Взаимное вытеснение жидкости и газа

Подземная гидромеханика - наука о движении жидкостей, газов и их смесей в пористых и трещиноватых горных породах. Она является той областью гидромеханики, в которой рассматривается не движение жидкости и газа вообще, а особый вид их движения – фильтрация, которая имеет свои специфические особенности. Она служит теоретической основой разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Вместе с тем методами теории фильтрации решаются важнейшие задачи гидрогеологии, инженерной геологии, гидротехники, химической технологии и т.д.

Расчет притоков жидкости к искусственным водозаборам и дренажным сооружениям, изучение режимов естественных источников и подземных потоков, расчет фильтрации воды в связи с сооружением и эксплуатацией плотин, понижением уровня грунтовых вод, проблемы подземной газификации угля, задачи о движении реагентов через пористые среды и специальные фильтры, фильтрация жидкостей и газов через стенки пористых сосудов и труб – вот далеко не полный перечень областей широкого использования методов теории фильтрации.

Начало развитию подземной гидромеханики было положено французским инженером А. Дарси (1803-1858 гг.). В опубликованной в 1856 г. Замечательной книге А. Дарси дал подробное описание своих опытов и сформулировал обнаруженный им экспериментальный закон. В соответствии с котором скорость фильтрации жидкости прямо пропорциональна градиенту давления.

В эти же годы другой французский инженер Ж. Дюпьюи (1804-1866 гг.) опубликовал монографию, в которой впервые изложил гидравлическую теорию движения грунтовых вод, вывел формулу для расчетов дебита колодцев и дрен, названные его именем, решил другие фильтрационные задачи.

Существенный вклад в развитие подземной гидромеханики внесли также Ж. Буссинеск (1842-1929 гг.), Ч. Слихтер (1864-1946 гг.), Л. С. Лейбензон (1879-1951 гг.), Н. Е. Жуковский (1847-1921 гг.), Н. Н. Павловский (1884-1937гг.) и многие другие. Современное состояние и перспективы дальнейшего развития нефтяной и газовой промышленности характеризуется переходом на интенсивные методы разработки месторождений, существенным усложнением горно-геологических и термобарических условий их эксплуатации. В связи с этим применяются новые методы повышения нефтеотдачи пластов, основанные на дальнейшем совершенствовании методов гидродинамического воздействия на пласты, более широким применением термических, физико-химических и газовых методов воздействия на природные резервуары и насыщающие их флюиды.

При рассмотрении гидродинамических задач, связанных с разработкой газоконденсатных месторождений, мы исходили из понимания того, что эти месторождения насыщены углеводородами парафинового ряда, в составе которых имеется достаточно большое количество углеводородов от пентана и тяжелее, конденсирующихся и испаряющихся при снижении пластового давления. Кроме газа, продукция газоконденсатного месторождения – сырой и стабильный углеводородный конденсат- результат ретроградных явлений, происходящих при изменении давления и температуры.

Ряд новых и важных проблем подземной гидромеханики, поставленных практикой, излагается в основном, по оригинальным статьям и монографиям с единых методических позиций, причем отобраны подходы и методы, прошедшие тщательную апробацию в учебном процессе и практических приложениях.

2 Движение границы раздела при взаимном вытеснении жидкостей и газов

Задачи о движении границы раздела двух жидкостей в пористой среде представляют большой теоретический и практический интерес.

...

Аналогичная задача о движении границы раздела двух жидкостей с различными физическими свойствами - вязкостью и плотностью - возникает во многих случаях и при разработке газовых месторождений с активной краевой или подошвенной водой, а также при создании и эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах и истощенных обводненных месторождениях. Знание в этом случае темпа продвижения контурных вод весьма важно, так как от него зависит темп падения пластового давления в газовой залежи или ПХГ, дебит газовых скважин и их размещение на газоносной площади, продолжительность бескомпрессорной эксплуатации газового месторождения и другие важные показатели.

...

3 Кинематические условия на подвижной границе раздела при взаимном вытеснении жидкостей

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.

...

4 Прямолинейно-параллельное вытеснение нефти водой

При поршневом вытеснении нефти водой в пористой среде плотность нефти и воды будем считать одинаковыми. Это позволит рассматривать плоскость контакта нефти и воды вертикальной. Различие в вязкостях нефти и воды будем учитывать.

В случае прямолинейно-параллельного движения схема вытеснения приведена на рис. 4.1.

...

5 Плоскорадиальное вытеснение нефти водой

Рассмотрим задачу о вытеснении нефти водой в условиях плоскорадиального движения по закону Дарси в пласте, изображенном на рис. 5.1. На контуре питания радиусом Rk поддерживается постоянное давление pk. на забое добывающей скважины радиусом rc - постоянное давление рc , толщина пласта h и его проницаемость k также постоянны. Обозначим через R0,rf соответственно начальное и текущее положения контура нефтеносности, концентричные скважине и контуру питания; через рв и рн - давление в любой точке водоносной и нефтеносной области соответственно, через р(t) - давление на границе раздела жидкостей.

...

6 Устойчивость движения границы раздела жидкостей

В реальных условиях движение границы раздела жидкостей выглядит, естественно, сложнее, чем по рассмотренным схемам, так как водонефтяной или газоводяной контакт совершает сложное пространственное движение.

В реальных условиях продуктивные пласты наклонны, и граница раздела жидкостей, имеющая горизонтальное начальное положение, в процессе разработки залежи нефти деформируется.

Пусть нефтяная залежь в наклонном пласте имеет горизонтальное начальное положение водонефтяного контакта А0В0.

...

7.1 Задача

Положение водонефтяного контакта в пористом пласте, изображенном на рис. 7.1., в начальный момент времени показано линией ab, не параллельной галерее. Найти скорость фильтрации в точках a и b.

Определить положение точки a, когда точка b достигнет галереи. Расстояние от галереи до контура питания Lk=15 км, расстояние от контура питания до точки a равно ха=9500 м, расстояние до точки b хв=9700 м, коэффициенты вязкости нефти µн=6 сП, воды µв=1 сП, коэффициент проницаемости пласта k=1 Д, коэффициент пористости пласта m= 20 %, давление на контуре питания pk=10 МПа (100кгс/см2), давление на забое галерее pr= 7,1 МПа (70 кгс/м2).

Решение

...

7.2 Задача

Определить предельный безводный дебит скважины, вскрывшей нефтяной пласт с подошвенной водой, если Rk=220 м, радиус скважины rc= 12 см, нефтенасыщенная мощность пласта h0= 14 м, , разность плотностей воды и нефти ρв - ρн= 0,398 г/см3 , динамический коэффициент вязкости µн = 2,54 сП. Пласт считать однородным по проницаемости (х=1), k=1 Д.

Задачу решить по формуле Н. Ф. Иванова и по методу предложенным И. А. Чарным при мощности вскрытой части пласта b, равной 8 м и 4 м.

Решение

...

7.3 Задача

По данным предыдущей задачи определить высоту подъема конуса подошвенной воды по методу И. А. Чарного.

Решение

...

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной курсовой работе рассматривается движение границ раздела при взаимном вытеснении жидкостей и газов.

Это очень важно с практической точки решения задач разработки нефтяных и газовых месторождений, так как имеет важное значение прогнозирование продвижения контактов пластовых флюидов (ВНК, ГНК), а также контроль и регулирование динамики их перемещения. Что непосредственно связано с полноценной разработкой залежи, в стремлении наибольшей добычи флюидов, правильного определения числа и размещения добывающих и нагнетательных скважин.

...