26. Начальное условие

1. Фильтрация - это движение жидкостей, газов или их смесей через твердые тела по связанным между собой порам или трещинам.

2. Поперечное сечение – это поверхность, проведенная перпендикулярно направлению скорости.

3. Пористость – это активная пористость, которая учитывает только соединенные между собой сообщающиеся поры, через которые может фильтроваться жидкость. Коэффициент пористости - отношение объема пор V_порв некотором элементе пористой среды, ко всему объему данного элемента V_обр. m = V_пор/ V_обр

4. Просветность – это отношение площади просветов в некотором сечении пористой среды ω _прко всей площади сечения образца ω. Среднее значение просветности равно пористости. Коэффициент просветности:

5. Объемный расход - это объем жидкости газа или их смесей V, прошедших через поперечное сечение за единицу времени t: Q = V/t ( м³/c). Он равен Q=Q_m/ρ

6. Массовый расход – это масса, газа или их смесей, прошедших через поперечное сечение за единицу времени t: Q_m = m/t (кг/c). Он равен произведению плотности на объемный расход.

Q_m=Q ^. ρ

7. Галерея – это горизонтальный пласт постоянной толщины h и ширины B, где происходит фильтрация несжимаемой жидкости, его кровля и подошва, а также ближняя и дальняя грань непроницаемы для жидкости, в его сечении левой грани, совпадающем с контуром питания, поддерживается постоянное давление Pк, а в сечении правой грани, отстоящем на расстоянии L от контура питания, поддерживается постоянное давление Pг.

8. Скважина (приток к скважине) – в горизонтальном пласте постоянной толщины h и проницаемости k происходит фильтрация несжимаемой жидкости с вязкостью µ к совершенной скважине радиусом r_c, на которой поддерживается давление P_с. На расстоянии R_k от скважины находится круговой контур питания, на котором поддерживается давление P_k.

9. Как рассчитать площадь поперечного сечения при притоке к скважине. Площадь поперечного сечения на радиусе r представляет боковую поверхность цилиндра и равна ω = 2 π r h. (d Диаметр окружности * h толщину пласта)

10. Как рассчитать площадь поперечного сечения при притоке к галерее. Площадь поперечного сечения галереи равна: (В-ширина галереи. h-толщина пласта)

11. Как рассчитать площадь поперечного сечения при фильтрации по керну. В лабораторных условиях при фильтрации через цилиндрический керн, или в трубе диаметром D, заполненной пористой средой, площадь поперечного сечения равна площади круга.

12. Дебит скважины – Это объемный расход для газовой скважины, и массовый для нефтяной скважины.

13. Скорость фильтрации – это скорость, с которой двигалась бы жидкость или газ, если бы пористая среда отсутствовала. Скоростью фильтрации u называется отношение объемного расхода жидкости к площади поперечного сечения: (м/с).

14. Действительная скорость. В действительности фильтрация жидкости или газа происходит по просветам, поэтому действительная скорость v больше скорости фильтрации и определяется:

15. Идеальным грунтом. Под идеальным грунтом понимается модель пористой среды, поровые каналы которой представляют собой пучок тонких цилиндрических трубок ( капилляров) с параллельными осями. Идеальный грунт это пористая среда, состоящая из трубочек одного размера, уложенных одинаковым образом по элементам из четырех трубочек в углах ромба. Плотность укладки меняется от угла раствора ромба.

16. Линейный закон фильтрации - это закон, устанавливающий связь между вектором скорости фильтрации и градиентом давления (тем полем давления, которое вызывает фильтрационное течение). Закон Дарси в дифф-ой форме: Р* - приведённое давление.

Скорость фильтрации флюида прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости. Пропорциональность определяется коэффициентом проницаемости.

17. Закон Дарси в дифференциальной форме: P*-приведенное давление, µ - вязкость (Па*с) жидкости, k – коэффициент проницаемости среды (м²)

В векторной форме

В проекциях на оси координат

k - коэффициент проницаемости пористой среды, м²;
- коэффициент динамической вязкости жидкости, Пас;
- плотность жидкости, кг/м³;
g – ускорение свободного падения, м/с².

р*- приведенное давление, Па

18. Приведенное давление - P*=p+ρ gz. z – расстояние от плоскости сравнения до данной точки. Оно считается положительным, если точка лежит выше плоскости сравнения, и отрицательной, если ниже. За плоскость сравнения можно принять любую горизонтальную плоскость. Обычно принимают границу газонефтяного (ГНК) или водонефтяного (ВНК) контакта. При движении жидкости в горизонтальных пластах (z = const), значит, второе слагаемое в приведенном давлении постоянно и при подстановке в формулу обращается в нуль. Поэтому в горизонтальных пластах при движении однородной жидкости приведенное давление можно положить равным давлению в данной точке и символ (*) в законе Дарси можно опустить.

19. Водонапорный режим – это один из пяти режимов разработки месторождений, когда нефть вытесняется в добывающие скважины под действием напора краевой или подошвенной воды.

Для того, чтобы вода могла вытеснять нефть, необходимо подпитывать водоносный пласт поверхностной водой или осадками. Водонапорный режим можно создать искусственно, если закачивать воду в нагнетательные скважины. Схема проявления водонапорного режима показана на рисунке.

20. Газонапорный режим – это один из пяти режимов разработки месторождений, когда нефть или вода вытесняются в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в виде газовой шапки над нефтью или водой; иногда этот режим называют режимом газовой шапки;

21. Режим растворенного газа – это один из пяти режимов разработки месторождений, который возникает тогда, когда давление в нефтяной залежи падает ниже давления насыщения нефти газом. В этом случае газ из растворённого состояния переходит в свободное состояние (в виде пузырьков) и, расширяясь, вытесняет нефть к забоям скважин. Такой режим правильней было бы назвать «режимом газированной жидкости»;

22. Упругий водонапорный режим – это один из пяти режимов разработки месторождений, при котором нефть поступает в скважины за счет упругих свойств жидкости и породы пласта. При снижении давления в пласте объём жидкость увеличивается, излишки жидкости вытесняются к скважинам. Это увеличение объёма незначительно, например, при снижении давления на 20 МПа объём воды увеличивается на один процент. Кроме того, при снижении давления в жидкости увеличивается нагрузка на скелет породы, это приводит к уменьшению пористости пласта и излишки жидкости также вытесняются к скважинам. Поэтому упругий водонапорный режим проявляется тогда, когда нефтяное месторождение окружено большими объёмами воды, т. е. радиус водоносной области Rв во много раз больше радиуса месторождения больше Rн. По своей природе этот режим нестационарный, то есть давление меняется с течением времени;

23. Гравитационный режим – это один из пяти режимов разработки месторождений, когда нефть или вода добываются из пласта только за счет силы тяжести самой нефти или воды. На гравитационном режиме работает Ярегское нефтяное месторождение в Республике Коми. В начальной стадии разработки этого месторождения в нефтяном пласте пробивались штреки, которые разбивали пласт на блоки. Под действием силы тяжести нефть из блоков вытекает в штреки. В связи с большой вязкостью нефти, коэффициент нефтеотдачи пласта при таком способе разработки составлял 5 — 8 процентов. В дальнейшем перешли к современным способам разработки с использованием горизонтально наклонных скважин и закачкой перегретого пара в пласт.

24. Коэффициентом объемного сжатия жидкости При установившейся фильтрации капельной жидкости можно считать ее плотность, не зависящей от давления, то есть рассматривать жидкость как несжимаемую: = const.

В неустановившихся процессах необходимо учитывать сжимаемости жидкости, которая характеризуется коэффициентом объемного сжатия жидкости _ж. Этот коэффициент обычно считают постоянным: где V – объем жидкости.

25. Коэффициент объемной упругости пласта Чтобы выяснить, как зависит от давления коэффициент пористости, рассмотрим вопрос о напряжениях, действующих в пористой среде, заполненной жидкостью. При уменьшении давления в жидкости увеличивается силы на скелет пористой среды, поэтому пористость уменьшается.

Вследствие малой деформации твердой фазы считают обычно, что изменение пористости зависит от изменения давления линейно. Закон сжимаемости породы записывают следующим образом, вводя коэффициент объемной упругости пласта_с:

Интегрируя полученное выражение, получим: m = m₀ + * (p – p₀),

m₀ – коэффициент пористости при давлении p₀.

Лабораторные эксперименты для разных зернистых пород и промысловые исследования показывают, что коэффициент объемной упругости пласта составляет (0, 3 – 2) 10^-10 Па^-1.

При значительных изменениях давления изменение пористости описывается уравнением:

26. Начальное условие

Продуктивный пласт или выделенную из него часть можно рассматривать как некоторую область пространства, ограниченную поверхностями – границами. Границы могут быть непроницаемыми для жидкостей или газов, например кровля и подошва пласта, сбросы и поверхности выклинивания. Граничной поверхностью является также поверхность, по которой пласт сообщается с областью питания (с дневной поверхностью, с естественным водоемом) – это контур питания; стенка скважины является внутренней границей пласта.

Чтобы получить решение системы уравнений, к ней необходимо добавить начальные и граничные (краевые) условия.

Начальное условие заключается в задании искомой функции во всей области в некоторый момент времени, принимаемый за начальный. Например, если искомой функцией является пластовое давление, то начальное условие может иметь вид: p = p_о(х, у, z) при t = 0, то есть в начальный момент задается распределение давления во всем пласте.

27. Если в начальный момент пласт невозмущен, то начальное условие примет вид: р = р_k = const при t = 0. Граничные (краевые) условия задаются на границах пласта. Число граничных условий должно быть равно порядку дифференциального уравнения по координатам.

Возможны следующие граничные условия. Граничные условия первого рода. На границе задаются значения давления: р_г = р(Г, t). Граничные условия второго рода. На границе задаются значения нормальной скорости к границе: u_nг = u_n(Г, t). Так, как по закону Дарси скорость фильтрации связана с градиентом давления, то это граничное условие можно записать в следующем виде: Граничные условия третьего рода. Это граничное условие является комбинацией первых двух и в практике встречается редко. Граничные условия третьего рода записываются в виде:

28. Депрессионная воронка - это поверхность, полученная в результате вращения депрессионной кривой (зависимость) вокруг оси скважины. Это зона пониженного давления, образующаяся в пласте вокруг работающей скважины и имеющая форму воронки. При массовой разработке пласта, наряду с мелкими депрессионными воронками около каждой скважины образуется огромная общая воронка понижения давления, связанная с отбором жидкости (нефти) из всех скважин.

29. Как следует из формулы Дюпюи, дебит скважины прямо пропорционален перепаду давления Δ p, поэтому при выполнении закона Дарси индикаторная диаграмма является прямой линией 1. При нарушении закона Дарси (у нефтяных скважин это происходит редко) индикаторная диаграмма отклоняется в сторону оси депрессий 2. В этом случае обрабатываются только те точки, которые ложатся на прямую линию при малых дебитах.

Если проницаемость пласта зависит от давления, то индикаторная кривая имеет вид – 3. Отклонение индикаторной кривой к оси дебитов линия – 4 обычно означает, что процесс исследования нестационарный, поэтому необходимо провести исследование повторно, но увеличить время между изменениями режима. При фильтрации неньютоновских жидкостей она может иметь и более сложный вид.

30. Для определения параметров пласта необходимо по точкам при малых расходах провести прямую линию проходящую через начало координат. На этой линии необходимо выбрать любую точку и найти значения Δ p_͓ и По этим значениям найти коэффициент продуктивности нефтяной скважиныK, который является отношением дебита скважины к перепаду давлений: и имеет размерность м³/(с Па). Величина обратная коэффициенту продуктивности называется фильтрационным сопротивлением:

Для нефтяных скважин при фильтрации по закону Дарси коэффициент продуктивности равен:

31. Фильтрационное сопротивление нефтяной скважины – сопротивление, которое оказывает пласт при фильтрации через него жидкости в скважину. Зависит от: - степени вскрытия (2-4) – когда скважина вскрывает пласт не на всю толщину, а на некоторую глубину b; - характера вскрытия (5) – когда скважина сообщается с пластом не по всей боковой поверхности, а через перфорационные отверстия. Реальные скважины (6), как правило, несовершенны и по характеру и по степени вскрытия.

32. Исследование газовых скважин на стационарных режимах - это работы по определению фильтрационных параметров пласта (пористости, проницаемости, теплопроводности). В скважину спускают манометр и на скважине ставят штуцер (диафрагму с отверстием), который играет роль местного сопротивления. При изменении диаметра отверстия штуцера изменяется дебит скважины и давление на забое скважины. Если скважина закрыта, то давление в горизонтальном пласте одинаково и равно давлению на контуре питания, а дебит скважины равен нулю. На каждом режиме (определенном диаметра отверстия штуцера) замеряют дебит скважины Q и давление на скважине p_c. Если скважина закрыта, то давление в горизонтальном пласте одинаково и равно давлению на контуре питания, а дебит скважины равен нулю. По результатам исследований строят индикаторную диаграмму.

33. Зачем проводятся исследования скважин на стационарных режимах - Параметры пласта (проницаемость, толщина пласта) определяются на основании геофизических исследований скважин и исследовании кернов, извлеченных из них. По результатам этих исследованиям значения параметров пласта аппроксимируются на весь пласт. Но аппроксимация и сами значения параметров определяются с ошибками, поэтому возникает необходимость в других методах определения параметров пласта. Исследование скважин на стационарных режимах – это работы по определению фильтрационных параметров пласта (пористости, проницаемости, теплопроводности). Цель исследования построение и обработка индикаторной диаграммы. Для получения графической зависимости дебита скважины Q от депрессии на пласт , т. е Q=Q( ).

34. Коэффициент гидропроводности пласта kh/μ: (м²)

12 3 4 Следующая ⇒