был использован и развит. Ими было показано, что параметр в довольно широких пределах удовлетворительно описывается формулой:

, (32)

где

При этом предполагается условие:

(33)

Таким образом, практические расчеты стационарного движения газированной жидкости можно производить, пользуясь этой заменой, что чрезвычайно облегчает их выполнение.

1.2 НЕУСТАНОВИВШАЯСЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ.

Неустановившееся движение газированной жидкости является наименее разработанной задачей. Некоторые авторы решают ее методом материального баланса, связывая среднее пластовое давление с насыщенностью и отбором из всего месторождения в целом.

В основе метода материального баланса лежит закон сохранения материи, который применительно к залежам углеводородов формулируется следующим образом: количество углеводородов, находящихся в залежи до начала разработки, равно количеству извлеченных и оставшихся в залежи углеводородов на любую произвольную дату разработки.

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, подсчитываются с учетом изменения основных показателей разработки, физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Добыча нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом баланс между количеством УВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УВ, извлеченных и оставшихся на момент разработки, не нарушается.

При этом рассмотрении исключается роль скважин. Между тем знание поведения скважины является весьма важным, например связь дебита при нестационарном режиме с забойным давлением и т. д. Ряд существенно важных результатов, основанных на применении метода последовательной смены стационарных состояний, был получен К. А. Царевичем.

К. А. Царевич решил задачу об истощении месторождения, которое эксплуатировалось при режиме растворенного газа. При этом месторождение рассматривалось как замкнутый нефтяной подземный резервуар, где давление первоначально равно давлению насыщения. Резервуар вскрывался скважиной, и начинался отбор жидкости.

К. А. Царевич исследовал вторую фазу нестационарного движения, когда условная воронка депрессии дошла до границ резервуара и начиналось истощение залежи в целом.

Аналогичные расчеты методом конечных разностей выполнил В. А. Архангельский и получил очень сходные результаты. Эти результаты кратко заключаются в следующем.

Будем откладывать по оси ординат среднее пластовое давление, которое можно принять с большой точностью равным контурному давлению. По оси абсцисс будем откладывать насыщенность, также среднюю по пласту:



Рисунок 7. Нефтеотдача при газовом режиме.

Как следует из рисунка, когда давление падает до нуля, насыщенность не снижается ниже 60-70%. Это означает, что за счет энергии растворенного газа из пласта может быть отобрано только около 30% всего запаса.

К. А. Царевич также рассчитал изменение газового фактора в зависимости от времени при неустановившемся режиме растворенного газа.

Если откладывать по оси абсцисс время, а по оси ординат газовый фактор, то оказывается, что газовый фактор сначала растет, а потом падает.



Рисунок 8. Изменение газового фактора во времени при газовом режиме.

Задача о вытеснении газированной жидкости водой — одна из важных практических задач — была решена М. М. Глоговским и М. Д. Розенбергом также методом последовательной смены стационарных состояний, причем оказалось, что в начальный период, когда сказывается влияние первой фазы нестационарного режима, расчет нужно вести по сложным, весьма громоздким формулам. В дальнейшем, в период второй фазы, когда вытеснение началось, расчет можно вести, заменяя газированную нефть фиктивной однородной несжимаемой жидкостью.

2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИТОКА ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ К ЗАБОЮ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ.

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называется депрессией на пласт.

(34)

Так как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному закону фильтрации - закону Дарси. При постоянной толщине пласта и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока. Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестает изменяться во времени и поток является установившимся.



Рисунок 9. Схема добычи нефти из пласта

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости по закону Дарси дебит скважины можно определить по формуле, называемой формулой Дюпюи:

(34)

Отличие формул Дюпюи для несжимаемой жидкости и газированной жидкости в функции Христиановича. Функция Христиановича:

(20)

Функция Христиановича играет роль давления в формуле Дюпюи:

(27)

Разность можно выразить через разность давлений:

(29)

или

, (30)

где .

Формула показывает, что для приближенных расчетов газированную жидкость можно рассматривать как фиктивную однородную несжимаемую жидкость.

Тогда формула Дюпюи примет вид:

(31)

В дальнейшем прием сведения установившегося движения газированной жидкости к движению фиктивной однородной несжимаемой жидкости М. М. Глоговским и М. Д. Розенбергом был использован и развит. Ими было показано, что параметр в довольно широких пределах удовлетворительно описывается формулой:

, (32)

где

При этом предполагается условие:

(33)

3. РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА.
Режим растворенного газа – режим работы пласта, при котором пластовой энергией является - энергия растворенного в нефти и воде газа, выделяющегося при снижении пластового давления ниже давления насыщения.



Рисунок 10. Схема залежи с режимом растворенного газа

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности. Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора – до нескольких кубометров на 1 м³. В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4-5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться. Нефть добывают практически без воды.



Рисунок 11. Динамика пластового давления и газового фактора при РРГ
Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии давления, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой.

При режиме растворенного газа коэффициент нефтеотдачи достигает до 30% такое низкое значение обуславливается:

- малым запасом пластовой энергии, из-за ограниченного количества растворенного газа в жидкостях;

- неблагоприятное соотношение вязкости нефти и газа, отсюда преждевременный прорыв газа к забоям добывающих скважин;

- газ является несмачивающей породу фазой и значительное количество нефти остается в виде пленочной или капельной нефти на породе и не извлекается на поверхность.

4. РАСЧЕТ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ ПО НЕФТИ И ГАЗУ.

Дебит нефти при установившейся плоскорадиальной фильтрации газированной жидкости определим по формуле:



Для чего найдем значения функции Христиановича и при давлениях и . Подсчитаем коэффициент который является параметром при определении функции Христиа­новича Н:

1,5

Определим значение безразмерного газового фактора



Безразмерные давления на контуре питания и на забое сква­жины





И. А. Чарным было отмечено, что зависимость в широком диапазоне значений изображается почти прямой линией, поэтому приближенно можно принять, что



и, следовательно,

,

где





При этом дебит нефти:



Дебит газа:



Ответ: ,

5. ВЛИЯНИЕ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ТЯЖЕЛОЙ ВЯЗКОУПРУГОЙ НЕФТИ.

От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа.

Количество газа, которое зависит от пластовых температур, давлений и от давления насыщения газонефтяных залежей в технологическом смысле называют газовым фактором:

, (34)

где - объём выделившегося газа из объёма нефти ( .

Газовый фактор определяют по результатам разгазирования глубинных проб нефти.

Наличие растворенного газа оказывает на плотность нефти сложное влияние, зависящее от давления, степени разгазирования и температуры.

, (35)

где – плотность газонасыщенной нефти при давлении и температуре , кг/м³; – плотность нефти после 1 ступени сепарации (давление 0,1 Мпа) при =20 °С , кг/м³; — плотность окончательно разгазированной товарной нефти, кг/м₃; Г — газовый фактор, м³/м³; — относительная плотность нефтяного газа (по воздуху); — кажущаяся плотность нефтяного газа, кг/м³,

=0,274+0,2 (36)

Соответсвено с увеличением газосодержания в нефти, плотность нефти уменьшается.

С целью изучения влияния растворенного газа на нефтеотдачу высоковязкой нефти в различных типах коллекторов, в том числе для указанных двух, были проведены исследования со снижением пластового давления, сопровождающегося уменьшением газового фактора и развитием режима растворенного газа.

Степень влияния растворенного газа различна в зависимости от температуры и его количества. С уменьшением температуры эффект снижения вязкости возрастает. Именно поэтому перекачка газонасыщенных нефтей, кроме решения проблемы доставки потребителю нефтяного газа низкого давления, в ряде случаев позволяет увеличить пропускную способность нефтепровода. При низких же температурах даже легкие нефти имеют высокую вязкость и становятся плохо транспортабельными.

Замечено также, что чем выше вязкость дегазированной нефти, тем сильнее влияние растворенного газа. На рисунке дано несколько наиболее характерных кривых, построенных по данным исследований института Гипровостокнефть. 



Рисунок 12. Зависимость вязкости нефти от количества растворенного газа различных месторождений (по данным Гипровосток-нефти)

Американский инженер Конли Кэрл А. опубликовал результаты своих экспериментальных работ по изменению вязкости нефти от количества растворенного в ней газа. Им были исследованы 457 глубинных проб нефти, отобранных на продуктивных площадях США, Канады и Южной Америки. По результатам исследования давление насыщения находилось в пределах от 10 до 396 кГ/см².



Рисунок 13. Зависимость вязкости газонасыщенной нефти от газосодержания и вязкости дегазированной нефти (по данным Конли Кэрла).

Таким образом реологические свойства тяжелой вязкоупругой нефти в большой степени зависит от газосодержания.

ВЫВОД

При написании данной курсовой работы были охвачены и вкратце раскрыты основные цели изучения такой дисциплины как «подземная гидромеханика» и «подземная гидрогазодинамика».

Была рассмотрена установившаяся фильтрация газированной жидкости, в основе которой лежит функция Христиановича с помощью которой рассматривать движение газированной жидкости становится в разы проще.

Закрепили полученные в ходе курсовой работы теоретические знания о фильтрации газированной жидкости в продуктивном пласте. Были сделаны расчеты по нахождению дебита скважины нефти и газа, учитывая, что фильтрация флюидов подчинялась закону Дарси.

В заключении можно прийти к тому, что при разработке любого месторождения, каждый шаг должен быть обоснован, как теоретическими расчетами, так и в экономическом плане. Также стоит учесть вред окружающей среде, недрам земли, и прийти к таким методам извлечения, при которых этот вред, будет минимален.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

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

Лейбензон Л. С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде - ОГИ3, 1947. Москва-Ленинград – 244 с.

Тухватуллин Р.К., Р.Ф. Вафин Р.Ф. Природные режимы нефтяных и газовых залежей – 40 с.

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

Пономарева И.Н., Мордвинов В.А. Подземная гидромеханика: Учебное пособие. – Пермь, Перм. гос. техн. ун-т, 2009. – 103 с.

Иванников В.Г., Исаев В.И., Иванников А.В., Исаев Р.В. Лабораторные работы по общей и подземной гидромеханике. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2013. – 162 с.

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

Щелкачев В. Н. Подземная гидравлика: Учебное пособие для вузов / В.Н.Щелкачев, Б.Б.Лапук .— М.; Ижевск : РХД, 2001 .— 735 с.

Евдокимова В.А., Кочина И.Н. Сборник задач по подземной гидравлике. - М.: Недра, 1979. – 168 с.

Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1971.

Смирнов А.С. Сбор и подготовка нефтяного газа на промысле М.: Недра, 1971. - 255 с.

Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды М.: Недра, 1981. - 255 с.

Курс лекций по «Физике нефтяного и газового пласта» – Гафаров Ш. А.

Курс лекций по «Подземной гидромеханике» и «Подземной гидрогазодинамике» - Яркеева Н. Р.