Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

П’єзометрична лінія (розподіл тиску у пласті)

Лабораторна робота №1

ГІДРОДИНАМІЧНІ ДОСЛІДЖЕННЯ
НАФТОВИХ СВЕРДЛОВИН І ПЛАСТІВ

 

Мета роботи:побудувати індикаторну діаграму за результатами гідродинамічних досліджень нафтових свердловин і пластів; визначити коефіцієнти продуктивності, гідропровідності і проникності пласта, пластовий тиск рпл.

 

Вихідні дані: 1) вважаємо, що фільтраційний потік – плоско-радіальний, свердловина гідродинамічно досконала; 2) дані гідродинамічних досліджень наведені в табл. 1.1.

Таблиця 1.1.

Шифр

Дебіт, т/доб

Шифр

Вибійний тиск, МПа

Об’ємний коефіцієнт нафти  вн

rc, м

Rк, м
Q1 Q2 Q3 Q3 pc1 pc2 pc3 pc4
0 50 40 30 20 0 10 12 14 16 1,05 0,1 950
1 60 50 40 30 1 9 12 15 18 1,06 0,15 900
2 70 60 50 40 2 12 14 16 18 1,07 0,2 850
3 25 20 15 10 3 5 8 11 14 1,08 0,25 800
4 30 24 18 12 4 10 14 18 22 1,09 0,3 750
5 40 30 16 14 5 10 12 14 16 1,1 0,35 700
6 23 20 17 14 6 9 12 15 18 1,11 0,4 650
7 15 14 13 12 7 1 2 3 4 1,12 0,45 600
8 14 12 10 8 8 10 11 12 13 1,13 0,5 550
9 30 24 18 12 9 12 14 16 18 1,14 0,55 500

 

Прийняти густину розгазованої нафти ρрозгаз,н = 890 кг/м3, динамічний коефіцієнт в’язкості нафти =1,5 мПа·с.

 


Хід роботи

 

У результаті гідродинамічного дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації отримано наступну відповідність між дебітами та вибійними тисками:

 

 т/доб
 МПа

 

Переводимо масовий дебіт свердловини з поверхневих умов до пластових (в одній добі 86400 с):

                                                                             м3/с

                                                                м3/с

                                                            м3/с

                                                                м3/с

Індикаторна діаграма

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вибійний тиск рс, МПа

 

Формула Дюпії для визначення дебіту свердловини:

Тоді величину пластового тиску рпл можливо визначити графічно за умови, що дебіт свердловини Q = 0.

Визначаємо коефіцієнт продуктивності свердловини з рівняння припливу рідини до свердловини, яка є рівнянням індикаторної діаграми , де b коефіцієнт рівняння прямої

                                                                     м³/(Па·с)

Визначаємо коефіцієнт гідропровідності пласта:

                                                         м³/(Па·с).

Коефіцієнт проникності гірської породи пласта:

                                                   м².

 

 

Висновок:_______________________________________________________________________________________________________________

____________________________________________________________

____________________________________________________________

 

 

Роботу виконав______________ Роботу прийняв______________

Лабораторна робота №2

УСТАЛЕНА ПЛОСКО-РАДІАЛЬНА ФІЛЬТРАЦІЯ ФЛЮЇДІВ

 

       Мета роботи: знайти дебіт свердловини, побудувати графік розподілу тиску в пласті та швидкості фільтрації, показати графічно градієнт тиску, зону порушення лінійного закону фільтрації у при вибійній зоні пласта.

Вихідні дані: 1) вважаємо, що фільтраційний потік – плоско-радіальний, свердловина гідродинамічно досконала, фільтрується рідина, що не стискається; 2) дані геологічних і геофізичних вишукувань та лабораторних досліджень наведені в табл. 2.1.

Таблиця 2.1.

Шифр Rк, м rc, м h, м μ*10-3, Па·с Шифр рс, МПа рпл, МПа т,% K*10-14, м2
0 950 0,1 4 0,7 0 6 20 0,1 6
1 900 0,15 5 0,8 1 7 21 0,15 7
2 850 0,2 6 0,9 2 8 22 0,2 8
3 800 0,25 7 1,0 3 9 23 0,25 9
4 750 0,3 8 1,1 4 10 24 0,0,3 10
5 700 0,35 9 1,2 5 11 25 0,25 11
6 650 0,4 10 1,3 6 12 26 0,2 12
7 600 0,45 11 1,4 7 13 27 0,15 13
8 550 0,5 12 1,5 8 14 28 0,1 14
9 500 0,55 13 1,6 9 15 29 0,25 15

Хід роботи

 

Дебіт гідродинамічно досконалої свердловини для плоско-радіальної фільтрації можливо визначити за формулою Дюпії:

                                                  м³/с.

 

Визначаємо значення тиску для плоско-радіальної фільтрації на різних відстанях від свердловини:

                                             МПа.

                                               МПа.

                                               МПа.

                                            МПа.

Результати розрахунку зводимо до табл. 2.2 і виносимо на графік.

Таблиця 2.2.

Відстань від свердловини r, м 0 Rк/100= Rк/50= Rк/25= Rк/10= Rк=
Тиск у пласті р(r), МПа            
Швидкість фільтрації v, м/с            

 

П’єзометрична лінія (розподіл тиску у пласті)

                    
                   
                   
                   
                   
                   

Відстань від свердловини, м

 

На графіку розподілу тиску показуємо графічно градієнт тиску gradp=Δp/Δr (Па/м).

 

Швидкість фільтрації для плоско-радіальної фільтрації на деякій відстані від свердловини обчислюємо за формулою:

                                                                 м/с.

                                                                 м/с.

                                                                 м/с.

                                                                 м/с.

Результати розрахунку зводимо до табл. 2.2 і виносимо на графік.

Визначаємо критичну швидкість фільтрації при перевищенні якої буде порушуватися верхня межа лінійного закону Дарсі (за формулою В. М.Щелкачова, густину нафти ρ взяти з лабораторної роботи №1):

                                                                        м/с.

На графіку зміни швидкості фільтрації показуємо зону порушення лінійного закону фільтрації у при вибійній зоні пласта.

Графік зміни швидкості фільтрації
залежно від відстані від свердловини

                    
                   
                   
                   
                   
                   
                   

Відстань від свердловини, м

 

Розрахункова схема плоско-радіальної фільтрації

 

 

Висновок:_______________________________________________________________________________________________________________

____________________________________________________________

____________________________________________________________

 

 

Роботу виконав______________ Роботу прийняв______________




Лабораторна робота №3

ЧИСЕЛЬНЕ ДОСЛІДЖЕННЯ ВПЛИВУ ЗМІНИ ПРОНИКНОСТІ ПОРІД В ПРИВИБІЙНІЙ ЗОНІ НА ДЕБІТ СВЕРДЛОВИНИ

Теоретична частина. Усі реальні нафтові та газові пласти неоднорідні за своєю геологічною будовою та властивостями, що викликано умовами осадкоутворення та подальшого перетворення порід З позиції фільтрації важливою є неоднорідність за проникністю. При хаотичній і незначній локальній зміні проникності пласт вважают у середньому однорідним. Якщо вдається виділити значні області пласта з різними проникностями, то пласт вважають неоднорідним, виділяючи в основному шарову та зональну неоднорідність.

Шарова неоднорідність.У цьому випадку маємо багатошаровий пласт. У межах кожного шару (пропластка) проникність усюди однакова, а на межі сусідніх пропластків змінюється стрибком.

Зонально-неоднорідний пластрозчленований на зони (області), в кожній з яких проникність усюди однакова, а при переході через межу двох сусідніх зон вона змінюється стрибком. Розглянемо коловий пласт з концентричною свердловиною, навколо якої виділена зона з іншою проникністю k1, ніж проникність k2 решти пластів (див.рисунок). Межа поділу зон перпендикулярна до лінії течії, тобто є коловою радіуса R.

а)

Проникність зони пласта поблизу стінки свердловини (привибійна зона пласта), як правило, відрізняється від проникності решти пласта. Ця зміна зумовлена забрудненням пор при бурінні (фільтратом і дисперсною фазою бурового розчину) і при експлуатації (парафінами, солями) або цілеспрямованим використанням методів інтенсифікації продуктивності свердловин (солянокислотна обробка та інше). Для оцінки впливу такої зміни проникності у привибійній зоні на дебіт свердловини порівнюють дебіт Q неоднорідного пласта з дебітом Q2 однорідного пласта при проникності k2, тобто

де  - відношення проникностей.

 

Мета роботи: Порахувати дебіти для чотирьох різних радіусів зон зміни проникності при двох значеннях проникності в привибійній зоні: при k1 = 0,1×k2, та при k1 = 10×k2 ; побудувати графік залежності дебіту від радіуса зони зміни проникності.

Вихідні дані: 1) вважаємо, що фільтраційний потік – плоско-радіальний, свердловина гідродинамічно досконала, фільтрується рідина, що не стискається; 2) дані геологічних і геофізичних вишукувань та лабораторних досліджень наведені в табл. 3.1.

Таблиця 3.1.

Шифр Rк, м rc, м h, м μ*10-3, Па·с Шифр рс, МПа рк, МПа k2*10-14, м2

R1,2,3,4
0 1500 0,2 4 0,7 0 6 20 6 0,3 0,5 0,9 1,5
1 1300 0,1 5 0,8 1 7 21 7 0,2 0,5 1,1 2
2 1100 0,2 6 0,9 2 8 22 8 0,3 0,8 1,4 2,2
3 900 0,1 7 1,0 3 9 23 9 0,4 0,9 1,2 1,9
4 700 0,2 8 1,1 4 10 24 10 0,4 0,9 1,5 2,5
5 500 0,1 9 1,2 5 11 25 11 0,5 1 1,5 3
6 1400 0,2 10 1,3 6 12 26 12 0,5 1,2 2,2 3,2
7 1200 0,1 11 1,4 7 13 27 13 0,4 1,2 2,5 3,5
8 1000 0,2 12 1,5 8 14 28 14 0,3 1 2 3
9 800 0,1 13 1,6 9 15 29 15 0,3 1 1,5 2,5

 

Хід роботи

Спочатку приймаємо, що k1 рівне 0,1×k2 , та порахуємо дебіт для чотирьох радіусів за формулою:

 

Q11 =

 

 

Q12 =

 

 

Q13 =

 

 

Q14 =

 

Далі за цією ж формулою порахуємо дебіти для цих же радіусів але при умові k1 = 10×k2  

 

Q21 =

 

Q22 =

 

Q23 =

 

 

Q24 =

 

По обрахованим значенням будуємо графік залежності дебітів свердловин від зміни радіуса зони зміни проникності R.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Радіус зони зміни проникності, м

 

Висновок:_______________________________________________________________________________________________________________

____________________________________________________________

____________________________________________________________

 

Роботу виконав______________ Роботу прийняв______________










Последнее изменение этой страницы: 2018-04-12; просмотров: 524.

stydopedya.ru не претендует на авторское право материалов, которые вылажены, но предоставляет бесплатный доступ к ним. В случае нарушения авторского права или персональных данных напишите сюда...