Подземн. гидромех. методичка

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РФ
УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ





ПОДЗЕМНАЯ ГИДРОМЕХАНИКА
Учебно-методическое пособие
(для специальности РЭНГМ)









Ижевск, 2005 г.

Учебно-методическое пособие включает рабочую программу дисциплины «Подземная гидромеханика», перечень вопросов для подготовки к экзамену, краткое изложение материала по основным разделам дисциплины, а также задания для выполнения курсовых работ студентами.
Учебно-методическое пособие предназначено для студентов очной и заочной форм обучения, обучающихся по направлению:
650700 «Нефтегазовое дело».
Составил: к.т.н. Борхович С.Ю.
Рецензент: к.ф.-м.н., доцент кафедры РЭНГМ Зубов Н.В.















1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ КУРСА
Дисциплина Подземная гидромеханика входит в перечень общепрофессиональных дисциплин Государственного образовательного стандарта высшего профессионального образования подготовки дипломированного специалиста по направлению 090600 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.
Целью изучения дисциплины является образование базы знаний о движении жидкостей, газов и их смесей в пористых горных породах, то есть тех знаний, которые являются теоретической основой разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Полученные в результате изучения дисциплины знания, в свою очередь, позволят сформировать базу знаний по объектам будущей профессиональной деятельности выпускника (буровые скважины, нефтяные и газовые месторождения) а также по видам деятельности: производственно-технологическая, организационно-управленческая, научно- исследовательская, проектная, эксплуатационная.
Дисциплина Подземная гидромеханика опирается на ранее изученные дисциплины: Математика, Физика, Теоретическая механика, Механика сплошной среды, Физика пласта, Гидравлика, и, в свою очередь, является теоретической и специальной базой для изучения последующих дисциплин и исследовательской работы в области разработки нефтяных и газовых месторождений, техники и технологии нефте- и газодобычи, подземного хранения газа и выполнения курсовых и дипломных работ.

2. ТРЕБОВАНИЯ К УРОВНЮ ОСВОЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ
Студент должен знать:
- законы фильтрации нефти, газа и воды;
- размерности и физический смысл основных фильтрационно-емкостных пара метров;
- методы расчета и основные расчетные формулы для одномерных установившихся потоков жидкости и газа (при линейных и нелинейных законах фильтрации);
- потенциалы простейших плоских потоков и решение плоских задач методом потенциалов;
- методы расчета и основные расчетные формулы теории упругого режима;
- приближенные методы теории упругого режима;
- постановку и решение задач неустановившихся течений газа;
- основные понятия и уравнения многофазных потоков.
Студент должен уметь:
- решать и проводить анализ задач по темам;
- установившиеся потоки жидкости и газа (при линейных и нелинейных законах фильтрации);
- плоские потоки и решение плоских задач методом потенциалов;
- теория упругого режима; приближенные методы теории упругого режима; неустановившееся течение газа;
приближенные методы теории упругого режима;
- постановку и решение задач неустановившихся течений газа;
- особенности фильтрации неньютоновских жидкостей и в трещиноватых пластах;
- использовать основные понятия и уравнения многофазных потоков при решении задач совместного течения двух жидкостей (жидкости и газа).
Полученные знания и умения должны позволить студенту, после изучения дисциплины, иметь навыки исследовательской работы в области разработки нефтяных и газовых месторождений, техники и технологии нефте- и газодобычи, подземного хранения газа и выполнения курсовых и дипломных работ и УНИРС.
Кроме лекций предусматриваются практические занятия и курсовая работа.

3. ОБЪЕМ ДИСЦИПЛИНЫ И ВИДЫ УЧЕБНОЙ РАБОТЫ (час)
Вид учебной работы
Всего
часов
Семестр (5)






Общая трудоемкость
265


Аудиторные занятия
108


Лекции (Л)
36


Практические занятия (ПЗ)
18


Лабораторные работы (ЛР)
54


Рецензирование контрольных работ
24


Курсовой проект (работа)
108


Консультации
4


Вид итогового контроля
(зачет, экзамен)
9/12
зачет, экзамен


4. СОДЕРЖАНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ
4.1. РАЗДЕЛЫ ДИСЦИПЛИНЫ И ВИДЫ ЗАНЯТИЙ (час)
№ п/п
Раздел дисциплин
Лекции

1.
Введение. Основные понятия подземной гидромеханики
4

2.
Математические модели однофазной фильтрации
2

3.
Одномерные течения в однородной среде
4

4.
Одномерные течения в неоднородной среде
3

5.
Методы потенциала в решении плоских задач
4

6.
Теория упругого режима
7

7.
Неустановившееся движение газа в пористой среде.
4

8.
Взаимное вытеснение жидкостей и газов
4

9.
Классическая теория двухфазного течения несмешивающихся жидкостей
4

4.2. СОДЕРЖАНИЕ РАЗДЕЛОВ ДИСЦИПЛИНЫ
4.2.1. Введение. Основные понятия подземной гидромеханики
Подземная гидромеханика как теоретическая основа разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений и как прикладной раздел физики сплошных сред. Исторические сведения. Российские и зарубежные исследователи проблем подземной гидравлики, гидромеханики и гидрогазодинамики. Особенности движения жидкости и газа в пористой среде. Физические основы макроскопического (феноменологического) описания фильтрации нефти, газа, воды и их смесей. Макроскопические характеристики пластов и насыщающих их флюидов. Скорость фильтрации и ее связь со средней скоростью движения. Опыты Дарси. Вектор скорости фильтрации и дифференциальная форма закона Дарси. Обобщение закона Дарси на случай анизотропных сред. Особенности фильтрационных течений в анизотропных пластах. Основные определяющие соотношения для анизотропных пористых сред, классификация типов анизотропии. Причины нарушения закона Дарси и пределы его применимости. Нелинейные законы фильтрации. Влияние инерционных эффектов. Степенной и двучленный законы.
4.2.2.Математические модели однофазной изотермической фильтрации
Понятие о математических моделях решения задач подземной гидромеханики. Физические предпосылки математического описания фильтрационных течений. Вывод уравнения неразрывности для однофазного флюида. Законы фильтрации – законы сохранения количества движения Полная система дифференциальных уравнений подземной гидрогазодинамики для изотермической фильтрации в недеформируемом пласте. Основные типы начальных и граничных условий. Основы моделирования фильтрационных процессов (физическое, аналоговое, математическое моделирование). Применение теории размерностей и подобия при исследовании фильтрационных течений.
4.2.3. Одномерные течения в однородной среде
Схемы одномерных фильтрационных потоков: прямолинейно-параллельного, плоскорадиального и радиально-сферического, расчет их основных гидродинамических характеристик. Распределение давления, скорость фильтрации, формулы для дебита, индикаторные линии, средневзвешенное по поровому объему и объему пласта пластовое давление, время движения меченых частиц. Дифференциальные уравнения установившейся фильтрации газа. Функция Л.С Лейбензона. Уравнения состояния идеального и реального газа, упругой жидкости. Аналогия между установившейся фильтрацией сжимаемой и несжимаемой жидкости. Расчет основных характеристик одномерных фильтрационных потоков газа (идеального и реального). Индикаторные линии. Средневзвешенное по объему пластовое давление газа и его связь с контурным давлением. Приток газа к скважине по нелинейным законам фильтрации.
4.2.4. Одномерные течения в неоднородной среде
Основные типы неоднородности пластов и их примеры из практики. Обобщение расчетных формул для одномерных потоков на случай слоисто-неоднородных и зонально-неоднородных пластов. Расчет основных характеристик одномерных фильтрационных потоков несжимаемой жидкости и газа (идеального и реального) в неоднородных пластах.
4.2.5. Методы потенциала в решении плоских задач
Методы потенциалов для расчета простейших плоских потоков. Приток к точечным источникам и стокам на плоскости. Интерференция скважин. Метод суперпозиции. Приток к прямолинейной и кольцевой батареям скважин. Приток жидкости к скважине с прямолинейным контуром питания, и к скважине, расположенной у прямолинейного сброса.
4.2.6. Теория упругого режима (неустановившееся движение упругой жидкости в упругой пористой среде)

Характерные особенности проявления упругого режима. Определение упругого запаса жидкости. Дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации упругой жидкости. Аналогия с задачей теплопроводности. Начальные и граничные условия. Понятие об автомодельных решениях. Точные решения уравнения пьезопроводности для одномерных прямолинейно-параллельных и плоскорадиальных потоков. Интерференция скважин в условиях упругого режима. Метод суперпозиции при решении задач неустановившейся фильтрации упругой жидкости. Применение при гидрогазодинамических исследованиях скважин. Приближенные методы решения задач теории упругого режима.
4.2.7. Неустановившееся движение газа в пористой среде
Дифференциальное уравнение Л.С. Лейбензона неустановившейся фильтрации газа. Методы лианеризации. Приближенные методы решения задач неустановившейся фильтрации газа. Применение метода суперпозиции. Изменение давления при остановке и пуске скважины, использование этих формул при исследовании скважин. Точные автомодельные решения. Численные методы при расчете на ЭВМ основных нестационарных процессов фильтрации.

4.2.8. Взаимное вытеснение жидкостей и газов
Постановка задачи о вытеснении одной жидкости другой с подвижной границей раздела. Кинематическое условие на подвижной границе раздела. Проблема устойчивости в процессе вытеснения. Вывод уравнения движения границы раздела. Определение характеристик потока при одномерном вытеснении.

4.2.9. Классическая теория двухфазного течения несмешивающихся жидкостей
Одномерные модели двухфазных потоков. Теория Баклея-Леверетта. Определение фазовой проницаемости, фронтовой и средней насыщенности. Модель Рапопорта-Лиса. Влияние силы тяжести и капиллярного давления на процесс вытеснения.




5. ОСНОВНЫЕ ВОПРОСЫ ПОДЗЕМНОЙ ГИДРОГАЗОДИНАМИКИ

Подземная гидрогазодинамика - наука о движении жидкостей, газов и их смесей в пористых и трещиноватых средах; по своей сути она является одним из специальных разделов общего курса механики жидкостей. С другой стороны, подземная гидрогазодинамика является теоретической базой для описания процессов фильтрации при разработке нефтяных и газовых месторождений и обеспечивает решение широкого круга прикладных задач в практической деятельности специалистов-нефтяников. Подземная гидрогазодинамика при решении стоящих перед ней теоретических и практических задач пользуется всеми известными в механике жидкостей приемами и методами: бесконечно малых величин, средних величин, анализа размерностей, аналогий и методами обработки результатов экспериментов. Объектом изучения подземной гидрогазодинамики является поток жидкости и газа в пористой среде, называемый фильтрационным потоком; движущиеся в пласте жидкости и газы рассматриваются как непрерывные сплошные среды, на которые распространяются все свойства, присущие сплошным средам, и все законы механики сплошных сред.
5.1. Горные породы как вместилище жидкостей и газов
С точки зрения основных задач подземной гидрогазодинамики, горные породы можно разделить на две категории: проницаемые горные породы (или коллекторы) и плотные (непроницаемые) горные породы. К проницаемым породам принято относить горные породы, способные вмещать (аккумулировать) в себе флюиды (жидкости и газы) и пропускать их через себя. Флюиды занимают в породе межзерновые пустоты (поры), образующиеся за счёт неполного контакта твёрдых частиц, слагающих горную породу, а также каверны и трещины, образующиеся в горной породе за счёт внешних воздействий или в результате постседиментационных процессов. По этим особенностям коллекторы можно разделить на два вида: поровые и трещинные.
Важнейшими характеристиками порового коллектора являются: коэффициент пористости m и коэффициент просветности n:
13EMBED Equation.31415, 13EMBED Equation.31415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – коэффициент пористости (в долях единицы); 13EMBED Equation.31415- геометрический объём породы; 13EMBED Equation.31415- объём порового пространства (суммарный объём пустот в породе); 13EMBED Equation.31415 - коэффициент просветности (в долях единицы);13EMBED Equation.31415 - площадь сечения образца породы;13EMBED Equation.31415 - суммарная площадь сечений просветов в сечении F образца породы.
5.2. Силы, действующие в пластовых системах
Залежи нефти и газа пластового и сводового типов, как правило, являются частями обширных гидродинамических систем, простирающихся на сотни и тысячи километров; такие системы представляет собой природные сообщающиеся резервуары больших размеров.
Одной из основных сил, действующих в пластовой системе, является сила горного давления, представляющая вес горных пород, расположенных над пластом. Под действием этой силы породы пласта – коллектора нефти и газа деформируются и находятся в напряжённом состоянии. Согласно молекулярно-кинетической теории строения вещества напряжённое состояние горной породы характеризует запас внутренней энергии твёрдого скелета породы. Показателями этой внутренней энергии могут служить коэффициент упругости (объёмного сжатия) среды или модуль упругости:

13EMBED Equation.31415, 13EMBED Equation.31415,
где 13EMBED Equation.31415 - коэффициент объёмного сжатия среды; 13EMBED Equation.31415 - объём среды; 13EMBED Equation.31415 - величина давления.
Сила гидростатического давления, определяемая напором пластовых вод, подобно классическим сообщающимся сосудам. Распределение величины гидростатического давления по глубине в нефтяных и газовых пластах. Понятие о начальном po13EMBED Equation.31415и динамическом (текущем) p пластовых давлениях; о приведённом давлении (давлении, приведённом к единой плоскости, например, ВНК) 13EMBED Equation.31415.
Упругие силы, действующие в пласте (сила упругого сжатия жидкости), внутренняя энергия жидкости, находящейся в напряжённом состоянии под действием пластового давления. Коэффициент упругости (объёмного сжатия) жидкости:
13EMBED Equation.31415,
где 13EMBED Equation.31415 - коэффициент объёмного сжатия жидкости; 13EMBED Equation.31415 - объём жидкости;
13EMBED Equation.31415 - величина давления.
Если из пласта жидкость не извлекается и не нагнетается в пласт, то баланс сил горного давления и упругих сил, действующих в жидкости, будет сохраняться.
Сила упругости газа. Свободный газ газовой шапки и газ, находящийся в растворённом состоянии в жидкости. Растворимость газа в жидкостях, закон Генри; понятие о газонасыщенности жидкости и о давлении насыщения. Различия в поведении в пласте свободного и растворённого газа.

5.3. Режимы нефте-газоводоносных систем
Особенности движения жидкостей и газов в природных пористых и трещиноватых средах определяются действующими на нефть и газ силами. По типу преобладающих действующих сил различают жёсткий водонапорный, газонапорный, упругий, режим «газированной жидкости» и гравитационный. Режимы пластовых систем принято делить на режимы вытеснения и истощения. При режимах вытеснения фильтрация жидкостей осуществляется за счёт внешней энергии (напора краевых вод или газов), при режимах истощения источником энергии для обеспечения фильтрации жидкости и газа являются упругие силы (внутренняя энергия жидкости, газа и твёрдой среды).
5.4. Законы фильтрации
Движение реальной жидкости в потоке описывается, как известно, уравнением Бернулли
13EMBED Equation.31415.
Однако фильтрационные потоки в пористой среде в значительной мере отличаются от потока в круглой цилиндрической трубе. Основное отличие таких потоков сводится, в основном, к двум особенностям:
в фильтрационном потоке жидкость движется в капиллярных и субкапиллярных поровых каналах, имеющих очень сложную, не поддающуюся простому количественному описанию форму,
в фильтрационном потоке жидкость движется с весьма малыми скоростями.
По этим причинам удобно вместо скорости движения жидкости по поровому каналу использовать некоторую статистическую скорость – скорость фильтрации, которая будет определяться как отношение расхода жидкости в фильтрационном потоке к площади полного живого сечения пласта (т.о. мысленно предполагается, что жидкость движется по всему сечению пласта, т.е. при отсутствии самой породы). В таком случае зависимость между скоростью фильтрации v и действительной скоростью движения жидкости u определиться следующим соотношением:
13EMBED Equation.31415,
где 13EMBED Equation.31415 - скорость фильтрации жидкости в пласте; 13EMBED Equation.31415 - действительная скорость движения жидкости в поровых каналах; 13EMBED Equation.31415- коэффициент открытой пористости (в долях единицы).
Если под величиной средней скорости жидкости в живом сечении потока в уравнении Бернулли понимать скорость фильтрации, то это уравнение будет справедливо и для фильтрационного потока. Поскольку скорости фильтрации весьма малы, то и величины скоростного напора являются бесконечно малыми по сравнению с пьезометрическими напорами и величиной потерь напора.
Эксперимент, проведённый на модели французским инженером Дарси, подтвердил справедливость такого допущения, т.е. подтвердил, что в фильтрационном потоке существует прямая пропорциональная зависимость между скоростью фильтрации и гидравлическим уклоном (или градиентом давления), называемая линейным законом фильтрации:
13EMBED Equation.31415, 13EMBED Equation.31415,
где 13EMBED Equation.31415 - коэффициент фильтрации; 13 EMBED Equation.3 1415– коэффициент проницаемости пористой среды.
Коэффициент фильтрации и проницаемости связаны между собой соотношением вида:
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415- коэффициент динамической вязкости; 13 EMBED Equation.3 1415 - ускорение свободного падения; 13 EMBED Equation.3 1415 - плотность жидкости.
Однако, в связи с тем, что линейный закон фильтрации Дарси всё-таки является приближённым законом, при увеличении скорости фильтрации жидкости и соответствующем увеличении величин скоростного напора сделанное ранее при выводе линейного закона фильтрации допущение может оказаться несправедливым, и тогда возникнут погрешности в расчётах. В этих случаях говорят, что линейный закон фильтрации имеет верхнюю границу своего применения. Граница применимости линейного закона фильтрации может быть связана с понятием критической скорости фильтрации и критического значения числа Рейнольдса
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415- некоторый характерный линейный размер пористой среды; 13 EMBED Equation.3 1415- кинематический коэффициент вязкости флюидов 13 EMBED Equation.3 1415.
В таких случаях принято говорить о так называемых нелинейных законах фильтрации. Общий вид уравнения нелинейного закона фильтрации выразится в виде следующего уравнения:
13EMBED Equation.31415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – скоростной коэффициент;13 EMBED Equation.3 1415 – показатель закона фильтрации.
Нелинейный закон фильтрации в дифференциальной форме можно записать в виде обобщённых двучленных формул:
13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415- градиент давления; 13EMBED Equation.31415 и 13EMBED Equation.31415- коэффициенты, определяемые экспериментально;13 EMBED Equation.3 1415 - скорость фильтрации; 13 EMBED Equation.3 1415- константа пористой среды, определяемая экспериментально.
Помимо верхней границы применимости линейного закона фильтрации также существует и нижняя, обусловленная тем, что при аномально низких скоростях фильтрации на контакте между жидкостью и твёрдой средой возникают процессы электрохимического взаимодействия между этими средами, что порождает дополнительные сопротивления в потоке.
5.5. Математические модели задач подземной гидрогазодинамики
Математическая модель – это система дифференциальных уравнений, описывающая процесс фильтрации в рассматриваемом конкретном объекте разработки, с заданными начальными и граничными условиями, обеспечивающими единственность решения поставленной задачи.
Этапами подготовки математической модели являются:
- создание геологической модели;
- обоснование размерности модели и выбор основных уравнений для описания процесса;
- задание начальных и граничных условий.
В модельных задачах подземной гидрогазодинамики обычно рассматривают упрощенные геологические модели, в которых участок разработки или залежь в целом схематизируется в прямоугольную или круговую область фильтрации с постоянной толщиной пласта. В геологической модели должны быть также заданы основные геолого-физические параметры пластовой системы (пористой среды и фильтрующихся флюидов). В упрощенных моделях – это средние значения этих параметров в моделируемой области.
Для простейших линейно-параллельного и радиального потоков в пласте постоянной толщины применимы одномерные модели фильтрации. Для сложных течений в областях, содержащих произвольные системы скважин, используются двумерные (в случае тонких пластов) и трехмерные (в наиболее общем случае) модели фильтрации.
К основным уравнениям математической модели относятся:
- уравнения неразрывности (законы сохранения массы) для каждой фильтрующейся фазы;
- уравнения движения (обобщенный закон Дарси) для каждой фазы;
- уравнение сохранения энергии (в случае неизотермической фильтрации);
- уравнения состояния;
- дополнительные соотношения, устанавливающие взаимосвязи между фазовыми насыщенностями, между фазовыми и капиллярными давлениями.
Главное условие, чтобы число уравнений в системе соответствовало числу искомых неизвестных (давления, насыщенности, потоки, температура).
Для решения рассматриваемой системы уравнений требуется задание начальных и граничных условий. В качестве начальных условий задаются исходные значения давления в пласте, исходные значения насыщенностей и температуры.
Различают граничные условия на внешнем контуре области фильтрации и на скважинах.

5.6. Основные дифференциальные уравнения подземной гидрогазодинамики
Одним из основных способов изучения движения жидкости в фильтрационном потоке является замена прямого описания движения частиц жидкости переменным фильтрационным полем (метод Эйлера). Исходя из таких соображений, можно вывести основное дифференциальное уравнение состояния жидкости как непрерывной сплошной среды (уравнение неразрывности):
13EMBED Equation.31415
и общее дифференциальное уравнение движения жидкости (при линейном законе фильтрации):
13EMBED Equation.31415
где 13EMBED Equation.31415 - коэффициент пьезопроводности.
Оба этих уравнения были выведены при допущении, что сам твёрдый скелет породы не подвергается деформации при изменении давления. Тем не менее, можно простым приёмом учесть упругие свойства самой породы, введя понятие об упругой (деформируемой) пористой среде, насыщенной упругой жидкостью, т.е. заменить реальную жидкость на модель, учитывающую и упругие свойства твёрдой среды. Тогда коэффициент объёмного сжатия модельной жидкости (так называемый коэффициент упругоёмкости) определяется равенством
13EMBED Equation.31415.
При этом сам скелет породы снова будет считаться несжимаемым.
В подземной гидрогазодинамике любые, даже весьма сложные фильтрационные потоки могут быть представлены как комбинации простейших потоков.
Классификация простейших фильтрационных потоков основана на зависимости вектора скорости фильтрации от координат пространства, что даёт возможность все фильтрационные потоки разделить на одномерные, плоские и трёхмерные фильтрационные потоки. Среди плоских и трёхмерных потоков можно выделить так называемые радиальные потоки, когда между координатами точек потока существует определённая связь:
13EMBED Equation.31415.
5.7. Простейшие установившиеся фильтрационные потоки несжимаемой жидкости при линейном законе фильтрации
Дифференциальное уравнение установившегося движения несжимаемой жидкости (уравнение Лапласа) будет иметь следующий вид:
13EMBED Equation.31415.
Для одномерного (плоскопараллельного потока между прямолинейным контуром питания и прямолинейной галереей стока):
13EMBED Equation.31415;
при линейном законе фильтрации 13EMBED Equation.31415 решением дифференциального уравнения движения жидкости является известная формула Дарси:
13EMBED Equation.31415,
где 13EMBED Equation.31415 - расход жидкости в потоке; 13EMBED Equation.31415 - рабочая толщина (мощность) пласта;
13EMBED Equation.31415 - ширина потока;13EMBED Equation.31415 - длина потока (расстояние от контура питания до прямолинейной галереи стока);13EMBED Equation.31415 - пластовое давление на контуре питания;
13EMBED Equation.31415 - пластовое давление на прямолинейной галерее стока.
Распределение давления вдоль линии тока, скорость фильтрации и градиент давления, вид карты изобар потока.
Для плоскорадиального потока дифференциальное уравнение движения жидкости имеет следующий вид:
13EMBED Equation.31415
или
13EMBED Equation.31415.
В плоскорадиальном потоке возможны два направления движения жидкости: к центру потока (сток) или от центра (источник). Уравнения движения жидкости в обоих случаях будут отличаться лишь по знаку. Движение жидкости осуществляется между двумя концентрическими круговыми контурами, где поддерживается постоянное давление. Среди таких контуров выделяют контур питания и контур, совпадающий со стенкой скважины (давление на последнем контуре носит название забойного давления).
При линейном законе фильтрации, когда 13EMBED Equation.31415, решением дифференциального уравнения движения жидкости является известная формула Дюпюи для притока жидкости в скважину (к стоку):
13EMBED Equation.31415,
где 13EMBED Equation.31415 - радиус кругового контура питания; 13EMBED Equation.31415 - давление на контуре питания и забойное давление (давление на стенке скважины);13EMBED Equation.31415 - радиус скважины.
Вокруг работающей скважины (стока) образуется симметричная область пониженных давлений (воронка депрессии), описываемая логарифмическим уравнением. Зависимость между расходом жидкости в установившемся плоскорадиальном потоке и перепадом давления линейная:
13EMBED Equation.31415.
Коэффициент пропорциональности 13 EMBED Equation.3 1415 носит название коэффициента продуктивности скважины, а величина, обратная коэффициенту продуктивности,
· называется фильтрационным сопротивлением скважины.
13EMBED Equation.31415,

13EMBED Equation.31415.

График зависимости между расходом (дебитом скважины) и перепадом давления (депрессией) носит название индикаторной диаграммы скважины. Эта зависимость положена в основу определения коэффициента проницаемости по результатам исследования скважины методом установившихся отборов.

5.8. Установившиеся фильтрационные потоки при нелинейных законах фильтрации
При изучении данного раздела необходимо обратить внимание на отличия в количественных зависимостях, связывающих основные характеристики потока (расход, депрессия и т.д.); отметить отличия в форме индикаторных диаграмм при различных законах фильтрации. Приток жидкости в скважину при одновременном выполнении двух законов фильтрации.
5.9. Установившееся движение капельных сжимаемых жидкостей и газов в простейших фильтрационных потоках при линейном законе фильтрации
При изучении движения упругой (сжимаемой) жидкости в пористой среде необходимо учесть, что объёмный расход жидкости изменяется в зависимости от величины пластового давления, т.е. объёмный расход неодинаков в различных сечениях потока, поскольку масса жидкости в единице объёме пласта увеличивается с увеличением давления за счёт упругого сжатия жидкости. В самом общем случае эффект изменения объёма при упругом сжатии будет испытывать и сама пористая среда. В общем случае необходимо учитывать и изменение вязкости жидкости при изменении давления. Таким образом, расход жидкости и скорость фильтрации должны зависеть от некоторого комплексного параметра, характеризующего зависимость свойств пористой среды и фильтрующейся жидкости от пластового давления:
13EMBED Equation.31415.
Метод решения дифференциального уравнения движения жидкости с переменными параметрами был предложен Лейбензоном; он состоит в том, что величина пластового давления в дифференциальных уравнениях заменяется некоторой функцией давления, величина которой адекватно изменяется вместе с изменением параметров жидкости и пористой среды. Эта функция, называемая функцией Лейбензона, P будет связана с пластовым давлением следующим образом:
13EMBED Equation.31415.
В таком случае дифференциальное уравнение установившегося движения сжимаемой жидкости примет вид известного уравнения Лапласа:
13EMBED Equation.31415.
Решением уравнения Лапласа для сжимаемой жидкости и газа в установившемся плоскорадиальном потоке будет формула Дюпюи:
13EMBED Equation.31415.
Учитывая уравнения состояния для сжимаемой жидкости и идеального газа, величину функции Лейбензона и дебит скважины (для сжимаемой жидкости и газа) можно определить следующим образом:
для сжимаемой жидкости: 13EMBED Equation.31415, 13EMBED Equation.31415;
для идеального газа: 13EMBED Equation.31415, 13EMBED Equation.31415.
Индикаторные диаграммы газовых скважин отличаются от индикаторных диаграмм для нефтяных скважин, поскольку газ представляет собой хорошо сжимаемую среду. По этой причине построение индикаторных диаграмм для газовых скважин осуществляют в координатах: 13EMBED Equation.31415. По индикаторным диаграммам можно определить фильтрационные параметры пласта в газовой залежи. В отличие от нефтяных скважин существует предельный (максимальный) дебит газовой скважины, называемый абсолютно свободным дебитом газовой скважины (он соответствует дебиту газовой скважины при забойном давлении, равном атмосферному).
5.10. Неустановившееся движение упругой жидкости в деформируемой пористой среде
Фильтрация жидкости, обусловленная действием «упругих сил» жидкости и твёрдого скелета пласта, описывается известным уравнением Фурье:
13EMBED Equation.31415
где 13EMBED Equation.31415- коэффициент пьезопроводности, м2/с, 13EMBED Equation.31415 характеризующий скорость перераспределения давления в упругой среде;13EMBED Equation.31415- коэффициент упругоёмкости.
Для плоскорадиального потока упругой жидкости в цилиндрических координатах уравнение движения жидкости имеет следующий вид:
13EMBED Equation.31415.
Это уравнение имеет решение для мгновенного дебита точечного источника (или стока) в бесконечном изотропном пласте:
13EMBED Equation.31415 ,
где 13EMBED Equation.31415 - величина давления в точке пласта на расстоянии 13EMBED Equation.31415 от оси скважины, работающей с постоянным дебитом 13EMBED Equation.31415 в течение времени 13EMBED Equation.31415;
13EMBED Equation.31415 - начальное пластовое давление; 13EMBED Equation.3141513EMBED Equation.31415 (интегральная экспоненциальная функция).
Учитывая соотношение размеров пласта и скважины (её радиус), можно считать скважину точечным источником (стоком).
Интегральная экспоненциальная функция табулирована, но может быть вычислена с достаточной точностью путём разложения в ряд:
13EMBED Equation.31415 ,
где 13EMBED Equation.31415= 0,5772 (постоянная Эйлера), или (при достаточно малых значениях аргумента) интегральная экспоненциальная функция может быть заменена более часто употребляемой логарифмической функцией:
13EMBED Equation.31415 .
Решение дифференциального уравнения, полученное для мгновенного дебита точечного источника (стока) в бесконечном пласте, можно легко распространить на более общие случаи движения жидкости: при одновременной работе группы взаимодействующих скважин и при работе скважины с переменным дебитом. В первом случае следует воспользоваться принципом суперпозиции (наложения течений), согласно которому изменение давления в любой точке пласта можно определить как алгебраическую сумму независимых влияний всех скважин рассматриваемой группы на данную точку пласта (т.е. каждая из скважин группы рассматривается независимо от работы окружающих её скважин):
13EMBED Equation.31415
где 13EMBED Equation.31415 - изменение давления в выбранной точке пласта в результате работы 13EMBED Equation.31415той скважины с постоянным дебитом qi в течение времени ti:
13EMBED Equation.31415 13EMBED Equation.31415.
Такой же приём можно использовать и в случае, когда скважина работает с переменным дебитом, заменив её группой взаимодействующих фиктивных скважин, работающих с постоянными дебитами и расположенных в одной точке, совпадающей с местом положения действительной скважины. Дебиты фиктивных скважин определяются как разница между последующим и предыдущим дебитами реальной скважины, а продолжительность работы таких скважин определяется с момента изменения дебита реальной скважины до конца работы реальной скважины:
13EMBED Equation.31415
где 13EMBED Equation.31415 изменение давления в выбранной точке пласта, вызванное работой 13EMBED Equation.31415той фиктивной скважины, заменяющей работу реальной скважины при изменении её дебита от 13EMBED Equation.31415 до 13EMBED Equation.31415,
13EMBED Equation.31415,
13EMBED Equation.31415,
13 EMBED Equation.3 1415 – полное время работы реальной скважины.
Количество жидкости, которое может выделиться из пласта при снижении в нём давления на некоторую величину за счёт упругой деформации пласта и насыщающей его жидкости называется упругим запасом пласта. На базе основного уравнения упругого режима разработан метод определения фильтрационных параметров пласта путём исследования процесса восстановления забойного давления в остановленной скважине (метод КВД). Другим методом гидродинамических исследований пласта, базирующимся на упругом восстановлении давления в пласте, является метод гидропрослушивания пласта.
5.11. Установившееся движение неоднородных жидкостей в пористых средах
Однородные жидкости в процессе совместного залегания в пласте и, особенно, в процессе совместного и одновременного движения по пласту образуют сложные жидкости, состоящие из простых однородных компонент (исходных жидкостей). В качестве таких компонент могут быть как природные жидкости (нефть, газ, вода), так и техногенные, появляющиеся в пласте в результате проведения различных технологических процессов, направленных на повышение коэффициента нефтеизвлечения. Смеси природных и техногенных компонентов в пластах могут образовывать однородные жидкости, называемые растворами (гомогенные смеси), а также неоднородные многофазные смеси (гетерогенные смеси). Основной отличительной особенностью между ними является то, что в гомогенных смесях компоненты перемешиваются на уровне молекул вещества, тогда как в гетерогенных смесях компоненты (по терминологии гидрогазодинамики – фазы, т.е. нерастворимые компоненты) образуют смеси на базе макрочастиц вещества (ассоциаций однородных молекул). В результате образования таких смесей в неоднородной жидкости образуются поверхности раздела между макрочастицами фаз, вдоль которых действуют силы поверхностного натяжения. В присутствии твёрдой среды возникают поверхностные эффекты, порождающие так называемые силы капиллярного давления. Появляющиеся в неоднородной многофазной жидкости силы поверхностного натяжения порождают дополнительные сопротивления движению неоднородной жидкости по пласту. Характер действия таких сил сложен, он связан и с процессами деформации макрочастиц при их совместном движении по пласту. По этим причинам пласт приобретает избирательную способность пропускать через себя фазы многофазной жидкости. Эту избирательную способность пропускать через себя отдельные фазы неоднородной жидкости называют фазовой проницаемостью. Величина фазовой проницаемости ki, очевидно, будет зависеть от фазовой насыщенности
·i (доли порового пространства, занимаемого данной фазой) 13EMBED Equation.31415. Для двухфазной жидкости эта зависимость однозначна. Для многофазной жидкости величина фазовой проницаемости i-той фазы будет зависеть от соотношения всех фазовых насыщенностей, образующих данную смесь: 13EMBED Equation.31415. Для характеристики таких зависимостей удобно пользоваться не абсолютной величиной фазовой проницаемости, а относительной фазовой проницаемостью, т.е. отношением величины фазовой проницаемости к абсолютной (к проницаемости пористой среды для однородной жидкости) 13EMBED Equation.31415.
Зависимости относительных фазовых проницаемостей от фазовых насыщенностей определяются экспериментально для каждого типа смеси. На базе этих данных разработаны полуэмпирические методы расчёта процесса фильтрации неоднородных жидкостей.

5.12. Установившееся движение нефтегазовых смесей (окклюзий) в пористых средах.
В основу существующих методов расчёта процесса движения нефтегазовой смеси положены результаты экспериментальных работ, проведенных Виковым и Ботсетом. В связи с тем, что при фильтрации смеси величины фильтрационных сопротивлений зависят от количества выделившегося в пласте свободного газа, для установившегося движения необходимо соблюсти постоянное содержание в смеси газа и нефти, допуская лишь фазовый переход газа из растворённого состояния в свободное, т.е. обеспечить постоянство величины газового фактора
13EMBED Equation.31415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – газовый фактор, или объёмный расход газа, фильтрующегося совместно с 1 м3 нефти; 13EMBED Equation.31415- объёмный расход свободного газа, приведённого к нормальным условиям, н. м3 ; 13EMBED Equation.31415- объёмный расход газа, фильтрующегося в растворённом в нефти состоянии, н.м3.
По аналогии с методом описания движения сжимаемой жидкости можно ввести в дифференциальные уравнения движения нефти в составе нефтегазовой смеси вместо величины давления некоторую функцию пластового давления, зависящую от насыщенности смеси свободным газом. Согласно такой установке эта функция, называемая функцией Христиановича H, будет зависеть от величины относительной фазовой проницаемости для нефти:
13EMBED Equation.31415.
Тогда расход нефти в установившемся одномерном потоке газированной жидкости:
13EMBED Equation.31415
и дебит скважины (по нефти) в установившемся потоке окклюзии:
13EMBED Equation.31415.
5.13. Установившееся движение однородной несжимаемой жидкости в неоднородных пористых средах
Получить простое аналитическое решение задачи фильтрации жидкости в неоднородном пласте (пласте, фильтрационные параметры которого каким-то образом зависят от координат) не представляется возможным. По этой причине, необходимо придать реальному неоднородному пласту какую либо относительно несложную модель, допускающую простое решение задачи. Наиболее приемлемы для этих целей модели слоистой и зональной неоднородности.
Модель слоистого пласта позволяет рассматривать фильтрационный поток в неоднородном пласте как совокупность плоских параллельных потоков при отсутствии перетока жидкости между слоями. Тогда расход жидкости в одномерном потоке и дебит скважины в плоскорадиальном потоке определятся путём обычного сложения расходов:
13EMBED Equation.31415,
13EMBED Equation.31415

В зонально-неоднородном пласте, принимая во внимание постоянство расхода жидкости во всех живых сечениях потока, можно определить потери давления на всех элементах модели и затем определить расход жидкости:
13EMBED Equation.31415,
13EMBED Equation.31415.
Особым видом модели неоднородного пласта является так называемый экранированный (ограниченный) пласт. В такой модели предполагается, что пласт ограничен с одной или нескольких сторон непроницаемой границей (экраном). Наличие экрана существенным образом сказывается на распределении давления вокруг работающей скважины (или группы скважин), т.к. упругая волна давления, дойдя до плоскости экрана, отражается от неё и распространяется в обратном направлении. По этой причине все точки реального пласта находятся под действием как прямой, так и отражённой волн. На основе таких рассуждений воздействие отражённой волны можно заменить другой прямой волной от действия некоторой фиктивной (отражённой) скважины, т.е. заменить экранированный пласт бесконечным. В этом случае для достижения принципа эквивалентности действия фиктивная скважина должна быть зеркальным отражением действительной скважины, т.е. иметь тот же дебит, те же размеры, находиться на одинаковом расстоянии от экрана (но с противоположной стороны от него) и работать синхронно с реальной скважиной. Тогда давление в некоторой точке A можно определить по принципу суперпозиции (наложения полей), используя основную формулу упругого режима для бесконечного изотропного пласта:
13EMBED Equation.31415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 – расстояния от точки А до реальной и отражённой скважин.
Этот принцип можно распространить на любую группу взаимодействующих скважин. Если экран будет не прямолинейным, а иметь более сложную конфигурацию, то количество отражённых скважин будет больше и зависеть от угла, образованного экранами.

5.14. Установившийся приток несжимаемой жидкости к несовершенным скважинам
Кроме так называемых гидродинамически совершенных скважин (вскрывших пласт на всю толщину и сообщающихся с пластом по всей площади живого сечения забоя скважины) в реальных ситуациях чаще приходится иметь дело с несовершенными скважинами. К категории несовершенных скважин относятся скважинами, вскрывшие пласт не полностью (скважины, несовершенные по степени вскрытия), а также скважины, с "$&,.0PRTVЬЮю
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·Rообщающимися с пластом через перфорационные каналы искусственного фильтра (скважины, несовершенные по характеру вскрытия). Приток жидкости к несовершенным скважинам можно представить как поток, в котором имеются дополнительные фильтрационные сопротивления 13EMBED Equation.31415, обусловленные изменением структуры потока (уменьшением площади живого сечения и искривлениями линий тока).
13EMBED Equation.31415.
Величину дополнительных фильтрационных сопротивлений несовершенной скважины можно выразить в форме, соответствующей фильтрационному сопротивлению совершенной скважины:
13EMBED Equation.31415.
Тогда дебит несовершенной скважины определится по формуле:
13EMBED Equation.31415,
где 13 EMBED Equation.3 1415– коэффициенты дополнительных фильтрационных сопротивлений несовершенной скважины (определяются по графикам Щурова),13EMBED Equation.31415 ; 13EMBED Equation.31415; 13EMBED Equation.31415; 13EMBED Equation.31415, 13EMBED Equation.31415; 13EMBED Equation.31415; 13EMBED Equation.31415, где 13 EMBED Equation.3 1415 – эффективная толщина пласта;13 EMBED Equation.3 1415 – вскрытая толщина пласта;
13 EMBED Equation.3 1415 - диаметр скважины; 13 EMBED Equation.3 1415 - число отверстий перфорации в колонне скважины;13 EMBED Equation.3 1415 - диаметр отверстий; 13 EMBED Equation.3 1415 – абсолютная глубина проникновения пуль в породу.
Оценка несовершенства скважины через её приведённый радиус
13EMBED Equation.31415,
откуда:
13EMBED Equation.31415.

По своей сути под приведённым радиусом несовершенной скважины следует понимать радиус такой гидродинамически совершенной скважины, дебит которой равен дебиту реальной несовершенной скважины. Таким образом, с помощью понятия о приведённом радиусе несовершенной скважины можно в процессе гидродинамических расчётов заменить несовершенную скважину эквивалентной гидродинамически совершенной, что бывает весьма удобно. Можно также оценить степень совершенства скважины по соотношению фильтрационных сопротивлений гидродинамически совершенной и несовершенной скважин:
13EMBED Equation.31415.

5.15. Установившееся нерадиальное движение несжимаемой жидкости при линейном законе фильтрации
В отличие от плоскорадиального движения жидкости, при котором линии тока прямолинейные и скорость фильтрации жидкости в потоке зависит лишь от расстояния живого сечения до центра потока, при нерадиальном движении жидкости линии тока всегда криволинейные (что не позволяет уподобить такое движение жидкости одномерному потоку). В нерадиальных потоках конфигурация линий тока и величины расходов жидкости в различных областях течения жидкости неодинаковы и зависят от формы контура питания, расположения источников и стоков и величин давления на забоях скважин. По этой причине (без особого труда) можно получить лишь частные решения дифференциального уравнения движения жидкости для ограниченного числа практических задач. Суть подхода к решению задач сводится к тому, что фильтрационное поле, соответствующее нерадиальному потоку жидкости, рассматривается как результат суммирования взаимодействующих полей. Если в бесконечном пласте имеется некоторое количество произвольно расположенных источников и стоков, то каждый такой источник (или сток) образует вокруг себя фильтрационное поле. В силу того, что сами источники и стоки взаимодействуют (интерферируют) друг с другом, все точки пространства, занятого движущейся жидкостью, одновременно находятся в фильтрационных полях, образуемых всеми скважинами, т.е. одновременно испытывают влияния всех скважин. Следовательно, потенциал в любой точке поля, образованного целой системой взаимодействующих скважин, равен алгебраической сумме потенциалов полей (в соответствующих точках), образованных каждой из скважин всей группы:
13EMBED Equation.31415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - потенциал 13 EMBED Equation.3 1415 – го поля в некоторой точке; 13 EMBED Equation.3 1415 – количество полей, соответствующее числу взаимодействующих скважин.
Этот принцип получил название принципа суперпозиции и широко применяется для решения практических задач.
Классическим примером нерадиального движения жидкости является установившийся поток жидкости от нагнетательной скважины к добывающей. Разность забойных давлений между нагнетательной и добывающей скважинами в данном случае является единственным источником энергии, обуславливающим движение жидкости. По этой причине необходимым условием для существования установившегося движения жидкости в пласте является:
Qэ+Qн =0
или
Qэ = - Q .

Здесь, как и ранее, знак «минус» приписывается приёмистости нагнетательной скважины. Скважины, образующие своеобразный гидродинамический диполь, расположены друг от друга на расстоянии 2
· в бесконечном изотропном пласте. Тогда текущее пластовое давление в некоторой точке М, расположенной одновременно в поле нагнетательной и добывающей скважин:
13EMBED Equation.31415,
где 13EMBED Equation.31415 и 13EMBED Equation.31415- величины пластового давления в точке М, находящейся соответственно в поле нагнетательной скважины (на расстоянии r1 от её оси) и в поле добывающей скважины (на расстоянии r2 от её оси).
Анализируя полученное уравнение, можно отметить, что во всех точках, в которых выполняется условие:
13EMBED Equation.31415,
давления одинаковы. Эти линии, соединяющие точки пространства, в которых давления одинаковы, будут изобарами поля. Таким образом, карта изобар потока представляет собой семейство неконцентрических окружностей, центры которых смещаются во внешнюю сторону по отношению к паре работающих скважин. По мере смещения центров изобар они сгущаются внутрь диполя и имеют разрежение во внешней области диполя. Через середину отрезка, соединяющего скважины, в перпендикулярном направлении будет проходить центральная изобара, соответствующая начальному пластовому давлению.
Чтобы определить расход жидкости в потоке (в том числе дебит эксплуатационной и приёмистость нагнетательной скважин), необходимо связать в единое уравнение забойные давления в скважинах с величиной расхода. Для точки на забое нагнетательной скважины: 13EMBED Equation.31415, а 13EMBED Equation.31415; для точки на забое добывающей скважины: 13EMBED Equation.31415, а 13EMBED Equation.31415. Тогда забойное давление в нагнетательной скважине определяется как:
13EMBED Equation.31415
и, соответственно, в добывающей:
13EMBED Equation.31415.
Решая совместно два последних уравнения, определим расход жидкости в потоке:
13EMBED Equation.31415.
К этой задаче как типовой можно свести решения ряда других частных задач, таких как задача о притоке жидкости в скважину при прямолинейном контуре питания, о притоке жидкости к скважине, эксцентрично расположенной по отношению к круговому контуру питания т.д. По мере усложнения условий задачи о движении жидкости в нерадиальном потоке конечные зависимости, связывающие расход жидкости с перепадом давления, в значительной степени усложняются, поэтому прибегают к приближённым методам решения таких задач.

5.16. Интерференция скважин
Вопросы размещения скважин напрямую связаны с проблемами оценки оптимальной плотности сетки скважин. Теоретически в бесконечном пласте влияние работающей скважины распространяется на достаточно большое расстояние, но практически такое влияние ограничено. С помощью методов оценки интерференции можно получить полезные зависимости для решения практических задач. Известны меры для оценки взаимного влияния скважин (одиночная j и групповая U):
13EMBED Equation.31415,
где q1 - дебит скважины до ввода взаимодействующей скважины; 13EMBED Equation.31415 - дебит скважины после ввода взаимодействующей скважины,
13EMBED Equation.31415,
где q1 - отбор из скважины до ввода взаимодействующей скважины; 13EMBED Equation.31415+ 13EMBED Equation.31415 - отбор из системы взаимодействующих скважин (после ввода взаимодействующей скважины).
5.17. Вытеснение нефти водой (движение ВНК)
При активных напорных режимах объём залежи сокращается по мере отбора жидкости из пласта. В таких случаях граница раздела жидкостей становится подвижной, и перемещаются внутрь залежи. Процесс вытеснения является довольно сложным, поскольку вытесняющая и вытесняемая жидкости имеют различную физическую природу и различные физические свойства. Основная трудность точного решения задачи о движении границы раздела двух жидкостей в пористой среде заключается в том, что линии тока на границе раздела жидкостей преломляются. Однако, поскольку при одномерном и плоскорадиальном потоках преломление линий тока не происходит, то эффекты, связанные с преломлением линий тока, можно не рассматривать. Другая трудность – влияние сил тяжести при вертикальном движении жидкости (наклонный пласт и др.). Поэтому использование тех или иных моделей зависит от типа пласта и от требований к точности результатов гидродинамических расчётов. Так, в залежах нефти пластового типа, когда площадь ВНК мала по сравнению с размерами самой залежи, движение границы раздела будет преимущественно горизонтальным; в массивных залежах ВНК будет подниматься вертикально вверх и, несмотря на то, что в этом случае контур нефтеносности также будет стягиваться, решающую роль играет подъём ВНК.
5.18. Горизонтальное вытеснение нефти водой
Вытеснение нефти водой является процессом неустановившимся, несмотря на то, что перепад давления между контуром питания и забоями скважин в потоке поддерживается постоянным. Причиной является различие в вязкости жидкостей, когда по мере движения контура нефтеносности внутрь залежи уменьшается фильтрационное сопротивление в потоке. При рассмотрении процесса движения ВНК могут быть рассмотрены две модели: с учётом процесса образования водонефтяной зоны и модель поршневого вытеснения, при которой нефтенасыщенность на фронте вытеснения изменяется скачком на величину нефтенасыщенности, соответствующую содержанию активной нефти, т.е.
13EMBED Equation.31415,
где 13EMBED Equation.31415- насыщенность порового пространства активной нефтью (коэффициент вытеснения); 13EMBED Equation.31415 - насыщенность порового пространства связанной (реликтовой) водой; 13EMBED Equation.31415 - насыщенность порового пространства остаточной (невытесняемой) нефтью.
Уравнения, описывающие процесс движения жидкости при поршневом вытеснении, те же, что при фильтрации однородной жидкости. Задача решается методом смены стационарных состояний. Весь процесс перемещения ВНК (фронт вытеснения) необходимо разделить на равные интервалы, считая вдоль линии тока. Тогда положение фронта вытеснения определится по числу пройденных фронтом вытеснения интервалов:
13EMBED Equation.31415(для полосообразной залежи),
13EMBED Equation.31415(для круговой залежи).
Принципиальная схема гидродинамических расчётов не отличается при различных типах залежей, т.к. в системе уравнений Ю.П. Борисова по мере перемещения фронта вытеснения изменяются лишь величины внешних фильтрационных сопротивлений перед первым из действующих рядов (батарей) скважин:
13EMBED Equation.31415,
13EMBED Equation.31415.

Задача сводится к определению зависимости отбора жидкости из всех рядов от положения фронта вытеснения (текущего ВНК) 13EMBED Equation.31415, 13EMBED Equation.31415. Продолжительность интервала времени, в течение которого фронт вытеснения перемещается на один шаг:
13EMBED Equation.31415 13EMBED Equation.31415 .

5.19. Вертикальное вытеснение нефти водой
В залежах нефти массивного типа залежь нефти по всей своей площади подстилается водой и при работе залежи нефти ВНК перемещается вертикально вверх. Однако, в связи с тем, что скважины вскрывают продуктивный пласт (во избежание преждевременного их обводнения) лишь в его прикровельной части, ВНК поднимается неравномерно; максимальные скорости фильтрации наблюдаются в призабойных зонах скважин и, естественно, здесь же будут и максимальные скорости перемещения ВНК. Под забоями скважин образуются всхолмлённая поверхность ВНК, конуса обводнения. Образование конусов обводнения снижает коэффициент нефтеотдачи и увеличивает объём потерь нефти в пласте. По этим причинам выполнены многочисленные экспериментальные работы, направленные на изучение процесса конусообразования как такового и прогнозирование объёмов безводной добычи нефти. По результатам этих экспериментов найдена зависимость объёма безводной добычи нефти от параметров пласта и жидкости и от геометрии потока:
13EMBED Equation.31415,
13EMBED Equation.31415,
где b – вскрытая толщина пласта; hн – нефтенасыщенная толщина пласта;
13EMBED Equation.31415 - проницаемость параллельно и перпендикулярно напластованию.



















6. КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ПО ДИСЦИПЛИНЕ
«ПОДЗЕМНАЯ ГИДРОМЕХАНИКА».

Предмет подземной гидромеханики. Роль и задачи подземной гидромеханики, ее связь с теорией разработки месторождений нефти и газа.
Понятие о пористой среде. Важнейшие характеристики порового коллектора (пористость, просветность, проницаемость). Законы фильтрации. Линейный закон фильтрации (закон Дарси).
Дифференциальное уравнение движения. Закон Дарси в дифференциальной форме.
Причины нарушения закона Дарси и пределы его применимости. Анализ и интерпретация экспериментальных данных.
Нелинейные законы фильтрации.
Понятие о математической модели решения задач подземной гидромеханики. Понятие о структурных моделях пористых сред.
Понятие о математической модели физического процесса.
Дифференциальное уравнение неразрывности. Его физический смысл и основное назначение.
Основные зависимости параметров пористой среды и флюидов от давления.
Уравнение Лейбензона. Для неустановившегося движения жидкости в пористой среде.
Уравнение Лейбензона. Для неустановившегося движения газа в пористой среде.
Функция Лейбензона. Уравнение неустановившейся фильтрации однородного флюида по закону Дарси.
Начальные и граничные условия при решении задач теории фильтрации.
Модели одномерных фильтрационных потоков.
Основные формулы прямолинейно - параллельной фильтрации несжимаемой жидкости и совершенного газа.
Основные формулы плоскорадиальной фильтрации несжимаемой жидкости и совершенного газа.
Основные формулы радиально – сферической фильтрации несжимаемой жидкости и совершенного газа.
Основные формулы плоскорадиальной фильтрации несжимаемой жидкости и совершенного газа по степенному закону.
Основные формулы плоскорадиальной фильтрации несжимаемой жидкости и совершенного газа по двучленному закону.
Основные формулы прямолинейно – параллельного потока несжимаемой жидкости с совершенного газа в неоднородных пластах (слоисто-неоднородный пласт и зонально - неоднородный пласт).
Основные формулы плоскорадиального потока несжимаемой жидкости с совершенного газа в неоднородных пластах (слоисто-неоднородный пласт и зонально - неоднородный пласт).
Потенциал точечного источника и стока на плоскости.
Приток жидкости к группе скважин в пласте с удаленным контуром питания.
Приток жидкости к скважине в пласте с прямолинейным контуром питания.
Приток жидкости к бесконечной цепочке (линейной батарее) скважин. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений.
Приток жидкости к кольцевым батареям скважин. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений.
Характеристика потока в условиях нелинейного закона фильтрации.
Типовые гидродинамические характеристики пласта.
Определение параметров пласта при установившемся процессе фильтрации жидкости.
Определение параметров пласта при неустановившемся процессе фильтрации жидкости.
Понятие о несовершенстве скважин. Фильтрационное сопротивление скважины. Скин фактор.
Неустановившееся движение упругой жидкости в деформируемой пористой среде.
Установившееся движение однородной несжимаемой жидкости в неоднородных пористых средах.
Установившееся нерадиальное движение несжимаемой жидкости при линейном законе фильтрации.
Понятие об интерференции скважин.
Метод последовательной смены стационарных состояний при решении задач упругого режима. Формулы расчета прямолинейно – параллельного неустановившегося потока упругой жидкости.
Метод последовательной смены стационарных состояний при решении задач упругого режима. Формулы расчета плоскорадиального неустановившегося потока упругой жидкости.
Метод А.М. Пирвердяна, интегральных соотношений, «усреднения» при решении задач упругого режима и их анализ.
Конусообразование. Формулы для расчета безводного и безгазового дебитов скважины.
Теория образования водяного конуса в пласте с подошвенной водой.
Относительные фазовые проницаемости. Метод их определения, графический вид кривых, аналитические формулы. Эмпирические формулы Чень-Чжун-Сяна.
Модель фильтрации Бакли-Леверетта. Уравнение Бакли-Леверетта.
Решение одномерного уравнения Бакли-Леверетта. Графическое изображение решения.
Функция Леверетта 13 EMBED Equation.3 1415. Физический смысл функции. Зависимость полноты вытеснения нефти от вида функции 13 EMBED Equation.3 1415.
Определение фронтальной насыщенности и средней насыщенности в безводный период добычи.
Расчет средней насыщенности после прорыва воды.
Определение коэффициента извлечения нефти (КИН) по кривой вытеснения на основе решения уравнения Бакли-Леверетта.
Понятие гранулярного, трещенного и трещиновато-пористого коллекторов. Характеристика терригенных и карбонатных коллекторов.
Особенности разработки месторождений нефти с трещиновато-пористыми коллекторами.
Определение параметров трещиноватых и трещиновато-пористых пластов-коллекторов гидродинамическими методами.
Аналогия и отличие формул стационарного притока жидкости к вертикальной и горизонтальной скважинам.
52. Горизонтальное и вертикальное вытеснение нефти водой.









































7. ЗАДАНИЕ ДЛЯ КУРСОВЫХ ПРОЕКТОВ ПО ПОДЗЕМНОЙ ГИДРОМЕХАНИКЕ
Задание № 1.
Определить условия переноса песка в пласте при плоскорадиальной фильтрации нефти и воды.
1.Теоретическая часть.
Методика расчета параметров фильтрации при поршневом вытеснении нефти водой.
Расчетная часть.
Рассчитать градиенты давления на линии вытеснения и на стенке скважины при перемещении ВНК для режима постоянной депрессии на пласт и постоянного дебита скважины при линейном и нелинейном законе фильтрации.
Рассчитать критический градиент давления переноса песка водой и нефтью.
Определить условия переноса песка при каждом режиме фильтрации.
Выводы.
Источник информации:
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993, стр.209-213.



Задание № 2.
Определить условия переноса песка в пласте при плоскорадиальной фильтрации газа и воды.
Теоретическая часть.
Методика расчета параметров фильтрации при поршневом вытеснении газа водой.
Расчетная часть.
Рассчитать градиенты давления на линии вытеснения и на стенке скважины при перемещении ГВК для режима постоянной депрессии на пласт и постоянного дебита скважины при линейном и нелинейном законе фильтрации.
Рассчитать критический градиент давления переноса песка водой и газом.
Определить условия переноса песка при каждом режиме фильтрации.
Выводы.
Источник информации:
К.С. Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.стр.203- 209, стр. 85-88.





Задание № 3.

Определить коэффициенты водонасыщенности и нефтеотдачи и их динамику с использованием функции Бакли-Леверетта.
Теоретическая часть.
Методика определения коэффициентов водонасыщенности и нефтеотдачи с использованием функции Бакли- Леверетта.
Расчетная часть.
Задаться функциями для фазовой проницаемости в системе “нефть-вода”.
Построить функцию Бакли- Леверетта, ее первую производную.
Определить искомые коэффициенты на конец безводной эксплуатации и на конец разработки залежи.
Выводы.
Источник информации
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.- стр. 26-29, 228-233, 241-246.



Задание № 4.

Определить коэффициенты водонасыщенности и газоотдачи и их динамику с использованием функции Бакли-Леверетта.
1.Теоретическая часть.
1.1Методика определения коэффициентов водонасыщенности и газоотдачи с использованием функции Бакли-Леверетта.
2.Расчетная часть.
2.1.Задаться функциями для фазовой проницаемости в системе “газ-вода”.
2.2.Построить функцию Бакли-Леверетта, ее первую производную.
2.3.Определить искомые коэффициенты на конец безводной эксплуатации и на конец разработки залежи.
Выводы.
Источник информации
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика.: Недра, 1993.- стр 26-29, 228-233, 241-246.










Задание № 5.
Рассчитать показатели разработки нефтяной залежи как укрупненной скважины.
1.Теоретическая часть
Методика расчета показателей разработки залежи как укрупненной скважины.
2.Расчетная часть.
2.1.Расситать изменение во времени объем внедрившийся воды и требуемого количества скважин при принятом законе изменения депрессии на пласт.
2.2. Рассчитать изменение во времени забойного давления и депрессии на пласт, а также требуемого числа скважин при принятом законе изменения объема внедрившийся воды.
Выводы
Источник информации:
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.:Недра,1993.- стр. 172-179.


Задание № 6.

Рассчитать показатели разработки газовой залежи как укрупненной скважины.
1.Теоретическая часть
Методика расчета показателей разработки залежи как укрупненной скважины.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать изменение во времени объем внедрившийся воды и требуемого количества скважин при принятом законе изменения депрессии на пласт.
2.2. Рассчитать изменение во времени забойного давления и депрессии на пласт, а также требуемого числа скважин при принятом законе изменения объема внедрившийся воды.
Выводы
Источник информации:
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.:Недра,1993.- стр. 172-179.








Задание № 7.

Рассчитать показатели разработки нефтяной залежи при упругом режиме разработки.
1.Теоретическая часть.
1.1.Теория упругого режима.
2.Расчетная часть.
2.1.Подсчитать упругий запас нефти в пласте.
2.2. Рассчитать падение пластового давления во времени при режиме постоянного отбора жидкости.
2.3.Рассчитать динамику отбора жидкости и пластового давления при режиме постоянной депрессии на пласт.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра,1993 г.-стр.131-151, 159-171.



Задание № 8.

Рассчитать показатели разработки газовой залежи при упругом режиме разработки.
1.Теоретическая часть.
1.1.Теория упругого режима.
2.Расчетная часть.
2.1.Подсчитать упругий запас газа в пласте.
2.2. Рассчитать падение пластового давления во времени при режиме постоянного отбора газа.
2.3.Рассчитать динамику отбора газа и пластового давления при режиме постоянной депрессии на пласт.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра,1993 г.-стр.181-188, 199-201.











Задание № 9.

Оценить влияние частоты пульсации забойного давления на коэффициент продуктивности нефтяной скважины.
1.Теоретическая часть.
1.1.Основная формула теории упругого режима (уравнение Лейбензона).
1.2.Интерференция скважин в условиях упругого режима.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать забойное давление при пуске и остановке скважины с интервалом времени 13 EMBED Equation.3 1415, где n =1, 2, 3, 10, 50; 13 EMBED Equation.3 1415.
2.2.Определить среднее значение забойного давления.
2.3.Рассчитать коэффициенты продуктивности.
2.4.Оценить зависимость коэффициента продуктивности от частоты пульсации забойного давления.
Выводы.
Источник информации:
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.:Недра,1993г.-стр.145-156.



Задание № 10.

Оценить влияние частоты пульсации забойного давления на коэффициент продуктивности газовой скважины.
1.Теоретическая часть.
1.1.Основная формула теории упругого режима (уравнение Л.С. Лейбензона)
1.2.Интерференция скважин в условиях упругого режима.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать забойное давление при пуске и остановке скважины с интервалом времени 13 EMBED Equation.3 1415, где n =1, 2, 3, 10, 50; 13 EMBED Equation.3 1415.
2.2.Определить среднее значение забойного давления.
2.3.Рассчитать коэффициенты продуктивности.
2.4.Оценить зависимость коэффициента продуктивности от частоты пульсации забойного давления.
Выводы.
Источник информации:
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.:Недра,1993г.-стр.181-199.






Задание №11.

Оценить влияние совместной работы куста скважин на индикаторную линию центральной скважины в нефтяном пласте с удаленным контуром питания при плоскорадиальной фильтрации нефти.
Теоретическая часть.
Методика расчета депрессии на пласт при работе группы нефтяных скважин.
Расчетная часть.
Рассчитать депрессию на пласт при исследовании центральной скважины при работе скважин в кусте (для n = 5,10,20).
Построить индикаторные линии.
Рассчитать коэффициенты продуктивности для центральной скважины.
Оценить зависимость коэффициента продуктивности от числа скважин в кусте.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.-стр.103-109, 58-80.


Задание №12.

Оценить влияние совместной работы куста скважин на индикаторную линию центральной скважины в газовом пласте с удаленным контуром питания при плоскорадиальной фильтрации газа.
1.Теоретическая часть.
1.1.Методика расчета депрессии на пласт при работе группы газовых скважин.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать депрессию на пласт при исследовании центральной скважины при работе скважин в кусте (для n= 5,10,20).
2.2.Построить индикаторные линии.
2.3.Рассчитать коэффициенты продуктивности для центральной скважины.
2.4.Оценить зависимость коэффициента продуктивности от числа скважин в кусте.
Выводы.
Источник информации: К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.-стр.103-109, 58-90.








Задание № 13.

Выполнить диагностику нефтяной скважины по результатам гидродинамических исследований при установившейся фильтрации.
Теоретическая часть.
1.1.Методика обработки данных гидродинамических исследований при плоскорадиальной фильтрации.
1.2.Приток жидкости к несовершенным скважинам.
2.Расчетная часть.
2.1.По данным исследования определить коэффициенты фильтрационного сопротивления.
2.2.Рассячитать теоретические значения коэффициентов фильтрационного сопротивления для гидродинамически совершенной скважины.
2.3.Оценить гидродинамическое несовершенство скважины.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г.-стр.58-88, 117-126.



Задание № 14.

Выполнить диагностику газовой скважины по результатам гидродинамических исследований при установившейся фильтрации.
Теоретическая часть.
1.1.Методика обработки данных гидродинамических исследований при плоскорадиальной фильтрации.
1.2.Приток газа к несовершенным скважинам.
2.Расчетная часть.
2.1.По данным исследования определить коэффициенты фильтрационного сопротивления.
2.2.Рассчитать теоретические значения коэффициентов фильтрационного сопротивления для гидродинамически совершенной скважины.
2.3.Оценить гидродинамическое несовершенство скважины.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г.-стр.58-88, 117-126.







Задание № 15.

Оценить влияние давления на индикаторную линию при плоскорадиальной фильтрации нефти в пористой среде.
1.Теоретическая часть.
Зависимость параметров флюидов и пористой среды от давления.
Плоскорадиальный фильтрационный поток сжимаемой жидкости и породы.
2.Расчетная часть.
Рассчитать депрессию на пласт при установившейся фильтрации нефти для различных пластовых давлений.
Определить коэффициенты продуктивности, построить индикаторные линии
Оценить влияние давления на форму индикаторной линии.
Выводы:
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г.-48-54, 72-78.


Задание № 16.

Оценить влияние давления на индикаторную линию при плоскорадиальной фильтрации газа в пористой среде.
1.Теоретическая часть.
1.1.Зависимость параметров флюидов и пористой среды от давления.
1.2.Плоскорадиальный фильтрационный поток идеального и реального газа.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать депрессию на пласт при установившейся фильтрации газа для различных пластовых давлений.
2.2.Определить коэффициенты продуктивности, построить индикаторные линии.
2.3.Оценить влияние давления на форму индикаторной линии.
Выводы:
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г.-
стр.48-54, 72-81.










Задание № 17.

Выполнить анализ расчетных формул для определения коэффициента продуктивности горизонтальных скважин для нефтяной залежи.
1.Теоретическая часть.
1.1.Приток несжимаемой жидкости к горизонтальной скважине.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать безразмерный коэффициент продуктивности горизонтальной скважины длиной “l”, радиусом 13 EMBED Equation.3 1415 в пласте толщиной h при радиусе контура питания 13 EMBED Equation.3 1415.
2.2.Построить графики зависимости приведенного коэффициента продуктивности и проанализировать полученные результаты.
2.3.Сравнить коэффициенты продуктивности вертикальной и горизонтальной скважины.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г.- стр. 126-129.


Задание № 18.

Выполнить анализ расчетных формул для определения коэффициента продуктивности горизонтальных скважин для газовой залежи.
1.Теоретическая часть.
1.1.Приток газа к горизонтальной скважине.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать безразмерный коэффициент продуктивности горизонтальной скважины длиной “l”, радиусом 13 EMBED Equation.3 1415 в пласте толщиной h при радиусе контура питания 13 EMBED Equation.3 1415.
2.2.Построить графики зависимости приведенного коэффициента продуктивности и проанализировать полученные результаты.
2.3.Сравнить коэффициенты продуктивности вертикальной и горизонтальной скважины.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика.М.: Недра, 1993г.- стр. 126-129.







Задание № 19.

Дать сравнительную оценку приближенных методов решения задач теории упругого режима фильтрации нефти.
Теоретическая часть.
1.1.Точное решение осесимметричного притока нефти к скважине.
Приближенные методы решения задач упругого режима фильтрации нефти.
Расчетная часть.
2.1. Рассчитать депрессию на пласт по точной формуле и по приближенным формулам.
Найти относительную погрешность расчетов.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г.- стр. 181-196.


Задание № 20.

Дать сравнительную оценку приближенных методов решения задач теории упругого режима фильтрации газа.
1.Теоретическая часть.
1.1.Точное решение осесимметричного притока газа к скважине.
1.2.Приближенные методы решения задач упругого режима фильтрации газа.
2.Расчетная часть.
2.1. Рассчитать депрессию на пласт по точной формуле и по приближенным формулам.
Найти относительную погрешность расчетов.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г.- стр. 181-196.













Задание № 21.


Оценить условия нарушения устойчивого движения границы раздела нефти и воды.
1.Теоретическая часть.
1.1.Устойчивость движения границы раздела жидкостей.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать критическую скорость фильтрации нефти при нарушении устойчивого движения границы раздела с водой.
2.2.Рассчитать критический градиент давления.
2.3.Рассчитать положение ВНК при нарушении устойчивости раздела жидкостей при дебитах скважины Q.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра,1993г.-
стр.213-215.


Задание № 22.

Оценить условия нарушения устойчивого движения границы раздела газа и воды.
1.Теоретическая часть.
1.1.Устойчивость движения границы раздела газа и жидкостей.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать критическую скорость фильтрации газа при нарушении устойчивого движения границы раздела газа с водой.
2.2.Рассчитать критический градиент давления.
2.3.Рассчитать положение ГВК при нарушении устойчивости раздела газа и воды при дебитах скважины Q.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра,1993г.-
стр.213-215.











Задание № 23.

Оценить динамику обводненности продукции скважины при поршневом вытеснении нефти водой из неоднородного по проницаемости пласта.
1.Теоретическая часть.
1.1.Теоретическая модель плоскорадиального потока в неоднородных пластах.
1.2.Плоскорадиальное вытеснение нефти водой.
2.Расчетная часть.
2.1.Задаться функциями фазовой проницаемости при фильтрации нефти и воды.
2.2.Задаться законом распределения неоднородных по проницаемости пропластков.
2.3.Рассчитать время обводнения пропластков и динамику обводненности продукции скважины.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г.- стр. 94-98, 209-213.



Задание № 24.

Оценить динамику обводненности продукции скважины при поршневом вытеснении газа водой из неоднородного по проницаемости пласта.
1.Теоретическая часть.
1.1.Теоретическая модель плоскорадиального потока в неоднородных пластах.
1.2.Плоскорадикальное вытеснение газа водой.
2.Расчетная часть.
2.1.Задаться функциями фазовой проницаемости при фильтрации газа и воды.
2.2.Задаться законом распределения неоднородных по проницаемости пропластков.
2.3.Рассчитать время обводнения пропластков и динамику обводненности продукции скважины.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г.- стр. 94-98, 209-213.








Задание № 25.

Оценить влияние давление на индикаторную линию при плоскорадиальной фильтрации нефти в трещиновато- пористой среде.
1.Теоретическая часть.
1.1.Зависимость параметров флюидов и трещиновато-пористой среды от давления.
1.2.Плоскорадиальный фильтрационный поток сжимаемой жидкости и породы.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать дебит скважины при установившейся фильтрации нефти для различных депрессий на пласт и пластовых давлений.
2.2.Определить коэффициент продуктивности, построить индикаторные линии.
Оценить влияние давления на форму индикаторной линии.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г.- стр.350-362.


Задание № 26.

Оценить влияние давление на индикаторную линию при плоскорадиальной фильтрации газа в трещиновато- пористой среде.
1.Теоретическая часть.
1.1.Зависимость параметров флюидов и трещиновато-пористой среды от давления.
1.2.Плоско-радиальный фильтрации поток сжимаемой жидкости (газа) и породы.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать дебит скважины при установившейся фильтрации газа для различных депрессий на пласт и пластовых давлений.
2.2.Определить коэффициент продуктивности, построить индикаторные линии.
Оценить влияние давления на форму индикаторной линии.
Выводы.
Источник информации.
К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г.- стр.350-362.











Задание № 27.

Определить условия эксплуатации нефтяной скважины при наличии подошвенной воды и газовой шапки.
1.Теоретическая часть.
1.1.Теория образования конуса подошвенной воды и газа.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать безводный дебит скважины.
2.2.Рассчитать безгазовый дебит скважины.
2.3.Обосновать интервал перфорации.
Выводы.
Источник информации.
1.К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г.- стр. 221-226.
2.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Ш.К.Гиматудинов и др. М.: Недра, 1983г.- стр.221- 235.



Задание № 28.

Определить условия эксплуатации газовой скважины при наличии подошвенной воды.
1.Теоретическая часть.
1.1.Теория образования конуса подошвенной воды.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать безводный дебит скважины.
2.2.Обосновать интервал вскрытия пласта (первичное вскрытие).
2.3 Обосновать интервал перфорации (вторичное вскрытие).
Выводы.
Источник информации.
1.К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г.- стр. 221-226.
2.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Ш.К.Гиматудинов и др. М.: Недра, 1983г.- стр.221- 235.






9. ОФОРМЛЕНИЕ КУРСОВЫХ РАБОТ
Текстовая часть курсовой работы должна быть написана на одной стороне листа белой бумаги формата А4 (297х210) чернилами одного цвета (шариковой ручкой), четким и понятным почерком. Высота букв должна быть не менее 2,5 мм. Расстояние между основаниями срок текстовой части должно быть не менее 8 мм.
Текстовая часть текста может быть также и отпечатана на принтере через полтора межстрочных интервала. Шрифт Times New Roman, формулы в редакторе Microsoft Equation 3,0.
Текс следует печатать, соблюдая следующие размеры полей: левое – 30 мм, правое – 10 мм, верхнее – 20 мм, нижнее – 15 мм.
На протяжении всего текста должно строго соблюдаться единообразие терминов, обозначений, условных сокращений и символов. Недопускается применять одинаковые термины и обозначения для различных понятий без указания их смыслового значения.
При выполнении расчетной части проекта должна использоваться только международная система единиц измерения – СИ (ГОСТ 8.417-81; СТ СЭВ 1052 – 78). При пользовании источниками содержащими справочные данные в системах единиц СГС, МКГСС и др., необходимо предварительно пересчитать их в единицах СИ и уже в таком виде вводить в расчетах.
Номер страницы проставляется цифрами в правом верхнем углу без точки и черточек. На первых двух страницах (титульный лист, задание) номер страницы не ставят. Список использованных источников и приложения необходимо включать в сквозную нумерацию.
Иллюстрации (таблицы, схемы, графики), которые располагаются на отдельных страницах курсовой работы, также включаются в общую нумерацию страниц.
Все рисунки должны иметь наименования (заголовок). Наименование рисунка должно быть кратким и соответствовать содержанию. Заголовок пишется над рисунком с прописной буквы. Если рисунок имеет поясняющие данные, то их оформляют под рисуночным текстом. Номер иллюстрации располагают ниже поясняющей надписи. В тексте при ссылках на номер рисунка его следует писать сокращенно, например: рис.1. Рисунки должны размещаться сразу после ссылки на них в тексте. Рисунки следует размещать так, чтобы их можно было рассматривать без поворота текста.
Цифровой материал, помещенный в работе, как правило, оформляется в виде таблиц. Таблицу размещают после первого упоминания о ней в тексте, таким образом, чтобы ее можно было читать без поворота записки или с поворотом по часовой стрелке. Таблицы должны нумероваться в пределах всего текста арабскими цифрами (без знака № перед цифрой). Надпись «Таблица» с указанием порядкового номера помещается над правым верхним углом таблицы, например Таблица 1. Каждая таблица должна иметь содержательный заголовок. Заголовок помещается под словом «Таблица».



















8. ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА И СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ
Основные исходные данные для курсовой работы
№ п/п
Показатели
Единица измерения
Символическое обозначение
Величина

1
Площадь нефтеносности
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
9113,00

2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
6

3
Коэффициент открытой пористости
13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
0,2

4
Коэффициент проницаемости
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
0,29

5
Коэффициент динамической вязкости
для воды
для нефти
для газа
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415


1
28
0,012

6
Радиус контура питания
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
300

7
Среднесуточный дебит скважины
по нефти
по газу

13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415

9,5
340

8
Радиус скважины
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
0,08

9
Плотность нефти
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
896

10
Плотность газа
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
0,076

11
Давление на контуре
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
13,8

12
Давление на забое
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
10,5

13
Коэффициент пьезопроводности
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
0,01



Справочные данные
Показатели
Нефтепромысловая единица измерения
В системе СИ

Проницаемость
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415

Давление

13 EMBED Equation.3 1415

Динамическая вязкость
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415

Кинематическая вязкость
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415







8. РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА.
А) Основная литература:
1. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебник для вузов. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 480 с.
2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993. – 416 с.
3. Дмитриев Н.М., Кадет В.В., Разбегина Е.Г. Методические указания к выполнению курсовых работ по дисциплине подземная гидромеханика. – М.: нефть и газ, 1998. - 61 с.
4. Евдокимова В.А., Кочина И.Н. Сборник задач по подземной гидравлике. – М.: Недра, 1979. - 166 с.
5. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. - М.: Недра, 1973. – 360 с.
6. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. – М.: Гостоптехиздат, 1949. – 358 с.
Б) Дополнительная литература:
1. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 396 с.
2. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в пластах. – М.: Недра, 1984. -270 с.
3. Коллинз Р. Течение жидкости через пористые материалы. – М.: Мир, 1964. – 207 с.
4. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. – М.: Недра, 1982. – 407 с.

13PAGE 15


13PAGE 145815





Приложенные файлы

  • doc 6820419
    Размер файла: 728 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий