Исследование неустановившегося фильтрации жидкости и газа в трещиноватых и трещиваното-пористых средах

А) Христиановича, б) Чарного, в) Пыхачева и сопоставить их. Значения забойного давления взять следующие: РС=80,70, 60,50 кгс/см2. Пласт представлен несцементированным песком.

 

Исходные данные:

RK=800 м

Rc=0,1м

Рк=100 ат.

Рс=50 ат.

Рнас=150 ат

μн=1,5 сПз

S=1,5 м3/м3Па

Г=400 м3/м3

К=290 мД

Найти: Qн, Qгат

 

Решение:

3.1 Дебит нефти при установившейся плоскорадиальной фильтрации газированной жидкости определим по формуле:

 

 

Для чего найдем значения Христиановича НК и Нс при давлениях рк и рс.

Подсчитаем коэффициент который является параметром при определении функции Христиановича Н:

 

 

2. Определим значение безразмерного газового фактора:

 

 

3. Определим безразмерное давление на контуре питания и на забое скважины Рс=50 ат.:

4. По графику ( рисунок 6) зависимости между безразмерными значениями давления р* и функции Христиановича Н* при α=1,5*103 найдем Н*к=12 и Н*С=4,61 и перейдем к размерным значениям:

 

 

 

5. При этом дебит нефти:

 

Дебит газа:

 

6. Для построения индикаторной диаграммы задаемся различными значениями рс и для этих значений по формуле:

 

 

7. Подсчитаем дебит Qн:

 

1. Рс=80 ат.

 

Используя рисунок 6, определим НС*:

 

НС*=8

Qн=0,55(12,00-8)=2.2 м3/сут

 

2. Рс=70 ат.

 

НС*=7,1

Qн=0,55(12,00-7,1)=2.69  м3/сут

 

3. Рс=60 ат

НС*=6,2

Qн=0,55(12,00-6,2)=3.19  м3/сут

 

4. Рс=50 ат

НС*=4,61

Qн=0,55(12,00-4,61)=4,06  м3/сут

 

8. Рассмотрим метод Чарного используя уравнение (26) :

 

 

9. Для построения индикаторной диаграммы задаемся различными значениями рс. Согласно уравнениям (27) и формуле Дюпюи получим:

 

10. Подсчитаем дебит QН:

 

1. Рс=80 ат.

 

 

2. Рс=70 ат

 

 

3. Рс=60 ат

 

 

4. Рс=50 ат

 

4. Графическая часть

 

Построим индикаторные линии для двух методов расчета.

 

 

Рисунок 7 – Индикаторные кривые для идеальной и реальной газированной нефти

 

1 – идеальная газированная нефть;

2 – реальная газированная нефть.

 

 

Заключение

 

       Соотношения, определяющие  характеристики установившегося  течения реальной газированной  нефти, широко используются для построения приближенных методов расчета нестационарной фильтрации газожидкостной смесей и для обработки результатов исследования скважин.

При расчетах притока газированной жидкости к скважинам часто используют метод последовательной смены стационарных состояний. Сущность его заключается в том, что распределение искомой величины в пространстве рассматривается как установившееся, но с подвижными, перемещающимися границами, закон движения которых определяется краевыми условиями. Иногда это перемещение является фиктивным, но, приняв распределение установившимся в каждый момент времени и зная движение границ, можно получить приближенное решение задачи.

Этот метод с успехом применяется ко многим задачам теории теплоты, гидромеханики и фильтрации.

 В основе этого метода и некоторых других приближенных методов расчета неустановившейся фильтрации газированной нефти лежит допущение о постоянстве в каждый момент времени газового фактора вдоль  линии тока. Использование этого условия, справедливого, при установившемся движении, для расчета неустановившихся течений газированной нефти является приближенным приемом. Показано, что при нестационарном движении газированной жидкости газовый фактор в каждый момент времени не остается строго постоянным вдоль линии тока.

   

 

 

 

 

 

 

Список использованных источников

 

1.К.С. Басниев, А.М. Власов, И.Н. Кочина. Подземная гидравлика. М. Недра, 1986.

2. В.А. Евдокимова В.А. И.Н. Кочина. Подземная  гидравлика М., Недра, 1986, 228 с.

3. И.А. Чарный. Подземная гидрогазодинамика. Государственное научно-топливное издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1963, 396 с