КР Гидравлика и нефтегазовая гидромеханика















Движение жидкости и газа в пласте и скважине
Методические указания и задания к курсовой работе

по дисциплине «Гидравлика и нефтегазовая гидромеханика»





















Содержание

13 TOC \o "1-3" \h \z 1413 LINK \l "_Toc29722654" 14ВВЕДЕНИЕ 13 PAGEREF _Toc29722654 \h 1441515
13 LINK \l "_Toc29722655" 141 ВЫБОР ВАРИАНТА ЗАДАНИЯ 13 PAGEREF _Toc29722655 \h 1451515
13 LINK \l "_Toc29722656" 141.1 ВЫБОР ФЛЮИДА 13 PAGEREF _Toc29722656 \h 1451515
13 LINK \l "_Toc29722657" 141.2 ВЫБОР ОБЛАСТИ ДВИЖЕНИЯ 13 PAGEREF _Toc29722657 \h 1461515
13 LINK \l "_Toc29722658" 141.3 ВЫБОР РАСПОЛОЖЕНИЯ СКВАЖИНЫ 13 PAGEREF _Toc29722658 \h 1481515
13 LINK \l "_Toc29722659" 141.4 ВЫБОР НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА 13 PAGEREF _Toc29722659 \h 1491515
13 LINK \l "_Toc29722660" 141.5 НЕСОВЕРШЕНСТВО СКВАЖИН 13 PAGEREF _Toc29722660 \h 14111515
13 LINK \l "_Toc29722661" 141.6 ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ 13 PAGEREF _Toc29722661 \h 14121515
13 LINK \l "_Toc29722662" 142 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В СКВАЖИНЕ 13 PAGEREF _Toc29722662 \h 14161515
13 LINK \l "_Toc29722663" 142.1 УРАВНЕНИЕ БЕРНУЛЛИ 13 PAGEREF _Toc29722663 \h 14161515
13 LINK \l "_Toc29722664" 142.2 УРАВНЕНИЕ НЕРАЗРЫВНОСТИ 13 PAGEREF _Toc29722664 \h 14171515
13 LINK \l "_Toc29722665" 142.3 ПОТЕРИ НАПОРА ПО ДЛИНЕ 13 PAGEREF _Toc29722665 \h 14181515
13 LINK \l "_Toc29722666" 142.4 ПОТЕРИ НАПОРА НА МЕСТНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЯХ 13 PAGEREF _Toc29722666 \h 14191515
13 LINK \l "_Toc29722667" 142.5 ПОТЕРИ НАПОРА В НЕКРУГЛЫХ ТРУБАХ 13 PAGEREF _Toc29722667 \h 14201515
13 LINK \l "_Toc29722668" 142.6 ДВИЖЕНИЕ ГАЗА ПО ТРУБАМ 13 PAGEREF _Toc29722668 \h 14211515
13 LINK \l "_Toc29722669" 142.7 ПОРЯДОК РАСЧЕТА 13 PAGEREF _Toc29722669 \h 14231515
13 LINK \l "_Toc29722670" 143 УСТАНОВИВШЕЕСЯ ДВИЖЕНИЕ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ 13 PAGEREF _Toc29722670 \h 14251515
13 LINK \l "_Toc29722671" 143.1 ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ 13 PAGEREF _Toc29722671 \h 14251515
13 LINK \l "_Toc29722672" 143.2 ЗАКОН ДАРСИ 13 PAGEREF _Toc29722672 \h 14261515
13 LINK \l "_Toc29722673" 143.3 РАСЧЕТ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ 13 PAGEREF _Toc29722673 \h 14271515
13 LINK \l "_Toc29722674" 143.4 НЕСОВЕРШЕННЫЕ СКВАЖИНЫ 13 PAGEREF _Toc29722674 \h 14281515
13 LINK \l "_Toc29722675" 143.5 НЕОДНОРОДНЫЙ ПЛАСТ 13 PAGEREF _Toc29722675 \h 14291515
13 LINK \l "_Toc29722676" 143.6 ИНТЕРФЕРЕНЦИЯ СКВАЖИН 13 PAGEREF _Toc29722676 \h 14311515
13 LINK \l "_Toc29722677" 143.7 ФИЛЬТРАЦИЯ ГАЗА 13 PAGEREF _Toc29722677 \h 14351515
13 LINK \l "_Toc29722678" 143.8 ПОРЯДОК РАСЧЕТА 13 PAGEREF _Toc29722678 \h 14371515
13 LINK \l "_Toc29722679" 144 ОФОРМЛЕНИЕ КУРСОВОЙ РАБОТЫ 13 PAGEREF _Toc29722679 \h 14391515
13 LINK \l "_Toc29722680" 14БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 13 PAGEREF _Toc29722680 \h 14431515
15




Введение
Методические указания предназначены для студентов дневной и заочной форм обучения специальности 21.03.01 «Нефтегазовое дело» и ставят своей целью познакомить студента с основами расчета движения жидкости и газа в трубах и пористой среде на примере расчета курсовой работы по дисциплине «Подземная гидромеханика». Методические указания составлены в соответствии с программой и учебными планами.
Для правильного понимания процессов, происходящих при движении нефти и газа, нефтяник должен знать особенности движения нефти и газа в пласте и скважине, а также влияние свойств пласта на продуктивность скважины. Поэтому курсовая работа представляет собой комплексную задачу, рассматривающую совместную работу пласта и скважины. В результате выполнения курсовой работы студент должен найти дебит скважины и предложить способы его увеличения.















Выбор варианта задания

Вариант задания курсовой работы и численные данные выбирается по двум последним цифрам зачетной книжки. Подчеркиванием ( )выделены значения для варианта задания с двумя последними цифрами зачетной книжки - 16. Величины, взятые из таблиц при расчетах, необходимо перевести в систему единиц СИ.

ВЫбор флюида


Выбор флюида (нефть или газ) осуществляется по последней цифре зачетной книжки.
Если последняя цифра четная, то происходит движение нефти. Свойства нефти и некоторые параметры скважины:

· - плотность нефти, кг/м3;

· - динамическая вязкость нефти, мПа·с;
L - глубина скважины, м;
рк - пластовое давление на контуре питания, МПа;
pу - давление на устье, МПа;
Dш - диаметр отверстия в штуцере, мм.
Эти величины выбираются по предпоследней цифре из таблицы 1.1.
Таблица 13 STYLEREF 1 \s 14115.13 SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 14115 – Исходные данные
Предпоследняя цифра
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9


·, кг/м3
700
715
730
745
760
775
790
805
820
835


·, мПа·с
1
3
8
16
30
50
80
100
130
150

L, м
440
925
1590
1950
3020
3775
4390
5105
5820
6350

pк, МПа
5
11
17
21
32
39
46
53
61
66

pу, МПа
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,2

Dш, мм
10
15
20
25
30
35
40
45
50
30


Если последняя цифра нечетная, то происходит движение газа. Свойства газа и некоторые параметры скважины:

·ат - плотность газа при атмосферном давлении, кг/м3;

· - динамическая вязкость газа, мПа·с;
L - глубина скважины, м;
pк - пластовое давление на контуре питания, МПа;
pу - давление на устье, МПа.
Эти величины выбираются по предпоследней цифре из таблицы 1.2.
Таблица 13 STYLEREF 1 \s 14115.13 SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 14215 – Исходные данные
Предпоследняя цифра
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9


·ат, кг/м3
0,72
0,74
0,75
0,77
0,79
0,81
0,82
0,83
0,85
0,86


·, мПа·с
0,006
0,007
0,008
0,011
0,013
0,010
0,018
0,019
0,021
0,025

L, м
540
1025
1690
2150
3120
3875
4490
5205
5920
6450

pк, МПа
4
10
16
20
31
37
44
50
59
63

pу, МПа
3,4
8,1
13,1
15
16
22
29
30
31
33

Пластовую температуру tп приблизительно можно рассчитать, зная глубину залегания пласта (глубину скважины L) по формуле tп =
·п·L, где
·п - геотермический градиент (принять равным 0,02°С/м).

Выбор области движения


Выбор области движения осуществляется по предпоследней цифре зачетной книжки. Если предпоследняя цифра четная, то движение происходит внутри насосно-компрессорных труб (НКТ).
Геометрические параметры:
Dв - внутренний диаметр НКТ, мм;
Lнкт - длина НКТ, м;
Dзв - внутренний диаметр замка НКТ, мм;

· - шероховатость стенок НКТ, мм;
Dок - внутренний диаметр обсадной колонны, мм;
Dс - диаметр скважины, мм.
Эти величины выбираются по последней цифре из таблицы 1.3.
Таблица 13 STYLEREF 1 \s 14115.13 SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 14315 – Исходные данные
Последняя цифра
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9

Dв, мм
50,3
62,0
59,0
75,9
72,9
88,6
100,3
50,3
62,0
59,0

Lнкт, м
10
10
5,5
6,5
7,5
8,5
9,5
10
5,5
8,5

Dзв, мм
48,3
60,0
57,0
73,9
70,9
86,6
98,3
48,3
60,0
57,0


·, мм
0,5
0,1
0,17
0,21
0,32
0,39
0,46
0,27
0,61
0,15

Dок, мм
190,7
193,7
196,3
198,7
201,3
203,7
205,7
190,7
193,7
196,3

Dс, мм
219,1
219,1
219,1
219,1
219,1
219,1
219,1
219,1
219,1
219,1


Если предпоследняя цифра нечетная, то движение происходит между насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадной колонной.
Геометрические параметры:
Dн - наружный диаметр НКТ, мм;
Lнкт - длина НКТ, м;
Dзн - наружный диаметр замка НКТ, мм;

· - шероховатость стенок, мм;
Dок - внутренний диаметр обсадной колонны, мм;
Dс - диаметр скважины, мм.
Эти величины выбираются по последней цифре из таблицы 1.4.
Таблица 13 STYLEREF 1 \s 14115.13 SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 14415 – Исходные данные
Последняя цифра
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9

Dн, мм
60,3
73,0
73,0
88,9
88,9
101,6
114,3
60,3
73,0
73,0

Lнкт, м
10
10
5,5
6,5
7,5
8,5
9,5
10
5,5
8,5

Dзн, мм
71,0
84,0
86,0
102,0
104,0
116,0
130,0
71,0
84,0
86,0


·, мм
0,75
0,6
0,57
0,41
0,32
0,39
0,36
0,23
0,1
0,15

Dок, мм
190,7
193,7
196,3
198,7
201,3
203,7
205,7
190,7
193,7
196,3

Dс, мм
219,1
219,1
219,1
219,1
219,1
219,1
219,1
219,1
219,1
219,1


Замечание. В случае движения газа наружный и внутренний диаметры замка НКТ не потребуются.


Выбор расположения скважины


Выбор расположения скважины производится по двум последним цифрам зачетной книжки по таблице 1.5.
Таблица 13 STYLEREF 1 \s 14115.13 SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 14515 – Исходные данные
Две последние цифры
Номер рисунка

00, 08, 16, 24, 32, 40, 48, 56, 64, 72, 80
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·На рисунках обозначено:
a - расстояние от скважины до прямолинейного контура питания или непроницаемой границы, м (рисунки 1.1 - 1.6);
b - расстояние от скважины до прямолинейного контура питания или непроницаемой границы, м (рисунки 1.3 - 1.6);
Rк - расстояние от скважины до контура питания, м;
Rб - расстояние от угла до скважины, м (рисунки 1.7 - 1.8).
Численные значения выбираются по последней цифре из таблицы 1.6.
Таблица 13 STYLEREF 1 \s 14115.13 SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 14615 – Исходные данные
Последняя цифра
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9

a, м
50
80
100
120
150
170
200
220
240
250

b, м
120
150
170
200
220
240
250
50
80
100

Rк, м
350
400
450
500
550
600
650
700
750
800

Rб, м
100
150
200
250
300
100
150
200
250
300



Схемы расположения скважин


Рисунок 1.1 Рисунок 1.2 Рисунок 1.3
Рисунок 1.4 Рисунок 1.5 Рисунок 1.6
Рисунок 1.7 Рисунок 1.8

На рисунке 1.7 скважины расположены по сторонам равностороннего треугольника и одинаковы. На рисунке 1.8 угол между непроницаемыми границами 120
· и скважина находится в средине этого угла.

Выбор неоднородности пласта


Выбор вида неоднородности пласта осуществляется по предпоследней цифре зачетной книжки. Если предпоследняя цифра 0  4, то пласт неоднородный по толщине.
Параметры неоднородности:
N - число пропластков, (пропластки нумеруются сверху вниз);
ki - проницаемость i - того пропластка, мкм2 (1 мкм2 = 10-12 м2);
hi - толщина i - того пропластка, м.
Численные значения выбираются по последней цифре из таблицы 1.7.
Таблица 13 STYLEREF 1 \s 14115.13 SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 14715 – Исходные данные
Последняя цифра
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9

N
2
3
4
5
2
3
4
5
2
3

ki, мкм2
0,25

0,45
0,37

0,15

0,43
0,27

0,18

0,32

0,20
0,22

0,11

0,08

0,05

0,15
0,37

0,55
0,25

0,08

0,33
0,38

0,29

0,43

0,31
0,31

0,21

0,17

0,11

0,27
0,32

0,45
0,27

0,15

0,43

hi, м
2,0

3,0
1,5

4,0

2,0
4,0

3,2

2,2

1,8
3,5

5,0

6,0

7,0

4,2
5,5

6,5
2,5

5,0

3,8
6,0

6,2

4,2

3,8
6,5

8,0

11,0

17,0

7,2
25,0

30,0
15,5

14,0

12,0


Если предпоследняя цифра 5  9, то пласт зонально-неоднородный.
Параметры неоднородности:
N - число зон, (зоны нумеруются от скважины);
ki - проницаемость i - той зоны, м2;
Ri - внешний радиус i - той зоны, м;
h - толщина пласта, м.
Численные значения выбираются по последней цифре из таблицы 1.8.

Таблица 13 STYLEREF 1 \s 14115.13 SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 14815 – Исходные данные
Последняя цифра
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9

N
2
3
4
5
2
3
4
5
2
3

ki, мкм2
0,15

0,55
0,07

0,15

0,43
0,70

0,40

0,32

0,20
0,02

0,11

0,18

0,25

0,35
0,5

0,35
0,67

0,55

0,43
0,17

0,28

0,32

0,42
0,48

0,31

0,28

0,22

0,15
0,45

0,14
0,27

0,35

0,48

Ri, м
1,0


0,5

2,0


0,4

1,2

2,2


0,35

0,8

1,3

2,5


0,5


1,5

2,7


0,6

1,2

3,2


0,3

1,8

2,9

8,0


1,9


0,9

4,0



h, м
5,2
7,8
11,3
13,5
16,8
20,4
22,7
24,1
25,9
31,2


Замечание. Внутренний радиус первой зоны Ro равен радиусу скважины rc и равен половине диаметра скважины Dc, который задан в разделе 1.2.

Несовершенство скважин


Скважина считается несовершенной по степени и характеру вскрытия. Показатели несовершенства по степени вскрытия:
13 EMBED Equation.3 1415 = b/h - степень вскрытия пласта или пропластка;
h - толщина рассматриваемого пласта или пропластка, м;
b - вскрытая часть рассматриваемого пласта или пропластка, м.
Показатели несовершенства по характеру вскрытия:
lп - длина перфорационного канала, см;
dп - диаметром перфорационного канала, см;
nп - число перфорационных отверстий на один метр скважины, отв./м.
Численные значения выбираются по последней цифре из таблицы 1.9.
Таблица 13 STYLEREF 1 \s 14115.13 SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 14915 – Исходные данные
Последняя цифра
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9

13 EMBED Equation.3 1415, %
10
20
30
40
50
60
70
80
90
40

lп, cм
0
2
5
10
20
0
2
5
10
20

dп, cм
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
1,0
1,2
1,4
1,6

nп, отв./м
8
10
12
14
16
18
20
22
20
18



Постановка задачи


По выбранным данным рисуем схемы расположения скважины в соответствии с вариантом. При построении схемы масштаб не соблюдается, но проставляются значения всех геометрических параметров. Графическая часть выполняется в виде рисунков и графиков на миллиметровке, кальке или компьютере. Ниже приведен пример задания и схема к нему (вариант №16).
Скважина радиусом rc = Dc/2 = 219,1/2 = 109,5 мм = 0,109 м пробурена на глубину L = 925 м и вскрывает нефтяной горизонтальный пласт с круговым контуром питания на расстоянии Rk = 650 м от скважины, толщиной h = 6,0 + 6,2 + 4,2 + 3,8 = 20,2 м . В пласте и скважине происходит однофазное установившееся движение. Давление на контуре рk = 11 МПа, давление на устье ру = 0,2 МПа. Вязкость и плотность флюида в пластовых условиях равны, соответственно, ( = 3 мПа·с = 3 10-3 Па·с, ( = 715 кг/м3, эквивалентная шероховатость стенок скважины и труб
· = 0,36 мм = 0,36 10-3 м.
В соответствии с вариантом задания необходимо учесть следующие пункты (некоторые из них могут отсутствовать): А, Б, В, Г, Д, Е, Ж, З.
А. В скважину спущена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) с наружным диаметром Dн = 114,3 мм = 0,114 м. Нефть движется по кольцевому пространству между НКТ и стенкой обсадной колонны.
Б. Местными сопротивлениями являются замки в местах соединения труб. Наружный диаметр замка Dзн = 130 мм, длина трубы Lнкт = 9,5 м. Диаметр штуцера Dш = 15 мм.
В. Пласт является зонально-неоднородным и имеет N =  кольцевых зон с различными проницаемостями ki = и различными радиусами кольцевых зон Ri =  . Этого пункта в данном варианте НЕТ.
Г. Пласт является неоднородным по толщине и имеет N = 4 пропластка, изолированных друг от друга с проницаемостями ki = 0,38; 0,29; 0,43; 0,31 мкм2 и толщинами hi = 6,0; 6,2; 4,2; 3,8 м. Очевидно, что h = h1 + h2 + h3 + h4 = 20,2  м.
Д. Скважина несовершенна по степени вскрытия и вскрывает нижний, четвертый, пропласток на глубину b/h4 = 70 % = 0,7.
Е. Скважина несовершенна по характеру вскрытия, т.к. по всей вскрытой толщине пласта имеет nп = 20 отверстий на один погонный метр толщины пласта диаметром dп = 1,0 см. Глубина проникновения перфорационного канала в породу lп = 2 см.
Ж. На расстоянии a = 200 м от скважины находится прямолинейный контур питания.
На рисунке 1.1 показана схема притока и движения флюида в скважине (третий пропласток не показан). На рисунке 1.2 показана схема расположения скважины в пласте. На этих рисунках цифрами обозначены: 1 - стенка скважины; 2 - колонна труб НКТ; 3 - перфорационные отверстия; 4 - первый пропласток; 5 – штуцер; 6 – пакер; 7 - прямолинейный контур питания; 8 - удаленный контур питания.
При составлении схем следует внимательно следить за соответствием схемы заданию на курсовую работу, т.к. ошибки в схемах приведут к дальнейшим ошибкам в расчетах.











































1 – стенка скважины;
2 – колонна труб;
3 – перфорационные отверстия;
4 - первый пропласток.
Рисунок 1.1 - Схема притока и движения флюида в скважине



1 – скважина;
7 – прямолинейный контур питания;
8 – удаленный контур питания.
Рисунок 1.2 - Схема расположения скважины в пласте

Гидравлический расчет движения жидкости И ГАЗА в скважине

Уравнение Бернулли


Для применения уравнения Бернулли необходимо выбрать плоскость сравнения (обозначается 0-0). Плоскостью сравнения может служить любая горизонтальная плоскость. Также необходимо выбрать два сечения. Сечения проводятся перпендикулярно вектору скорости. Нумерация сечений производится по направлению движения жидкости. Уравнение Бернулли для установившегося движения реальной несжимаемой жидкости записывается [1]:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14115)
где z - расстояние от плоскости сравнения до центра тяжести сечения. Если сечение лежит ниже плоскости сравнения, то z отрицательно;
p - абсолютное или манометрическое давление в сечениях;

· - плотность несжимаемой жидкости;

· - коэффициент кинетической энергии. Обычно принимается равным единице;
v - средняя скорость в сечениях;
g - ускорение свободного падения;
h1-2 -
·потери напора между сечениями 1 и 2. Они представляют собой сумму потерь напора по длине и сумму потерь напора на местных сопротивлениях
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14215)
На схеме (рисунок 1.1) плоскость сравнения удобно выбрать по поверхности земли, сечение 1-1 у кровли пласта, а сечение 2-2 за штуцером. Тогда z1 = - L, z2 = 0, т.к. z2 << z1, р1 = рз, р2 = ру. Скоростными напорами
·1v12/2g и
·2v22/2g пренебрегаем, т.к. они малы по сравнению с потерями напора по длине. Из формулы (2.1) найдем давление у кровли пласта:
рз = рy +
·g (L + h1-2). (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14315)

Уравнение неразрывности


Уравнение неразрывности является следствием закона сохранения массы. Если поток ограничен непроницаемыми стенками, то при установившемся движении масса жидкости или газа, прошедшая через любое сечение потока за одно и то же время, будет одинакова. Поэтому массовый расход Qm постоянен Qm = const. Массовый расход связан с объемным расходом Q и средней скоростью v с отношениями:
Qm = 
· Q = 
·
·
· v = const,
· (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14415)
где
· - плотность газа;

·
·
· - площадь поперечного сечения.
В общем случае при движении сжимаемой жидкости и газа плотность и объемный расход меняются по длине потока, т.к. давление по длине потока падает, а соответственно падает плотность газа и увеличивается объемный расход.
Часто вместо массового расхода при движении газа рассматривают приведенный к нормальным условиям объемный расход Qam.
Qam = Qm/
·am = Q
·
·/
·am
·
· (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14515)
При движении несжимаемой жидкости (
·
· = const), уравнение неразрывности (2.4) упрощается:
Qm/
· = Q = v
·
·
· = const. (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14615)
Поэтому исходя из уравнения неразрывности при известном массовом расходе, плотности и площади поперечного сечения потока, можно найти среднюю скорость движения в поперечном сечении
v = Qm/
·
·
·
·, (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14715)
а для несжимаемой жидкости
v = Q/
·
·
·
· (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14815)

Потери напора по длине


Потери напора по длине определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14915)
где - длина трубы (или участка трубы) на котором определяются потери напора;

·
·
·D – диаметр трубы;

·
·
·v - средняя скорость в трубе;

· = 
·(Re, 
·/D)- коэффициент гидравлического сопротивления трения. Коэффициент гидравлического сопротивления трения зависит от двух безразмерных параметров Re - числа Рейнольдса и
·/D - относительной шероховатости трубы.
Число Рейнольдса определяется по формуле:

·
·
·
·Re = v D
·/
· = v D/
· , (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141015)
где
· - динамическая вязкость жидкости, Па с;

·
·
· - кинематическая вязкость жидкости, м2/с.

·
·Для определения коэффициента гидравлического сопротивления трения существует много различных формул. Удобно пользоваться следующими формулами.
Для ламинарного режима движения:

· = 64/Re, если Re < 2000. (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141115)
Для турбулентного режима движения:

· = 0,11 (68/Re +
·/D)0.25 , если Re > 2000. (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141215)


потери напора на Местных сопротивлениях


Потери напора на местных сопротивлениях определяются по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141315)
где v - средняя скорость движения жидкости;

·м - коэффициент местного сопротивления.
Потеря напора на местном сопротивлении может определяться как по скорости до местного сопротивления, так и по скорости после местного сопротивления. Так как скорости по величине могут быть разными, то в этих случаях для одного и того же местного сопротивления будут разные значения
·м. принято определять потери напора по скорости после местного сопротивления. Исключение составляет расширение трубопровода (выход потока из трубы в бак), где потери определяются по скорости до местного сопротивления.
Замковые соединения труб представляют собой сужение и расширение потока и поэтому представляют собой сумму потерь напора на сужение и расширение. Эти потери напора будем определять по скорости до замкового сопротивления, тогда коэффициент на сужение определяется по формуле
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141415)
а для расширения по формуле
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141515)
Здесь
·
· - площадь поперечного сечения до замка,
·м - минимальная площадь поперечного сечения в замке.
Число замковых соединений зависит от глубины скважины и длины одной трубы НКТ n = L/LНКТ. Тогда коэффициент сопротивления на всех замках будет равен:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141615)
Коэффициент сопротивления штуцера зависит от отношения площадей поперечных сечений отверстия штуцера
·ш и труб арматуры
·а на устье скважины (диаметр труб арматуры принимается равным 63 мм) и определяется по таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Определение коэффициента сопротивления штуцера

·ш/
·а
0,05
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0


1105
245
51,2
18,2
8,25
4,0
2,0
0,97
0,42
0,13
0,0

С учетом разных площадей поперечного сечения скважины и арматуры коэффициент сопротивления штуцера определяется по формуле
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141715)

Потери напора в некруглых трубах


При движении жидкости по трубам некруглого сечения расчет производится с учетом следующих особенностей.
Вводится понятие эквивалентного диаметра Dэ:
Dэ = 4
·
·
·/
·, (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141815)
где
·
· - площадь сечения;

· - смоченный периметр - это часть периметра живого сечения, где жидкость соприкасается со стенками.
Для кольцевого пространства с диаметрами D и d площадь, смоченный периметр и эквивалентный диаметр равны:

·
· = 
·
·(D2 – d2)/4;

·
· = 
·
·(D + d); (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141915)
Dэ = 4
·
·
·/
· = 
·(D - d).
При расчете потерь напора и числа Рейнольдса в формулах (2.8) и (2.7) вместо диаметра D подставляется эквивалентный диаметр Dэ. Средняя скорость в трубе определяется v = Q/
·
·
·

Движение газа по трубам


Малые перепады давлений. Если перепад давления мал, т.е. (р1 - р2)/р1 = 0,1, то в этом случае с точностью до 10% можно сжимаемостью газа пренебречь и расчет вести как для несжимаемой жидкости. Для расчета необходимо найти среднее давление рср в колонне труб, среднюю температуру Тср, среднее значение коэффициента сверхсжимаемости zср (для идеального газа zср = 1). Так как давление на забое скважины неизвестно, то в первом приближении давление на забое скважины можно принять равным пластовому. Считая температуру газа на поверхности равной 20(С (293(К), а пластовую температуру Тпл, получим:
рср = 0,5 (ру + рз), Тср = 0,5 (293 + Тпл). (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142015)
Движение газа считается изотермическим, поэтому средняя плотность идеального газа находится как

·ср = 
·ат
· рср Тат/(рат Тср). (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142115)
где рат - атмосферное давление, принимается равным 0,1 МПа;

·ат
· - плотность газа при стандартных условиях;
Тат
· - стандартных температура (293(К).
Объемный расход, приведенный к среднему значению давления и температуры в скважине, определится по формуле
Q = Qат
·
·ат
·
·
·ср , (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142215)
а средние скорости движения газа
v = Q/
·
·
· (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142315)
Дальнейший расчет ведется аналогично расчету движения несжимаемой жидкости. По окончании расчета будет найдено в первом приближении давление на забое скважины. После этого найдем уточненное значение среднего давления и средней плотности газа по формулам (2.20, 2.21) и в ходе расчета найдем новое значение забойного давления. Таким образом, дальнейшие расчеты продолжать до тех пор, пока значение старого и нового забойного давления будут отличаться не более чем на 1%.
Большие перепады давлений. Если перепад на забое и устье большой, т.е. (р1 - р2)/р1 > 0,1, то в этом случае удобно пользоваться формулой Адамова. Для расчета необходимо найти среднее давление рср в колонне труб, среднюю температуру Тср, среднее значение коэффициента сверхсжимаемости zср (для идеального газа zср = 1). Так как давление на забое скважины неизвестно, то в первом приближении давление на забое скважины можно принять равным пластовому. Считая температуру газа на поверхности равной 20(С (293(К), а пластовую температуру Тпл получим
13 EMBED Equation.3 1415, (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142415)
здесь
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142515)
Коэффициент гидравлического сопротивления трения рассчитывается по формулам раздела 2.3, только число Рейнольдса удобнее рассчитывать по формуле:

·
·
·
·13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142615)

Порядок расчета


1). Задаемся максимальными значениями расхода. Расход (дебит) нефтяных и газовых скважин зависит от диаметра труб, перепада давления, вязкости, проницаемости пласта и многих других причин. Поэтому максимально возможные значения расхода (дебита) данной скважины задать, даже ориентировочно, трудно. Например, на Усинском месторождении дебит нефтяных скважин составляет от 10 до 100 м3/сут. Для газовых скважин значение приведенного дебита, например, на Вуктыльском месторождении, порядка 105 м3/сут.
2). При заданном максимальном расходе (дебите) определяют среднюю скорость движения жидкости (газа) (п. 2.2), число Рейнольдса (п. 2.3), коэффициент гидравлического сопротивления трения (п. 2.3), коэффициент местных сопротивлений, потери напора и находят значение давления на забое скважины. При расчете движения газа в скважине, порядок расчета определения забойного давления определяется согласно пункту 2.6.
3). Задаемся значениями расхода (дебита), которые составляют 0,8; 0,6; 0,4; 0,2 и 0 от максимального значения расхода (дебита). Расчет производится аналогично пункту 2).
4). Результаты расчета удобно оформить в виде таблицы (таблица 2.2). В столбце примечаний указываются значения коэффициентов местных сопротивлений, вязкости жидкости, плотности газа при атмосферных условиях.
5). На основании расчетов строится зависимость забойного давления от расхода (рисунок 3.3).

·
·Таблица 13 STYLEREF 1 \s 14215.13 SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 14115 – Результаты расчетов
№№ по п.п.
Расход
Q
Плотность

· (
·ат)
Скорость
v = Q/
·
Число Рейнольдса
Re
Режим
движения
Коэффициент гидравлического сопротивления трения

·
Потери напора между сечениями 1 и 2
h1-2
Забойное давление

Примечание


м3/с
кг/м3
м/с
-
-
-
м
МПа


1.










2.










3.










4.










5.










6.
0









Замечание. Нулевое значение расхода берется обязательно.
Установившееся движение жидкости и газа в пористой среде

Основные понятия


Пористая среда представляет собой множество твердых частиц пространство между которыми (поры, трещины) заполнено жидкостью или газом [2]. Коэффициентом пористости m называется отношение объема пор в образе Wп
· к объему образца W:
m = Wп/W
·. (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14115)
Просветностью n называется отношение площади просветов (п в поперечном сечении образца к площади поперечного сечения этого образца:
n = (п/(, (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14215)
Можно доказать, что средняя просветность равна пористости. Жидкость в образце породы движется только по
·порам, поэтому при известном объемном расходе жидкости (газа)
·действительная скорость движения частиц жидкости v равна:
v = Q/(п
·, (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14315)
Удобно ввести фиктивную скорость, которую назовем скоростью фильтрации u. Эта скорость соответствует движению жидкости, как через поры образца, так и через породу. Поэтому при том же объемном расходе через образец, скорость фильтрации определяется:
u = Q/(
·. (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14415)
Скорость фильтрации связана с действительной скоростью соотношением
u = m v. (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14515)
Из сравнения формулы для скорости фильтрации (3.4)
·и формулы для движения жидкости по трубам (2.7) видно, что они имеют один и тот же вид, т.к. закон сохранения массы справедлив и при фильтрации жидкости (газа), то уравнение неразрывности при фильтрации жидкости будет иметь тот же вид, что и при движении жидкости по трубам.
Для
·жидкости и газа:
Qm = (
·
· u = const (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14615)
Для несжимаемой жидкости (( = const(p)) это уравнение упрощается:
Q = 
·
·
·u = const (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14715)

Закон Дарси


Движение однородной жидкости
·пористой среде определяется силами давления и силами тяжести. Основное соотношение теории фильтрации - закон Дарси - устанавливает связь между величиной скорости фильтрации вдоль линии тока и силами, действующими в жидкости, и записывается:
13 EMBED Equation.3 1415
·
· (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14815)
где
·u - скорость фильтрации вдоль линии тока;
k - коэффициент проницаемости, который характеризует свойства породы;
( - динамический коэффициент вязкости;
(s - расстояние между двумя бесконечно близкими точками линии тока;
(p* - перепад приведенных давлений в этих точках.
Приведенное давление зависит от давления в данной точке, плотности жидкости (, ускорения силы тяжести g, расстояния z от плоскости сравнения до данной точки и определяется:
p* = p +
·
·g
·z. (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 14915)
При движении жидкости в
·горизонтальных пластах (z = const), второе слагаемое постоянно и при подстановке в формулу (3.9) обращается в нуль. Поэтому в горизонтальных пластах при движении однородной жидкости приведенное давление можно положить равным давлению в данной точке.
При больших скоростях движения жидкости, особенно часто это касается газа, происходит нарушение закона Дарси. В этом случае необходимо пользоваться нелинейными законами фильтрации.

Расчет дебита скважины


Если скважина вскрывает пласт на всю толщину пласта h и фильтрация происходит по
·всей
·боковой
·поверхности, то скважина называется
·совершенной. Поперечные сечения представляют собой боковую поверхность цилиндра радиусом r и высотой h. Поэтому площадь поперечного сечения равна:

·
· = 2 (
·r h
· (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141015)
При движении несжимаемой жидкости удобно пользоваться уравнением неразрывности в виде:
Q = u
·
·
· = const. (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141115)
Частицы жидкости к скважине движутся от контура питания по радиусам. Поэтому радиусы являются линиями тока и расстояние вдоль линии тока удобно отсчитывать от радиуса контура питания Rk. Оно будет равно:
S = Rk - r, dS = -dr. (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141215)
Тогда закон Дарси (3.8) запишется в виде:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141315)
Используя соотношения (3.10) и (3.11), последнее уравнение легко интегрируется. Если заданы давления на контуре питания pk и на скважине pз, и известен радиус скважины rc, то дебит (расход), скважины находится по формуле Дюпюи:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141415)
Практически давление на скважине совпадает с забойным давлением, которое рассчитывается во второй главе (pc = pз).

Несовершенные скважины


Если скважина вскрывает пласт не на всю толщину, а на некоторую глубину b, то скважина называется несовершенной по степени вскрытия. При этом b/h называется относительным вскрытием пласта.
Если скважина сообщается с пластом не по всей боковой поверхности, а только через специальные отверстия, то такую скважину называют несовершенной по характеру вскрытия. Дебит несовершенных скважин определяется по формуле
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141515)
где С1, С2 - безразмерные коэффициенты.
Эти коэффициенты удобно определять по графикам В.И. Щурова или аналитическим зависимостям, которые приведены в [3, 4].
Коэффициент С1 учитывающий дополнительное фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта из-за несовершенства скважины по степени вскрытия зависит только от относительного вскрытия пласта h и отношения толщины пласта к диаметру скважины h/Dс.
Коэффициент С2 учитывающий дополнительное фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия зависит от диаметра перфорационного канала dп, числа отверстий на один погонный метр длины скважины nп и длины перфорационного канала lп. По следующим безразмерным параметрам определяются:
lп/Dc – график, по которому находится С2 ,
dп/Dc – номер линии на этом графике;
nп Dc – значение С2.
В отличие от С1, С2 может принимать отрицательные значения, что приводит при прочих равных условиях к увеличению дебита скважины. Удобно ввести понятие о приведенном радиус r’c, т.е. радиус такой совершенной скважины, дебит которой равен дебиту данной несовершенной скважины:
r’c = rc
·exp(-(С1 + С2)). (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141615)
Тогда формула (3.14) запишется в виде:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141715)

Неоднородный пласт


Часто встречаются пласты, значительные области которых сильно отличаются друг от друга по фильтрационным характеристикам. Можно выделить два основных вида неоднородностей такого типа - это слоисто - неоднородные и зонально - неоднородные пласты. Слоисто - неоднородный пласт состоит из пропластков разной толщины hi и проницаемости ki. Часто пропластки разделены непроницаемыми границами. В других случаях между ними существуют перетоки. В случае непроницаемых границ между пропластками, каждый пропласток можно считать, как отдельный пласт, со своей проницаемостью, толщиной и дебитом Qi. Поэтому дебит скважины в таком пропластке будет определяться по формуле Дюпюи:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141815)
А дебит всей скважины будет равен сумме дебитов всех пропластков:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 141915)
Если заменить слоисто - неоднородный пласт однородным с проницаемостью kср таким образом, что дебиты слоисто - неоднородного и однородного пласте были равны, тогда среднюю проницаемость можно определить по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142015)
Зонально-неоднородный пласт состоит из кольцевых зон. В пределах каждой той зоны (i = 1,2...n) проницаемость постоянна и равна ki. Наружный и внутренний радиусы зоны равны соответственно Ri, Ri-1. Причем, внутренний радиус первой зоны равен радиусу скважины Ro = rc, давление жидкости на этой границе равно давлению на скважине po = pc. Наружный радиус последней зоны равен радиусу контура питания Rn = Rk, а давление на нем рn = pk.
При движении жидкости к скважине в зонально-неоднородном пласте, дебит в любом поперечном сечении потока жидкости в любой из зон будет один и тот же и равен дебиту скважины. В пределах каждой зоны будет справедлива формула Дюпюи, в которую вместо радиуса контура питания и радиуса скважины стоят
·соответственно внешний и внутренний радиус зоны, а перепад давлений равен перепаду давлений на границах зоны. Обозначив давления на границах зон pi, получим:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142115)
Исключим из этой системы уравнений неизвестные давления на границах зон. Для этого перенесем проницаемости в знаменатель и воспользуемся правилом пропорций a/b = c/d =  = (a + c + )/(b + d + ), тогда получим формулу для дебита скважины в виде
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142215)
Если заменить зонально - неоднородный пласт однородным с проницаемостью kср таким образом, что дебиты зонально - неоднородного и однородного пласте были равны, тогда среднюю проницаемость можно определить по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142315)
а дебит скважины будет определяться по формуле Дюпюи:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142415)

Интерференция скважин


Интерференцией называется влияние работающих скважин друг на друга. Наиболее наглядно интерференция проявляете в том, что при одинаковых условиях работы скважин суммарный дебит всех скважин растет не прямо пропорционально количеству скважин, а более сложным образом. При этом с увеличением числа скважин пуск каждой новой скважины приводит к меньшему увеличению суммарного дебита.
В подземной гидромеханике при работе групп скважин и установившемся движении несжимаемой жидкости широко используется метод суперпозиции (наложения), который следует из уравнений неразрывности и закона Дарси. Смысл метода суперпозиции состоит в том, что изменения давления в данной точке пласта, вызванное работой каждой скважины, суммируется. Поэтому будут суммироваться и вектора скоростей фильтрации. Распределение давления вокруг одной скважины в бесконечном пласте определяется в какой-либо точке А по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142515)
где r1a - расстояние от скважины до точки А;
pа - давление в точке А.
Тогда при работе n скважин, давление в точке А будет равно:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142615)
Сумму постоянных обозначим c. Будем считать, что контур питания удаленный, т.е. расстояния между скважинами гораздо меньше расстояния до контура питания. Поместим точку А на контур питания, тогда можно считать, что r1a = r2a = Rk и pа = pк. Из этого условия получаем:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142715)
Исключая постоянную c получим следующее уравнение для давления в произвольной точке пласта:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142815)
Для того чтобы найти дебиты скважин при известных забойных давлениях, помещаем точку. А на забой первой скважины, тогда r1a = rc1 - радиус первой скважины, r2a = r21 - расстояние между второй и первой скважинами и т.д., а pa = pc1 = - забойное давление на первой скважине. Аналогично поступаем и для других скважин. Для j - той скважины получим следующее уравнение:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 142915)
В общем случае это уравнение является системой n уравнений. Первое уравнение получается, если подставить j = 1, второе j = 2 и так далее до значения j = n. Неизвестными могут являться, как дебиты, так и давления на скважинах. Наиболее интересны следующие частные случаи.
Непроницаемая граница. Пусть скважина расположена на расстоянии а от непроницаемой границы. Используя принцип суперпозиции (наложения) скоростей можно показать, что эта задача эквивалентна задаче о притоке к двум скважинам (рисунок 3.1). Отсюда выводится принцип отражения: для того чтобы избавиться от прямолинейной непроницаемой границы необходимо область фильтрации зеркально отразить относительно этой границы. После этого непроницаемую границу можно убрать.
Рисунок 3.1 – Схема расположения скважины вблизи непроницаемой
границы

Запишем систему уравнений интерференции скважин с удаленным контуром питания для двух скважин. Скважины одинаковые, поэтому можно записать не два уравнения, а одно, например при j = 1. Из геометрии задачи следует, что
rc1 = rc2 = rc, r12 = r21 
·= rс , Q1 = Q2 = Q и pc1 = pc. Тогда
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 143015)
Поэтому дебит скважины у непроницаемой границы вычисляется по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 143115)
Прямолинейный контур питания. Пусть скважина расположена на расстоянии а от прямолинейного контура питания. Используя принцип суперпозиции (сложения) скоростей можно показать, что эта задача эквивалентна задаче о притоке к двум скважинам (рисунок 3.2). Отсюда выводится принцип отражения: для того чтобы избавиться от прямолинейного контура питания необходимо область фильтрации зеркально отразить относительно этого контура и в отраженной области поменять знак дебитов скважин на противоположный, то есть добывающие скважины сделать нагнетательными и наоборот. После этого прямолинейный контур питания можно убрать.
Запишем систему уравнений интерференции скважин с удаленным контуром питания для двух скважин. Так, как скважины одинаковые, то можно записать не два уравнения, а одно, например при j = 1.


Рисунок 3.2 – Схема расположения скважины вблизи прямолинейного
контура питания

Из геометрии задачи следует, что
rc1 = rc2 = rc, r12 = r21 
·= rс , Q1 = Q, Q2 = - Q и pc1 = pc. Тогда
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 143215)
Поэтому дебит скважины у прямолинейного контура питания определяется по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 143315)

Фильтрация газа


Все формулы пунктов 3.3
·-
·3.6 выведены для установившегося движения несжимаемой жидкости ( = const(p), на основании уравнения неразрывности и закона Дарси:
13 EMBED Equation.3 1415
· (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 143415)
Величины k,
·,
·
·(s) от давления не зависят.
При изотермическом движении идеального газа плотность газа зависит от давления ((p). Поэтому уравнение неразрывности потока будет справедливо для массового расхода (объемный расход с уменьшением давления будет увеличиваться). Тогда уравнения запишутся:
13 EMBED Equation.3 1415
· (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 143515)
Подставим скорость фильтрации, найденную из закона Дарси, в уравнения неразрывности и запишем полученные формулы для жидкости и газа:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 143615)
Сравнивая эти формулы видим, что они отличаются, кроме обозначений, присутствием множителя
·(p). Для того чтобы добиться полной аналогии в уравнениях, введём функцию P, которая называется функцией Лейбензона и зависит от давления:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 143715)
Таким образом, уравнения изотермического установившегося движения идеального газа запишутся:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 143815)
Сравнивая уравнения фильтрации несжимаемой жидкости и газа, видим их полную аналогию. То есть, если в уравнениях несжимаемой жидкости заменить объемный расход Q ( Qm- массовым расходом, а давление p ( P - функцией Лейбензона, то получим уравнения движения сжимаемой жидкости или газа. Поэтому, если для несжимаемой жидкости при притоке к скважине получена формула Дюпюи, то для сжимаемой жидкости или газа получаем формулу:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 143915)
Здесь введены обозначения Pk, Pc - значения функций Лейбензона на контуре питания и на скважине. Аналогично получаются формулы при движении газа к несовершенным скважинам, интерференции газовых скважин и т.д.
При изотермическом движении идеального газа уравнение состояния газа запишется:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 144015)
где pат = 0,1 МПа - стандартное давление;

·ат – плотность газа при стандартном давлении и пластовой температуре;
R’ – газовая постоянная.
Поэтому функция Лейбензона будет равна:
13 EMBED Equation.3 1415 (13 STYLEREF 1 \s 14315.13 SEQ ( \* ARABIC \s 1 144115)
Постоянная интегрирования опущена, т.к. в дальнейшем всегда будет встречаться разность двух функций Лейбензона. При этом постоянные интегрирования взаимно сокращается.

Порядок расчета


1). Задаемся значением давления на скважине pс и вычисляем депрессию pk  pс. При движении газа вычисляем значения функции Лейбензона Pk и Pс
·и находим их разность Pk - Pс.
2). В зависимости от формы контура питания (круговой, прямолинейный) и наличия непроницаемой границы выбираем соответствующую формулу для притока к скважине жидкости или газа.
3). Если пласт неоднородный по толщине, а скважина несовершенна, то для каждого пропластка в отдельности находим коэффициенты С2 и С1 и вычисляем приведенные радиусы скважин для этих пропластков. Если пласт зональною неоднородный, то эти коэффициенты и приведенный радиус скважины вычисляется для всей толщины пласта.
4). Определяем дебит скважины. Для неоднородного по толщине пласта по формулам п. 2 с учетом п. 3 находим дебит каждого пропластка и их суммируем (для газа находим массовые расходы). Для зонально неоднородного пласта находим среднее значение проницаемости пласта и вычисляем, с учетом несовершенства скважины, дебиты скважин.
5). Для газовых скважин находим приведенный к стандартным условиям объемный дебит Qат.
6). При движении газа задаемся несколькими (до пяти) значениями давления на забое скважины и для них проводим расчеты снова.
7). Строим зависимость давления на забое скважины от расхода. Т.к. для несжимаемой жидкости зависимость между давлением на забое и расходом линейная, то ее можно построить по одной точке (вторая точка Q = 0; p = pк - известна). На рисунке 3.3 приведены графики зависимости давления на забое скважины от расхода при движении жидкости или газа в скважине и фильтрации жидкости (газа) в пористой среде.
8). По графикам находим рабочую точку. Она находится в точке пересечения линий работы скважины и фильтрации жидкости (газа) в пласте (пересечении линий 3 и линии 1 или 2).






Рисунок 3.3 - Зависимость давления на забое скважины от дебита

Оформление курсовой работы


Оформление курсовой работы должно соответствовать установленным требованиям [5]. В помощь студентам на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики (РЭНГМ и ПГ) установлен стенд, на котором, в том числе, имеется образец оформления этикетки на обложку курсовой работы. Структура курсовой работы должна содержать следующие разделы.
Обложка. Обложка содержит этикетку размером 115мм х 85 мм.
Пример оформления этикетки на обложке:
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНтСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики
КР-02069562-130304-23-10 группа РЭНГМ-4з
И.И. Иванов
Дисциплина “Подземная гидромеханика”
Ухта 2010

02069562 - код УГТУ;
130304 - шифр специальности;
23 - две последние цифры зачетной книжки;
10 - две последние цифры года.
Пояснительная записка. За обложкой идут готовые бланки “Пояснительная записка” и “Задание”. Их можно взять на кафедре и заполнить до сдачи курсовой работы на проверку.
Содержание. Следующая страница содержит содержание. В нем указываются заголовки всех разделов, которые содержатся в курсовой работе с указанием страниц, на которых они начинаются. Пример содержания приведен ниже.

содержание

ВВЕДЕНИЕ.......
1 ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ.......
2 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В СКВАЖИНЕ.
2.1 УРАВНЕНИЕ БЕРНУЛЛИ...
2.2 УРАВНЕНИЕ НЕРАЗРЫВНОСТИ.
2.3 ПОТЕРИ НАПОРА ПО ДЛИНЕ..
2.4 ПОТЕРИ НАПОРА НА МЕСТНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЯХ
2.5 ПОТЕРИ НАПОРА В НЕКРУГЛЫХ ТРУБАХ.
2.6 ДВИЖЕНИЕ ГАЗА ПО ТРУБАМ..
2.7 РАСЧЕТ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ.....
3 УСТАНОВИВШЕЕСЯ ДВИЖЕНИЕ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ..
3.1 ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ.
3.2 ЗАКОН ДАРСИ.
3.3 РАСЧЕТ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ
3.4 НЕСОВЕРШЕННЫЕ СКВАЖИНЫ...
3.5 НЕОДНОРОДНЫЙ ПЛАСТ....
3.6 ИНТЕРФЕРЕНЦИЯ СКВАЖИН.
3.7 ФИЛЬТРАЦИЯ ГАЗА..
3.8 РАСЧЕТ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ ...
ЗАКЛЮЧЕНИЕ...
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК....

Во «ВВЕДЕНИИ» следует обосновать необходимость изучения движения жидкости и газа в скважине и фильтрации их в пористой среде с точки зрения геолога- нефтяника.
В разделе «ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ» приводятся численные значения варианта и по ним строятся схемы движения жидкости или газа в скважине и пласте.
В разделе «ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В СКВАЖИНЕ» приводятся теоретические основы учета различных факторов на движение флюидов по стволу скважины. Только в последнем пункте подробно приводится численный расчет для одного из значений расходов (обычно наибольшего). Расчеты при остальных расходах подробно не приводятся, а заносятся в таблицу. В зависимости от варианта задания число пунктов раздела может быть разным, поэтому приводится теория только тех пунктов, которые используются при расчете.
В разделе «УСТАНОВИВШЕЕСЯ ДВИЖЕНИЕ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ» приводятся теоретические основы учета различных факторов при фильтрации в пористой среде и только в последнем пункте подробно приводится численный расчет, строятся графики и по ним находится рабочая точка. Ниже приводится пример заключения.

Заключение

Исходя из поставленной задачи в курсовой работе изучена методика расчета движения жидкости (газа) по трубам и в пористой среде. На примере решения задачи, рассматривающей совместную работу пласта и скважины, рассмотрены особенности движения жидкости и газа в скважинах, а также влияние свойств пласта на продуктивность скважин. В результате проведенных расчетов получены аналитические зависимости забойного давления от дебита скважины при движении жидкости (газа) в скважине и при фильтрации флюида в пористой среде и построены графики этих зависимостей (рисунок 3.3).
Анализ графических зависимостей рисунка 3.3 позволяет сделать следующие выводы:
1). Скважина работает с дебитом Qат = 4,6 м3/с (объемный дебит газа, приведенный к атмосферному давлению) при этом на забое скважины устанавливается давление pз = pрт = 3,6 МПа;
2). Потери давления в пласте pk - pрт = 6,2- 3,6 = 2,6 МПа значительно превышают потери в скважине pрт – pз(Q=0)= 3,6 - 3,2 = 0,4 МПа, поэтому очевидно, что все мероприятия по увеличению дебита скважины должны быть направлены в первую очередь на снижение потерь энергии в пласте;
3). На основании результатов расчетов установлено, что основную долю дебита скважины составляет продукция 3-го пропластка (имеет наибольшее значение произведения проницаемости на толщину);
4). Для уменьшения потерь энергии в пласте необходимо увеличить проницаемость призабойной зоны по всей вскрытой толщине пласта, т.к. параметры именно этой области пласта оказывают определяющее влияние на продуктивность скважины. Для увеличения проницаемости призабойной зоны существует множество способов. Наиболее распространенные из них:
- соляно-кислотная обработка (применяется в тех случаях, когда пласт представлен карбонатными породами);
- гидроразрыв пласта (применяется, если разрез представлен терригенными и другими породами).
























Библиографический список


Альтшуль, А.Д. Гидравлика и аэродинамика [Текст]: учебник для вузов / А.Д. Альтшуль, Л.С. Животовский, Л.П. Иванов. – М.: Стройиздат, 1987. – 414 с.
Басниев, К.С. Подземная гидравлика [Текст]: учебник для вузов / К.С.Басниев, А.М.Власов, И.Н.Кочина, В.М.Максимов. – М.: Недра, 1986. – 303 с.
Брюханов, О.Н. Основы гидравлики, теплотехники и аэродинамики [Текст]: учебник для СПО / О.Н.Брюханов, В.И.Коробко, А.Т.Мелик-Аракелян. - М.: ИНФРА-М, 2004. – 254 с.
Штеренлихт, Д.В. Гидравлика [Текст]: учебник для вузов / Д.В.Штеренлихт. - М.: Колос, 2007. – 656 с.
Кудинов, В.А. Гидравлика [Текст]: учебное пособие / В.А.Кудинов, Э.М.Карташов. - М.: Высш. школа, 2007. – 199 с.\
Полубоярцев, Е.Л. Движение жидкости и газа в пласте и скважине [Текст]: методические указания и задания к курсовой работе./ Е.Л. Полубоярцев, В.П. Пятибрат  - Ухта:  УГТУ, 2010. - 43 с.,: ил.










13PAGE 14115








рk


Pk

рk


Rk

b

a

a

рk


Rk

рk

a

рk


Rk

рk


Rk

b

a

рk


рk


Rk

b

a

рk


рk


Rk

b

a









h4

h1

2




2

1 1
0 0

4

3

2

1

Q

Ру

L





b

h2



к4

к2

к1



рk


Rk





Rk

рk


8

рс

рк

рк

7

1



а


6

5

a

Pk

Rk

Q2 a a Q1
2 1

Pk

Rk

Pk

a

Pk

Rk


Q2 a a Q1
2 1

Pk

Rk




·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·лRoot EntryEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation Native Заголовок 1 Заголовок 2 Заголовок 3 Заголовок 4 Заголовок 5 Заголовок 6 Заголовок 7 Заголовок 8 Заголовок 915

Приложенные файлы

  • doc 8867705
    Размер файла: 471 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий