Притоки жидкости к гидродинамически совершенным и несовершенным скважинам - Курсовая работа

Министерство Образовании и Науки Республики Казахстан Атырауский Институт нефти и газа «Подземная гидромеханика » на тему: «Притоки жидкости к гидродинамический совершенным и несовершенным скважинам»При рассмотрении движения жидкостей и газов в пластах, представляющих собой проницаемую среду, необходимо знать характер изменения давления в точках пласта и на его границах, а особенно на стенках скважины, а также расход пластовых флюидов через какие-либо ограничивающие поверхности. При рассмотрении движения жидкостей и газов в пластах, представляющих собой проницаемую среду, необходимо знать характер изменения давления в точках пласта и на его границах, а особенно на стенках скважины, а также расход пластовых флюидов через какие-либо ограничивающие поверхности. Учитывая современные представления о фильтрации жидкостей и газов в пористых средах и о технологиях закачивания скважин, выделяют три типа гидродинамического несовершенства скважин (Рисунок 1.1): Рисунок 1.1 - Схемы притока в гидродинамический совершенную (а) и гидродинамически несовершенные скважины по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного горизонта. Известно, что в общем случае в пласте вокруг скважины образуются две зоны с измененной проницаемостью - зона проникновения фильтрата промывочной жидкости радиусом Rз.п., м и зона колматации rk. Сгущение потоков, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, граничащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, который вскрыл бы продуктивный горизонт на всю его мощность.Пусть сток О1 и источник О2 равнодебитны, т.е. имеют одинаковые по модулю массовые дебиты G. Проведем ось 0 х через точки О1 и О2 таким образом, чтобы точка О1 находилась от начала координат 0 на расстоянии а1, а точка О2 на расстоянии а2 (рис. 2 (2.3) и соответствует окружностям, центры которых расположены на прямой, проходящей через центры скважин (рис.4.4). Среди окружностей есть одна, имеющая бесконечно большой радиус - прямая, которая делит расстояние между скважинами и всю плоскость течения пополам. Центры всех окружностей линий тока расположены на прямой, делящей расстояние между стоком и источником пополам (рис.4.4).Массовый дебит эксплуатационной и нагнетательной скважин при их совместной деятельности определяется на основе соотношения (4.5), расписанного для каждой скважины при r1 rc учете отношений радиусов (рис.4.3): на контуре эксплуатационной скважины - r2 2a ; наПусть в полосообразном пласте пробурена одна скважина с центром в точке О1 на расстоянии а от прямолинейного контура (ось у ) бесконечного протяжения, на котором поддерживается постоянный потенциал ?к. На скважине радиуса rc поддерживается постоянный потенциал ?с. Так как контур питания пласта 0у является эквипотенциальной линией, то все линии тока, сходящиеся в центре скважины О1, должны быть перпендикулярны к прямой 0у (рис.2.4). Для определения поля течения добьемся выполнения граничных условий на контуре введением фиктивного источника О2 с дебитом, равным дебиту стока О1, путем зеркального отображения данного стока относительно прямой 0у.Таким образом используем ранее упомянутый метод отображения и задачу о потоке в пласте с прямолинейным контуром питания и с одиночной эксплуатационной скважиной сведем к ранее рассмотренной в разделе 2.2. задаче о фильтрационном потоке от источника к стоку.В этом случае реальную скважину-сток зеркально отображают относительно непроницаемой границы, и дебиту скважины - отображения приписывают тот же знак, что и дебиту реальной скважины.В естественных условиях контур питания имеет произвольную форму и ее не всегда удается определить. Кроме того, часто не удается определить достаточно точно и расстояние а от скважины О1 до контура. Можно ли в этом случае пользоваться формулой предыдущего раздела? При вычислении дебита скважины форма внешнего контура пласта не имеет сколько-нибудь существенного значения.При рациональной системе разработки нефтяных месторождений скважины располагают обычно в виде рядов, расставленных вдоль контура нефтегазоносности и контура питания. Без большой погрешности можно считать дебит скважин в каждом ряду одинаковым, если в каждом ряду скважины находятся в одинаковых условиях.Пусть центры скважин располагаются в вершинах правильного n-угольника, т.к. что скважины образуют кольцевую батарею радиуса а (рис. Контур питания удален от скважин на расстояние, значительно превышающее радиус батареи, и тогда можно считать, что все скважины равноудалены от контура питания на расстояние rk. ?с ? 2?h ln?nan?1rc ?? C (2.17) и из (2.17), (2.18) получим выражение для определения дебита скважины Ее можно применять в случае, если размеры пласта во много раз больше площади внутри окружности батареи скважин, например, при водонапорном режиме, когда жидкость можно считать несжимаемой. 2.

Содержание

Введение……………………………………………………………………………..3 1.1.Понятия гидродинамически совершенной и несовершенной скважин. Виды несовершенства..........................................................................................................4

2.Приток жидкости к совершенной скважине. Формула Дюпюи……......................15

2.1 Фильтрационный поток от нагнетательной скважины к эксплуатационной……………………………………………………………..............16

2.2 Приток к группе скважин с удаленным контуром питания……….....................17

2.3 Приток к скважине в пласте с прямолинейным контуром питания...................19

2.4. Приток к скважине, расположенной вблизи непроницаемой прямолинейной границы……………………………………………………….......................................19

2.5. Приток к скважине в пласте с произвольным контуром питания …................19

2.6. Приток к бесконечным цепочкам и кольцевым батареям скважин.................20

2.6.1. Приток к скважинам кольцевой батареи……………………………..............20

2.6.2 Приток к прямолинейной батарее скважин…………………………..............23

3. Приток к несовершенным скважинам. Коэффициент несовершенства

…………………………………………………………………………trial.......26

3.1. Течение по закону Дарси………………………………………………..............28

3.2. Течение реального газа по двухчленному закону…………………….............29

4. Решение практических задач по теме.

Законы фильтрации. Коэффициент фильтрации горных пород …………….........30

5. Техника безопасности

5.1 Охрана недр и окружающей среды………………………………………..........35

Заключение……………………………………………………………………….......37

Список использованной литературы

2