Заказать работу


Тип работы:
Предмет:
Язык работы:


Численное моделирование неравномерного притока в скважину водонефтяной смеси с несущей водяной фазой из нефтяного пласта сложной структуры

Работа №39283
Тип работыДипломные работы
Предметматематика
Объем работы68
Год сдачи2019
Стоимость3700 руб.
ПУБЛИКУЕТСЯ ВПЕРВЫЕ
Просмотрено 14
Не подходит работа?

Узнай цену на написание
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
0 Математическая модель двухфазного потока на забое скважины с учетом фильтрационного
притока из пласта 6
0.1 Уравнение неразрывности однофазного и двухфазного потоков 6
0.2 Уравнения нестационарного потока в скважине 10
1 Численное моделирование нестационарных процессов 15
1.1 Разностная схема расчета нестационарного потока в скважине 15
1.2 Численный алгоритм решения задачи методом простой итерации 16
1.3 Численный метод решения задачи итерационным методом Ньютона 17
1.4 Получение критерия Куранта для нелинейной задачи переноса 21
2 Описание программы 24
3 Результаты расчетов 28
3.1 Сравнение итерационных методов решения 28
3.1.1 Симметричный пласт с проницаемой призабойной зоной 28
3.1.2 Симметричный пласт с изолированным участком 31
3.1.3 Несимметричный пласт сложной структуры 32
3.2 Исследование устойчивости по Куранту и сходимости разностной схемы для метода
простой итерации 34
3.3 Влияние структуры потока на его характеристики 38
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 46
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 47
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Листинг главного модуля программы, сопряженного с основным меню выбора задач 48
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Листинг модуля визуализации и управления решения задачи 51
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Листинг модуля для основных расчетных функций и процедур 60

В природных условиях продуктивные водонефтяные пласты редко бывают однородными. Если проницаемость, просветность, пористость, удельная поверхность пласта неодинаковы в различных точках, то пласт называется неоднородным.
Нередко встречаются такие пласты, значительные области которых сильно отличаются друг от друга по фильтрационным характеристикам. Это, так называемые, макронеоднородные пласты, параметры которых существенно влияют на характеристики фильтрационных потоков.
В пластах коллекторах выделяют следующие неоднородности:
1) Слоистая неоднородность, когда пласт разделяется на несколько слоев, в каждом из которых проницаемость в среднем постоянна, но отлична от проницаемости соседних слоев. Такие пласты называют также неоднородными по толщине.
2) Зональная неоднородность - пласт по площади состоит из нескольких зон различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.
Процессы в призабойной окрестности перфорированного участка обсадной колонны скважины и в пористой среде пласта тесно взаимосвязаны, и определяются не только строением коллектора, но и неоднородностью поступающей из пласта смеси, в состав которой входят нефтяная и водяная фазы с существенно различными физико-химическими свойствами (плотностью, вязкостью и т.д.). Кроме того, при малых скоростях движения смеси в двухфазной потоке могут возникать эффекты гравитационного расслоения фаз, при которых водосодержание постепенно уменьшается в верхней части призабойноого участка скважины и увеличивается в нижней его части. При этом на этих участках происходит, соответственно, снижение и возрастание вязкости, что свидетельствует об оседании воды и всплытии нефти. Вязкость же, наоборот, увеличивается сверху и уменьшается снизу, что свидетельствует об оседании воды и всплытии нефти (например, почти в шесть раз при увеличении обводненности от 10% до 60%). Это объясняется ростом эффективной вязкости эмульсии, который приводит к уменьшению скорости дрейфа водяной фазы. После полного расслоения воды и нефти распределение давления вдоль скважины приобретает кусочно-линейный характер с четко выраженной точкой излома, соответствующей границе раздела воды и нефти. Длина призабойного участка скважины, а также разность плотностей воды и нефти влияют на время расслоения фаз, что требует проведения соответствующих исследований.
На рисунке 1 в качестве примера схематично показан фрагмент вертикального разреза симметричного горизонтального пласта, который имеет сложную слоистонеоднородную трещиновато-пористую структуру. Пласт состоит из N слоев, имеющих различную толщину H = у — уг_г, абсолютную проницаемость К > 0 и динамическую пористость mt, / = 1,2,...,7V. Параметры трещин и пористых блоков обозначены на рисунке индексами «f» и «Ь». Общая толщина коллектора H = H + Н2 + ... + HN . Координатная ось Or направлена вдоль его кровли, а ось Oz - вдоль оси добывающей скважины, боковая поверхность забоя которой расположена на левой границе пласта при r = r0. Начало координат ( z = 0, r = 0 ) находится на уровне подошвы пласта. Поверхности z = 0 и z = Н его кровли и подошвы непроницаемы. Границы у (/ = 1,2,...,7V — 1) пропластков проницаемы, так что они гидродинамически связаны между собой. Скважина может вскрывать как все слои, так и только некоторые из них. Вскрытые перфорацией "проницаемые" (у, у ) и невскрытые "непроницаемые" (Г2, Гл ) участки левой и правой боковых
границ пласта при r = r0 и r = R показаны на рисунке штриховыми и сплошными линия
ми соответственно. Стрелки, расположенные в окрестности левой границы у, иллюстрируют направление потока водонефтяной смеси, поступающего из пласта в обсадную колонну добывающей скважины.
Целью работы является:
- создание математической модели неравномерного притока в скважину водонефтяной смеси с несущей водяной фазой из нефтяного пласта сложной структуры;
- оценка неоднородности потока, исследование выхода нестационарного процесса на квазистационарный режим;
- разработка разностной схемы и итерационных алгоритмов методами простой итерации и методом линеаризации Ньютона для численной реализации модели;
- разработка программы на основе численной и алгоритмических моделей массопереноса на призабойном участке нефтяной скважины с учетом неравномерности притока водонефтяной смеси с несущей водяной фазой по толщине слоисто-неоднородного пласта;
- численное исследование на основе многовариантных вычислительных экспериментов эффекта внутрискважинных перетоков жидкости между пропластками с различными фильтрационными свойствами и оценки продолжительности переходных процессов при освоении добывающей скважины, вскрывающей слоисто-неоднородный пласт.
В данной работе удалось создать математическую модель неравномерного притока в скважину водонефтяной смеси с несущей водяной фазой из нефтяного пласта сложной структуры, оценить неоднородности потока, исследовать выход нестационарного процесса на квазистационарный режим.
Также была проведена разработка разностной схемы и алгоритмов численной реализации модели с использованием двух итерационных методов: метода последовательных приближений и метода Ньютона. Разработана программа на основе численной и алгоритмической моделей массопереноса на призабойном участке нефтяной скважины с учетом неравномерности притока водонефтяной смеси с несущей водяной фазой по толщине слоистонеоднородного пласта.
На основе многовариантных вычислительных экспериментов были проведены численное исследования, которые показали, что
- построенная разностная схема является устойчивой и сходится «в себе»;
- использование критерия Куранта позволяет на каждом временном слое находить значения временного шага, обеспечивающие выполнение расчетов с соблюдением условия устойчивости решения. При этом время счета значительно сокращается (в десятки раз) по сравнению с расчетами при фиксированных временных шагах, обеспечивающих устойчивость схемы во всем временном диапазоне решения задачи;
- практические многовариантные расчеты можно проводить при достаточно больших пространственных шагах сетки с использованием критерия Куранта для определения временного шага разностной схемы.
Методом вычислительного эксперимента было проведено исследование эффекта перетоков жидкости между пропластками с различными фильтрационными свойствами и оценка продолжительности переходных процессов при освоении добывающей скважины, вскрывающей слоисто-неоднородный пласт.
Все поставленные цели были достигнуты.
1. Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. - М.: Недра, 1975. - 296 с.
2. Конюхов В.М. Дисперсные потоки в нефтяных скважинах. - Казань: Изд-во КГУ, 1990. - 137 с.
3. Пудовкин М.А., Саламатин А.Н., Чугунов В.А. Температурные процессы в действующих скважинах. - Казань: Изд-во КГУ, 1977. - 168 с.
4. Самарский А.А. Теория разностных схем. - Москва: Наука, 1989.
5. Борисов Б.Г., Козлова И.А. Исследование некоторых гидродинамических зависимостей при течении двухфазных смесей в горизонтальных и наклонных трубопроводах. - Тр. Моск. энерг. ин-та, 1982, N 595, с. 71 - 75
6. Иманов А.М., Дука Е.В. Структурные формы движения газонефтяной смеси в фонтанных скважинах. - В кн.: Сборник аспирантских работ. Точные науки. Физика. - Казань: Изд-во Казан. ун-та, 1974, с. 34 - 39.
7. Yamazaki Y., Simisu M. Hydrodynamic and Hydraulic Studies on Void Fractions in Two-Phase Flow. - J. of Duel. Sci. and Technol., 1978, v. 15, H 12. - Р. 12 - 24
8. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. - М.: Мир, 1972. - 440 с.
9. Hewitt G.F. Vertical bubble and slag flow. Two-phase Flow and Heat Transfer. Oxford, 1977, Р. 91 - 106.
10. Саламатин А.Н. Математические модели дисперсных потоков. - Казань: Изд-во Казан. унта, 1987. - 172 с.
11. Simha R. A. Treatment of the viscosity of concentrated suspensions. - J. Appl. Fhys., 1952, v. 23, N 9. Р. 1020 -1024.
12. Heed C.C., Anderson J.L. Hindered settling of a suspension at low Reynolds number. - AIChE Journal, 1980, v. 26, № 5. - Р. 816 - 827
13. Амерханов И.М., Набережнова Н.Ф., Ключик С.Т. Изменение свойств пластовой нефти в зависимости от температуры. - Тр. ТатНИПИнефть. Куйбышев, 1971, вып. 20. - С. 217 - 229.
14. Амерханов И.М., Гребнева С.Т. Физико-химическая характеристика нефти и газа Бавлин- ского месторождения. - Тр. ТатНИПИнефть. Бугульма, 1977, вып. 34. - С. 55 - 61.

Работу высылаем на протяжении 30 минут после оплаты.

Пожалуйста, укажите откуда вы узнали о сайте!




Возникли сложности?

Нужна помощь преподавателя?

Помощь в написании студенческих
и аспирантских работ!



В природных условиях продуктивные водонефтяные пласты редко бывают однородными. Если проницаемость, просветность, пористость, удельная поверхность пласта неодинаковы в различных точках, то пласт называется неоднородным.
Нередко встречаются такие пласты, значительные области которых сильно отличаются друг от друга по фильтрационным характеристикам. Это, так называемые, макронеоднородные пласты, параметры которых существенно влияют на характеристики фильтрационных потоков.
В пластах коллекторах выделяют следующие неоднородности:
1) Слоистая неоднородность, когда пласт разделяется на несколько слоев, в каждом из которых проницаемость в среднем постоянна, но отлична от проницаемости соседних слоев. Такие пласты называют также неоднородными по толщине.
2) Зональная неоднородность - пласт по площади состоит из нескольких зон различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.
Процессы в призабойной окрестности перфорированного участка обсадной колонны скважины и в пористой среде пласта тесно взаимосвязаны, и определяются не только строением коллектора, но и неоднородностью поступающей из пласта смеси, в состав которой входят нефтяная и водяная фазы с существенно различными физико-химическими свойствами (плотностью, вязкостью и т.д.). Кроме того, при малых скоростях движения смеси в двухфазной потоке могут возникать эффекты гравитационного расслоения фаз, при которых водосодержание постепенно уменьшается в верхней части призабойноого участка скважины и увеличивается в нижней его части. При этом на этих участках происходит, соответственно, снижение и возрастание вязкости, что свидетельствует об оседании воды и всплытии нефти. Вязкость же, наоборот, увеличивается сверху и уменьшается снизу, что свидетельствует об оседании воды и всплытии нефти (например, почти в шесть раз при увеличении обводненности от 10% до 60%). Это объясняется ростом эффективной вязкости эмульсии, который приводит к уменьшению скорости дрейфа водяной фазы. После полного расслоения воды и нефти распределение давления вдоль скважины приобретает кусочно-линейный характер с четко выраженной точкой излома, соответствующей границе раздела воды и нефти. Длина призабойного участка скважины, а также разность плотностей воды и нефти влияют на время расслоения фаз, что требует проведения соответствующих исследований.
На рисунке 1 в качестве примера схематично показан фрагмент вертикального разреза симметричного горизонтального пласта, который имеет сложную слоистонеоднородную трещиновато-пористую структуру. Пласт состоит из N слоев, имеющих различную толщину H = у — уг_г, абсолютную проницаемость К > 0 и динамическую пористость mt, / = 1,2,...,7V. Параметры трещин и пористых блоков обозначены на рисунке индексами «f» и «Ь». Общая толщина коллектора H = H + Н2 + ... + HN . Координатная ось Or направлена вдоль его кровли, а ось Oz - вдоль оси добывающей скважины, боковая поверхность забоя которой расположена на левой границе пласта при r = r0. Начало координат ( z = 0, r = 0 ) находится на уровне подошвы пласта. Поверхности z = 0 и z = Н его кровли и подошвы непроницаемы. Границы у (/ = 1,2,...,7V — 1) пропластков проницаемы, так что они гидродинамически связаны между собой. Скважина может вскрывать как все слои, так и только некоторые из них. Вскрытые перфорацией "проницаемые" (у, у ) и невскрытые "непроницаемые" (Г2, Гл ) участки левой и правой боковых
границ пласта при r = r0 и r = R показаны на рисунке штриховыми и сплошными линия
ми соответственно. Стрелки, расположенные в окрестности левой границы у, иллюстрируют направление потока водонефтяной смеси, поступающего из пласта в обсадную колонну добывающей скважины.
Целью работы является:
- создание математической модели неравномерного притока в скважину водонефтяной смеси с несущей водяной фазой из нефтяного пласта сложной структуры;
- оценка неоднородности потока, исследование выхода нестационарного процесса на квазистационарный режим;
- разработка разностной схемы и итерационных алгоритмов методами простой итерации и методом линеаризации Ньютона для численной реализации модели;
- разработка программы на основе численной и алгоритмических моделей массопереноса на призабойном участке нефтяной скважины с учетом неравномерности притока водонефтяной смеси с несущей водяной фазой по толщине слоисто-неоднородного пласта;
- численное исследование на основе многовариантных вычислительных экспериментов эффекта внутрискважинных перетоков жидкости между пропластками с различными фильтрационными свойствами и оценки продолжительности переходных процессов при освоении добывающей скважины, вскрывающей слоисто-неоднородный пласт.

В данной работе удалось создать математическую модель неравномерного притока в скважину водонефтяной смеси с несущей водяной фазой из нефтяного пласта сложной структуры, оценить неоднородности потока, исследовать выход нестационарного процесса на квазистационарный режим.
Также была проведена разработка разностной схемы и алгоритмов численной реализации модели с использованием двух итерационных методов: метода последовательных приближений и метода Ньютона. Разработана программа на основе численной и алгоритмической моделей массопереноса на призабойном участке нефтяной скважины с учетом неравномерности притока водонефтяной смеси с несущей водяной фазой по толщине слоистонеоднородного пласта.
На основе многовариантных вычислительных экспериментов были проведены численное исследования, которые показали, что
- построенная разностная схема является устойчивой и сходится «в себе»;
- использование критерия Куранта позволяет на каждом временном слое находить значения временного шага, обеспечивающие выполнение расчетов с соблюдением условия устойчивости решения. При этом время счета значительно сокращается (в десятки раз) по сравнению с расчетами при фиксированных временных шагах, обеспечивающих устойчивость схемы во всем временном диапазоне решения задачи;
- практические многовариантные расчеты можно проводить при достаточно больших пространственных шагах сетки с использованием критерия Куранта для определения временного шага разностной схемы.
Методом вычислительного эксперимента было проведено исследование эффекта перетоков жидкости между пропластками с различными фильтрационными свойствами и оценка продолжительности переходных процессов при освоении добывающей скважины, вскрывающей слоисто-неоднородный пласт.
Все поставленные цели были достигнуты.



1. Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. - М.: Недра, 1975. - 296 с.
2. Конюхов В.М. Дисперсные потоки в нефтяных скважинах. - Казань: Изд-во КГУ, 1990. - 137 с.
3. Пудовкин М.А., Саламатин А.Н., Чугунов В.А. Температурные процессы в действующих скважинах. - Казань: Изд-во КГУ, 1977. - 168 с.
4. Самарский А.А. Теория разностных схем. - Москва: Наука, 1989.
5. Борисов Б.Г., Козлова И.А. Исследование некоторых гидродинамических зависимостей при течении двухфазных смесей в горизонтальных и наклонных трубопроводах. - Тр. Моск. энерг. ин-та, 1982, N 595, с. 71 - 75
6. Иманов А.М., Дука Е.В. Структурные формы движения газонефтяной смеси в фонтанных скважинах. - В кн.: Сборник аспирантских работ. Точные науки. Физика. - Казань: Изд-во Казан. ун-та, 1974, с. 34 - 39.
7. Yamazaki Y., Simisu M. Hydrodynamic and Hydraulic Studies on Void Fractions in Two-Phase Flow. - J. of Duel. Sci. and Technol., 1978, v. 15, H 12. - Р. 12 - 24
8. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. - М.: Мир, 1972. - 440 с.
9. Hewitt G.F. Vertical bubble and slag flow. Two-phase Flow and Heat Transfer. Oxford, 1977, Р. 91 - 106.
10. Саламатин А.Н. Математические модели дисперсных потоков. - Казань: Изд-во Казан. унта, 1987. - 172 с.
11. Simha R. A. Treatment of the viscosity of concentrated suspensions. - J. Appl. Fhys., 1952, v. 23, N 9. Р. 1020 -1024.
12. Heed C.C., Anderson J.L. Hindered settling of a suspension at low Reynolds number. - AIChE Journal, 1980, v. 26, № 5. - Р. 816 - 827
13. Амерханов И.М., Набережнова Н.Ф., Ключик С.Т. Изменение свойств пластовой нефти в зависимости от температуры. - Тр. ТатНИПИнефть. Куйбышев, 1971, вып. 20. - С. 217 - 229.
14. Амерханов И.М., Гребнева С.Т. Физико-химическая характеристика нефти и газа Бавлин- ского месторождения. - Тр. ТатНИПИнефть. Бугульма, 1977, вып. 34. - С. 55 - 61.

Работу высылаем на протяжении 30 минут после оплаты.

Пожалуйста, укажите откуда вы узнали о сайте!


Подобные работы


© 2008-2020 Cервис продажи образцов готовых курсовых работ, дипломных проектов, рефератов, контрольных и прочих студенческих работ.