Притоки жидкости к гидродинамический совершенным и несовершенным скважинам

Министерство  Образовании и Науки Республики Казахстан

Атырауский Институт нефти и газа

 

Кафедра «Нефтегазовое  дело»

 

 

 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

 по дисциплине

 «Подземная  гидромеханика » 

на тему:

 «Притоки жидкости к гидродинамический совершенным и несовершенным скважинам»

 

Выполнила: студент  гр.РН-12ССО

                                                                               Сарсенова А.С.

 Проверил: ст.преподаватель  Абежанов Е.Б.

 

 

 

 

 

                                                      Атырау – 2013г

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

……………………………………………………………………………………........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

 

 

 

 

 

 

Введение

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 бурении это  представляет интерес с позиции  оценки процессов газо-нефте-водопроявлений, поглощений, проникновения бурового раствора в продуктивные пласты, ухудшения проницаемости при забойной зоны и др.

Рассмотрим несколько  частных случаев, представляющих интерес  с позиций проводки нефтяных и  газовых скважин и широко используемых в различных расчетах при бурении.

При разработке нефтяных и  газовых месторождений (НГМ) возникает  два вида задач:

1. Задаётся дебит скважин  и требуется определить необходимое  для этого дебита забойное  давление и, кроме того, давление  в любой точке пласта. В данном  случае величина дебита определяется  значением предельной для имеющихся  коллекторов депрессией, при которой  ещё не наступает их разрушение, или прочностными характеристиками  скважинного оборудования, или физическим  смыслом. Последнее означает, например, невозможность установления нулевого  или отрицательного забойного  давления.

2. Задаётся забойное давление  и требуется определить дебит.  Последний вид условия встречается  наиболее часто в практике  разработки НГМ. Величина забойного  давления определяется условиями  эксплуатации. Например, давление должно  быть больше давления насыщения  для предотвращения дегазации  нефти в пласте или выпадения  конденсата при разработке газоконденсатных  месторождений, что снижает продуктивные  свойства скважин. Наконец, если  возможен вынос песка из пласта  на забой скважины, то скорость  фильтрации на стенке скважины  должна быть меньше некоторой  предельной величины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

       1.1.Понятия гидродинамический совершенной и несовершенной скважин.

Виды несовершенства.

 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 бурении это  представляет интерес с позиции  оценки процессов газонефтеводопроявлений,  поглощений, проникновения бурового  раствора в продуктивные пласты, ухудшения проницаемости призабойной  зоны и др.

Рассмотрим несколько  частных случаев, представляющих интерес  с позиций проводки нефтяных и  газовых скважин и широко используемых в различных расчетах при бурении.

Пусть при бурении скважины радиусом r_с, м частично (Рисунок 1, б) или полностью (Рисунок 1, в) вскрыт проницаемый пласт кругового контура радиусом R_к, м, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и толщину h, м (Рисунок 1).

 

Рисунок 1  – Схемы вскрытия проницаемого пласта скважиной

 

В случае применимости закона Дарси для несжимаемой жидкости справедливы следующие формулы  для расчета расхода при стационарной фильтрации.

При большой мощности пласта (Рисунок 1, а) имеем формулу для  расчета расхода на стенках скважины

				(1)
где	pк	–	давление на контуре питания  скважины, Па.
	pс	–	давление стенках скважины, Па.

 

или

(1.1)

 

При этом для р_к > р_с скважина проявляет с дебитом Q, а в противном случае поглощает.

При условии r_c << h и незначительном заглублении (Рисунок 1, б) формула для расчета с удовлетворительной для инженерных расчетов точностью имеет вид

(1.2)

 

Аналогично при р_к > р_с имеет место проявление с дебитом Q, а в противном случае – поглощение.

Наконец при вскрытии пласта на всю его мощность (Рисунок 1, в), расход определяется по формуле Дюпюи

 

(1.3)

        при тех же условиях.

Обычно крайне сложно задаваться радиусом контура питания. Если при  его задании ошибиться в m раз, то

	(1.4)
	(1.5)

При условии, что радиус контура  питания обычно в сотни или  тысячи раз больше мощности пласта или радиуса скважины, первые члены  всегда будут на порядок больше вторых членов при m = 2¸3. Поэтому погрешности от ошибочного задания радиусом контура питания в 2-3 раза приводят к ошибкам порядка 10 %, т.е. двух-, трехкратные ошибки при задании радиусом контура питания вполне допустимы.

Все приведенные формулы  могут быть использованы и для  течения газов. В этом случае вместо разности давлений необходимо применять  разность квадратов давлений, т.е.

(1.6)

 

а вместо объемного расхода  Q определяется приведенный к стандартным условиям (например, к атмосферным давлению и температуре) объемный расход Q_прив. Так, формула Дюпюи при течении газов имеет вид

(1.7)

 

а для случая одномерного  течения соответствующая формула  была приведена выше, где в отличие  от формулы для жидкости появился множитель 1/р_ат (где р_ат – атмосферное давление, Па)

Во всех рассмотренных  зависимостях связь между расходом и перепадом давления можно представить  в виде следующих моделей

Для жидкости	Для газа
Δр = A·Q	Δр2 = A·Q
Δр = A·Qn	Δр2 = A·Qn
Δр = A·Q + B·Q2	Δр2 = A·Q + B·Q2

 

Здесь константы A и B в каждом случае имеют свой смысл, но константы А всегда содержат проницаемость среды и вязкость флюида, а константа В зависит от геометрии пористой среды, инерционных эффектов и др. Для определения указанных констант используют различные методы исследования пластов, позволяющие получать кривые Δр = f(Q), обработка которых дает возможность идентифицировать константы А и В. Основной прием обработки получаемых кривых – обработка по методу наименьших квадратов или его различные модификации.

Гидродинамическое совершенство скважины.

Как уже говорилось, приток жидкости к забою гидродинамический совершенной скважины описывается уравнением Дюпюи, представленном в формуле         (1.3).

        Гидродинамический совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта радиусом R_к, свойства которого изотропны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой. Т.к. приток жидкости к скважине носит радиальный характер, можно утверждать, что в гидродинамический совершенной скважине основная доля перепада давления сосредоточена в зоне пласта непосредственно вокруг стенок скважины. Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидродинамический совершенную скважину тем, что в при скважинной зоне пласта и в самой скважине против продуктивного горизонта возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и загустения линий тока пластовых флюидов. 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):

 

РисуРисунок 1.1  – Схемы притока в гидродинамический совершенную (а) и гидродинамически несовершенные скважины по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного горизонта.

 

по степени вскрытия пласта (скважина вскрывает продуктивный пласт  не на всю его мощность (Рисунок 1.1, в);

по характеру вскрытия пласта (связь пласта  со скважиной  осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы (Рисунок 1.1, г);

по качеству вскрытия (проницаемость  пористой сферы, или цилиндра, в при скважинной зоне уменьшена по отношению к первоначальной проницаемости пласта (Рисунок 1.1, б).

Известно, что в общем  случае в пласте вокруг скважины образуются две зоны с измененной проницаемостью – зона проникновения фильтрата  промывочной жидкости радиусом R_з.п., м и зона колматации r_к. (Рисунок 1.1). Такие скважины называют несовершенными по качеству вскрытия пласта.

 

 

Обозначим давление на радиусе  проникновения R_з.п. через р₂, на радиусе кольматации r_к через р₁, пластовое через р_пл, а на входе в скважину через р_с. Тогда, если приток идет от контура питания R_к к скважине с воображаемым радиусом r_с, согласно формуле         (1.2) дебит будет равен

(1.8)

 

Аналогично для движения жидкости в зоне проникновения фильтрата

(1.9)

 

И для движения жидкости через зону кольматации

(1.10)

 

Исходя из условия неразрывности  потока, когда Q_пл = Q_з.п. = Q_з.к., и, сравнив их, получим

(1.11)

 

или

 

(1.12)

 

Отношения и показывают, насколько проницаемости зон проникновения фильтрата и кольматации ухудшены по сравнению с естественной. В нефтегазовой практике дополнительные фильтрационные сопротивления за счет изменения проницаемости породы в призабойной зоне называют скин-эффектом S.