Курсовая работа. ЭДНбз-17-1 Курсовая работа Быков А.А. вариант 3. (1). Расчет параметров фильтрации нефти к скважине и группе скважин при различных вариантах их расположения в плоском круговом пласте с ограниченным контуром питания для водонапорного и упругого режимов работы пласта

• Название: Расчет параметров фильтрации нефти к скважине и группе скважин при различных вариантах их расположения в плоском круговом пласте с ограниченным контуром питания для водонапорного и упругого режимов работы пласта
• Анкор: Курсовая работа
• Дата: 27.03.2022
• Размер: 106.37 Kb.
• Имя файла: ЭДНбз-17-1 Курсовая работа Быков А.А. вариант 3. (1).docx
• Тип: Курсовая; #420155

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение высшего образования

ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Филиал ТИУ в г Ноябрьске


Вариант №3


Курсовая работа
по дисциплине Подземная гидромеханика нефтяного и газового пласта

на тему: Расчет параметров фильтрации нефти к скважине и группе скважин при различных вариантах их расположения в плоском круговом пласте с ограниченным контуром питания

для водонапорного и упругого режимов работы пласта


Разработал: Студент группы ЭДНБз-17-1

А.А. Быков

«24» октября 2020 г.

Руководитель:

Т.Е. Шевнина, к.ф.-м.н., доцент

«24» октября 2020 г.

Ноябрьск

2020

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение высшего образования

ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Филиал ТИУ в г Ноябрьске
Задание на курсовУЮ РАБОТУ

Студент А.А. Быков

1. Тема работы утверждена приказом по университету от «___» ___ 20__ г. №__ .

2. Срок сдачи студентом законченной работы «______» _______________20__ г.

3. Исходные данные:

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)

Определение коэффициента совершенства скважины;

Определение установившегося дебита одиночной скважины;

Определение коэффициентов продуктивности скважины при различных вариантах расположения скважины в пласте;

Оценка применимости линейного закона Дарси для рассматриваемых случаев фильтрации нефти;

Определение давления на различных расстояниях от скважины;

Определение условного времени отбора нефти из пласта при поддержании давлений Р_к и Р_с;

Определение изменения дебита скважины, расположенной в центре пласта;

Определение дебита каждой скважины и суммарного дебита, если данные кругового пласта разрабатываются пятью скважинами;

Определение дебита кольцевой батареи скважин;

Определение изменения распределения давления и дебита одиночной скважины, расположенной в центре кругового пласта, при стягивании контура нефтеносности под напором контурных вод;

Оглавление

1. Расчетная часть 5

1.1. Определение коэффициента совершенства скважины 6

1.2. Определение установившегося дебита одиночной скважины для следующих вариантов ее расположения в круговом пласте 7

1.3. Определение коэффициентов продуктивности скважины при различных вариантах расположения скважины в пласте. 9

1.4. Оценка применимости линейного закона Дарси для рассматриваемых случаев фильтрации нефти. 11

1.5. Определение давления на различных расстояниях от скважины 12

1.6. Определение условного времени отбора нефти из пласта при поддержании постоянных давлений Р_к и Р_с при расположении скважины в центре пласта 17

1.7. Определение изменения дебита скважины, расположенной в центре пласта, если на расстоянии 200 м расположить такую же скважину с тем же забойным давлением 18

1.8. Определение дебита каждой скважины и суммарного дебита, если данный круговой пласт разрабатывается пятью скважинами 19

1.9. Определение дебита кольцевой батареи скважин, расположенных по кругу на расстоянии 0,6 R_к от центра 21

1.10. Определение изменения распределения давления и дебита одиночной скважины, расположенной в центре кругового пласта, при стягивании контура нефтеносности под напором контурных вод 23

Заключение 27

Список литературы 28

1. Расчетная часть

Исходные данные к решению расчетной части представлены ниже.

Горизонтальный однородный круговой пласт имеет радиус контура питания

Мощность пласта

Коэффициент пористости пласта

Коэффициент проницаемости пласта

Динамический коэффициент вязкости нефти

Плотность нефти

Коэффициент сжимаемости нефти

Коэффициент сжимаемости породы пласта ;

Водонасыщенность нефтяного пласта

Коэффициент вязкости пластовой воды

Коэффициент сжимаемости пластовой воды

Пласт вскрывается скважинами на глубину

Диаметр скважины

Забой скважины обсажен и перфорирован на 1 м

Диаметр отверстий . Глубина проникновения пуль в породу

Давление на контуре питания

Забойное давление

Рассчитать параметры фильтрации нефти к скважине и группе скважин при различных вариантах их расположения в плоском круговом пласте с ограниченным контуром питания для водонапорного и упругого режимов работы пласта.

1.1. Определение коэффициента совершенства скважины

Коэффициент совершенства скважины определяем по формуле:
(1)
где: С₁ – безразмерная величина, определяющая дополнительное фильтрационное сопротивление, обусловленное несовершенством скважины по степени вскрытия пласта;

С₂ – безразмерная величина, определяющая дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по характеру вскрытия пласта.

Для определения коэффициента С₁ используем график Щурова:
а = h/D_c = 30/0,114 = 263,16
Находим относительное вскрытие пласта:


С₁ = 1,4
С₂ – определяем по графику Щурова:
l = l`/D_c =120/114 = 1,05

α₀ = d₀/D_c =16/114 = 0,14

n·D_c = 20·0,114 = 2,28

C₂ = 1.8

Находим радиус скважины
r_c = D_c/2 = 0,114/2 = 0,057 м
Находим коэффициент совершенства скважины

1.2. Определение установившегося дебита одиночной скважины для следующих вариантов ее расположения в круговом пласте

Определяем установившейся дебит одиночной скважины Q для следующих вариантов ее расположения в круговом пласте:

а) в центре

б) на расстоянии 0,1 R_к от центра

в) на расстоянии 0,5 R_к от центра

г) на расстоянии 0,1 R_к от контура или 0,9 R_к от центра

а) Объемный дебит гидродинамически совершенной скважины, расположенной в центре кругового пласта, определяется по формуле Дюпюи:



Объемный дебит гидродинамически несовершенной скважины, расположенной в центре кругового пласта:
Q = Q_с · δ = 0,64 · 0,67 = 0,43 м³/с
б) Определим установившейся дебит одиночной скважины на расстоянии 0,1 R_к от центра кругового пласта:

Дебит скважины, эксцентрично расположенной в круговом пласте, определяется по формуле:

где: δ – расстояние от центра скважины до центра кругового пласта,
δ = 0,1 R_к = 0,1 7450 = 745 м


в) Определим установившейся дебит одиночной скважины, расположенной на расстоянии 0,5 R_к от центра кругового пласта

Дебит скважины, эксцентрично расположенной в круговом пласте, определяется по формуле:

где: δ – расстояние от центра скважины до центра кругового пласта,

δ = 0,5 R_к = 0,5 7450 = 3725 м



г) Определим установившейся дебит одиночной скважины, расположенной на расстоянии 0,1 R_к от контура кругового пласта

Дебит скважины, эксцентрично расположенной в круговом пласте, определяется по формуле:


где: δ – расстояние от центра скважины до центра кругового пласта,
δ = (1-0,1) · R_к = 0,9 · 7450 = 6705 м

Строим график зависимости дебита скважины от ее расположения в пласте.

1.3. Определение коэффициентов продуктивности скважины при различных вариантах расположения скважины в пласте.

Отношение дебита скважины Q к перепаду давления (депрессии) называется коэффициентом продуктивности скважины:



где: ΔP = Р_к – Р_с = (16 – 12) · 10⁶ = 4 · 10⁶ Па

Тогда









Зависимость дебита скважины Q от депрессии называется индикаторной линией. При плоскорадиальной фильтрации жидкости к скважине в условиях справедливости закона Дарси индикаторная линия представляет собой прямую, определяемую уравнением:

1. 
   скважина расположена в центре кругового пласта
   

ΔР₁ = 1 МПа; Q₁ = · 1 · 10⁶ = 0,106 (м³/с)

ΔР₁ = 3 МПа; Q₁ = · 3 · 10⁶ = 0,319 (м³/с)

ΔР₁ = 5 МПа; Q₁ = · 5 · 10⁶ = 0,533 (м³/с)

2. 
   скважина расположена на расстоянии 0,1 R_к от центра кругового пласта
   

ΔР1 = 1 МПа; Q₁ = · 1 · 10⁶ = 0,16 (м³/с)

ΔР1 = 3 МПа; Q₁ = · 3 · 10⁶ = 0,48 (м³/с)

ΔР1 = 5 МПа; Q₁ = · 5 · 10⁶ = 0,8 (м³/с)

3. 
   скважина расположена на расстоянии 0,5 Rк от центра кругового пласта
   

ΔР1 = 1 МПа; Q₁ = · 1 · 10⁶ = 0,164 (м³/с)

ΔР1 = 3 МПа; Q₁ = · 3 · 10⁶ = 0,492 (м³/с)

ΔР1 = 5 МПа; Q₁ = · 5 · 10⁶ = 0,819 (м³/с)

4. 
   скважина расположена на расстоянии 0,1 R^к от контура питания кругового пласта
   

ΔР1 = 1 МПа; Q₁ = · 1 · 10⁶ = 0,186 (м³/с)

ΔР1 = 3 МПа; Q₁ = · 3 · 10⁶ = 0,558 (м³/с)

ΔР1 = 5 МПа; Q₁ = · 5 · 10⁶ = 0,931 (м³/с)
На основании результатов расчетов, строим индикаторные линии скважины при различных вариантах ее расположения в пласте.

1.4. Оценка применимости линейного закона Дарси для рассматриваемых случаев фильтрации нефти.

Применимость закона Дарси определяем по формуле Щелкачева:



где: u – скорость фильтрации на забое скважины

m – пористость

u = Q₀ / F

где: S – площадь забоя, F = 2 3.14 r_c b

F = 2 3.14 0.124 18 = 7,875 м²

Определяем скорость фильтрации на забое скважины

u = 0,426/7,875 = 0,054 м/с

Данные подставляем в формулу Щелкачева:



Число Рейнольдса меньше соотношения 1 ≤ Re_кр ≤ 12, значит происходит ламинарный режим фильтрации. Для данного режима фильтрации закон Дарси полностью применим.

1.5. Определение давления на различных расстояниях от скважины

Закон распределения давления в пласте определяется по формуле:

где: r - расстояние от оси скважины

С учетом сжимаемости жидкости закон распределения давления в пласте определяется по формуле:


где: β_ж – коэффициент объемной сжимаемости жидкости, который определяется:
β_ж = (1-σ0) * β_н + σ₀ х β_в
Рассмотрим закон распределения давления при заданном забойном давлении Р_с = 13 МПа для различных вариантов расположения скважины в пласте:

1. 
   скважина расположена в центре кругового пласта.
   

при r = 0.5 м

По формуле закон распределения Р:



при r=1 м



при r=2 м



при r=5 м



при r=10 м



при r=100 м



при r=1000 м



при r=2000 м



при r=3725 м

2. 
   скважина расположена на расстоянии 0,9 Rк от центра кругового пласта
   

По формуле закон распределения Р:

при r = 0.5 м


при r=1 м



при r=2 м



при r=5 м



при r=10 м



при r=100 м



при r=1000 м



при r=2000 м



при r=3725 м

3. 
   скважина расположена на расстоянии 0,5 R_к = 3725 м от центра кругового пласта.
   

По формуле закон распределения Р:

при r = 0.5 м



при r=1 м



при r=2 м



при r=5 м



при r=10 м



при r=100 м



при r=1000 м



при r=2000 м



при r=3725 м

4. 
   скважина расположена на расстоянии 0,1 R_к = 6705 м от контура кругового пласта
   

По формуле (9) закон распределения Р:

при r = 0.5 м



при r=1 м



при r=2 м



при r=5 м



при r=10 м



при r=100 м



при r=1000 м



при r=2000 м



при r=3725 м



По полученным результатам строим кривые депрессии Р = Р(r).

Средневзвешенное по объему порового пространства пластовое давление определяется по формуле:

1.6. Определение условного времени отбора нефти из пласта при поддержании постоянных давлений Р_к и Р_с при расположении скважины в центре пласта

Время отбора жидкости из кругового пласта определяется по формуле:

1.7. Определение изменения дебита скважины, расположенной в центре пласта, если на расстоянии 200 м расположить такую же скважину с тем же забойным давлением

Используя принцип суперпозиции, рассчитаем забойные потенциалы и дебиты для скважин.

Потенциал скорости фильтрации определяется по формуле:

Значение потенциала в точке на расстоянии r:

где: С – постоянная интегрирования.

При совместной работе нескольких скважин результирующий потенциал в любой точке пласта равен алгебраической сумме потенциалов, обусловленных работой каждой отдельной скважины.

Таким образом:



































Дебит несовершенной скважины



Следовательно, дебит скважины уменьшается.

1.8. Определение дебита каждой скважины и суммарного дебита, если данный круговой пласт разрабатывается пятью скважинами

Определяем дебит каждой скважины и суммарный дебит, если данный круговой пласт разрабатывается пятью скважинами, из которых 4 расположены в вершинах квадрата со стороной А = 500 м, а пятая - в центре. Все скважины идентичны и работают с одинаковым забойным давлением Р_с.

Поместим точку М на забой 1 скважины



Поместим точку М на забой 5-ой скважины



Поместим точку М на контур питания



Получаем систему уравнения





Так как и , то

Тогда получаем следующую систему уравнения




Получим













С учетом коэффициента совершенства Q = q · δ. Тогда дебиты скважин равны Q = ·0,67 = 0,00711 и Q₅ = ·0,67 = 0,007722 м³/с.

Суммарный дебит равен

Q_сум = 4Q + Q₅ = 4·5,64·10^-5 + 5,63·10^-5 = 0,036 м³/с

1.9. Определение дебита кольцевой батареи скважин, расположенных по кругу на расстоянии 0,6 R_к от центра

Все скважины идентичны и работают с одинаковым забойным давлением Р_с = 12 МПа, 0,6 R_к = 4470 м.

Дебит одной скважины кольцевой батареи, состоящей из n скважин, в круговом пласте радиуса R_к, равен:


где: R₀ – радиус батареи

r_c - радиус скважины

Суммарный дебит кольцевой батареи несовершенных скважин определяется по формуле:



Определим дебит кольцевой батареи скважин при различном числе скважин n:

а) n= 4





б) n = 5





в) n = 6





г) n = 8





д) n = 10





е) n = 12





ж) n = 16





з) n=20

1.10. Определение изменения распределения давления и дебита одиночной скважины, расположенной в центре кругового пласта, при стягивании контура нефтеносности под напором контурных вод

При плоскорадиальном вытеснении нефти водой дебит скважины определяется по формуле:

где: r_н – координата (радиус) границы раздела нефть-вода в момент времени t.

Таким образом при постоянной депрессии дебит скважины с темпом времени увеличивается.

Закон распределения давления вдоль радиуса Р(r) выражается следующими соотношениями:

- в водоносной области:


- в нефтяной области

Время радиального перемещения контура нефтеносности от начального положения Ω₀ (при t=0) до r определяется по формуле:



Определение дебита для случая расположения контура нефтеносности на расстоянии r_н = R_к от оси скважины.



Q = Q_с δ = 0,67 = 0,426 м³/с




а) контур нефтеносности расположен на расстоянии r_н = 0,75 R_к = 5587,5 м от оси скважины.



Q = Q_с δ = 0,67= 0,436 м³/с

б) контур нефтеносности расположен на расстоянии r_н = 0,5 R_к = 3725 м от оси скважины.



Q = Q_с δ = 0,67= 0,45 м³/с

в) контур нефтеносности расположен на расстоянии r_н = 0,25 R_к = 1862,5 м от оси скважины.



Q = Q_с δ = 0,67= 0,476 м³/с

г) контур нефтеносности расположен на расстоянии r_н = 0,01 R_к = 74,5 м от оси скважины.



Q = Q_с δ = 0,67 = 0,652 м³/с

Определим изменение распределения давления для различных случаев расположения контура нефтеносности.

а) контур нефтеносности расположен на расстоянии r_н = 0,75 R_к = 5587,5 м от оси скважины. r = 0,01 R_к =74,5





б) контур нефтеносности расположен на расстоянии r_н = 0,5 R_к = 3725 м от оси скважины. r = 0,01 R_к =74,5.





в) контур нефтеносности расположен на расстоянии r_н = 0,25 R_к = 1862,5 м от оси скважины.





По полученным данным для указанных значений rн строим кривые депрессии давления в призабойной зоне (r ≤0,001 R_к)



ΔР₁ = 1,24 МПа

ΔР₂ = 1,18 МПа

ΔР₃ = 1,09 МПа

ΔР₄ = 0,92 МПа
График зависимости дебита скважины от положения контура нефтеносности r_н и кривые депрессии давления в призабойной зоне (r ≤0,001 R_к)



Время вытеснения всей нефти из кругового пласта рассчитаем по формуле:

Заключение

В рамках данного курсового проекта по теме “Расчет параметров фильтрации нефти к скважине и группе скважин при различных вариантах их расположения в плоском круговом пласте с ограниченным контуром питания для водонапорного и упругого режимов работы пласта” были определены и рассчитаны: коэффициент совершенства скважины; установившийся дебит одиночной скважины; коэффициент продуктивности скважины при различных вариантах расположения скважины в пласте; оценка применимости линейного закона Дарси для рассматриваемых случаев фильтрации нефти; давление на различных расстояниях от скважины; условное время отбора нефти из пласта при поддержании давлений Р_к и Р_с; изменение дебита скважины, расположенной в центре пласта; дебит каждой скважины и суммарного дебита, если данные кругового пласта разрабатываются пятью скважинами; дебит кольцевой батареи скважин; изменение распределения давления и дебита одиночной скважины, расположенной в центре кругового пласта, при стягивании контура нефтеносности под напором контурных вод.

Список литературы

1) Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. – 544 с.