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.

,

где - насыщенность порового пространства активной нефтью (коэффициент вытеснения); - насыщенность порового пространства связанной (реликтовой) водой; - 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:

(для полосообразной залежи),

(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:

,

.

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

.

 

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:

,

,

где b – вскрытая толщина пласта; h_н – нефтенасыщенная толщина пласта;

- проницаемость параллельно и перпендикулярно напластованию.

 

6. ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЕ ВОПРОСЫ

1. Предмет подземной гидромеханики. Роль и задачи подземной гидромеханики, ее связь с теорией разработки месторождений нефти и газа.

2. Понятие о пористой среде. Важнейшие характеристики порового коллектора (пористость, просветность, проницаемость). Законы фильтрации. Линейный закон фильтрации (закон Дарси).

3. Дифференциальное уравнение движения. Закон Дарси в дифференциальной форме.

4. Причины нарушения закона Дарси и пределы его применимости. Анализ и интерпретация экспериментальных данных.

5. Нелинейные законы фильтрации.

6. Понятие о математической модели решения задач подземной гидромеханики. Понятие о структурных моделях пористых сред.

7. Понятие о математической модели физического процесса.

8. Дифференциальное уравнение неразрывности. Его физический смысл и основное назначение.

9. Основные зависимости параметров пористой среды и флюидов от давления.

10. Уравнение Лейбензона. Для неустановившегося движения жидкости в пористой среде.

11. Уравнение Лейбензона. Для неустановившегося движения газа в пористой среде.

12. Функция Лейбензона. Уравнение неустановившейся фильтрации однородного флюида по закону Дарси.

13. Начальные и граничные условия при решении задач теории фильтрации.

14. Модели одномерных фильтрационных потоков.

15. Основные формулы прямолинейно - параллельной фильтрации несжимаемой жидкости и совершенного газа.

16. Основные формулы плоскорадиальной фильтрации несжимаемой жидкости и совершенного газа.

17. Основные формулы радиально – сферической фильтрации несжимаемой жидкости и совершенного газа.

18. Основные формулы плоскорадиальной фильтрации несжимаемой жидкости и совершенного газа по степенному закону.

19. Основные формулы плоскорадиальной фильтрации несжимаемой жидкости и совершенного газа по двучленному закону.

20. Основные формулы прямолинейно – параллельного потока несжимаемой жидкости и совершенного газа в неоднородных пластах (слоисто-неоднородный пласт и зонально - неоднородный пласт).

21. Основные формулы плоскорадиального потока несжимаемой жидкости с совершенного газа в неоднородных пластах (слоисто-неоднородный пласт и зонально - неоднородный пласт).

22. Потенциал точечного источника и стока на плоскости.

23. Приток жидкости к группе скважин в пласте с удаленным контуром питания.

24. Приток жидкости к скважине в пласте с прямолинейным контуром питания.

25. Приток жидкости к бесконечной цепочке (линейной батарее) скважин. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений.

26. Приток жидкости к кольцевым батареям скважин. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений.

27. Характеристика потока в условиях нелинейного закона фильтрации.

28. Типовые гидродинамические характеристики пласта.

29. Определение параметров пласта при установившемся процессе фильтрации жидкости.

30. Определение параметров пласта при неустановившемся процессе фильтрации жидкости.

31. Понятие о несовершенстве скважин. Фильтрационное сопротивление скважины. Скин фактор.

32. Неустановившееся движение упругой жидкости в деформируемой пористой среде.

33. Установившееся движение однородной несжимаемой жидкости в неоднородных пористых средах.

34. Установившееся нерадиальное движение несжимаемой жидкости при линейном законе фильтрации.

35. Понятие об интерференции скважин.

36. Метод последовательной смены стационарных состояний при решении задач упругого режима. Формулы расчета прямолинейно – параллельного неустановившегося потока упругой жидкости.

37. Метод последовательной смены стационарных состояний при решении задач упругого режима. Формулы расчета плоскорадиального неустановившегося потока упругой жидкости.

38. Метод А.М. Пирвердяна, интегральных соотношений, «усреднения» при решении задач упругого режима и их анализ.

39. Конусообразование. Формулы для расчета безводного и безгазового дебитов скважины.

40. Теория образования водяного конуса в пласте с подошвенной водой.

41. Относительные фазовые проницаемости. Метод их определения, графический вид кривых, аналитические формулы. Эмпирические формулы Чень-Чжун-Сяна.

42. Модель фильтрации Бакли-Леверетта. Уравнение Бакли-Леверетта.

43. Решение одномерного уравнения Бакли-Леверетта. Графическое изображение решения.

44. Функция Леверетта . Физический смысл функции. Зависимость полноты вытеснения нефти от вида функции .

45. Определение фронтальной насыщенности и средней насыщенности в безводный период добычи.

46. Расчет средней насыщенности после прорыва воды.

47. Определение коэффициента извлечения нефти (КИН) по кривой вытеснения на основе решения уравнения Бакли-Леверетта.

48. Понятие гранулярного, трещенного и трещиновато-пористого коллекторов. Характеристика терригенных и карбонатных коллекторов.

49. Особенности разработки месторождений нефти с трещиновато-пористыми коллекторами.

50. Определение параметров трещиноватых и трещиновато-пористых пластов-коллекторов гидродинамическими методами.

51. Аналогия и отличие формул стационарного притока жидкости к вертикальной и горизонтальной скважинам.

52. Горизонтальное и вертикальное вытеснение нефти водой.

 

 

ЗАДАНИЕ ДЛЯ КУРСОВЫХ ПРОЕКТОВ ПО ПОДЗЕМНОЙ ГИДРОМЕХАНИКЕ

Задание № 1.

Определить условия переноса песка в пласте при плоскорадиальной фильтрации нефти и воды.

1.Теоретическая часть.

1.1. Методика расчета параметров фильтрации при поршневом вытеснении нефти водой.

2. Расчетная часть.

2.1. 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.

2.2. Рассчитать критический градиент давления переноса песка водой и нефтью.

2.3. Определить условия переноса песка при каждом режиме фильтрации.

Выводы.

Источник:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 209-213 с.

 

Задание № 2.

Определить условия переноса песка в пласте при плоскорадиальной фильтрации газа и воды.

1. Теоретическая часть.

1.1. Методика расчета параметров фильтрации при поршневом вытеснении газа водой.

2. Расчетная часть.

2.1. 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.

2.2. Рассчитать критический градиент давления переноса песка водой и газом.

2.3. Определить условия переноса песка при каждом режиме фильтрации.

Выводы.

Источник:

Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 203- 209 с.,

85-88 с.

 

Задание № 3.

 

Определить коэффициенты водонасыщенности и нефтеотдачи и их динамику с использованием функции Бакли-Леверетта.

1. Теоретическая часть.

1.1. Методика определения коэффициентов водонасыщенности и нефтеотдачи с использованием функции Бакли- Леверетта.

2. Расчетная часть.

2.1. Задаться функциями для фазовой проницаемости в системе “нефть-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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 26-29 с., 228-233 с., 241-246 с.

 

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:

К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика.: Недра, 1993 г., 26-29 с,

228-233 с., 241-246 с.

 

 

Задание № 5.

Рассчитать показатели разработки нефтяной залежи как укрупненной скважины.

1.Теоретическая часть

1.1. Методика расчета показателей разработки залежи как укрупненной скважины.

2. Расчетная часть.

2.1. Расситать изменение во времени объема внедрившейся 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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.:Недра,1993 г., 172-179 с.

 

 

Задание № 6.

 

Рассчитать показатели разработки газовой залежи как укрупненной скважины.

1.Теоретическая часть

1.2. Методика расчета показателей разработки залежи как укрупненной скважины.

2.Расчетная часть.

2.1.Рассчитать изменение во времени объема внедрившейся 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:

Басниев К. С. и др. Подземная гидромеханика. М.:Недра,1993 г., 172-179 с.

 

 

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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра,1993 г., 131-151с., 159-171с.

 

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:

К.С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра,1993 г., 181-188 с., 199-201 с.

 

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 , где n =1, 2, 3, 10, 50; .

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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.:Недра,1993 г., 145-156 с.

 

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 , где n =1, 2, 3, 10, 50; .

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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.:Недра,1993 г., 181-199 с.

 

 

Задание №11.

 

Оценить влияние совместной работы куста скважин на индикаторную линию центральной скважины в нефтяном пласте с удаленным контуром питания при плоскорадиальной фильтрации нефти.

1. Теоретическая часть.

1.1. Методика расчета депрессии на пласт при работе группы нефтяных 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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г.,103-109 с.,

58-80 с.

 

 

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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 103-109 с., 58-90 с.

 

Задание № 13.

 

Выполнить диагностику нефтяной скважины по результатам гидродинамических исследований при установившейся фильтрации.

1. 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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 58-88 с.,

117-126 с.

 

Задание № 14.

 

Выполнить диагностику газовой скважины по результатам гидродинамических исследований при установившейся фильтрации.

2. 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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 58-88 с.,

117-126 с.

 

Задание № 15.

 

Оценить влияние давления на индикаторную линию при плоскорадиальной фильтрации нефти в пористой среде.

1.Теоретическая часть.

1.1. Зависимость параметров флюидов и пористой среды от давления.

1.2. Плоскорадиальный фильтрационный поток сжимаемой жидкости и породы.

2.Расчетная часть.

2.1. Рассчитать депрессию на пласт при установившейся фильтрации нефти для различных пластовых давлений.

2.2. Определить коэффициенты продуктивности, построить индикаторные линии

2.3. Оценить влияние давления на форму индикаторной линии.

Выводы:

Источник:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 48-54 с.,

72-78 с.

 

 

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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г.,

48-54 с., 72-81 с.

 

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 в пласте толщиной h при радиусе контура питания .

2.2.Построить графики зависимости приведенного коэффициента продуктивности и проанализировать полученные результаты.

2.3.Сравнить коэффициенты продуктивности вертикальной и горизонтальной скважины.

Выводы.

Источник:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г., 126-129 с.

 

 

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 в пласте толщиной h при радиусе контура питания .

2.2.Построить графики зависимости приведенного коэффициента продуктивности и проанализировать полученные результаты.

2.3.Сравнить коэффициенты продуктивности вертикальной и горизонтальной скважины.

Выводы.

Источник:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г., 126-129 с.

 

Задание № 19.

 

Дать сравнительную оценку приближенных методов решения задач теории упругого режима фильтрации нефти.

1. Теоретическая часть.

1.1.Точное решение осесимметричного притока нефти к скважине.

1.2. Приближенные методы решения задач упругого режима фильтрации нефти.

2. Расчетная часть.

2.1. Рассчитать депрессию на пласт по точной формуле и по приближенным формулам.

2.2. Найти относительную погрешность расчетов.

Выводы.

Источник информации.

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 181-196 с.

 

 

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.

2.3. Найти относительную погрешность расчетов.

Выводы.

Источник:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г., 181-196 с.

 

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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра,1993 г., 213-215 с.

 

 

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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра,1993 г., 213-215 с.

 

 

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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 94-98 с.,

209-213 с.

 

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:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 94-98 с.,

209-213 с.

 

 

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.

2.4. Оценить влияние давления на форму индикаторной линии.

Выводы.

Источник:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 350-362 с.

 

 

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.

2.5. Оценить влияние давления на форму индикаторной линии.

Выводы.

Источник:

Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 350-362 с.

 

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:

1.Басниев К. С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 221-226 с.

2.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Гиматудинов Ш.К. и др. М.: Недра, 1983 г., 221- 235 с.

 

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:

1.Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 221-226 с.

2.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Гиматудинов Ш.К. и др. М.: Недра, 1983 г., 221- 235 с.

 

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 строк 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. Не допускается 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».