курсовая работа. Задание на курсовую работу по дисциплине Подземная гидрогазодинамика для студента потока бгр

• Название: Задание на курсовую работу по дисциплине Подземная гидрогазодинамика для студента потока бгр
• Дата: 24.03.2023
• Размер: 1.83 Mb.
• Имя файла: курсовая работа.docx
• Тип: Закон; #1013220

Задание на курсовую работу по дисциплине «Подземная гидрогазодинамика» для студента потока БГР

Содержание

Введение 3

1 Установившийся режим фильтрации флюидов в продуктивном пласте 4

1.1Установившееся плоскорадиальное движение несжимаемой жидкости по линейному закону фильтрации 4

1.1Основные гидродинамические исследования скважин при установившихся и неустановившихся режимах фильтрации 6

2 Кривая восстановления давления. Особенности проведения и основные параметры, определяемые с помощью данного метода исследования. 12

2Задача 16

Заключение 19

Список литературы: 20

Введение

Современное состояние и перспективы дальнейшего развития нефтяной и газовой промышленности характеризуются переходом на интенсивные методы разработки месторождений, существенным усложнением горно-геологических и термобарических условий их эксплуатации. В связи с этим применяются новые методы повышения нефтеотдачи пластов, основанные на дальнейшем совершенствовании методов гидродинамического воздействия на пласты, более широким применением термических, физико-химических и газовых методов воздействия на природные резервуары и насыщающие их флюиды.

Рассмотрение одномерного установившегося потоков жидкости и газа в пористой среде является очень важной сферой исследования, при исследовании термического состояния пористых пластов рассматривают общие закономерности межфазового теплообмена, термодинамических эффектов при движении по пласту жидкости и газа.

Жидкости и газы движутся в продуктивных пластах в мельчайших каналах, образованных либо системой сообщающихся друг с другом пор между зернами горной породы, либо трещинами в скелете плотного песчаника, известняка и т.д. Такое движение в пористой и трещиноватой среде называется фильтрацией.

В отличие от движения жидкостей и газов по трубам и в открытых руслах фильтрация имеет следующие характерные особенности: чрезвычайно малые поперечные размеры поровых каналов, крайне малые скорости движения жидкостей, исключительно большая роль сил трения вследствие вязкости жидкостей и огромных поверхностей стенок поровых каналов, о которые происходит трение жидкостей и газов при фильтрации.

1 Установившийся режим фильтрации флюидов в продуктивном пласте

Рассмотрим движение несжимаемой жидкости, имеющей динамическую вязкость μ, в однородном горизонтальном пласте постоянной толщины h в направлении от контура питания к галерее стока (рис.1). Давление на контуре питания Р_к, на галерее стока Р_г. Длина пласта L, ширина – а. Движение жидкости предполагается установившимся одномерным; закон фильтрации – линейный.




Рис.3. Вертикальное сечение пласта и линия распределения давления для одномерного потока (линия Р_к – Р_г)

Расход жидкости (дебит галереи) определится по формуле

з (1)



Для двух частей пласта с линейными размерами x и L-x можно записать (Q

= const):






Из этого равенства получаем формулу для распределения давления в пласте при линейном законе фильтрации:

или , (2)

где x – расстояние до произвольного сечения пласта, давление в котором Р.
1.1Установившееся плоскорадиальное движение несжимаемой жидкости по линейному закону фильтрации

Рассмотрим движение несжимаемой жидкости, имеющей вязкость μ, в однородном горизонтальном пласте постоянной толщины h в направлении от контура питания к скважине (рис.4). Давление на контуре питания Р_к, в скважине Р_с. Радиусы контура питания r_к, скважины r_с. Движение жидкости предполагается установившимся плоскорадиальным; закон фильтрации – линейный.


Рис.3. Вертикальное сечение пласта и линия распределения давления для плоскорадиального потока (линия Р_к – Р_с)

Расход жидкости (дебит скважины) можно определить следующим образом:

, (4)

где F – площадь нормального по отношению к линиям тока сечения.

При плоскорадиальном движении таким сечением является боковая поверхность цилиндра с площадью .

Расписав скорость фильтрации в соответствии с законом Дарси, получаем следующую формулу расхода жидкости:

Разделим переменные и проинтегрируем уравнение (16):

,



или




Уравнение (17) называют формулой Дюпюи; разницу называют депрессией.

(5)
(6)

Представим, что в пласте работает фиктивная скважина радиусом r (r_c ≤ r

≤ r_к) и давлением на забое Р. В соответствии с (17) ее дебит определится как , где . Заменив в этом выражении дебит Q

по формуле (17), получим уравнение распределения давления в пласте

или (8)

Из формулы (18) следует, что линия распределения давления в пласте имеет вид логарифмической кривой. Геометрическое тело, образованное вращением этой кривой вокруг оси скважины, называют воронкой депрессии (рис.4).

Количество жидкости, получаемое из скважины за единицу времени при единичной депрессии, называется коэффициентом продуктивности, то есть коэффициент продуктивности есть отношение дебита скважины к депрессии, при которой этот дебит получен.

Из формулы (17) следует (при ):



(9)

График зависимости дебита от депрессии называют индикаторной диаграммой (рис. 5).




Рис.5. Индикаторная диаграмма

При установившемся плоскорадиальном движении жидкости по линейному закону фильтрации индикаторная диаграмма имеет вид прямой линии, выходящей из начала координат (при отсутствии депрессии нет притока жидкости в скважину). В соответствии с (19) .

1. Основные гидродинамические исследования скважин при установившихся и неустановившихся режимах фильтрации

Все исследования скважин делятся на промысловые (которые проводятся на скважине) и лабораторные (проводятся в лабораториях ЦНИПР). Промысловые исследования делятся на геофизические, дебитометрические, термометрические, гидродинамические.

ГДИ скважин и пластов делятся на:

1) исследования скважин на установившихся режимах фильтрации;

2) исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации, которые в свою очередь делятся на исследования скважин методом восстановления (падения) Р_заб, метод КВД, КПД и на исследования скважин методом гидропрослушивания пластов.

Исследования скважин на установившихся режимах фильтрации заключается в последовательном изменении режима эксплуатации скважин и изменении на каждом установившемся режиме дебита и соответствующего ему давления.

Исследования на установившихся режимах используют:

1) при исследовании нагнетательных и добывающих скважин;

2) при фильтрации в пласте однофазной жидкости или газовой, а также водонефтяной и нефтегазовой смесей.

Цель исследований скважин на УР: определение режима фильтрации нефти (газа) в ПЗП, определение коэффициента продуктивности скважины К, гидропроводности ε, проницаемости к в ПЗП.

Задачи исследований: исследовать скважину на УР – это значит найти зависимость:

- между дебитом скважины и забойным давлением

Q = f(P_заб);

- дебитом скважины и депрессией на пласт

Q = f(Р_пл - Р_заб).

Графическое изображение этих зависимостей называются индикаторными линиями (или диаграммами).

Характеристики, получаемые по результатам интерпритации исследований скважин на УР, характеризуют ПЗП.

Особенности исследований - дебит скважины (фильтрация жидкости в пласте) определяется перепадом давления (депрессией на пласт), который имеет место между давлением на контуре питания ( Р_пл) и на забое скважины (Рзаб)- Распределение давления по пласту от скважины к контуру питания имеет вид логарифмической зависимости (рис 5.1). Вращение этой линии во­круг оси скважины образует воронку депрессии.


Из рис. 2.1. видно, что основной перепад давления (80%-95%) тратится на преодоление сил трения на расстоянии до 10-20 м от скважины.

Таким образом, проводя исследования на установившихся режимах, определяют параметры пласта в призабойной зоне скважины (ПЗС).

Данный вид исследования скважин основан на трех допущениях.

1-е допущение — скважину можно окружить коаксильной цилиндрической поверхностью некоторого радиуса R_к, на котором в период исследований сохраняется постоянное давление Р_т. Для нефтяного пласта за контур питания скважины обычно принимаем окружность со средним радиусом, равным половине расстояния до соседних скважин.

2-е допущение - возмущения, произведенные в скважине, не переда­ются за пределы этой зоны.

3-е допущение - режим эксплуатации скважины считается установив­шимся, если дебит и забойное давление с течением времени практически не изменяются.

Время перехода с одного режима на другой режим называется перио­дом стабилизации.

Период стабилизации может определяться минутами, часами, сутками и зависит от многих факторов.

При прочих равных условиях Т_стабменьше при фильтрации в пласте однофазной жидкости и больше при фильтрации газированной жидкости.

Теоретической основой проведения данного вида исследования скважин является уравнение притока Q=К(Р_пл - Р_заб),

гдеК – коэффициентпродуктивности

Последовательность проведения исследований

1. Устанавливают несколько режимов работы скважины (обычно не менее 4 режимов - для построения индикаторной диаграммы и качест­венной интерпретации графика).

Как правило, это достигается принудительным изменением дебита скважины и для каждого дебита определяют Рзаб (ΔР). Для газовых скважин - это установление штуцеров различного диа­метра на устье скважины.

Для нефтяных скважин:

а) установление штуцеров на устье скважины в выкидной линии при фонтанном и артезианском способе эксплуатации;

б) изменение режима работы погружных насосов при механизирован­ном способе эксплуатации.

Изменение режима эксплуатации ШСНУ можно достигнуть: изменением длины хода полированного штока (/); изменением числа качаний балансира (n); одновременным изменением длины хода штока и числа качаний. ;

На скважинах, оборудованных ЭЦН, изменение режима эксплуатации производится чаще всего уменьшением или увеличением устьевого противо­давления путем смены штуцера или прикрытием задвижки на выходе.

Дебит и давление измеряют в конце периода стабилизации. После этого скважину переводят на новый режим.

Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помо­щью регулирующих устройств на насосной станции, а забойное давление оп­ределяют по манометру, установленному на устье.

2. Замеряют необходимые значения параметров.

При исследовании замеряют на каждом установившемся режиме: дебит нефти (газа); пластовое давление; забойное давление; количество выносимого песка; количество выносимой воды; газовый фактор продукции скважины. Дебит нефти на устье скважины измеряют объемным методом 0= V/t путем подачи нефти в специальные измерительные емкости или на автома­тизированные групповые замерные установки (АГЗУ) «Спутник». Пластовое давление - определяют как средневзвешенное по всему пласту путем замера давления в пьезометрических, простаивающих и других скважинах. Забойное давление в нефтяных скважинах можно определить двумя путями: 1) прямым - с использование регистрирующих дистанционных мано­метров (более точный); 2) расчетным - гораздо сложнее, т.к. сложный характер течения жидко­сти в НКТ, изменяется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, осуществляется движении двухфазной ( жидкость+газ) смеси в НКТ и т.д.; значения Р_заб получаются менее точны.

3. По результатам исследований заполняют таблицу.



По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Р_заб или от депрессии (ΔР=Р_пл-Р_заб), назы­ваемые индикаторными диаграммами (ИД). Индикаторные диаграммы добывающих скважин располагаются ни­же оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси. Если процесс фильтрации жидкости в пласте подчиняется линейному закону, т. е. индикаторная линия имеет вид прямой, зависимость дебита гид­родинамически совершенной скважины от депрессии на забое описывается формулой Дюпюи:

,

где Q – дебит скважины, см³/с; к – проницаемость продуктивного пласта, мкм²; Р_пл, Р_заб – пластовое и забойное давление, кгс/см²; h – толщина пласта, см; μ – вязкость жидкости, мПа*с, R_к и r_с – радиус контура питания и радиус скважины, м. Индикаторнаям диаграмма Q = f(P_заб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно опре­делить путем продолжения ин­дикаторной линии до пересече­ния с осью ординат (рис. 5.2). Это соответствует нулевому де­биту, т. е. скважина не работает и Рзаб стремится к Рш,=Рк.



Индикаторная диаграмма Q=f(ΔР) (рис. 5.3) строится для определения коэффициента продуктивности скважин К.

2 Кривая восстановления давления. Особенности проведения и основные параметры, определяемые с помощью данного метода исследования.

2.1 Технологии обработки КВД методами Хорнера и Полларда (дать информацию с последовательностью производимых расчетов для вычисления основных скважинных и пластовых параметров).

Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, т. е. в получении и обработке кривой изменения давления во времени.

Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита или приемистости, давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы (де­бита или приемистости) и последующем измерении изменения давления либо на устье, либо на забое возмущающей или реагирующей скважины. Забойное давление измеряют глубинным (скважинным) абсолютным или дифференциальным маномет­ром на установившемся режиме при эксплуатации в течение не менее 30 мин, а изменение давления  до 210 ч, что устанав­ливается опытом. Можно исследовать скважины всех категорий (добывающие, нагнетательные, наблюдательные, пьезометрические). Особенности исследования определяются способом экс­плуатации.

Основными в этой группе исследований являются методы восстановления (снижения) давления и гидропрослушивания пласта.

Метод восстановления давления

Исследование выполняют путем остановки скважины и снятия кривой восстановления (снижения) забойного давления во вре­мени. С использованием метода суперпозиции, основная формула упругого ре­жима в данном случае записывается в виде

, (5.16)

где:  увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся давлению Рзаб.0 перед остановкой (рис.5.5, a);

Q  установив­шийся дебит скважины до остановки (приведенный к пласто­вым условиям);

t  время исследования (после остановки сква­жины).

Кривую Рзаб(t) трансформируют в прямую (рис.5.5,б), преобразуя уравнение (5.16) таким образом:

, (5.17)

где: ;



Рис.5.5. Кривая восстановления забойного давления Р3(t) во времени t (а) и ее обработка по методу касательной (б)
Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (5.17), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят каса­тельную, поэтому метод обработки называется методом касательной. Тогда графически находят А как отрезок на оси орди­нат (см.рис. 5.5.,б) и i как угловой коэффициент прямой:

, (5.18)

Дальше вычисляют гидропроводность

, (5.19)

проницаемость пласта

, (5.20)

комплексный параметр

, (5.21)

приведенный радиус скважины,

, (5.22)

коэффициент совершенства скважины при известных Rк и радиусу гсд скважины по долоту

, (5.23)

коэффициент продуктивности скважины

, (5.24)

Часто на графике Δр  lnt выделяются два или три прямолинейных участка (рис.5.6.). Искажение прямой 1 может наблюдаться при улучшении (линия 2) или ухудшении (линия 3) проницаемости и пьезопроводности во второй зоне пласта, при наличии между двумя зонами с одинаковыми фильтрацион­ными свойствами зоны с улучшенными (линия 4) или ухудшен­ными (линия 5) свойствами, при замещении коллектора неколлектором (линия 6), при наличии зоны с постоянным давле­нием, например в виде контура питания (линия 7).


Рис.5.6. Типичные кривые восстановления давления в зонально-неоднород­ном с двумя (а) и тремя (б) зонами, разделенными прямолинейной (а, б) и круговой (в) границами, и трещиновато-пористом (г) пластах

Другими причинами искажения прямой может быть наличие зон с раз­личной степенью проявления аномальных свойств нефти, упругоемкости трещин и проницаемости пористых блоков в трещино­вато-пористом пласте. Обрабатывая соответствующим образом эти зависимости, можно определить фильтрационные параметры и размеры зон, параметры трещиновато-пористого пласта.

Продолжающийся приток обусловлен не мгновенным закры­тием скважины на устье (должно быть мгновенное закрытие на забое), сжатием газированного столба жидкости в скважине и повышением уровня жидкости в неполной скважине, соответст­вующим повышению Рз. Продолжающийся приток можно изме­рить чувствительным скважинным дебитомером и косвенно оп­ределить по изменениям устьевого и затрубного давлений или уровней жидкости в скважине. В нагнетательных скважинах можно измерять устьевое дав­ление P₂(t), так как , или использовать зависимость

где: Р_2.0  установившееся устье­вое давление до остановки,

Н  глубина скважины,

ρ  средняя плотность воды.

Давление на забое скважины до остановки можно рассчитать по формуле гидростатического давления для неподвижного столба. Обработка результатов осуществляется аналогично без учета дополнительного притока, так как он от­сутствует в полностью заполненной скважине.

В насосных скважинах исследуется восстановление уровня жидкости, результаты обрабатываются с учетом дополнитель­ного притока.

2. 
   Задача
   

Построить кривую распределения давления в зоне дренирования пласта скважиной в случае плоскорадиального движения жидкости по линейному закону фильтрации при следующих известных данных: проницаемость пласта 1,5 мД, динамическая вязкость жидкости 25 мПа∙с, толщина пласта 15 м, радиус контура питания 270 м, радиус скважины 13,2 см, забойное давление 14 МПа, дебит скважины 90 м3/сут. Построение выполнить самостоятельно, на миллиметровой бумаге с шагом изменения радиуса 10 см.

Решение:

Давление на контуре питания


Произвольно зададимся значениями расстояния радиуса в пределах от r_с до r_к и для них рассчитаем значения давления:

Заключение

В курсовой работе были рассмотрены одномерные установившиеся потоки жидкости и газа в пористой среде, схемы фильтрационных потоков и их описание, приведены расчеты основных характеристик одномерных фильтрационных потоков жидкости и газа, по полученным данным построены графики зависимостей фазовых проницаемостей от насыщенности жидкостью парового пространства песков. В заключении предложены решенные задачи, показывающие практическое применение данных методов.

Список литературы:

1. 
   К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов «Подземная гидромеханика», М.: Недра, 1993, 416 с.
   
2. 
   В.Н. Щелкачев, Б.Б Лапук «Подземная гидравлика», М.-Ижевск: РХД, 2001, 736 с.
   
3. 
   В.Н. Николаевский, К.С. Басниев, А.Т. Горбунов, Г.А. Зотов «Механика насыщенных пористых сред», М.: Недра, 1970, 336 с.
   
4. 
   М. Маскет «Течение однородных жидкостей в пористой среде», М.-Ижевск: ИКИ, 2004, 628 с.
   
5. 
   Г.И. Баренблатт, В.М. Енотов, В.М. Рыжик «Движение жидкостей и газов в пористых пластах», М.: недра, 1982, 208 с.