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.doc

224kb.

28.05.2010 22:01

скачать

содержание

---

Смотрите также:
• По дисциплине Подземная гидромеханика тема Одномерные установившиеся потоки жидкости и газа в пористой среде [ курсовая работа ]
• Лекции. Технология горного производства (подземная разработка) [ лекция ]
• Цели освоения дисциплины Целями освоения дисциплины «Подземная разработка месторождений полезных ископаемых» [ документ ]
• «Гидравлический расчет сложного трубопровода и элементов оборудования» по дисциплине «Гидравлика и нефтегазовая гидромеханика» [ документ ]
• вариант 16 «Гидравлический расчет сложного трубопровода и элементов оборудования» по дисциплине «Гидравлика и нефтегазовая гидромеханика» [ документ ]
• Вариант 1, Контрольная работа 5,6 [ документ ]
• Клеточный цикл, митоз, мейоз [ лабораторная работа ]
• Гидромеханика [ документ ]
• Контрольная работа по прикладной математике [ лабораторная работа ]
• Вариант 1, Контрольная работа 3,4 [ документ ]
• по курсу Физика горных пород [ лекция ]
• Металловедение и термическая обработка металлов [ лабораторная работа ]

Подземная гидромеханика конртольная работа Лунегов.doc

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 r_кр.


Число Рейнольдса можно определить по формуле Щелкачева:





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

Раздел.3. Простейшие фильтрационные потоки

3.3. Вычислить давление на контуре питания пласта, если расстояние от контура до возмущающей скважины r_к. Радиус скважины r_c, забойное давление Р_с. 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 r_к, радиус скважины r_c, 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 r_c, радиус контура питания r_к, давление на забое скважины Р_с, на контуре питания Р_к.

№ 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 r_с=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 r_к=600м, коэффициент проницаемости k=0,7 мкм², вязкость нефти μ=8,5 мПа·с, пластовое давление Р_к=22Мпа, забойное давление Р_с=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 r_пр



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 β_ж и горной породы β_п, вязкость жидкости μ = 1 мПас, начальное пластовое давление Р_{пл 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:  

---