МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ САМОСТОЯТЕЛЬНЫХ РАБОТ СТУДЕНТОВ СПЕЦИАЛЬНОСТИ НБ
Рекомендуемая литература.
Гидромеханика. Учебное пособие по решению задач. М.: 2005г. Нефтегазовая гидромеханика: Учеб. пособие для студ. вузов/ , , . -2-е изд., доп.. - Ижевск: Ин-т компь-ютер. исслед., 2005. -543 с.: ил. Теплофизические свойства пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений/ ; Рос. гос. ун-т нефти и газа им. . - М.: -Бизнесцентр», 2008. -205 с. Подземная гидрогазодинамика/ ; авт. предисл.: [и др.]; Ин-т компьютерных исслед.. - Ижевск: Ин-т компью-тер. исслед.:Регуляр. и хаотич. динамика, 2006.Задания.
Задание 1. Написание реферата.Темы рефератов.
| Методы повышения нефтеотдачи пластов-коллекторов |
| Движение жидкости в пористых средах. Методы определения пористости. Размерности. |
| Современные теории образования нефти. |
| Тип и типизация нефтяных ловушек с примерами реальных месторождений углеводородов. |
| Типы коллекторов. Модели коллекторов. |
| Закономерности изменения давления в эксплуатационной скважине их связь с раскрытостью. |
| История формирования дисциплины «Подземная гидродинамика». |
| Основные нефтегазовые провинции мира. |
| Основные нефтегазовые провинции России. |
| Современные системы единиц измерения (СИ, ТС). |
| Влияние гидродинамического несовершенства на дебит эксплуатационных скважин. |
| Движение жидкостей в природных пластах. |
| Движение газов в природных пластах. |
| Математическое моделирование движения углеводородов (флюидов). |
| Неньютоновские жидкости. Основы фильтрации. Примеры. |
| Ньютоновские жидкости. Основы фильтрации. Примеры. |
| Многофазовые гетерогенные системы. |
| Понятия проницаемости и пористости. Физическая суть. Методы оценки. Размерности. |
| Пределы применимости линейного закона фильтрации. Число Рейнольдса. |
| Граничные условия. Внешние и внутренние границы. |
| Пластовое давление. Его взаимосвязь с плотностью, пористостью, вязкостью, проницаемостью. |
| Скорость фильтрации. Физическая суть. Кажущаяся и истинная скорости, их взаимосвязь. |
| Деформируемый и недеформируемый пласты. |
| Идеальный и реальный газы. |
| Принципы выбора радиуса эксплуатационной скважины. Его влияние на дебит скважины. Примеры. |
| Принципы поддержания пластового давления. Требования к воде. Образование застойных зон. |
| Пластовое давление. Физическая суть. Методы расчета. Способы замеров и поддержания. |
| Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) горных пород. Основные характеристики. Методы оценки. |
| Нефтепроводы. История строительства. |
| Нефтепроводы. Методы расчета. Принципы работы. |
| Классификация нефтей по плотности. Примеры месторождений. |
| Происхождение газа. Сухой и жирный газ. Примеры месторождений. |
| Пластовые воды. Классификация. Характеристика. Примеры. |
| Новые методы разработки нефтяных месторождений |
| Методы интенсификации добычи нефти |
| Принципы и виды расположения нефтяных эксплуатационных скважин. Примеры. |
Общий объем реферата 8-10 страниц.
Пример оформления титульного листа*:
Министерство образования и науки Российской Федерации Иркутский государственный технический университет Институт Недропользования Кафедра нефтегазового дела Реферат На тему: «Разработка программы нахождения среднего значения последовательности чисел» Вариант№5 Выполнил: студент группы…. Проверил: к. г.-м. н., доцент . 2013 г. |
* Аналогичным образом оформляются все остальные задания (№№ 2,3).
Номер варианта соответствует двум последним цифрам зачетной книжки.
Задание 2. Характеристика пород – коллекторов углеводородов.
Охарактеризуйте происхождение, минеральный состав, структуру горных пород. Отметьте их основные свойства как пластов –коллекторов углеводородов: пористость, трещиноватость, проницаемость и пр.
Вариант | Горная порода | Вариант | Горная порода |
01 | Гранодиорит, филлит, глина | 14 | Гранит, песчаник, мрамор |
02 | Опока, тальковый сланец, габбро | 15 | Доломит, базальт, кварцит |
03 | Скарн, известняк-ракушечник, гранит | 16 | Липарит, роговик, известняк |
04 | Слюдяной сланец, пемза, песок | 17 | Пегматит, трепел, филлит |
05 | Трахит, туф, мрамор | 18 | Мергель, перидотит, мрамор |
06 | Лессовидные породы, кварцевый порфир, роговик | 19 | Дацит, известняк, гнейс |
07 | Гнейс, порфирит, суглинок | 20 | Гравелит, мрамор, базальт |
08 | Хлоритовый сланец, песок, диорит | 21 | Сиенит, туффит, слюдяной сланец |
09 | Мел, глинистый сланец, пегматит | 22 | Глина, андезит, кварцит |
10 | Серпентиниты, габбро, супесь | 23 | Диорит, аргиллит, мрамор |
11 | Пироксенит, конгломерат, кварцит | 24 | Яшма, диабаз, дресва |
12 | Лабрадорит, алевролит, мрамор | 25 | Гравий, дунит, хлоритовый сланец |
13 | Диатомит, обсидиан, гнейс | 26 | Алевролит, кварцевый порфир, роговик |
Решение задач.
3.1. Расчет простых трубопроводов.
Определение потерь по длине трубопровода определяется по формулам:
Исходя из уравнений Бернулли и Бойля-Мариотта (постоянство массового расхода в изотермическом процессе), для расчетов массового расхода газа по трубопроводу и изменения давления в начале и конце газопровода используются формулы:
Определение давления при известном расходе:
Определение массового расхода при известных давлениях p1 и p2:
Или по формулам:
Или
В системе СИ размерности величин следующие:
Qm=G – массовый расход газа, кг/с;
d - внутренний диаметр газопровода, м;
P12,P22 – давление в начале и конце газопровода, соответственно, Па;
? - коэффициент гидравлического сопротивления;
Rг - газовая постоянная, Дж/(кг*К) (например, для воздуха 287 Дж/(кг*К);
R – универсальная газовая постоянная, равная 8314 Дж/(кмоль*К);
T – абсолютная температура газа, К;
L – длина газопровода, м;
u - скорость движения газа, м/с;
rг – плотность газа, кг/м3.
Z –высота трубопровода над поверхностью земли, м, при прокладке трубопровода по поверхности земли, z в расчетах не учитывается.
Начальная плотность газа ?0 при температуре 00С и давлении p=1,033 ат (нормальные условия) рассчитывается по следующей формуле:
Молярный объем любого газа равен 22,4 л, т. е. моль любого газа при нормальных условиях занимает 22,4 л.
Расчет проницаемости, коэффициента фильтрации, скорости потока.Обозначения и размерности:
- скорость фильтрации – u – м/с (СИ), см/с (техническая);
- пористость - m - доли единиц или проценты;
- эффективный диаметр - d - м (СИ), см (СГС, техническая);
- проницаемость – k – м2, мкм2 (СИ), д (дарси) (техническая);
- динамическая вязкость - ? - Па. с(кг/м. с) (СИ), спз (10-2пз=10-2г/см. с) (техническая);
- кинематическая вязкость - ?=?/? - м2/с (СИ), сст (10-2ст=10-2см2/с) (техническая);
- давление – р – Па (СИ), ат (техническая);
- плотность - ? - кг/м3 (СИ), кГ. с2/м4 (техническая);
- удельный вес - ? - кг/м2.с2 (СИ), кГ/м3 (техническая).
1д ? 1мкм2=10-12м2;
1 Па ? 10-5ат;
1 Па. с ? 103спз;
1 м2/с = 106сст.
Закон Дарси или линейный закон фильтрации, устанавливает линейную связь между потерей напора Н1-Н2и объёмным расходом жидкости Q= u. F, текущей в трубке с площадью поперечного сечения F, заполненной пористой средой. Напор для несжимаемой жидкости имеет вид 
, гдеz - высота положения; р/? - пьезометрическая высота; ? - объёмный вес.
,
где с - коэффициент пропорциональности, называемый коэффициентом фильтрации и имеющий размерность скорости.
.
Варианты 01, 09, 17. Определить коэффициент фильтрации и проницаемость, если известно, что площадь поперечного сечения горизонтально расположенного образца песчан ика F=30см 2, длина образца L=15 см, разность давлений на входе жидкости в образец и на выходе ?p =0, 2a т, удельный вес ж идкости ? = 1000 кг/м3, динамический коэффициент вязкости ?=4 спз и расход Q равен 5 л/час.
Варианты 02, 10, 18. Определить скорость фильтрации u и среднюю скорость движения нефти w стенки гидродинамически совершенной скважины и на расстоянии r=75 м от скважины, если известно, что мощ ность пластаh = 10 м, пористость его т=12%, радиус скважины rc= 0,1 м, весовой дебит скважины G= 50 т/сут, и плотность нефти ?= 850 кг/м3.
Варианты 03, 11, 19. Определить скорость фильтрации газа у стенки гидродинамически совершенной скважины, если известно, что приведенный к атмосферному давлению объемный расход газа Qат=1 млрд м3/сут, радиус скважины rc= 0,1 м, мощность пласта h=20 м, абсолютное давление газа на забое pc= 50 am.
Варианты 04, 12, 20. Через два однородных образца пористой среды, содержащих глинистые частицы, с целью определения коэффициента проницаемост и и коэффициента фильтрации пропускали:
а) пресную воду при t=20°C при перепаде давления ?р= 500 мм рт. ст. с расходом Q=2 см3/мин,
в) соленую воду с удельным весом ?=1103 кг/м3 и вязкостью ?=1,1 спз при той же разности давления, что и в случае а) и с расходом Q=0,12 см3/с Размеры образцов: длина L=5 см, площадь поперечного сечения f=5 см2. Найт и отношение проницаемостей для с лучаев а и в.
Варианты 05, 13, 21. Определить коэффициент пористости, зная, что скорость движения через образец, определяемая при помощи индикатора, равна w= 0,03 см/сек, коэффициент проницаемости k =0,2 д, абсолютная вязкость жидкости ?. = 4 спз и разность давлений ?р=2 am при длине образца L= 15 см.
Задача 06, 14, 22. Определить скорость фильтрации у входа жидкости в гидродинамически несовершенную по степени вскрытия скважину, если мощность пласта h=25 м, относительное вскрытие пласта ?h=h/hвск=0,6, радиус скважины rc= 0,1 м, дебит жидкости Q=250 м3/cут.
Задача 07, 15, 23. Определить коэффициенты про ницаемости и фильтрации для цилиндрического образца пористой среды диаметром d=5 см ., длиной L=20 см, если разность давлений на концах образца составляет 300 мм рт. ст., расход жидкости Q= l,70 л/час, вязкость жидкости ?=5 спз, плотность её ?=0,85 г/см3. Найти также скорость фильтрации.
Задача 08 , 16, 24. Определить cкоpocть фильтрации и среднюю скорость движения при плоско-радиальной фильтрации газа к скважине в точке на расстоянии r = 10 м от центра скважины, если давление в этой точке равно р = 80 aт, мощность пласта h = 12 м, пористость его m =20%, а пр иведенный к атмосферному давлен ию дебит Qат=2 млрд м3/сут.
Порядок решения.
Построение графической модели. Перевод размерностей исходных данных в систему СИ. Определение математической модели. Расчет заданных параметров среды. Анализ адекватности полученных результатов.Определение типа рыхлой породы и ее неоднородности по гранулометрическому составу
По приведенным ниже результатам ситового анализа несвязанных пород построить интегральную кривую зернового состава, определить степень неоднородности и дать наименование пород
Зерновой состав частиц % по массе | Вариант | |||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | |
Более 200мм | 4 | 2 | 62 | 4 | 53 | - | 3 | - | - | 1 |
200-100 -//- | - | 4 | 17 | 4 | 33 | 2 | 3 | 6 | 6 | 3 |
100-60 -//- | - | 2 | 3 | 6 | 4 | 1 | 1 | - | - | 2 |
60-40 -//- | 5 | 3 | 1 | 5 | 2 | 2 | 4 | 5 | 15 | 40 |
40-20 -// | 9 | 6 | 3 | 11 | - | 8 | - | 10 | - | 4 |
20-10 -//- | 28 | 14 | 2 | 43 | - | 8 | 20 | 5 | - | 10 |
10-5 -//- | 33 | 28 | 3 | 19 | - | 27 | 30 | 35 | 40 | 20 |
5-2 -//- | 15 | 17 | 3 | 4 | 3 | 41 | 15 | 20 | 30 | 10 |
менее 2 -//- | 6 | 24 | 6 | 4 | 5 | 11 | 24 | 19 | 9 | 10 |
Степень окатанности | ОК | Н | ОК | Н | Н | ОК | ОК | ОК | ОК | ОК |
Примечание: ОК-окатанные; Н - неокатанные. |
Решение варианта 1. Для определения названия породы по зерновому (гранулометрическому) составу последовательно определяют суммарное содержание частиц (%), начиная от наиболее крупных фракций, и сравнивают его с табличными значениями (ГОСТ 25100-82): крупнее 200 м -4%, или менее 50 % - значит порода не валунная; крупнее 10 мм-(4+5+9+28)= 46% или менее 50%; значит порода не галечниковая; крупнее 2 мм - (46+33+15)=94% или более 50%, следовательно порода гравийная (с учетом преобладания окатанных частиц). Для построения интегральной кривой гранулометрического состава вычисляют суммарное содержание частиц (%), начиная от самых мелких и результаты сводят в таблицу:
Диаметры частиц, мм | <2 | <5 | <10 | <20 | <40 | <60 | <100 | <200 |
Суммарное содержание частиц А,% | 6 | 21 | 54 | 82 | 91 | 96 | 96 | 96 |
По этим данным строят кривую (рис. 3 а), откладывая по оси абсцисс диаметры частиц, а по оси ординат суммарное содержание частиц (%) менее данного диаметра. С целью сокращения горизонтального размера графика, особенно при наличии в породе частиц, отличающихся по размеру на несколько порядков, по оси абсцисс откладывают не диаметры, а их логарифмы (рис. 3 б). Эффективные диаметры d10 и d60 находят графически, проводя горизонтальные прямые через точки на оси ординат, соответствующие 10 и 60% суммарного содержания частиц, до пересечения с интегральной кривой, и опускают перпендикуляр из точек пересечения на ось абсцисс (рис. 76). По графику определяют: d10«3,3 мм; d60«11,5 мм и вычисляют степень неоднородности Сн=d60/d10=1 1,5/3,3=3,5. Если Сн > 3, порода неоднородная и обладает меньшей проницаемостью по сравнению с однородной породой.
Рис.3. Интегральная кривая гранулометрического состава: а – в обычном масштабе, б – в полулогарифмическом масштабе.
Требования к оформлению: см. задание №1.
Составил: к. г.-м. н., доцент
Контакты:
e-mail: *****@***edu
