Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Контрольная работа - Подземная гидромеханика - файл Подземная гидромеханика конртольная работа Лунегов.doc


Контрольная работа - Подземная гидромеханика
скачать (69.2 kb.)

Доступные файлы (1):

Подземная гидромеханика конртольная работа Лунегов.doc224kb.28.05.2010 22:01скачать

содержание
Загрузка...

Подземная гидромеханика конртольная работа Лунегов.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ


Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования


Пермский государственный технический университет

Горно-нефтяной факультет


Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений


КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по дисциплине

«Подземная гидромеханика»


Выполнил: студент группы РНГМу-07-1 Лунегов Е.И.

Проверил: ст.преподаватель Пономарева И.Н.


Пермь 2010


Раздел 1. Характеристики пористых сред. Модели грунта


1.3 Определить площадь поверхности зерен в объеме V фиктивного грунта пористостью m, при диаметре зерен d.


№ варианта

V, м3

m, %

d, мм

36

2,4

22

0,3

Решение:

Определим площадь поверхности зерен по формуле Оркина:

(m=22%=0,22д.ед.)

Ответ: .

Раздел 2. Основные понятия теории фильтрации. Законы фильтрации

2.3. Определить размеры зоны нелинейной фильтрации жидкости при движении нефти (вязкость μ=7 мПа·с, плотность ρ=730 кг/м3) в пласте (толщина h=15м; пористость m=0,13, проницаемость k=0,155 мкм2) к скважине, работающей с дебитом Q=20 м3/сут.


Решение:

Если , то закон фильтрации нелинейный. То есть зоной нелинейной фильтрации жидкости считается зона от rкр.


Число Рейнольдса можно определить по формуле Щелкачева:





Таким образом зоной нелинейной фильтрации жидкости является зона до r=rкр=0,06м.
^

Раздел.3. Простейшие фильтрационные потоки


3.3. Вычислить давление на контуре питания пласта, если расстояние от контура до возмущающей скважины rк. Радиус скважины rc, забойное давление Рс. Известно, что давление на забое бездействующей скважины, находящейся на расстоянии r от возмущающей скважины, равно P. Приток жидкости к действующей скважине предполагается плоскорадиальным при линейном законе фильтрации.




варианта

rк, м

rс, см

Рс, МПа

r, м

Р, МПа

36

550

10

5,7

170

7,5


Решение:

Распределение давления в пласте подчиняется закону



Выразим отсюда давление на контуре питания:





Раздел 4. Исследование скважин методом установившихся отборов

4.2. Произвести обработку результатов исследования скважины методом установившихся отборов.

Исходные данные:

Радиус контура питания rк, радиус скважины rc, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта h, динамическая вязкость нефти μ.

№ варианта

rк, М

rс, СМ

h, М

μ,мПа-с

1 режим

2 режим

3 режим

4 режим

Q, м3/сут

ΔР, МПа

Q, м3/сут

ΔР, МПа

Q, м3/сут

ΔР, МПа

Q, м3/сут

ΔР, МПа

36

240

10

20

6,2

40

6,171

45

7,759

49

9,160

51

9,905


Решение:

Строим индикаторную диаграмму в координатах


А

α










Обработка нелинейной индикаторной диаграммы выполняется в соответствии с двухчленной формулой притока:



А=0,154 =

В=tgα=tg 5°=0.087

Прямая линия отсекает на оси ординат отрезок А:



Из которой проницаемость:



Проводимость:



Гидропроводность:



Ответ: проницаемость

проводимость

гидропроводность


Раздел 5. Установившееся движение идеального газа

5.3. Определить объемный и массовый дебиты совершенной газовой скважины, считая, что фильтрация происходит по закону Дарси, если толщина пласта h, коэффициент проницаемости пласта k, динамическая вязкость газа μ, плотность газа в нормальных условиях ρ0, радиус скважины rc, радиус контура питания rк, давление на забое скважины Рс, на контуре питания Рк.




варианта

h, м

k, мкм2

μ, мПа·с

ρ0, кг/м3

rс, см

rк, м

Рс, МПа

Рк, МПа

36

6,3

1,85

0,015

0,65

10

910

5,0

7,3


Решение:

Объемный расход газа, приведенный к атмосферному давлению:



Массовый дебит совершенной газовой скважины:



Раздел 6. Установившееся движение газированной жидкости.

Задача 6.1. Определить фазовые проницаемости для нефти и газа для несцементированного песка при абсолютной проницаемости горной породы

k=0,2 мкм2 и нефтенасыщенности σ=43 %.

Решение:

По графикам (приложение, рис.7) при σ=43 % k=0,05; k=0,37

Фазовая проницаемость:

k=0,05*0,2=0,01 мкм2

k=0,37*0,2=0,074 мкм2

Раздел 7. Движение жидкости к гидродинамически несовершенным скважинам

7.3. Определить дебит и приведенный радиус скважины, вскрывающей пласт толщиной h=11м на глубину b=4м. Скважина обсажена эксплуатационной колонной радиусом rс=10 см, перфорация выполнена по всей вскрытой толщине пласта пулевым перфоратором с диаметром пуль d0=20мм, и глубиной проникновения пуль в породу на =6см. Количество выстрелов n=17отв/м. Радиус контура питания пласта rк=600м, коэффициент проницаемости k=0,7 мкм2, вязкость нефти μ=8,5 мПа·с, пластовое давление Рк=22Мпа, забойное давление Рс=19 Мпа.

Решение:

Гидродинамическое несовершенство скважины по степени вскрытия пласта учитывается коэффициентом С1, по характеру вскрытия – С2.

В нашем случае скважина несовершенна и по степени, и по характеру вскрытия



Коэффициент С1 можно определить по формуле А.М. Пирвердяна (для С1):



Коэффициент С2 можно определить по графикам В.И. Щурова:

,

где - глубина проникновения пуль в породу.

№ кривой на рис.9 или 10 для определения коэффициента С2 выбирается в соответствии с параметром α по табл.10 (учебно-методического пособия).

,

где d – диаметр пуль (перфорационных отверстий).


Следовательно, номер кривой – 7.



С2=1,5.



Дебит скважины:



Приведенный радиус несовершенной скважины – это радиус такой фиктивной гидродинамически совершенной скважины, дебит которой равен дебиту реальной несовершенной скважины.


Приведенный радиус rпр



Раздел 8. Гидродинамические исследования скважин при неустановившихся режимах.

8.1. В результате исследования добывающей скважины на неустановившихся режимах получены значения забойного давления в различные моменты времени после остановки скважины. Определить фильтрационные параметры пласта, если известно, что в пласте толщиной h фильтруется нефть вязкостью . До остановки скважина работала с установившимся дебитом Q.



варианта

h, м

μ, мПа·с

Q, м3/сут

36

15

4,9

40




36 вариант

t, с

Р, МПа

t, с

Р, МПа

0

12,670

10548

16,345

730

13,563

11447

16,387

1629

13,860

12350

16,462

2500

14,115

13249

16,507

3399

14,417

14148

16,573

4287

14,876

15050

16,584

5227

15,247







6130

15,652







7029

15,874







7928

16,041







8827

16,157







9800

16,281







Решение:

Строится график в координатах ΔР – ln t (ΔР = Рt – Р0).




В качестве прямолинейного принимаем участок (точки 11 – 16).

Уклон выделенного прямолинейного участка



Гидропроводность пласта



Проницаемость пласта



Раздел 9. Неустановившееся движение жидкости при работе скважин с переменным дебитом

9.1. Определить величину пластового давления в точке А (x0, y0), расположенной в бесконечном изотропном пласте, в котором работают две скважины (первая – добывающая, вторая – нагнетательная). Скважины работают с переменным дебитом. Толщина пласта h, проницаемость k, пористость m, коэффициенты объемного сжатия жидкости βж и горной породы βп, вязкость жидкости μ = 1 мПас, начальное пластовое давление Рпл 0.



варианта

q1, м3/сут

интервалы

времени, сут

q2, м3/сут

интервалы времени, сут

h, м

k, мкм2





















36

200

160

250

80

70

50

150

200

70

130

8

0,58






варианта

m, %

βп,

10-10

1/Па

βж,

10-10

1/Па

Р0, МПа

Координаты скважин, м

x0

y0

x1

y1

x2

y2

36

20

0,9

10

22

100

200

300

300

50

500



Решение:

Находим коэффициент пьезопроводности:



Находим изменение давления, вызванное работой фиктивных добывающих скважин:









Суммарное изменение давления:



Находим изменение давления, вызванное работой фиктивных нагнетательных скважин:







Суммарное изменение давления:



Пластовое давление в точке А:






Скачать файл (69.2 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации