Установившаяся одномерная фильтрация несжимаемой жидкости в условиях водонапорного режима

Стр 1 из 8Следующая ⇒

Министерство образования Республики Беларусь

Гомельский государственный технический

Университет им. П.О. Сухого

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений и транспорт нефти»

ПОДЗЕМНАЯ ГИДРОМЕХАНИКА

Пример расчета фильтрационных течений нефти.

Практическое пособие

для студентов специальности 1-51 02 02

«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Гомель 2012

Содержание

Введение.

1. Определение гидродинамического совершенства скважины.

2. Установившаяся одномерная фильтрация несжимаемой жидкости в условиях водонапорного режима.

2.1. Приток жидкости к скважине, эксцентрично расположенной в круговом пласте.

2.2. Проверка применимости закона Дарси.

2.3. Некоторые параметры плоскорадиальной фильтрации несжимаемой жидкости.

2.4. Интерференция скважин. Принцип суперпозиции.
2.5. Движение границы раздела при взаимном вытеснении жидкостей.

2.6. Определение фронтальной насыщенности.

3. Неустановившаяся фильтрация упругой жидкости в упругой пористой среде.

3.1. Подсчёт упругого запаса жидкости в пласте.

3.2. Метод последовательной смены стационарных состояний.

3.3. Принцип суперпозиции в задачах упругого режима.

Заключение.

Список использованных источников.

Введение

Подземная гидромеханика – наука о движении жидкостей, газов и их смесей в пористых и трещиноватых горных породах. Она изучает фильтрационные потоки, поэтому служит теоретической основой разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Так как движение этих потоков в глубинных условиях характеризуется рядом специфических особенностей, отличающих его от движения по трубам или открытым руслам, то их знание является необходимым для успешной разработки нефтяных и газовых месторождений.

Первые исследования проблемы движения нефти и газа в пластах, базировавшиеся на известных законах гидромеханики, появились в начале двадцатых годов прошлого столетия. В настоящее время проектирование разработки нового месторождения нефти и газа, а также его эксплуатация не мыслятся без широкого применения законов подземной гидромеханики, которое предполагает решение следующих задач оптимизации: правильность в расстановке скважин в пласте, их оптимальное количество и последовательность ввода в эксплуатацию, выбор оптимального режима работы скважин, выбор нагнетаемого в пласт агента для поддержания пластового давления и ряд других задач.

Методы подземной гидромеханики позволили разработать теорию взаимодействия скважин в условиях водонапорного пластового режима. Формулы дебитов и давлений легли в основу тех расчетных уравнений, которые применяются при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений.

Гидродинамические расчеты, на основании которых внедряются передовые методы технологии нефтедобычи, могут способствовать сокращению сроков разработки, числа скважин, уменьшению капиталовложений, увеличению нефтедобычи, а, как следствие, и получению огромного экономического эффекта.

1. Определение гидродинамического
совершенства скважины.

Промысловый опыт показывает, что две рядом стоящие скважины, пробуренные на один и тот же продуктивный пласт и работающие в одинаковых горно-геологических условиях, могут иметь различную продуктивность. Этот факт можно объяснить различной гидродинамической связью между пластом и забоем, что связано с различной конструкцией забоя скважин и различной гидропроводностью пористой среды в призабойной зоне пласта.

Степень гидродинамической связи между пластом и скважиной принято оценивать по величине коэффициента гидродинамического совершенства скважины :

, (1

где – дебит совершенной скважины, соответствующий потенциальным природным условиям пласта;

– фактический дебит скважины.

Если коэффициент гидродинамического совершенства меньше единицы, то такая скважина называется гидродинамически несовершенной. В ПЗП и на забое такой скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и сгущения линий токов. Принято различать следующие виды гидродинамического несовершенства скважин:

· по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает пласт не на всю толщину;

· по характеру вскрытия, когда приток флюида в скважину осуществляется через перфорационные отверстия в обсадной эксплуатационной колонне;

· по качеству вскрытия, если гидропроводность пористой среды в ПЗП меньше, чем остальной части дренирования пласта, что связано с загрязнением прискважинной области, формирующимся на протяжении всей жизни скважины: при бурении, цементировании, перфорации, освоении и эксплуатации [1, с.10-11].

Так, например, в процессе бурения в прискважинной зоне образуется зона кольматации, что обусловлено проникновением дисперсной фазы промывочной жидкости в пласт, при этом проницаемость снижается в среднем на 40%, а глубина проникновения кольматанта составляет 20-40 см и более; в процессе эксплуатации добывающей скважины происходит загрязнение призабойной зоны мельчайшими частицами глины и породы, выносимыми фильтрующимися жидкостями, может происходить выпадение асфальтенов и солей [2, с.6-7].

Широкое распространение получил метод расчета дебитов несовершенных скважин, основанный на электрогидродинамической аналогии фильтрационных процессов, когда за контур питания принимается кольцевой электрод, погруженный в электролит, а степень вскрытия пласта моделируется другим электродом, погружённым на зада заданную глубину в центр ванны с электролитом

К обоим электродам подводится разность потенциалов, являющаяся аналогом перепада давления, а сила тока служит аналогом дебита скважины [3, с.120].

Фактический дебит гидродинамически несовершенной скважины при этом подсчитывается по формуле Дюпюи:

, (2

где – естественная проницаемость пласта, ;

– эффективная толщина пласта, ; ;

– давление на контуре питания, ;

– давление на забое скважины, ;

– депрессия, под действием которой жидкость притекает к скважине, ;

– динамическая вязкость флюида, ;

– радиус контура питания, ; ;

– радиус скважины по долоту, ;

– безразмерная величина, определяющая дополнительное фильтрационное сопротивление, обусловленное несовершенством скважины по степени вскрытия пласта;

– безразмерная величина, определяющая дополнительное фильтрационное сопротивление, обусловленное несовершенством скважины по характеру вскрытия пласта [4, c.16].

– скин-эффект – безразмерная величина, которая определяет дополнительное фильтрационное сопротивление, вызывающее падение давления в призабойной зоне; помимо коэффициентов и она также может включать коэффициент, контролирующий качество вскрытия пласта, а также псевдоскин-факторы, которые определяются изменением фазового состава и скоростей фильтрации [2, с.7].

Величина может быть определена по формуле А.М. Пирвердяна [4, с.17]:

– глубина вскрытия пласта, м; ;

– относительное вскрытие пласта:

– диаметр скважины, м; ;

Величина может быть определена аналитически по формуле, приведённой в статье [1, с.11]:

где ;

;

– глубина проникновения пуль в породу, м; ;

;

– число перфорационных отверстий на один метр вскрытой толщины пласта (плотность перфорации), м^-1; ;

;

– диаметр перфорационных отверстий (каналов), м;

;

Значения параметров и можно также найти графически по графикам В.И. Щурова, построенным по данным исследования притока жидкости к скважине на электролитических моделях: