Гидродинамика пластовых систем
..pdfМинистерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»
ГИДРОДИНАМИКА ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ
Методические указания
Издательство Пермского национального исследовательского
политехнического университета
2012
Составители: канд. техн. наук И.Н. Пономарева, ассистент А.А. Ерофеев
УДК 622.276.34:622.24(076.5) Г46
Рецензент доцент, канд. техн. наук В.В. Поплыгин
Гидродинамика пластовых систем : метод. указания / Г46 сост. И.Н. Пономарева, А.А. Ерофеев. – Пермь : Изд-во
Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2012. – 91 с.
Приведены теоретические сведения по каждой лабораторной работе, порядок выполнения работы, контрольные вопросы.
Предназначены для выполнения лабораторных работ по дисциплине «Гидродинамика пластовых систем», могут быть использованы студентами всех специальностей, изучающими дисциплину «Гидродинамика пластовых систем».
УДК 622.276.34:622.24(076.5)
© ПНИПУ, 2012
2
СОДЕРЖАНИЕ |
|
Условные обозначения................................................................ |
4 |
Лабораторная работа № 1. Определение дебитов скважин |
|
при вытеснении нефти водой в изотропном пласте |
|
при жестком водонапорном режиме.......................................... |
6 |
Лабораторная работа № 2. Расчет динамических пластовых |
|
давлений в экранированном пласте............................................ |
12 |
Лабораторная работа № 3. Расчет распределения давления |
|
в однородном изотропном пласте при неустановившейся |
|
фильтрации упругой жидкости................................................... |
16 |
Лабораторная работа № 4. Гидродинамические исследования |
|
скважин методом установившихся отборов при движении |
|
по пласту двухфазного потока.................................................... |
24 |
Лабораторная работа № 5. Гидродинамические исследования |
|
скважин методом восстановления давления............................. |
27 |
Лабораторная работа № 6. Установившаяся фильтрация |
|
жидкости в деформируемом трещинном пласте....................... |
34 |
Лабораторная работа № 7. Модель нефтяного пласта. |
|
Определение фильтрационных характеристик пласта............. |
38 |
Лабораторная работа № 8. Модель нефтяного пласта. |
|
Исследование гидравлических характеристик пласта.............. |
44 |
Порядок защиты лабораторной работы..................................... |
47 |
Список использованной литературы.......................................... |
48 |
Приложение 1............................................................................... |
49 |
Приложение 2............................................................................... |
82 |
Приложение 3............................................................................... |
83 |
Приложение 4............................................................................... |
89 |
3
|
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ |
Q |
– дебит (объемный расход) жидкости; |
Qг |
– объемный расход газа; |
Qн |
– объемный расход нефти; |
∆Pc |
– депрессия; |
Р0 |
– начальное давление; |
Рг |
– давление на галерее стока; |
Рк |
– давление на контуре питания; |
Рпр |
– приведенное давление; |
Рс |
– давление в скважине (на забое); |
Р* |
– безразмерное давление; |
Рпл |
– пластовое давление; |
Ратм |
– атмосферное давление; |
Рз |
– затрубное давление; |
Н– функция Христиановича;
Н* – безразмерная функция Христиановича; Kпрод – коэффициент продуктивности;
Г– газовый фактор;
ξ– безразмерный газовый фактор;
µн |
– динамическая вязкость нефти; |
µв |
– динамическая вязкость воды; |
µг |
– динамическая вязкость газа; |
k |
– коэффициент проницаемости; |
χ |
– коэффициент пьезопроводности; |
m |
– коэффициент пористости; |
A– коэффициент фильтрационных сопротивлений, обусловленный проявлением сил вязкостного трения;
B– коэффициент фильтрационных сопротивлений, обусловленный проявлением инерционных сил;
2σ – расстояние между скважинами в ряду; a – ширина потока (длина ряда скважин);
d0 |
– диаметр перфорационных отверстий; |
h |
– толщина пласта; |
4
l |
– произвольная длина; |
L |
– расстояние между рядами скважин; |
l′ |
– глубина перфорационного канала; |
lв |
– длина водонасыщенной части пласта; |
lн |
– длина нефтенасыщенной части пласта; |
r |
– произвольное расстояние (радиус); |
rк |
– радиус контура питания; |
rпр |
– приведенный радиус скважины; |
rс |
– радиус скважины; |
x, y, z – координаты; |
|
N |
– количество перфорационных отверстий; |
βн |
– коэффициент объемного сжатия нефти; |
βп |
– коэффициент объемного сжатия горной породы; |
σв |
– водонасыщенность; |
σн |
– нефтенасыщенность; |
Ω |
– коэффициент Пуассона; |
E |
– модуль Юнга; |
ε– гидропроводность.
5
Лабораторная работа № 1
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ
В ИЗОТРОПНОМ ПЛАСТЕ ПРИ ЖЕСТКОМ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
Цели работы
1.Определить динамику отборов нефти из пласта, эксплуатируемого двумя рядами скважин: одним рядом добывающих
иодним – нагнетательных.
2.Построить графики зависимости отборов нефти от времени ее вытеснения.
3.Сопоставить точность результатов расчетов при шаге перемещения фронта в 20 и 100 м.
4.Построить распределение давления в нефте- и водонасыщенной частях залежи для одного произвольно выбранного положения фронта вытеснения. Определить также полное время вытеснения нефти водой.
Указания по выполнению работы
При выполнении расчетов необходимо:
–принять модель поршневого вытеснения нефти водой;
–учесть гидродинамическое несовершенство добывающих скважин, которые вскрывают пласт на всю толщину и обсажены эксплуатационными колоннами диаметром 6//. В скважинах перфорировано 70 % разреза. Графики для определения коэффициентов, учитывающих гидродинамическое несовершенство скважин, представлены в прил. 3;
–принять фильтрационные параметры пласта по данным исследования скважины при установившихся режимах.
Исходные данные для расчетов принять в соответствии с прил. 1 (табл. П.1.1, П.1.2).
6
Краткие теоретические сведения
При разработке нефтяных месторождений при режимах вытеснения, например при водонапорном, происходит стягивание контура нефтеносности под действием напора воды. Продвижение водонефтяного контакта описывают с помощью двух моделей – поршневого и непоршневого вытеснения.
Поршневое вытеснение
В общем случае на границе раздела двух жидкостей с различными физическими свойствами происходит преломление линий тока. Учет этого преломления и составляет главную трудность в точном решении задачи о вытеснении нефти водой. Линии тока не преломляются при одномерном и радиальном движениях, когда в начальный момент времени они перпендикулярны границе раздела. Для этих случаев получены точные решения, при этом жидкости принимаются несжимаемыми, пласт – горизонтальным, режим пласта – водонапорным, фильтрация – происходящей по линейному закону.
При решении задачи о поршневом вытеснении нефти водой в полосообразной залежи учитывается различие в вязкости нефти и воды, плотности той и другой считаются одинаковыми, что дает возможность рассматривать границу раздела вертикальной.
Фронт вытеснения по мере его продвижения занимает последовательные положения, одно из которых показано на рис. 1.1.
µв |
µн |
|
Pк |
Pг |
|
σв = 1 |
σн = 1 |
x |
lв |
lн |
|
|
L |
|
Рис. 1.1. Расчетная схема поршневого вытеснения |
||
нефти водой из полосообразной залежи |
|
|
7
Порядок выполнения работы
1. Для определения фильтрационных параметров пласта производится обработка индикаторной диаграммы (рис. 1.2).
0 |
Q′ |
Q |
∆Pс′
∆Pс
Рис. 1.2. Обработка индикаторной диаграммы по формуле Дюпюи
Порядок интерпретации результатов замеров следующий. Фактические значения дебитов и депрессий наносятся на график в координатах (∆Pс, Q). Если полученные точки соединяются прямой линией, выходящей из начала координат, то делается вывод о том, что в пласте имеет место установившееся движение жидкости по линейному закону фильтрации.
На линии выбирается произвольная точка, для которой определяются значения дебита и депрессиии и коэффициент продуктивности
K |
|
= |
Q |
. |
(1.1) |
прод |
|
||||
|
|
∆P |
|
||
|
|
|
с |
|
|
По определенному коэффициенту продуктивности в соответствии с формулой (1.1) можно вычислить значение коэффициента проницаемости:
Kпродµн ln rrк
k = пр .
2πh
8
В случае установившегося движения жидкости по нелинейному закону фильтрации применяют двучленную формулу
∆P = AQ + BQ2. |
(1.2) |
с |
|
Для обработки индикаторной диаграммы уравнение (1.2) преобразуется:
∆Pс |
= A + BQ. |
(1.3) |
|
||
Q |
|
|
Индикаторная диаграмма перестраивается в координатах
|
|
|
∆Pс ;Q . |
|
Q |
(рис. 1.3).
Согласно формуле (1.3) она будет прямой линией
∆Рс
Q
α
A
Q
Рис. 1.3. Обработка индикаторной диаграммы по двухчленной формуле
Прямая линия отсекает на оси ординат отрезок А, по углу ее наклона α определяют коэффициент В.
Коэффициент проницаемости вычисляют по формуле
µн ln rrк
k = 2πAhпр .
Коэффициент проницаемости, полученный при обработке результатов исследования скважин при установившихся режимах, характеризует всю зону дренирования пласта в среднем.
9
2. Дебит галереи (ряда добывающих скважин) определяется по формуле
Q = |
kah(Pк −Pc ) |
. |
(1.4) |
|
|
||||
|
µ l |
+µ l |
|
|
|
в в |
н н |
|
|
Из приведенной формулы (1.4) видно, что дебит нефти при заданных постоянных значениях Рк и Рг возрастает при продвижении границы раздела, если вязкость нефти больше вязкости воды.
3. Распределение давления в нефте- и водонасыщенной частях залежи определится по формулам:
– водонасыщенная часть (Рв):
P = P − |
|
|
µв (Pк −Pc ) |
|
x; |
(1.5) |
|
µ |
|
(L −l |
) +µ |
l |
|||
в к |
н |
|
|
||||
|
|
в |
|
в в |
|
|
|
– нефтенасыщенная часть (Рн):
P = P + |
|
|
µн (Pк |
−Pc ) |
(L − x), |
(1.6) |
µ |
|
(L −l |
) +µ l |
|||
н г |
н |
|
|
|||
|
|
в |
в в |
|
|
где x – расстояние до точки, для которой вычисляется давление. Из анализа формул (1.5, 1.6) следует, что величина давления в некоторой точке пласта при вытеснении нефти водой зависит не только от ее координаты, но и от положения фронта вытеснения, которое, в свою очередь, зависит от времени. Таким образом, даже при постоянстве давлений на контуре питания и в скважинах процесс вытеснения нефти водой является неус-
тановившимся.
4. Время вытеснения нефти водой определяется по формуле
t = |
m |
µ |
|
(l +l |
|
)(l −l |
) − |
1 (µ |
|
−µ |
|
)(l2 |
−l2 |
) |
, |
|
н |
в |
н |
в |
|||||||||||
|
|
|
н |
в в0 |
|
2 |
|
в |
в0 |
|
|
||||
|
k (Pк − Pг ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где lв0 – начальное положение фронта вытеснения.
10