Методы моделирования процессов, происходящих в нефтяных и газовых месторождениях, критерии подобия

Моделирование - как метод изучения крупномасштабных и слож­ных задач фильтрациинефти, газа и конденсатной смеси в пористой среде и разработки нефтяных и газовых месторождений. Критерии подобия. Физические и электрические модели. Основные уравнения.

 

 

 

 

Рисунок 3 - Порометрические кривые

 

 

Таблица ПА1 – Значения n_max (по данным ВНИИ)

 

Проницаемость пород, Д	Значения nmax
0,3-0,8 0,8-2 Более 2	0,65-0,75 0,7-0,8 0,75-0,8

 

 

Схематизация - математическое моделирование задач фильтрации для аналитических решений. Моделирование процессов в трещиноватых коллекторах. Использование результатов модельных решений в натур­ных условиях.

 

Список литературы

1. Гиматудинов Ш.К. Физика пласта: Учебник для вузов. – М.: Недра,1982.

2. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра,1969.

3. ЖдановМ.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. - М.: Недра,1981.

 

ПРИЛОЖЕНИЯ

(справочное)

 

Рисунок 1 - Модель фиктивного грунта

 

 

Рисунок 2 – Схема для вывода формулы коэффициента абсолютной пористости фиктивного грунта

 

Контрольные задания

Задача 1

Получить теоретическую зависимость для определения пористости фиктивного коллектора, сложенного частицами эквивалентного диаметра d. Показать, что она не зависит от геометрических размеров частиц.

Оценить количественно теоретическую максимальную и минимальную пористость фиктивного коллектора.

 

Методические указания

Коэффициент абсолютной пористости фиктивного грунта

 

, (1)

 

где суммарный объем всех пор в образце; объем шара диаметра .

Таким образом,при решении необходимо определить объем ромбоэдра (рисунок 1 и 2 приложений) используя формулы (1) и (3).

В результате решения необходимо прийти к выражению

 

, (2)

 

где ά –угол ромбоэдра.

Соотношение углов в ромбоэдре,приведенном на рис.2 приложений

следующее

. (3)

Задача 2

Рассчитать фазовые проницаемости для смачивающей и несмачивающей фазы, используя порометрические кривые 1/P_k²=f(S_c) рисунка 3 приложений и данные таблицы 1.

 

Таблица 6

 

Предпосл. цифра шифра	Тип коллектора (номер кривой на рис.8)	Проницаемость К, мД	Посл. цифра Шифра	Обводненность   С, ٪	Вязкость нефти в пластовых условиях μ, мПа∙с
				99,1 89,4 79,8 89,5 93,4 92,3 99,1 89,5 99,0 95,3

Методические указания.

При решении задачи воспользоваться рисунками 8 и 9 риложений и формулой (14):

n=(w- )/(1-α), (14)

где w- общая водонасыщенность пласта в долях объема порового пространства;α- содержание погребенной воды в долях порового пространства.

 

 

Методические указания

Для аппроксимации кривой 1/P_k²=f(S_c), использовать экспоненциальную зависимость вида 1/P_k² =a[1-e^-k(S_с^-S₀⁾],

 

где S_c – насыщенность смачивающей фазой;

Интегралы в уравнениях (4) и (5) могут быть найдены по величине площади под кривой 1/P_k²=f(S_c),ограниченной величинами насыщенности смачивающей фазой, соответствующими пределами интегрирования.

 

 

; (4)

, (5)

 

где - величина минимальной остаточной насыщенности смачивающей фазой; - то же, несмачивающей фазой.

 

Привести график зависимости и значения интегралов в выражениях (4) и (5).

 

 

Методические указания

При решении задачииспользовать таблицы ПА1, ПА2, ПА3 приложений и формулы (10)-(13).

 

Минимально возможная остаточная нефтенасыщенность λ_min=1-n_max(10)

 

Коэффициент, оценивающий потери нефти вследствие

неполноты вытеснения λ_выт – определяется из таблицы ПА2.

Коэффициент относительных потерь ε – из табл.ПА3.

Коэффициент, оценивающий потери нефти вследствие неравномерности продвижения воды и образования целиков неизвлеченной нефти при одностороннем подходе КН (контура нефтеносности) к последнему стягивающему ряду эксплуатационных скважин

 

λ₂=(4ε∙ h∙δ²∙(a-1)m)/V, (11)

где V- объем пор продуктивной части пласта.

Полная остаточная нефтенасыщенность λ=λ₁+λ₂=λ_min+λ_выт+λ_2. (12)

 

Коэффициент нефтеотдачи n=1-λ.(13)

Задача 7

Зная тип коллектора и содержание воды в добываемой жидкости найти коэффициент нефтеотдачи [n] по содержанию воды в добываемой жидкости. Исходные данные выбрать из таблицы 6.

 

Таблица 1

Номер кривой на графике	Насыщенность смачивающей фазой,   Sc	Величина минима- льной насыщенности несмачивающей фазой	Номер варианта
	0,84 0,73 0,8 0,82 0,76	0,04 0,035 0,05 0,03 0,025
	0,71 0,69 0,65 0,83 0,6	0,03 0,02 0,04 0,07 0,02
	0,65 0,75 0,7 0,8 0,6	0,02 0,03 0,05 0,06 0,04
	0,63 0,72 0,85 0,81 0,68	0,035 0,045 0,06 0,02 0,04
	0,82 0,70 0,73 0,64 0,75	0,05 0,04 0,045 0,03 0,055
	0,083 0,065 0,072 0,06 0,085	0,035 0,025 0,04 0,06 0,05

 

Продолжение таблицы 4

	0,7	0,2	0,1
	0,6	0,3	0,1
	0,5	0,4	0,1
	0,6	0,3	0,1
	0,7	0,2	0,1
	0,5	0,4	0,1
	0,6	0,3	0,1

 

Задача 6

 

Найти коэффициент нефтеотдачи n по методике ВНИИ, месторождения с неоднородным коллектором, если стягивающий ряд расположен у сброса; происходит одностороннее подтягивание контура нефтеносности. Эксплуатация ведется при большой степени обводненности при прокачке

Vводы=nVпор. (n=Vводы/3Vпор).

Исходные данные взять из таблицы 5.

 

Таблица 5

 

Предпоследняя цифра шифра	Пористость M	μн/μв	n	Площадь нефтеносности F, км2	Обводненность   ٪	Последняя цифра шифра	Проницаемость к, Д	Средняя мщнность пласта h, м	Число скважин в стягягивающем ряду, а	Расстояние между Скважинами, 2δ, м
	0,35		1,70		98,0		0,8
	0,30	2,5	2,25		98,5		0,4 0,7
	0,32		2,75				0,5 0,6
	0,28				99,5		0,9 0,5
	0,4		3,70				2,5

 

Задача 3

Найти объемный коэффициент [b] в пластовых условиях и усадку нефти. Необходимые исходные данные взять из таблицы 2.

Указание: при решении задачи воспользоваться рисунками 4, 5, 6 приложений.

Предпосл. цифра шифра	Мольный состав жидкой фазы	Последняя цифра шифра	Температура смеси, tcм,
С3Н8	i-С4Н10	n-С4Н10
	0,2	0,3	0,5
	0,1	0,3	0,6
	0,2	0,4	0,4
	0,1	0,4	0,5
	0,1	0,3	0,6
	0,2	0,3	0,5
	0,1	0,4	0,5
	0,3	0,3	0,4
	0,1	0,2	0,7
	0,3	0,3	0,4

Таблица 2

Посл. цифра шифра	Плотность нефти при 20 0С ρн, кг/м3	Относит. плотность газа, ρг.отн	Газовый фактор   Г, м3/м3	Пред. цифра шифра	Пластовое давление Рпл,МПа	Пластовая температура Тпл, 0С
		0,80 0,75 0,70 0,65 0,90 0,95 1,00 1,05 1,10 1,15

 

Задача 4

Найти состав равновесной паровой фазы, зная мольный состав жидкой фазы при температуре смеси t_cм. Данные для решения приведены в таблице 3. Использовать формулы (6) и (7) и рисунок 7 приложений.

 

Методические указания.

Предпосл. Цифра шифра	Мольный состав паровой фазы	Последняя цифра шифра	Температура смеси, С
С3Н8	i-С4Н10	n-С4Н10
	0,6	0,3	0,1
	0,4	0,4	0,2
	0,5	0,3	0,2

 

Давление паров жидкой смеси определяется по формуле

 

P=∑x_i Q_i, (6)

 

где x_i – мольные концентрации компонентов жидкой фазы;

Q_i – давление паров компонентов при данной температуре

По закону Дальтона-Рауля при равновесии фаз концентрации всех компонентов в паровой фазе определяются по формуле

 

Y_i= x_i Q_i /P. (7)

 

Таблица 3

 

 

Задача 5

Найти состав равновесной жидкой фазы, если задан мольный состав паровой фазы и температура смеси - t_см, . Исходные данные взять из таблицы 4.

Указание: при решении воспользоваться формулами (8) и (9).

 

P=1/∑y_i/Q_i. (8)

 

X_i=y _i∙P/Q _i. (9)

Таблица 4

 

⇐ Предыдущая123

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: