регистрация / вход

Исследование работы скважины

Схемы плоскорадиального фильтрационного потока и пласта при плоскорадиальном вытеснении нефти водой. Распределение давления в водоносной и нефтеносной областях. Скорость фильтрации жидкостей. Определение коэффициента продуктивности работы скважины.

Кафедра «ВТЛ и гидравлики»

Курсовая работа

По дисциплине Подземная гидромеханика

На тему Исследование работы скважины

2010


Реферат

В курсовой работе исследуется гидродинамические и другие характеристики работы скважины. Рассматривается режим вытеснения нефти водой из пласта в скважину. Такой режим называется водонапорный. Нефть и вода в пласте движутся одновременно, постепенно нефть вытесняется в скважину, а пласт заполняется водой. В результате проведенных исследований было установлено, что чем ближе положение границы ВНК к скважине, тем выше дебит. Курсовая работа выполнена на 25 страниц, приведено 11 рисунков, 4 таблицы. Выполнено построение трех индикаторных диаграмм, двух кривых депрессии и двух гидродинамических полей. Библиография включает в себя три источника.


Введение

Подземная гидромеханика — наука о движении жидкости, газов и их смесей в пористых и трещиноватых горных породах. Подземная гидромеханика рассматривает особый вид движения жидкости — фильтрацию[2].

В нефтегазовой отрасли она позволяет определить характер изменения скоростей фильтрации и движения жидкости, распределения давления по длине пласта от контура питания до скважины; определение дебита, коэффициента продуктивности, время прохождения фильтрующейся жидкости от контура до скважины. Полученные данные позволяют решать задачи прогнозирования и контроля разработки нефтяных, газовых, нефтегазовых и газоконденсатных пластов. Кроме того, в решении учитываются характер неоднородности пласта, характер несовершенства скважины.

Пласт вскрыт гидродинамически совершенной скважиной, такая скважина является теоретической и используется для учебных расчётов. Существует чёткое разделение между водной и нефтяной зонами, что свидетельствует о поршневом вытеснении, которое принимается при теоретических расчётах[1].

Вытеснение нефти водой является одним из основных методов повышения продуктивности пласта. Этот метод применяется в Российской Федерации и за рубежом, так как он один из сравнительно простых методов применяемых при добыче нефти после того как иссякла естественная энергия пласта[3].

Основой метода является закачка воды в продуктивный пласт через нагнетательные скважины. Могут применяться рядные, контурные и точечные системы заводнения.


1. Теоретическая часть

Заданный процесс является примером работы скважины на водонапорном режиме. Нефть вытесняется в добывающую скважину из продуктивного пласта под действием напора воды закачиваемого в нагнетательную скважину. В нефтеносном контуре образуются водная и нефтяная части, а так же водонефтяной контакт [1].

При отборе жидкости из скважины частицы жидкости в пласте будут двигаться по горизонтальным прямолинейным траекториям, радиально сходящимся к центру скважины. Такой фильтрационный поток называется плоскорадиальным. В начальный момент времени, при наличии в пласте только нефти можно применить расчётную схему (рис.1) и зависимости для плоскорадиального фильтрационного потока.

Рисунок 1 – Схема плоскорадиального фильтрационного потока[1]

Результаты исследования скважины на нескольких режимах приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Результаты исследования скважины

Дебит скважины Q, м3/сут 12,4 29,0 45,1 50,2 57,4 65,8
Давление на забое скважины рс, МПа 10,2 8,7 7,3 6,8 6,2 5,4

Для того чтобы определить, по какому закону происходит фильтрация нефти в начальный момент времени, необходимо по данным исследования скважины построить индикаторную диаграмму. При этом наносятся точки, и подбирается теоретическая индикаторная диаграмма (рисунок 2).

Рисунок 2 – Индикаторная диаграмма

Рассмотрим задачу о вытеснении нефти водой в условиях плоскорадиального движения по закону Дарси в пласте, изображённом на рисунке 3. На контуре питания радиуса RК поддерживается постоянное давление рк, на забое скважины радиуса rс – постоянное давление рс, толщина пласта h и его проницаемость k также постоянны. Обозначим через R0 и rн соответственно начальное и текущее положение контура нефтеносности, концентричные скважине и контуру питания, через рв и рн – давление в любой точке водоносной и нефтеносной области соответственно, через р – давление на границе раздела жидкостей.


Рисунок 3 – Схема пласта при плоскорадиальном вытеснении нефти водой

В случае установившегося плоскорадиального движения однородной жидкости и если изобару, совпадающую в данный момент с контуром нефтеносности, принять за скважину, то распределение давления и скорость фильтрации в водоносной области можно выразить так:

(1)

(2)

А если эту же изобару, совпадающую с , принять за контур питания, то распределение давления и скорость фильтрации в нефтеносной области можно записать так:

(3)

(4)


Давление на границе раздела жидкостей p найдем из условия равенства скоростей фильтрации нефти и воды на этой границе, для чего приравняем (1) и (3) при В результате получим

(5)

Определим характеристики рассматриваемого плоскорадиального фильтрационного потока нефти и воды.

1. Распределение давления в водоносной и нефтеносной областях найдем из уравнений (1) и (3), подставив в них значения давления на границе раздела p из (5). В результате получим

, при ;(6)

, при . (7)

2. Скорости фильтрации жидкостей определяем

при ; (8)

при. (9)


Из формул (8) и (9) видно, что скорости фильтрации, как воды, так и нефти растут во времени (так как знаменатель в указанных формулах уменьшается во времени).

3. Дебит скважины Q найдем, умножив скорость фильтрации на площадь :

(10)

(11)

При постоянной депрессии дебит скважины увеличивается во времени, т.е. с приближением к ней контура нефтеносности. Такое самопроизвольное увеличение дебита нефти перед прорывом воды в скважину подтверждается и промысловыми наблюдениями. При формула (10) превращается в формулу Дюпюи.

4. Время прохождения частицей жидкости заданного участка от до определяем

(12)

5. Время вытеснения всей нефти водой T найдем, подставив в уравнение (12) . В результате получим (пренебрегая по сравнению с )

(13)


6. Определяем коэффициент продуктивности по формуле

. (14)

7. Для определения линейности фильтрации определим число Рейнольдса по формуле Щелкачёва В.Н.:

, (15)

скважина фильтрация нефть плоскорадиальный

где кинематический коэффициент вязкости воды, определяемый по формуле[1]

. (16)


2. Математический расчет

2.1 Исследование фильтрации при различном положении радиуса водонефтяного контакта

Рассчитаем коэффициент фильтрации по формуле (11) взяв значения из графика на рисунке 2:

Для определения закона фильтрации определим скорость фильтрации воды у скважины по формуле(2):

Для определения линейности фильтрации найдём число Рейнольдса по формуле (15):

.

Итак, Re < 0,032 – вода фильтруется по линейному закону.

Исследование скважины при rВНК = 0,4RК

rВНК = 0,4∙850 = 340 м.

По формуле (5) определяем давление на границе ВНК:


Дебит определяем по формуле (10):

Определяем коэффициент продуктивности по формуле (14):

Распределение давления в водоносной и нефтеносной областях определяется по формулам (6) и (7).

При r = 150м:

Распределение скоростей фильтрации определяем по формулам (8) и (9). При r = 150 м:

Результаты расчёта давления и скоростей фильтрации заносим в таблицу 2.


Таблица 2 – Результаты расчёта давления и скоростей фильтрации

r, м w, м/сут p, МПа
0,1 7,800401 4,80
0,15 5,200267 5,11
0,5 1,56008 6,04
1 0,78004 6,58
2 0,39002 7,12
5 0,156008 7,83
10 0,078004 8,36
20 0,039002 8,90
50 0,015601 9,61
100 0,0078 10,14
150 0,0052 10,46
200 0,0039 10,68
400 0,00195 11,13
700 0,001114 11,26
850 0,000918 11,30

Строим кривую депрессии, гидродинамическое поле (рисунок 4), график распределения скоростей (рисунок 5а и 5б) и индикаторную диаграмму (рисунок 6).

Исследование скважины при rВНК = 0,7RК

rВНК = 0,7∙850 = 595 м.

По формуле (5) определяем давление на границе ВНК:

Дебит определяем по формуле (10):


Определяем коэффициент продуктивности по формуле (14):

Распределение давления в водоносной и нефтеносной областях определяется по формулам (6) и (7).

При r = 150м:

Распределение скоростей фильтрации определяем по формулам (8) и (9). При r = 150 м:

Результаты расчёта давления и скоростей фильтрации заносим в таблицу 3.

Таблица 3 – Результаты расчёта давления и скоростей фильтрации

r, м w, м/сут p, МПа
0,1 7,452351 4,80
0,15 4,968234 5,10
0,5 1,49047 5,99
1 0,745235 6,50
2 0,372618 7,01
5 0,149047 7,69
10 0,074524 8,20
20 0,037262 8,71
50 0,014905 9,39
100 0,007452 9,90
150 0,004968 10,20
200 0,003726 10,42
400 0,001863 10,93
700 0,001065 11,26
850 0,000877 11,30

Строим кривую депрессии, гидродинамическое поле (рисунок 7), график распределения скоростей (рисунок 8а и 8б) и индикаторную диаграмму (рисунок 9).

2.2 Расчёт времени прохождения первых и последних 10 метров и времени вытеснения нефти водой

Время прохождения частицей жидкости первых и последних 10 м определяем по формуле (12):

Для первых 10 м: R0 = 850 м; rн = 840 м:

Для последних 10 м: R0 = 10 м; rн = 0,1 м:


Определяем время вытеснения всей нефти водой по формуле (13):

.

2.3 Расчёт падения давления на границе ВНК в зависимости от времени и изменения дебита

По формулам (5), (10) и (12) определяем давление на границе ВНК и изменении дебита от времени.

При rн = 100 м:

Результаты расчётов заносим в таблицу 4.

Таблица 4 – Результаты расчетов падения давления на границе ВНК в зависимости от времени и изменения дебита

rН, м pВНК, МПа t, лет q, м3/сут
0,15 5,68 288,83701 220,65
0,5 7,53 288,83697 172,00
1 8,27 288,83682 152,62
2 8,85 288,83613 137,17
5 9,47 288,83076 120,98
10 9,85 288,80975 111,06
50 10,52 288,02566 93,31
100 10,75 285,36809 87,29
200 10,95 274,06732 82,01
300 11,06 254,42857 79,21
500 11,18 189,14030 75,93
700 11,26 88,11543 73,92
800 11,29 23,91452 73,15
850 11,30 11,64795 72,81

Проверим время до прорыва воды по приближенной формуле, приняв q = const:

(15)

где – объём нефти, содержащийся в пласте, вычисляется по формуле:

q – дебит скважины, определённый по графику на рисунке 11, q = 75 м3/сут.

Итак, время вытеснения всей нефти водой по точной и приближенной формулам приблизительно равны.


Заключение

В курсовой работе исследовались гидродинамические и другие характеристики работы скважины. В результате проведенных исследований были получены зависимости распределения давления в пласте, дебиты скважин в начальный и конечный моменты работы пласта. Проведены исследования при различных положениях водонефтяного контакта. Рассчитано время прохождения первых и последних десяти метров пласта, также рассчитано время вытеснения нефти водой. Построены графики падения давления на границе ВНК и изменения дебита.

В результате расчётов можно сделать вывод о том, что пласт обладает малой проницаемостью и для вытеснения всей нефти потребуется длительное время.

При разработке месторождения выгоднее добывать нефть при естественном режиме работы пласта. Система поддержания пластового давления с помощью закачки воды является эффективным способом повышения нефтеотдачи пласта.


Список используемых источников

1. Басниев К.С. Подземная гидравлика: учебник для вузов/ Басниев К.С., Власов А.М., Кочина И.Н., Максимов В.М. – М.: Недра, 1986, 303 с.

2. Вихарев А.Н. Решение задач по подземной гидравлике: учеб. пособие для вузов/ Вихарев А.Н., Долгова И.И. – Архангельск: Изд-во АГТУ, 2005, 91 с.

3. Курс лекций «Подземная гидромеханика».

ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ

ДОБАВИТЬ КОММЕНТАРИЙ [можно без регистрации]

Ваше имя:

Комментарий