αµ - коэффициент, определяемый экспериментально и зависящий от состава газа.
Проницаемость пласта принимается постоянной.
Дебит газовой скважины, приведенный к атмосферному давлению,
(22)
Имеется несколько способов вычисления интеграла в формуле (22), наиболее употребляем из которых следующий: по графикам зависимостей 
и 
определяются значения 
переменные 
и z под знаком интеграла заменяются постоянными, равными 
, 
.
Тогда интеграл в формуле (22) вычисляется и (22) принимает следующий вид:
.
Основная литература: 2 [112-127]
Дополнительная литература: 4 [68-74]
Контрольные вопросы:
1. Какой газ называется идеальным?
2. Уравнения состояния идеального и реального газов.
3. Дифференциальное уравнение установившейся фильтрации идеального газа.
4. Закон распределения давления при фильтрации идеального газа.
5. Дебит газовой скважины.
6. Средневзвешенное по объему пластовое давление.
7. Коэффициент сверхжимаемости.
8. Зависимость вязкости реального газа от давления.
9. Дебит газовой скважины при фильтрации реального газа.
Лекция № 17. Установившаяся фильтрация газированной жидкости
Если давление в пласте выше давления насыщения (
), то весь газ полностью растворен в жидкости и она ведет себя как однородная. При снижении давления ниже из нефти выделяются пузырьки газа. По мере приближения к забою скважины давление падает и размеры пузырьков увеличиваются вследствие расширения газа и одновременно происходит выделение из нефти новых пузырьков газа.
В этом случае мы имеем дело с фильтрацией газированной жидкости, которая представляет собой двухфазную систему (смесь жидкости и выделившегося из нефти свободного газа).
Для каждой фазы вводятся фазовые проницаемости 
и 
. Установлено, что фазовые проницаемости зависят главным образом от насыщенности порового пространства жидкой фазой S. Насыщенностью называется отношение объема пор, занятого жидкой фазой ко всему объему в данном элементе пористой среды. В результате опытов построены графики зависимостей относительных фазовых проницаемостей 
= /k и 
= /k от насыщенности S (k – относительная проницаемость).
В теории фильтрации газированной жидкости водится понятие газового фактора Г, равного отношению приведенного 
дебита газа к дебиту жидкости в нормальных условиях 
Большинство практических методов расчета движения газированной нефти базируется на результатах исследования установившегося течения, которое рассмотрено . Им была показана возможность сведения нелинейных задач установившейся фильтрации газированной жидкости к задачам движения однородной несжимаемой жидкости в пористой среде. При этом принимается, что “Г” вдоль линии тока постоянный, а так же 
и 
.
Назовем функцией выражение
имеющего размерность давления.
При определении распределении функции и дебита жидкой фазы при установившейся фильтрации газированной жидкости справедливы все формулы, выведенные для однородной несжимаемой жидкости с заменой давления на функцию .
Так для плоскорадиальной установившейся фильтрации газированной жидкости
Основная литература: 2 [228-231]
Дополнительная литература: 4 [75-85]
Контрольные вопросы:
1. Давление насыщения.
2. Фазовые проницаемости.
3. Функции .
4. Закон распределения функции .
5. Дебит скважины при фильтрации газированной жидкости.
Лекция № 18. Неустановившееся движение упругой жидкости в пористой среде
При пуске скважины в эксплуатацию, при остановке их, при изменении темпа отбора жидкости из скважин в пласте возникают неустановившиеся процессы, которые появляются в перераспределении пластового давления (в падении или росте давления вокруг скважины), в изменениях с течением времени дебитов, скоростей фильтрационных потоков и т. д.
Объем насыщающей пласт жидкости при снижении пластового давления (
) увеличивается, а объем порового пространства уменьшается; это и определяет вытеснение жидкости из пласта в скважину, что является основой упругого режима.
Хотя коэффициенты сжимаемости воды 
, нефти 
и пористой среды 
очень малы, упругость жидкостей и породы оказывают огромное влияние на поведение скважин и пластов в процессе их эксплуатации, так как объемы пласта и насыщающей его жидкости могут быть очень велики.
Под упругим запасом жидкости в пласте понимается количество жидкости, которое можно извлечь из пласта при снижении давления в нем за счет объемной упругости пласта и насыщающей его жидкости, определяемого по формуле
или 
(1)
где 
- объем пласта; 
- коэффициент упругоемкости; 
– изменение давления во всех точках пласта.
Дифференциальное уравнение истощения залежи при упругом режиме имеет вид:
(2)
где Q(t) – дебит всех скважин эксплуатирующих данный объект.
Решая совместно уравнение неразрывности потока, уравнения движения и состояния сжимаемой жидкости и пласта, получим дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации упругой жидкости:
= æ 
(3)
где æ=
- коэффициент пьезопроводности, характеризующий темп перераспределения пластового давления в условиях упругого режима.
Основная литература: 2 [128-130]
Дополнительная литература: 4[272-276]
Контрольные вопросы:
1. Коэффициент объемного расширения жидкости.
2. Коэффициент сжатия породы.
3. Коэффициент упругоемкости.
4. Упругий запас жидкости.
5. Уравнение истощения залежи.
Лекция № 19. Прямолинейно-параллельный неустановившийся поток упругой жидкости
Пуст в полубесконечном горизонтальном пласте постоянной толщины h и ширины В начальное пластовое давление всюду постоянное и равно 
.
Давление в любой точке потока Х и в любой момент времени t определяется из уравнения (3), которое для рассматриваемого потока будет иметь вид:
= æ 
(4)
Примем начальные и граничные условия:
при t=0;
при x=0, t >0; (5)
при 
.
Точное решение уравнения (4) при условиях (5) имеет вид
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 |
