Вопросы Гидро механики. Вопросы по дисциплине Подземная гидромеханика
 Скачать 0.82 Mb.
|
|
2. Градиент приведенного давления
3. Скорость фильтрации:
где k – коэффициент проницаемости пласта, м2; μ – коэффициент динамической вязкости жидкости, Па·с; Формулы (9) и (10) свидетельствуют о том, что градиент приведенного давления и скорость фильтрации в любой точке пласта обратно пропорциональны квадрату расстояния этой точки от забоя скважины. Следовательно, если построить для радиально-сферического потока графики зависимости градиента приведенного давления и скорости фильтрации от текущего радиуса r, то крутизна соответствующей кривой у стенки скважины (при малых значениях r) в радиально-сферическом потоке будет еще больше, чем в плоскорадиальном. 4. Дебит (объемный расход) добывающей скважины радиусом rс
где Q – дебит скважины, м3/с; k – проницаемость пласта, м2; μ – динамическая вязкость, Па·с. Как следует из формулы (11), зависимость дебита от перепада приведенного давления в радиально-сферическом потоке такая же, как и в плоскорадиальном потоке. 5. Закон движения частиц жидкости вдоль их траекторий
где r0 – начальное положение частицы жидкости; r – текущее положение частицы жидкости. 6. Время движения частицы жидкости от контура питания радиуса Rk до центра забоя скважины радиуса rc
Величиной rс3 пренебрегаем вследствие её малости. 7. Средневзвешенное по объему порового пространства приведенное пластовое давление
Установившаяся фильтрация несжимаемой жидкости в неоднородных пластах (причины неоднородности пластов). Проницаемость в различных точках продуктивных пластов не является строго постоянной величиной. Иногда изменение проницаемости по пласту носит столь хаотичный характер, что пласт можно рассматривать в среднем однородно проницаемым.  Если изменение проницаемости носит не случайный характер, а на значительном протяжении пласта имеют место определенные закономерности в изменении проницаемости, тогда движение жидкостей и газов существенно отличается от движения их в однородных пластах. Отметим следующие простейшие случаи неоднородности пластов. 1. Пласт состоит из нескольких слоев (рис.5,22, 5.23). В пределах каждого слоя проницаемость в среднем одинакова и скачкообразно изменяется при переходе от одного слоя к другому. Допустим, что все n слоев горизонтальны, толщина i-го слоя hi, проницаемость соответствующего слоя ki. На одном конце каждого слоя давление равно рк, на другом – рг. Если движение жидкости прямолинейно-параллельное (см. рис.5.22) по закону Дарси, то распределение давления р в каждом слое линейное и характеризуется уравнением  (5.71)дебит потока вычисляется по формуле  (5.72)где ki- коэффициент проницаемости зоны за номером i; ri-1 и ri-соответственно внутренний и внешний радиусы этой зоны, причем r0= гс, а rп=Rk. Средний коэффициент проницаемости в этом случае находится по формуле  (5.80)При n=2 распределение давления в первой зоне р1, и во второй зоне р2 определяется по формулам:  rC≤r≤r1 r1≤r≤RK(5.81)Прямолинейно-параллельный поток несжимаемой жидкости в неоднородных пластах (для случаев слоистой и зональной неоднородностей).
Анализируя соотношения, можно отметить следующее. В слоисто-неоднородном пласте: а) при одном и том же значении координаты x давления в каждом пропластке одинаковы. Распределение давления в каждом пропластке линейно вдоль линии тока; б) градиент давления в каждом пропластке одинаков; в) скорость фильтрации в i-том пропластке своя, пропорциональная проницаемости пропластка Кi; г) дебит потока равен сумме дебитов отдельных пропластков.  В зонально-неоднородном пласте: а) распределение давления в каждой зоне линейное; б) градиент давления в пределах каждой зоны постоянный, но разный в различных зонах; в) дебит потока несжимаемой жидкости в силу условия неразрывности постоянен в любом поперечном сечении потока; г) скорость фильтрации постоянна в любом поперечном сечении потока.  Плоскорадиальный поток несжимаемой жидкости в неоднородных пластах
Анализ данных соотношений аналогичен выполненному ранее. Разница состоит в законах изменения параметров по соответствующей координате. Так, в случае слоисто-неоднородного пласта для всех пропластков будет общей логарифмическая кривая распределения давления. В случае зонально-неоднородного пласта в каждой i-той зоне распределение давления также подчиняется логарифмическому закону. Плоско-радиальный поток несжимаемой жидкости в неоднородном пласте (для случаев слоистой и зональной неоднородностей). Влияние проницаемости и размеров ПЗП на дебит скважины. При вскрытии пласта за счет больших репрессий в пласт проникает как фильтрат, так и твердая фаза бурового раствора. В зависимости от величины репрессии и времени ее воздействия глубина проникновения компонентов раствора может достигать до нескольких метров. Таким образом, основными факторами снижения проницаемости ПЗП и продуктивности скважин являются: 1. Разбухание цементирующего материала пород-коллекторов за счет проникновения фильтрата бурового раствора, технологических жидкостей при ремонте скважин и воды, закачиваемой для поддержания пластового давления; 2. Увеличение водонасыщенности пород с образованием эмульсии; 3. Снижение пластового давления и температуры, приводящие к выпадению парафина и асфальто-смолистых веществ на скелете породы и к его необратимым изменениям за счет уплотнения упаковки и изменения структуры перового пространства; 4. Выпадение солей в поровом пространстве вследствие несовместимости закачиваемых и пластовых вод; 5. Механическое засорение ПЗП глинистым материалом, осадками механических примесей с последующим их уплотнением и образованием непроницаемой корки (кольматация). Все описанные изменения проницаемости ПЗП значительно снижают потенциальные возможности скважин и проявляются как совместно, так и по отдельности. Следовательно, для успешной стабильной добычи нефти необходимо планировать и проводить мероприятия по восстановлению и улучшению ухудшенных фильтрационных свойств ПЗП нагнетательных и добывающих скважин с целью увеличения охвата пласта вытеснением нефти водой. |
