Расчеты технологических показателей разработки неоднородных пластов по методу уфнии (метод м.М. Саттарова). Метод борисова нефть


Расчеты технологических показателей разработки неоднородных пластов по методике внии (методика ю.П. Борисова).

Ю.П. Борисовым предложен метод расчета показателей разработки нефтяных залежей с учетом неоднородности пластов по проницаемости. Метод Борисова является основой для применяемых в настоящие время методов расчета процесса разработки нефтяных залежей при заводнении.

В качестве расчетной модели принимается пласт, состоящей из набора параллельно работающих трубок тока одинакового поперечного сечения. Трубки тока имеют разную проницаемость и вероятностно распределены в объеме пласта.

В первом приближении принято, что число трубок тока определяется эмпирической кривой распределения проницаемости, построенной по данным кернового или геофизического материала.

Предполагается, что расход жидкости через трубку тока в каждый момент времени пропорционален ее проницаемости.

Ряды скважин рассматриваются как эквивалентные галереи с дополнительным внутренним фильтроционным сопротивлением.

Очень важный фактор, что в действительности не происходит полного, поршневого вытеснения нефти водой и за фронтом вытеснения остается водонефтяная смесь, нефтенасыщенность которой уменьшается по мере прокачки жидкости, учитывается преобразованием спектра распределения трубок тока.

Кривая изменения насыщенности при вытеснении нефти водой:

где: z – насыщенность породы подвижной нефтью в зоне водонефтяной смеси;

zф – на фронте вытеснения;

Sс.в. – количество связанной воды или первоначальная водонасыщенность;

Sо.н.– остаточная нефтенасыщенность или количество нефти, которая остается

породе после бесконечно долгой промывки;

Sн.ф. – общая нефтенасыщенность на фронте вытеснения;

Vф – объем пласта, до фронта продвижения ВНК.

Непоршневая часть эпюры вытеснения рассматривается как объем пласта, в котором трубки тока обладают дополнительной неоднородностью по проницаемости.

Эта проницаемость изменяется по закону, соответствующему распределению насыщенности на данном участке:

(1)

где: z – насыщенность подвижной нефтью;

m,V – пористость и объем пласта;

–количество вторгшейся в пласт жидкости.

Уравнение (1) получено Борисовым на основании обработки кривых фазовых проницаемостей Эфроса и уравнения Баклея – Леверетта и справедливо для соотношения 1≤ ≤10

Насыщенность на фронте вытеснения zф определяется из уравнения:

(2)

Величину zф находят методом итераций (последовательных приближений).

Схема расчета процесса вытеснения из преобразованного пласта строится путем определения характеристик вытеснения по отдельным трубкам тока, где вытеснение считается поршневым. Затем суммируются результаты по всем трубкам с различной проницаемостью.

Дальнейшие расчеты технологических показателей разработки выполняются или при заданных перепадах давления, или при заданных дебитах жидкости для различных систем заводнения.

Для однорядной системы заводнения при условии равнодебитности эксплуатируемых и нагнетательных скважин, дебит одной скважины или перепад давления определяется из уравнения:

(3)

гдеrc, rн– радиус добывающей и нагнетательной скважины;

rф– радиус фронта вытеснения;

d – расстояние от нагнетательной скважины до ближайшей эксплуатационной

скважины.

Время для соответствующих положений определяется по формуле:

(4)

Для девятиточечной площадной системы заводнения дебит одной нагнетательной скважины или трех эксплуатационных или перепад давления определяется из уравнения:

(5)

Время для различных положений при ΔP=const () определяется по формуле:

(6)

где– средний коэффициент использования объема пор в пределах водонефтяной

зоны.

При проектировании разработки неоднородных прерывистых пластов технологические показатели предлагается рассчитывать двумя способами: по схеме прерывистого пласта и по схеме непрерывистого пласта с использованием дополнительных коэффициентов, учитывающих прерывистость и линзовидность.

По схеме прерывистых пластов объем схематизируется серией объемов линз и полулинз различной длины. Данные о протяженности линз и полулинз по отношению к направлению фильтрации жидкости получают в результате обработки зональных карт распространения прослоев и составление при этом ранжированного ряда длин и объемов линз и полулинз. Из расчета исключаются все объемы линз.

Расчетной схемой является набор пластов различной длины, при этом начальное положение ВНК для всех пластов принимается одинаковым.

Лекция 5.

studfiles.net

Проектирование, анализ разработки и

ОБУСТРОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

(ЧАСТЬ I)

5 КУРС

Литература:

В.С. Орлов Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. М.”Недра” 1973г.

М.Л. Сургучев Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М “Недра” 1968г.

Ю.П. Борисов З.К. Рябинина, В.В. Войнов Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М “Недра” 1976г.

Алфавит латинский

Aa– эй

Bb– би

Cc– си

Dd– ди

Ee– и

Ff– эф

Gg– джей

Hh– аш

Jj– и

Ii– йот

Kk – ка

Ll– эль

Mm – эм

Nn– эн

Oo – о

Pp– пэ

Qq– ку

Rr– эр

Ss– эс

Tt– те

Uu– у

Vv– вэ

Ww– дубльвэ

Xx– икс

Yy– игрик

Zz– зет

Алфавит греческий

Αα – альфа

Ββ – бета

Γγ – гамма

Δδ – дельта

Εε – эпсилон

Ζζ – дзэта

Ηη – эта

Θθ – тхэта

Ιι – йота

Κκ – каппа

Λλ – лямбда

Μμ – мю

Νν – ню

Ξξ – кси

Οο – омикрон

Ππ – пи

Ρρ – ро

Σςσ – сигма

Ττ – тау

Υυ – ипсилон

Φφ – фи

Χχ – хи

Ψψ – пси

Ωω – омега

Лекция 1

Моделирование процесса разработки нефтяных месторождений.

Лекция 2

Вероятностно-статистическое описание моделей пластов.

Лекция 3

Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране.

  1. Одной из основных проблем проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений является надежный прогноз добычи нефти, и жидкости во времени (при вытеснении нефти водой).

К настоящему времени получены многочисленные решения задачи оценки технологических показателей эксплуатации нефтяных месторождений во времени.

Процесс разработки нефтегазового месторождения может описываться системой дифференцируемых уравнений с начальными и граничными условиями. Процедуру расчетов на основе созданной геолого-физической модели пласта называют методикой расчета.

Дифференцируемые уравнения, описывающие процессы разработки нефтяных месторождения, основаны на использовании двух фундаментальных законов природы:

    • закона сохранения вещества,

    • закона сохранения энергии,

    а так же на целом ряде физических, физико-химических и специальных законов фильтрации. Эти законы используются в виде уравнений неразрывности потока или в виде уравнений материального баланса. Основным законом фильтрации является закон Дарси. Все известные законы фильтрации базируются на этом законе. Он фиксирует, что скорость фильтрации линейно и прямо пропорционально зависит от градиента давлений

    где: ν – скорость фильтрации жидкости,

    k – коэффициент проницаемости,

    μ – вязкость жидкости в пластовых условиях,

    –градиент давления в рассматриваемой точке х.

    1. Сюда входят методы материального баланса и методы, основанные на экстраполяции фактических характеристик обводнения по известной истории разработки нефтяной залежи. Все методы, которые можно использовать лишь тогда, когда имеется достаточная история разработки залежи к моменту составления проекта разработки – называется эмпирическими.

    2. Прогноз процесса обводнения можно выполнить путем гидродинамических расчетов с учетом неоднородности пластов. Этот метод применим как на стадии оценки добывных возможностей месторождения, составления технологических схем разработки, так и в более поздних стадиях проектирования и анализа разработки – называется аналитическим.

    В нашей стране методика учета неоднородности пластов в расчетах процесса обводнения впервые была предложена во ВНИИ Ю.П. Борисовым в 1957-1959г.

    К настоящему времени в различных научно-исследовательских институтах разработан ряд аналитических методик прогноза технологических показателей, которые построены на различных предпосылках и степени учета реальных условий фильтрации флюидов в пористой сфере.

    Все аналитические методики предполагают по крайне мере четыре следующих допущений:

    1. Неоднородный по проницаемости пласт представляется серией однородных пропластков различной проницаемости.

    2. Расчетная характеристика неоднородности пласта в целом предполагается равной сумме расчетных характеристик однородных пропластков.

    3. Между пропластками не существует гидродинамической связи – отсутствуют перетоки жидкости.

    4. Принимается поршневые вытеснения нефти водой.

    5. Пренебрегается гравитационным эффектом.

    studfiles.net

    Расчеты технологических показателей разработки неоднородных пластов по методу уфнии (метод м.М. Саттарова).

    М.М. Саттаровым предложен метод расчетов показателей разработки с учетом неоднородности по проницаемости.

    Метод предполагает, что непрерывный неоднородный пласт моделируется серией прослоев, границы которых сориентированы параллельно линиям тока. Прослои различной проницаемости распределены по мощности вероятностно, а плотность f(k) и функция распределения проницаемости F(k) имеет вид видоизмененного распределения Максвелла:

    (1)

    (2)

    где k – проницаемость,

    a, – параметры распределения.

    Вытеснения нефти принимается поршневым, но учитывается снижение фазовой проницаемости для воды в промытой зоне.

    Принимается течение жидкости к “проницаемым” эксплуатационным галереям с дополнительным внутренним фильтроционным сопротивлением, а скорость движения жидкости – пропорциональной проницаемости пропластков.

    Схема расчета процесса обводнения строится аналогично схеме расчетов по методу Ю.П. Борисова – определяются характеристики вытеснения по отдельным прослоям, которые затем суммируются по всем прослоям различной проницаемости.

    Доля нефти в потоке жидкости находится по следующей формуле:

    (3)

    где: – вязкость нефти и воды,

    –относительная проницаемость для воды в заводненной зоне (принимается

    равной 0,5÷0,3 по кривым фазовой проницаемости Березина В.М.),

    –средняя проницаемость зоны, занятой вытесняемой водой к моменту tm,

    –средняя проницаемость зоны, занятой нефтью к моменту tm.

    С учетом функции распределения проницаемости (2) инаходятся из соотношений:

    (4)

    (5)

    Коэффициент охвата пласта заводнением к моменту tm прорыва воды по пропласткам с проницаемостью km представляется как:

    (6)

    где: F(km) – значение интегральной функции распределения проницаемости в сечении

    km,

    Затем вводится безразмерное время разработки.

    τ – равное суммарному отбору жидкости в долях активных запасов.

    (7)

    где: qж – дебит галереи по жидкости, м3/год

    t – время, годы

    QA – активные запасы.

    Методом материального баланса в выражениях fH;(3,6,7) исключается переменнаяkm и устанавливается зависимость между долей нефти fH и охватом и безразмерным временем разработки τ.

    Эти зависимости и положены в основу дальнейших расчетов.

    Для различных показателей неоднородности и соотношения вязкостейзависимостивычислены и табулированы в работе Баишева Б.П..

    Начальные дебиты жидкости рядов скважин определяются по уравнениям интерференции Ю.П. Борисова, которые считаются постоянными на рассмотренном этапе и изменяются при переходе к следующему этапу, то есть после отключения ряда.

    Система уравнений интерференции может быть представлена для полосовой залежи из трех рядов скважин (1нагнетательная и 2 добывающих) в следующем виде:

    Где: – внешнее и внутрение сопротивление.

    Линии тока

    По зависимости илидля всех значений τ находят величины

    - доли нефти в потоке жидкости.

    Затем определяются отборы нефти и воды

    – суммарный отбор нефти ; воды; жидкости.

    Кроме того метод Саттарова позволяет определить распределение скважин по дебитам и оценить их обводненость.

    При этом принимается, что пласт состоит из определенного числа отдельных зон, а распределение проницаемости, по зонам подчиняется уравнению:

    (8) Где: ki– средняя проницаемость i-той зоны,

    kп – параметрические распределения.

    Этим же законом определяется и распределение проницаемости по мощности в каждой зоне.

    Для установления темпа обводнения fi(τi) выбирается зона со средней проницаемостью k0.

    Для других зон безразмерное время определяется из соотношения:

    Распределение скважин по дебитам находится по следующей формуле:

    (9) Где: q0– параметр распределения.

    Затем по зависимостям fн (τ) или βн(τ) для всех значений τ выполняется расчет обводнения фонда скважин во времени.

    Расчет ведется до тех пор, пока значение обводненности fв(τ) не достигнет заданного значения при отключении рядов скважин (98 – 99,9%)

    Лекция 6.

    studfiles.net

    Расчеты технологических показателей разработки неоднородных

    Изобретательство Расчеты технологических показателей разработки неоднородных

    просмотров - 125

    пластов по методике ВНИИ (методика Ю.П. Борисова).

    Ю.П. Борисовым предложен метод расчета показателœей разработки нефтяных залежей с учетом неоднородности пластов по проницаемости. Метод Борисова является основой для применяемых в настоящие время методов расчета процесса разработки нефтяных залежей при заводнении.

    В качестве расчетной модели принимается пласт, состоящей из набора параллельно работающих трубок тока одинакового поперечного сечения. Трубки тока имеют разную проницаемость и вероятностно распределœены в объеме пласта.

    В первом приближении принято, что число трубок тока определяется эмпирической кривой распределœения проницаемости, построенной по данным кернового или геофизического материала.

    Предполагается, что расход жидкости через трубку тока в каждый момент времени пропорционален ее проницаемости.

    Ряды скважин рассматриваются как эквивалентные галереи с дополнительным внутренним фильтроционным сопротивлением.

    Очень важный фактор, что в действительности не происходит полного, поршневого вытеснения нефти водой и за фронтом вытеснения остается водонефтяная смесь, нефтенасыщенность которой уменьшается по мере прокачки жидкости, учитывается преобразованием спектра распределœения трубок тока.

    Кривая изменения насыщенности при вытеснении нефти водой:

     
     

    где: z – насыщенность породы подвижной нефтью в зоне водонефтяной смеси;

    zф – на фронте вытеснения;

    Sс.в. – количество связанной воды или первоначальная водонасыщенность;

    Sо.н. – остаточная нефтенасыщенность или количество нефти, которая остается

    породе после бесконечно долгой промывки;

    Sн.ф. – общая нефтенасыщенность на фронте вытеснения;

    Vф– объем пласта͵ до фронта продвижения ВНК.

    Непоршневая часть эпюры вытеснения рассматривается как объем пласта͵ в котором трубки тока обладают дополнительной неоднородностью по проницаемости.

    Эта проницаемость изменяется по закону, соответствующему распределœению насыщенности на данном участке:

    (1)

    где: z – насыщенность подвижной нефтью;

    m,V – пористость и объем пласта;

    – количество вторгшейся в пласт жидкости.

    Уравнение (1) получено Борисовым на основании обработки кривых фазовых проницаемостей Эфроса и уравнения Баклея – Леверетта и справедливо для соотношения 1≤ ≤10

    Насыщенность на фронте вытеснения zфопределяется из уравнения:

    (2)

    Величину zфнаходят методом итераций (последовательных приближений).

    Схема расчета процесса вытеснения из преобразованного пласта строится путем определœения характеристик вытеснения по отдельным трубкам тока, где вытеснение считается поршневым. Затем суммируются результаты по всœем трубкам с различной проницаемостью.

    Дальнейшие расчеты технологических показателœей разработки выполняются или при заданных перепадах давления, или при заданных дебитах жидкости для различных систем заводнения.

    Для однорядной системы заводнения при условии равнодебитности эксплуатируемых и нагнетательных скважин, дебит одной скважины или перепад давления определяется из уравнения:

    (3)

    где rc, rн – радиус добывающей и нагнетательной скважины;

    rф– радиус фронта вытеснения;

    d – расстояние от нагнетательной скважины до ближайшей эксплуатационной

    скважины.

    Время для соответствующих положений определяется по формуле:

    (4)

    Для девятиточечной площадной системы заводнения дебит одной нагнетательной скважины или трех эксплуатационных или перепад давления определяется из уравнения:

    (5)

    Время для различных положений при ΔP=const () определяется по формуле:

    (6)

    где– средний коэффициент использования объема пор в пределах водонефтяной

    зоны.

    При проектировании разработки неоднородных прерывистых пластов технологические показатели предлагается рассчитывать двумя способами: по схеме прерывистого пласта и по схеме непрерывистого пласта с использованием дополнительных коэффициентов, учитывающих прерывистость и линзовидность.

    По схеме прерывистых пластов объем схематизируется серией объемов линз и полулинз различной длины. Данные о протяженности линз и полулинз по отношению к направлению фильтрации жидкости получают в результате обработки зональных карт распространения прослоев и составление при этом ранжированного ряда длин и объемов линз и полулинз. Из расчета исключаются всœе объемы линз.

    Расчетной схемой является набор пластов различной длины, при этом начальное положение ВНК для всœех пластов принимается одинаковым.

    Лекция 5.

    Расчеты технологических показателœей разработки неоднородных пластов по методу УФНИИ (метод М.М. Саттарова).

    М.М. Саттаровым предложен метод расчетов показателœей разработки с учетом неоднородности по проницаемости.

    Метод предполагает, что непрерывный неоднородный пласт моделируется серией прослоев, границы которых сориентированы параллельно линиям тока. Прослои различной проницаемости распределœены по мощности вероятностно, а плотность f(k) и функция распределœения проницаемости F(k) имеет вид видоизмененного распределœения Максвелла:

    (1)

    (2)

    где k – проницаемость,

    a, – параметры распределœения.

    Вытеснения нефти принимается поршневым, но учитывается снижение фазовой проницаемости для воды в промытой зоне.

    Принимается течение жидкости к “проницаемым” эксплуатационным галереям с дополнительным внутренним фильтроционным сопротивлением, а скорость движения жидкости – пропорциональной проницаемости пропластков.

    Схема расчета процесса обводнения строится аналогично схеме расчетов по методу Ю.П. Борисова – определяются характеристики вытеснения по отдельным прослоям, которые затем суммируются по всœем прослоям различной проницаемости.

    Доля нефти в потоке жидкости находится по следующей формуле:

    (3)

    где: – вязкость нефти и воды,

    – относительная проницаемость для воды в заводненной зоне (принимается

    равной 0,5÷0,3 по кривым фазовой проницаемости Березина В.М.),

    – средняя проницаемость зоны, занятой вытесняемой водой к моменту tm,

    – средняя проницаемость зоны, занятой нефтью к моменту tm .

    С учетом функции распределœения проницаемости (2) и находятся из соотношений:

    (4)

    (5)

    Коэффициент охвата пласта заводнением к моменту tm прорыва воды по пропласткам с проницаемостью km представляется как:

    (6)

    где: F(km) – значение интегральной функции распределœения проницаемости в сечении

    km,

    Затем вводится безразмерное время разработки.

    τ – равное суммарному отбору жидкости в долях активных запасов.

    (7)

    где: qж – дебит галереи по жидкости, м3/год

    t – время, годы

    QA – активные запасы.

    Методом материального баланса в выражениях fH;(3,6,7) исключается переменная km и устанавливается зависимость между долей нефти fH и охватом и безразмерным временем разработки τ.

    Эти зависимости и положены в основу дальнейших расчетов.

    Для различных показателœей неоднородности и соотношения вязкостей зависимости вычислены и табулированы в работе Баишева Б.П..

    Начальные дебиты жидкости рядов скважин определяются по уравнениям интерференции Ю.П. Борисова, которые считаются постоянными на рассмотренном этапе и изменяются при переходе к следующему этапу, то есть после отключения ряда.

    Система уравнений интерференции может быть представлена для полосовой залежи из трех рядов скважин (1нагнетательная и 2 добывающих) в следующем виде:

    Где: – внешнее и внутрение сопротивление.

    Линии тока

           
     
       
     

    По зависимости или для всœех значений τ находят величины

    - доли нефти в потоке жидкости.

    Затем определяются отборы нефти и воды

    – суммарный отбор нефти ; воды ; жидкости .

    Кроме того метод Саттарова позволяет определить распределœение скважин по дебитам и оценить их обводненость.

    При этом принимается, что пласт состоит из определœенного числа отдельных зон, а распределœение проницаемости, по зонам подчиняется уравнению:

    (8) Где: ki – средняя проницаемость i-той зоны,

    kп – параметрические распределœения.

    Этим же законом определяется и распределœение проницаемости по мощности в каждой зоне.

    Для установления темпа обводнения fi(τi) выбирается зона со средней проницаемостью k0.

    Для других зон безразмерное время определяется из соотношения:

    Распределœение скважин по дебитам находится по следующей формуле:

    (9) Где: q0 – параметр распределœения.

    Затем по зависимостям fн (τ) или βн (τ) для всœех значений τ выполняется расчет обводнения фонда скважин во времени.

    Расчет ведется до тех пор, пока значение обводненности fв(τ) не достигнет заданного значения при отключении рядов скважин (98 – 99,9%)

    Читайте также

  1. - Расчеты технологических показателей разработки неоднородных

    пластов по методике ВНИИ (методика Ю.П. Борисова). Ю.П. Борисовым предложен метод расчета показателей разработки нефтяных залежей с учетом неоднородности пластов по проницаемости. Метод Борисова является основой для применяемых в настоящие время методов расчета... [читать подробенее]

  2. oplib.ru

    Определение дебита горизонтальной скважины по методу Борисова.

    Приводимая здесь формула дебита горизонтальной скважины достаточно проста и поэтому наглядно показывает влияние на него различных параметров и факторов. Эта формула позволяет проблему конструкции скважины увязывать с другими сложными проблемами разработки нефтяных месторождений. При создании этой формулы использовались известные идеи Ю.П Борисова и И.А. Чарного [26, 42], в которых общее фильтрационное сопротивление участка нефтяного пласта со скважиной, математически описываемое сложными специальными функциями, расчленяется на части и представляется последовательностью фильтрационных сопротивлений (именуемых внешними, внутренними и какими-то другими), математически описываемых простыми элементарными функциями, поэтому наглядных и легко анализируемых [25].

    Итак, рассматривается прямоугольный участок нефтяной залежи шириной и длиной , который может содержать цепочку из вертикальных скважин или одну горизонтальную скважину с длиной горизонтальной части . Цепочка из вертикальных скважин выделена из равномерной квадратной сетки скважин. Длина горизонтальной части скважины должна быть заметно меньше длины участка . Бурение горизонтальной части скважины может быть осуществлено вместо бурения вертикальных скважин. Нефтяной пласт обладает эффективной нефтенасыщенной толщиной , проницаемостью и вязкостью нефти . На продольных границах этого участка пластовое давление .

    По Ю.П. Борисову, дебит цепочки из вертикальных скважин равен [26,28]:

    , (1.43)

    где - гидропроводность нефтяного пласта, - пластовое давление, - забойное давление добывающих скважин, - число добывающих скважин, - расстояние от линии скважины до линии пластового давления (в данном случае , то есть половине расстояния между соседними рядами вертикальных скважин), - расстояние между соседними вертикальными скважинами, - радиус скважины.

    Вместо вертикальных скважин может быть пробурена одна горизонтальная скважина с длиной горизонтальной части . Дебит этой горизонтальной добывающей скважины составит [28]:

    , (1.44)

    где - внешнее фильтрационное сопротивление (по Ю.П. Борисову) определяется по формуле:

    ; (1.45)

    - внутренне фильтрационное сопротивление (по Ю.П. Борисову) определяется по формуле:

    , (1.46)

    где - расстояние от линии горизонтальной скважины до линии пластового давления (принимается ).

    После устранения неопределенности в формуле (1.45) при , сравнение формул (1.43) и (1.44) в конечном счете дает следующее выражение [28, 34, 35]:

    . (1.47)

     

    Похожие статьи:

    poznayka.org

    Метод - фильтрационное сопротивление - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

    Метод - фильтрационное сопротивление

    Cтраница 1

    Метод фильтрационных сопротивлений был предложен С. Н. Нумеровым ( 1953, 1) ( см. также Аравин и Нумеров 1953, 1948 - изд.  [1]

    Применяя метод фильтрационных сопротивлений, сводим поставленную задачу к решению одномерного уравнения неустановившейся фильтрации при начальном условии 50 и граничных.  [2]

    Возможность применения метода фильтрационных сопротивлений для учета гидродинамического несовершенства водоемов, каналов и дрен обусловливается ограниченностью зоны резкой деформации потока вблизи водоема, которая обычно не распространяется за пределы одной-двух мощностей пласта.  [3]

    Однако, пользуясь методом фильтрационных сопротивлений, дополнительное понижение уровня в скважинах можно определить отдельно.  [4]

    Большой интерес представляет применение метода фильтрационных сопротивлений в условиях неустановившейся фильтрации. Такого рода предложение было сделано Ю. П. Борисовым 12 ], однако оно не получило в его работе достаточного обоснования.  [6]

    Задача решается на основе метода фильтрационных сопротивлений в следующей последовательности.  [7]

    Второй метод основан на использовании метода фильтрационных сопротивлений. Используется аналогия между законами Дарси и Ома.  [9]

    Для расчетов таких систем эффективно использование метода фильтрационных сопротивлений, основанного на возможности замены контурной системы скважин эквивалентной траншеей с расчетным уровнем Нд, соответствующим среднему уровню на линии скважин.  [11]

    Построение расчетных зависимостей для такого дренажа основывается на использовании метода фильтрационных сопротивлений, общие положения которого применительно к контурным системам скважин изложены в § 4 гл. VI: Согласно этой методике ряд скважин может быть заменен эквивалентной траншеей с уровнем НЛ, связанным с уровнем в скважине Нс зависимостью ( 74 гл.  [12]

    Построение расчетных зависимостей для рядов скважин и дрен основывается на использовании метода фильтрационных сопротивлений, позволяющего заменить ряд скважин и дрен сплошной траншеей с напором Ял, равным среднему напору на линии в сечении этого ряда.  [13]

    При решении данной задачи, как и всех последующих настоящей главы, используем метод фильтрационных сопротивлений [3], согласно которому фильтрационные сопротивления в пласте с системой скважин подразделяются на внутренние, существующие вблизи скважин при гс г а / л ( г - текущий радиус, а - половина расстояния между нагнетательными или добывающими скважинами), и внешние, возникающие при движении нефти и воды между контурами ( рядами), на которых расположены нагнетательные и добывающие скважины.  [14]

    Борисовым в связи с решением задач разработки нефтяных месторождений [41 ] и назван им методом фильтрационных сопротивлений, чем подчеркнута его аналогия с методами расчета электрических цепей. В соответствии с этой аналогией Ю. П. Борисовым введены термины внутреннее сопротивление, которым характеризуется сопротивление в зонах наибольшей деформации потока вблизи скважин, и внешнее сопротивление - для зон, удаленных от скважин.  [15]

    Страницы:      1    2

    www.ngpedia.ru

    Ответы подземка - Стр 2

    47. Зонально - неоднородный пласт. Как изменяется давление по радиусу нефтяной скважине если k1 >> k2?

    Зональная неоднородность. В этом случае пласт по площади состоит из нескольких зон (областей пласта) различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Здесь, таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.

    48. Зонально - неоднородный пласт. Как изменяется давление по радиусу нефтяной скважине если k1 << k2?

    Зональная неоднородность. В этом случае пласт по площади состоит из нескольких зон (областей пласта) различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Здесь, таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.

    45.46. Скважина несовершенная по степени вскрытия. Как рассчитать дебит такой нефтяной скважины?( и по характеру вскрытия)

    Если скважина вскрывает пласт не на всю толщину, а на некоторую глубину b, то скважина называется несовершенной по степени вскрытия, и приток к скважине осуществляется по всей боковой поверхности вскрытой части скважины. Относительным вскрытием пласта называется отношение вскрытой части скважины к толщине пласта.

    Если скважина сообщается с пластом не по всей боковой поверхности, а только через специальные (перфорационные) отверстия, то такую скважину называют несовершенной по характеру вскрытия. На рисунке 2.11 показаны несовершенные скважины.

    Дебит несовершенных скважин определяется по формуле:

    (2.0)

    47.48. Скважина несовершенная по степени вскрытия. Как рассчитать дебит такой газовой скважины?(и по характеру вскрытия)

    Если скважина вскрывает пласт не на всю толщину, а на некоторую глубину b, то скважина называется несовершенной по степени вскрытия, и приток к скважине осуществляется по всей боковой поверхности вскрытой части скважины. Относительным вскрытием пласта называется отношение вскрытой части скважины к толщине пласта.

    Если скважина сообщается с пластом не по всей боковой поверхности, а только через специальные (перфорационные) отверстия, то такую скважину называют несовершенной по характеру вскрытия. На рисунке 2.11 показаны несовершенные скважины.

    Дебит несовершенных скважин определяется по формуле:

    (2.0)

    Для того, чтобы перейти от формул фильтрации несжимаемой жидкости к формулам фильтрации газа, произведем замены. Заменяем объемный расход на массовый расход, а давление – на функцию Лейбензона:

    .

    Выражая массовый расход через объемный расход Qm = ат Qат, а функцию Лейбензона через давление,

    49. Скважина несовершенная по степени и по характеру вскрытия.

    Если скважина вскрывает пласт не на всю толщину, а на некоторую глубину b, то скважина называется несовершенной по степени вскрытия, и приток к скважине осуществляется по всей боковой поверхности вскрытой части скважины. Относительным вскрытием пластаназывается отношение вскрытой части скважины к толщине пласта.

    Если скважина сообщается с пластом не по всей боковой поверхности, а только через специальные (перфорационные) отверстия, то такую скважину называют несовершенной по характеру вскрытия. На рисунке 2.11 показаны несовершенные скважины.

    Рисунок 2.1 – Виды несовершенных скважин:

    1 – совершенная скважина;

    2, 3, 4 – несовершенные по степени вскрытия скважины;

    5 – несовершенные по характеру степени вскрытия скважина;

    6 – реальная скважина.

    50.

    51. Интерференция скважин. Как записывается система уравнений интерференции скважин.

    Интерференцией (взаимодействием) называется явление влияния работающих скважин друг на друга. Наиболее наглядно интерференция проявляете в том, что при одинаковых условиях работы скважин суммарный дебит всех скважин растет не прямо пропорционально количеству скважин, а более сложным образом. При этом с увеличением числа скважин пуск каждой новой скважины приводит к меньшему увеличению суммарного дебита, а дебит остальных скважин уменьшается

    52. Метод суперпозиции решений: В подземной гидромеханике при работе группы скважин и установившемся движении несжимаемой жидкости широко используется метод суперпозиции (наложения), который следует из линейности уравнения Лапласа, описывающем распределение давления в пласт. Гидродинамический смысл метода суперпозиции состоит в том, что изменения давления в любой точке пласта, вызванные работой каждой скважины (добывающей или нагнетательной), алгебраически суммируются в каждой точке пласта. Поэтому будут суммироваться и вектора скоростей фильтрации то, есть принцип суперпозиции применим и векторам скорости фильтрации.

    53. Удаленный контур питания: Контур питания называется удаленным, если максимальное расстояние между скважинами гораздо больше расстояния от центра скважин до контура питания.

    54. Метод отражения для прямолинейной непроницаемой границы. Как рассчитать дебит такой нефтяной скважины.

    Для того, чтобы избавиться от непроницаемой границы, необходимо всю область фильтрации зеркально отразить относительно этой границы, после чего непроницаемую границу можно убрать. На рисунке 4.4 приведен пример использования этого метода для нескольких скважин в пласте.

    55.Метод отражения для прямолинейного контура питания. Как рассчитать дебит такой нефтяной скважины.

    следует метод отражения для прямолинейного контура питания. Для того, чтобы избавиться от него, необходимо всю область фильтрации зеркально отразить относительно этого контура и в отраженной области заменить добывающие скважины – нагнетательными, а нагнетательные скважины – добывающими. После этого прямолинейный контур питания можно убрать. На рисунке 4.6 приведен пример использования этого метода для нескольких скважин в пласте.

    56.Метод отражения для прямолинейной непроницаемой границы. Как рассчитать дебит такой газовой скважины.

    Для того, чтобы избавиться от непроницаемой границы, необходимо всю область фильтрации зеркально отразить относительно этой границы, после чего непроницаемую границу можно убрать. На рисунке 4.4 приведен пример использования этого метода для нескольких скважин в пласте.

    Для того, чтобы перейти от формул фильтрации несжимаемой жидкости к формулам фильтрации газа, произведем замены. Заменяем объемный расход на массовый расход, а давление – на функцию Лейбензона:

    .

    Выражая массовый расход через объемный расход Qm = ат Qат, а функцию Лейбензона через давление,

    57.Метод отражения для прямолинейного контура питания. Как рассчитать дебит такой газовой скважины.

    следует метод отражения для прямолинейного контура питания. Для того, чтобы избавиться от него, необходимо всю область фильтрации зеркально отразить относительно этого контура и в отраженной области заменить добывающие скважины – нагнетательными, а нагнетательные скважины – добывающими. После этого прямолинейный контур питания можно убрать. На рисунке 4.6 приведен пример использования этого метода для нескольких скважин в пласте.

    Для того, чтобы перейти от формул фильтрации несжимаемой жидкости к формулам фильтрации газа, произведем замены. Заменяем объемный расход на массовый расход, а давление – на функцию Лейбензона:

    .

    Выражая массовый расход через объемный расход Qm = ат Qат, а функцию Лейбензона через давление,

    58. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений Борисова. Как рассчитать внутреннее фильтрационное сопротивление кольцевой батареи из N скважин.

    При разработке месторождений добывающие скважины бурят не произвольно, а в каком – либо порядке. Обычно скважины располагают рядами, кольцевыми батареями или более сложным образом. Ознакомимся с широко применяемым при проектировании разработки нефтяных месторождений методом эквивалентных фильтрационных сопротивлений, предложенным Ю. П. Борисовым и основанным на аналогии движения жидкости в пористой среде с течением электрического тока в проводниках.

    Рассмотрим применение метода Ю. П. Борисовым для одного элемента и всей кольцевой батареи из n скважин Рис. Заменим элемент кольцевой батареи скважин, который на рисунке выделен двумя непроницаемыми границами, на два более простых потока. Оба этих потока будут плоскорадиальными. Сама схема эквивалентных фильтрационных сопротивлений останется такой же, что и для элемента цепочки скважин, но формулы расчета внешнего фильтрационного сопротивления изменяться:  = π R1/n.

    Для всей кольцевой батареи:

    Здесь n и n внешнее и внутреннее сопротивление цепочки из n скважин

    61.Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений Борисова. Как рассчитать внутреннее фильтрационное сопротивление цепочки из N скважин.

    Используя метод отражения можно перейти от элемента фильтрационного потока к бесконечной цепочке скважин или, с некоторой ошибкой, к цепочке из n скважин. Тогда дебит такой цепочки скважин будет равен:

    .

    Здесь n и n внешнее и внутреннее сопротивление цепочки из n скважин находятся по формулам:

    где B ширина всей цепочки скважин.

    studfiles.net