курсач борхович из инета. Оценка условия нарушения устойчивого движения границы раздела газа и воды
 Скачать 37.66 Kb.
|
Курсовая работа по подземной гидромеханике. Оценка условия нарушения устойчивого движения границы раздела газа и водыот rakhmat | skachatreferat.ruКУРСОВАЯ РАБОТА По предмету: «Подземная гидромеханика» На тему: «Оценка условия нарушения устойчивого движения границы раздела газа и воды». Оглавление 1. Задание. 3 2. Введение 4 3. Теоретическая часть. 6 3.1. Кинематические условия на подвижной границе раздела при взаимном вытеснении жидкостей. 6 3.2.Устойчивость движения границы раздела жидкостей. 7 3.3. Закон Дарси. 10 3.4. Физические основы ГВК и способы его определения. 11 4.Расчетная часть. 13 4.1. Расчет критической скорости фильтрации газа при нарушении устойчивого движения границы раздела газа с водой. 13 4.2. Расчет критического градиента давления. 14 4.3. Расчет положения ГВК при нарушении устойчивости раздела газа и воды при дебитах скважины Q. 16 5. Заключение. 20 6. Список использованной литературы 22 1. Задание. Задание № 22: «Оценить условия нарушения устойчивого движения границы раздела газа и воды» 1.Теоретическая часть. 1.1.Устойчивость движения границы раздела газа и жидкостей. 2.Расчетная часть. 2.1.Рассчитать критическую скорость фильтрации газа при нарушении устойчивого движения границы раздела газа с водой. 2.2.Рассчитать критический градиент давления. 2.3.Рассчитать положение ГВК при нарушении устойчивости раздела газа и воды при дебитах скважины Q. 3.Выводы. 2. Введение Подземная гидромеханика – наука о движении жидкостей, газов и их смесей в пористых и трещиноватых горных породах. Она является той областью гидромеханики, в которой рассматривается особый вид движения жидкостей или газов – фильтрация, которая имеет свои специфическиеособенности. Она служит теоретической основой разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Вместе с тем, методами фильтрации решаются важнейшие задачи гидрогеологии, инженерной геологии, гидротехники и т.д. Задачи о движении границы раздела газа и воды в пористой среде представляют большой теоретический и практический интерес. Известно, что в ряде газовых месторождений также имеет место водонапорный режим, при котором разработка их сопровождается продвижением контурных вод, приводящим к уменьшению с течением времени объема порового пространства газоносной части залежи. В точной постановке задача о продвижении газоводяного контакта –одна из наиболее сложных в теории фильтрации. Первые исследования ее были выполнены Л. С. Лейбензоном. Дальнейшее развитие эта задача получила в работах В. Н. Щелкачева, И.А. Чарного, A.M. Пирвердяна, и других. Аналогичная задача о движении границы раздела двух фаз с различными физическими свойствами - вязкостью и плотностью возникает во многих случаях и при разработке газовых месторождений с активной краевой или подошвенной водой, а также при создании и эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах и истощенных обводненных месторождениях. Знание в этом случае темпа продвижения контурных вод весьма важно, так как от него зависит темп падения пластового давления в газовой залежи или подземном газохранилище, дебит газовых скважин и их размещение на газоносной площади, продолжительность бескомпрессорной эксплуатации газового месторождения и другие важные показатели. От величины возможного продвиженияконтура водоносности существенно зависит решение задачи о размещении скважин на газоносной площади. Для решения практических задач разработки нефтяных и газовых месторождений важное значение имеет прогнозирование продвижения контактов пластовых флюидов, а также контроль и регулирование динамики их перемещения. Это позволяет оптимизировать систему разработки месторождения, правильно определить число и размещение добывающих и нагнетательных скважин на месторождениях при естественных и искусственных режимах их эксплуатации. В основе этого подхода - правильное понимание механизма и методов гидродинамического расчета продвижения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов. При наличии продвижения воды (которое в течение первых лет может быть не обнаружено) неучет его может привести к большим просчетам в запасах газа, вычисленных по фактическим данным о падении давления и добыче газа. Из сказанного ясно, какое большое практическое значение имеет решение задач о вытеснении газа водой. 3. Теоретическая часть. 3.1. Кинематические условия на подвижной границе раздела при взаимном вытеснении жидкостей. Основная трудность точного решения задачи о движении границы раздела двух жидкостей в пористой среде заключается в том, что линии тока на границе раздела жидкостей преломляются. Пусть кривая I - I (рис.1) служит границей раздела двух жидкостей с вязкостями и пусть, например, η1 и η2 (нефть вытесняется водой). Рассмотрим произвольную точку М границы I-I и проведем через нее касательную и нормаль n к границе раздела жидкостей Найдем проекции скоростейфильтрации воды и нефти, находящихся в данный момент в точке М, на касательную τ и нормаль n, считая проницаемость пористой среды k постоянной по обе стороны границы раздела. Согласно неразрывности потока массы элементарные расходы обеих несжимаемых жидкостей через элемент границы раздела, включающий точку М, должны быть равны между собой. Отсюда следует, что нормальные составляющие скоростей фильтрации обеих жидкостей будут равны, т. е. wln = w2n. Рис.1. Преломление линий тока на границе раздела жидкостей Давление в пласте в точке М также должно быть одинаково для обеих жидкостей, так как при малых скоростях (ниже звуковых) разрыва давления в сплошном потоке быть не может. Касательные же составляющие скоростей фильтрации обеих жидкостей будут определяться по закону Дарси: (1) (2) Так как η2 > η2 то из (1) и (2) получаем, что w1τ > w2τ. Отсюда следует, что результирующий вектор скорости фильтрации , касательный к линии тока МА, будет больше вектора , касательного к линии тока MB. Следовательно, линии тока AM и MB, проходящие через точку М, будут иметь излом в точке М. Учет этого преломления линий тока на границе раздела фаз и составляет главную трудность в точном решении задачи продвижения границы раздела. Линии тока не будут преломляться только в двух случаях – при прямолинейно-параллельном и плоскорадиальном движениях границы раздела, когда w1τ = w2τ = 0. При этом разновязкие фазы (газ и вода) считаются несмешивающимися, взаимно нерастворимыми и химически нереагирующими одна с другой и с пористой средой. 3.2.Устойчивость движения границы раздела жидкостей. В реальных условиях движение границы раздела жидкостей выглядит, естественно, сложнее, чем по рассмотренным схемам, так как водонефтяной или газоводяной контакт совершает сложное пространственное движение. В реальных условиях продуктивные пласты наклонны, и граница раздела жидкостей, имеющая горизонтальное начальное положение, в процессе разработки залежи нефти деформируется. Пусть нефтяная залежь в наклонном пласте (рис. 2) имеет горизонтальное начальное положение водонефтяного контакта А0В0. Рис. 2. Схема движения водонефтяного контакта в наклонном пласте При отборе нефти граница раздела вода - нефть будет перемещаться, занимая последовательно положения А1В1, А2В2 и т.д. Рассмотрим вопрос об устойчивости движения границы раздела. Скорости фильтрации каждой жидкости согласно закону Дарси определяются при учете силы тяжести по формулам: wв=-kвηв∂p∂s+ρвg∂z∂s ; wн=-kнηн∂p∂s+ρнg∂z∂s (3) где ось z направлена вертикально вверх, а координата s - в направлении потока. Вследствие неизбежных возмущений на границе раздела частицы воды попадают в область, занятую нефтью, и при этом их дальнейшее движение может либо ускоряться, либо замедляться. В первом случае, при ускорении движения частиц воды движение границы раздела будет неустойчивым; во втором, при замедлении движения частиц воды-устойчивым. Условия устойчивости движения границы раздела можно установить из следующих элементарных соображений. Обозначим через wвн скорость фильтрации частиц воды, попавших в потокнефти с градиентом давления ∂p∂sн , kвн - проницаемость пласта для воды в зоне движения нефти. Тогда из первого соотношения (1) получим: wвн=-kвнηв∂p∂sн+ρвg∂z∂s . (4) Для скорости фильтрации основных частиц нефти, соприкасающихся с проникшими туда частицами воды, согласно второму уравнению (3), можно записать wн=-kнηв∂p∂sн+ρнg∂z∂s . (5) Из уравнений (4) и (5) получаем связь между скоростями фильтрации wвн и wн: ηвkвнwвн+ρвg∂z∂s=ηнkнwн+ρнg∂z∂s=-∂p∂sн , откуда wвн=ηнηвkвнkнwн-kвнηвρв-ρнg∂z∂s . Об устойчивости движения границы раздела можно судить по разности скоростей фильтрации: ∆w=wвн-wн=ηнηвkвнkн-1wн-kвнηвρв-ρнgsinα , (6) где α - угол наклона пласта к горизонту, так что ∂z∂s=sinα (см. рис. 1). При ∆w≤0 движение границы раздела жидкостей будет устойчивым, при ∆w>0 движение неустойчиво. Величина kвн близка к проницаемости так называемой переходной зоны-зоны, оставленной нефтью и занятой водой. Обычно kвн меньше kн. Считая в первом приближении, что kвн≈kн , преобразуем соотношение (6) к виду ∆w=ηнηв-1wн-kнηвρв-ρнgsinα . (7) Так как при устойчивом движении границы ∆w≤0 , то из (7) найдем условие устойчивости в виде wн≤kнηн-ηвρв-ρнgsinα , (8) накладывающее ограничение на скорость фильтрации нефти wн границе раздела. Из (6) следует, что при очень малых скоростях при ρв>ρн и при вытеснении снизу вверх α>0 движение устойчиво, даже если вязкость нефти ηн существенно превышает вязкость воды ηв . Поэтому, например, когда водонефтяной контакт (ВНК) далек от добывающих скважин и wн мала, граница разделадвижется устойчиво. С приближением ВНК и с увеличением wн согласно (7) разность ∆w увеличивается. Когда ∆w>0 , движение неустойчиво, и язык подошвенной воды будет двигаться гораздо быстрее. Более строгое исследование рассмотренной задачи проводится методами теории возмущений и гидродинамической устойчивости. 3.3. Закон Дарси. Закон фильтрации Дарси устанавливает линейную зависимость между объемным расходом жидкости или газа и гидравлическим градиентом (уклоном, перепадом давления) в пористых средах. Данный закон обычно используют при расчетах режимов разработки нефти и газа. Q=Fv=kF(p1-p2)μL В законе Дарси k — Коэффициент фильтрации, он характеризует среду и жидкость одновременно (зависит от размера частиц, от их формы и степени шероховатости, пористости среды, вязкости жидкости). Этот коэффициент обычно используется в гидротехнических расчетах, где приходится иметь дело с одной жидкостью — водой. — Объемный расход жидкости — Площадь поперечного сечения образца или эффективная площадь рассматриваемого объема пористой среды — Скорость фильтрации жидкости или газа — Коэффициент проницаемости среды — Разность давлений, созданных на концах испытуемого образца — Абсолютная вязкость жидкости — Длина фильтрующей части породы 3.4. Физические основы ГВК и способы его определения. Газоводяной контакт представляет собой поверхность толщиной обычно в несколько метров. Характер этой поверхности определяется в основном капиллярными силами. Чем меньше диаметр поровых каналов, тем выше высота капиллярного поднятия воды, и чем выше неоднородностьпереходной зоны по размерам, тем больше толщина этой зоны, и наоборот. Если в скважине вскрыт газоводяной контакт, его положение, как правило, устанавливают на основе данных геофизических методов. Иногда по результатам геофизических исследований (например, при наличии трещиноватых коллекторов) нет возможности четко интерпретировать полученные данные. Тогда для определения положения ГВК части пласта поэтапно опробывают снизу вверх. Этот способ прямой оценки положения ГВК требует значительных затрат времени. При опробовании водяной части пласта и создании высоких депрессий (разность между пластовым и забойным давлениями) может прорваться газовый конус, и, наоборот, при опробовании газовой части – образоваться водяной конус. Подтягивание газа или воды может произойти также вследствие негерметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта значительная часть пласта и получен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение ГВК с достаточной точностью затруднительно. Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая большой интервал пласта, включающий ГВК, а при использовании обычных геофизических методов не получено положительных результатов, то для оценки положения ГВК можно использовать следующие способы: 1. Акустические исследования в работающей скважине с помощью глубинного шумомера в зоне вскрытого интервала. Анализ общей и линейной интенсивности изменения шума позволят оценить положение ГВК. 2. Термокаротаж последовательно в работающей и остановленной скважинах и сопоставление полученныхтермограмм. Отрицательная аномалия температурной кривой, полученной при работе скважины в зоне вскрытого интервала, характеризует газоносную часть пласта, а зоны повышения температуры соответствуют водоносной части пласта. 3. Измерение давлений в работающей скважине при помощи дифференциальных манометров. Положение ГВК определяют по точке перегиба кривой изменения давления по глубине. 4. Перфорация под давлением в предварительно осушенной скважине со вскрытием вначале верхней газоносной части пласта и затем нижней водоносной его части. 4.Расчетная часть. Показатель, ед. измерения | Величина | Относительная проницаемость по газу kг, мкм2 | 0,37 | Вязкость нефти ηн, мПа*с | 56 | Вязкость воды ηв, мПа*с | 1 | Вязкость газа ηг, мПа*с | 0,012 | Угол наклона пласта к горизонту α, град. | 0 - 90 | Плотность нефти ρн , кг/м3 | 890 | Плотность воды ρв , кг/м3 | 1000 | Плотность газа ρг , кг/м3 | 0,076 | 4.1. Расчет критической скорости фильтрации газа при нарушении устойчивого движения границы раздела газа с водой. Условие устойчивости границы записывается в виде wг≤kгηв-ηгρв-ρгgsinα т.е. при выполнении данного условия сохраняется устойчивость границы, и напротив, при не выполнении – не сохраняется. Определим критическую скорость по выражению wк=kгηв-ηгρв-ρгgsinα При α=10° , wк=0,37*10-121-0,012*10-3999,924*9,81sin10=637,90*10-9 м/с При α=15° , wк=0,37*10-121-0,012*10-3999,924*9,81sin15=950,77*10-9 м/с При α=30° , wк=0,37*10-121-0,012*10-3999,924*9,81sin30=1836,75*10-9 м/с При α=45° ,wк=0,37*10-121-0,012*10-3999,924*9,81sin45=2597,56*10-9 м/с При α=60° , wк=0,37*10-121-0,012*10-3999,924*9,81sin60=3181,35*10-9 м/с При α=75° , wк=0,37*10-121-0,012*10-3999,924*9,81sin75=3548,34*10-9 м/с При α=90° , wк=0,37*10-121-0,012*10-3999,924*9,81sin90=3673,51*10-9 м/с График зависимости критической скорости фильтрации wк от угла наклона пласта α . Вывод: В ходе расчета критической скорости фильтрации газа при нарушении устойчивого движения границы раздела газа с водой я установил, что при увеличении угла наклона пласта от горизонтали, увеличивается критическая скорость фильтрации. 4.2. Расчет критического градиента давления. Критический градиент давления рассчитаем с помощью критической скорости фильтрации из выражения wкр=kгηгdPdsкр То есть, при α=30° dPdsкр=wкрηгkг=1836,75*10-9*0,012*10-30.37*10-12=58,78Пам При α=10° , dPdsкр=637,90*0,032=20,41Пам При α=15° , dPdsкр=950,77*0,032=30,42Пам При α=30° , dPdsкр=1836,75*0,032=58,78Пам При α=45° , dPdsкр=2597,56*0,032=83,12Пам При α=60° , dPdsкр=3181,35*0,032=101,80Пам При α=75° , dPdsкр=3548,34*0,032=113,55Пам При α=90° , dPdsкр=3673,51*0,032=117,55Пам График зависимости критической скорости фильтрации wк от критического градиента давления dPdsкр при сохранении устойчивости границ ωг. Вывод: Было выяснено, что при увеличении скорости фильтрации возрастастает градиент давления быстрее, за счет линейного закона Дарси. 4.3. Расчет положения ГВК при нарушении устойчивости раздела газа и воды при дебитах скважины Q. Для расчета положения ГВК при нарушении устойчивости раздела фаз при определенныхдебитах Q воспользуемся законом Дарси и вычисленным выше критическим градиентом давления, при котором происходит нарушение равновесия. Закон Дарси запишем в следующем виде : dPdsкр=η*Qk*F – площадь фильтрации. Подставив вместо F произведение 2πrh можно определить положение ГВК при нарушении равновесия (определить r): r=ηQ2πkhdsdPкр Рассмотрим несколько значений дебита Q при α=30° При Q=5м3сут=5,79*10-5м3с r=0,012*10-3*5,79*10-52*3,14*0,37*10-12*32158,78кр=0,159 м При Q=10м3сут=1,16*10-4м3с r=0,012*10-3*1,16*10-42*3,14*0,37*10-12*32158,78кр=0,320 м При Q=15м3сут=1,74*10-4м3с r=0,012*10-3*1,74*10-42*3,14*0,37*10-12*32158,78кр=0,478 м При Q=20м3сут=2,31*10-4м3с r=0,012*10-3*2,31*10-42*3,14*0,37*10-12*32158,78кр=0,635 м При Q=25м3сут=2,89*10-4м3с r=0,012*10-3*2,89*10-42*3,14*0,37*10-12*32158,78кр=0,795 м При Q=30м3сут=3,47*10-4м3с r=0,012*10-3*3,47*10-42*3,14*0,37*10-12*32158,78кр=0,954 м При Q=35м3сут=4,05*10-4м3с r=0,012*10-3*4,05*10-42*3,14*0,37*10-12*32158,78кр=1,114 м Вывод: В ходе расчета мы установили зависимость положения ГВК при нарушении устойчивости раздела газа и воды от дебита скважины Q. Примем дебит Q=5м3сут=5,79*10-5м3с , тогда При градиенте dPdsкр=20,41Пам и α=10° r=0,012*10-3*5,79*10-52*3,14*0,37*10-12*32120,4кр=0,456 м При градиенте dPdsкр=30,42Пам и α=15° r=0,012*10-3*5,79*10-52*3,14*0,37*10-12*32130,42кр=0,306 м При градиенте dPdsкр=58,78Пам и α=30° r=0,012*10-3*5,79*10-52*3,14*0,37*10-12*32158,78кр=0,158 м При градиенте dPdsкр=83,12Пам и α=45°r=0,012*10-3*5,79*10-52*3,14*0,37*10-12*32183,12кр=0,112 м При градиенте dPdsкр=101,80Пам и α=60° r=0,012*10-3*5,79*10-52*3,14*0,37*10-12*321101,80кр=0,091 м При градиенте dPdsкр=113,55Пам и α=75° r=0,012*10-3*5,79*10-52*3,14*0,37*10-12*321113,55кр=0,082 м При градиенте dPdsкр=117,55Пам и α=90° r=0,012*10-3*5,79*10-52*3,14*0,37*10-12*321117,55кр=0,079 м График зависимости радиуса удаления от скважины от градиента. 5. Заключение. В процессе выполнения работы были рассмотрены основные закономерности совместной равновесной фильтрации воды и газа, а также условия равновесия контакта фаз. Установлено, что при отрицательной разности скоростей фильтрации водной и нефтяной фаз (скорость фильтрации воды больше скорости фильтрации нефти) наблюдается нарушение равновесия контакта, происходит искривление линии контакта, образование языков воды, преждевременный прорыв воды к скважинам и их обводнение, а также неполнота выработки запасов в связи с наличием невырабатываемых целиков нефти в менее проницаемых зонах пласта. Напротив, когда разность скоростей фильтрации положительна, наблюдается равновесное продвижение водонефтяного контакта и более полная выработка запасов. Наблюдение за изменением положения газоводяного контакта в процессе разработки позволяет определить режим работы залежи и количество поступающей воды, что дает возможность обоснованно планировать расположение и выбирать конструкцию и глубину забоя проектных скважин. Образование языков и конусов подошвенной воды приводит к искривлению контакта, что надо учитывать при анализе материалов. Кроме того, следует различать пластовую воду и смесьтехнической и связанной воды, количество которой может достигать больших значений. Были рассчитаны критические параметры фильтрации. Определено критическое значение скорости фильтрации газа, при превышении которого нарушается равновесие ГВК. Как видно из расчетной формулы, на критическое значение скорости фильтрации газа оказывает большое влияние соотношение вязкостей газа и воды, коэффициент проницаемости коллектора. С ростом вязкости газа критическая величина скорости фильтрации существенно снижается. Это означает, что в пластах с более вязкими флюидами при прочих равных условиях происходит более быстрое нарушение равновесия ВГК и прорыв воды к добывающей скважине. Так же в работе был определен при заданных конкретных параметрах критический градиент давления. Из расчетов по определению положения ГВК при нарушении равновесия видно, что с ростом дебитов при прочих равных условиях нарушение происходит на все большем отдалении от скважины. В процессе разработки месторождения важным является контролирование критических параметров фильтрации. Это позволит более равномерно стягивать контуры нефтеносности к скважинам и равномерно вырабатывать запасы. 6. Список использованной литературы 1. К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993. – 416 с. 2. И.А. Чарный. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 396 с. 3. К.С. Басниев, Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебник для вузов. –Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. – 280 с. |