Курсовая теория на тему Особенности фильтрации неньютоновских жидкостей. Приток к несовершенной скважине. (+презентация)

Содержание:

Введение 2
1. Неньютоновские жидкости теоретические аспекты. Особенности их фильтрации 4
1.1 Ньютоновские и неньютоновские жидкости 4
1.2 Особенности фильтрации неньютоновских жидкостей 17
2. Приток к несовершенной скважине 21
2.1 Виды нефтяных скважин. Классификация нефтяных скважин 21
2.2 Виды несовершенств скважин 23
Заключение 30
Список использованной литературы 32

Введение:

Нефть залегает в высокопористых породах, что способствует ее извлечению. Для таких пород есть определение – коллектор, т.е. породная структура, которая свободно накапливает и способствует передвижению в ней жидкости или газа. Перфорированность породам придает степень отбора зерен их структура и морфология, способ укладки, кроме того присутствие цемента. Способность к проницаемости определяется размерами перфораций. Песок, песчаники, доломиты, известняки и другие пористые породы, которые залегают в каолинитах и гипсах, т.е. непроницаемых породах, являются основными коллекторами нефти.
Зачастую нефтяная фракция заполняет не весь коллектор, а только его часть, отсюда возникает понятие нефтенасыщенности породы, в области месторождения, это зависит от пористости и гетерогенности породы. Чаще всего нефтяные месторождения ограничивает вода, либо снизу, либо по всей залежной толще. Помимо этих водных масс имеется так называемая остаточная вода, которая находится непосредственно в порах, стенках пород, либо покрывает снаружи породу. Кроме воды вместе с нефтью в ее верхних слоях залегает попутный нефтяной газ, образуя «газовую шапку».
Потенциал нефтескважин определяется показателями давления газа в нефти и краевых вод, и конечно свойств коллектора – насыщение, мощности и пр. К сожалению, всю нефть залежи добыть скважинным способом невозможно, большая ее часть так и остается в земной толще.
Чтобы максимально полно извлечь нефть из пласта применяют всевозможные наработки, чаще всего используют заводнение нефтяного пласта, причем различают законтурное, внутриконтурное и очаговое заводнение.
Как уже известно, что в залежи нефть находится под давлением – краевой воды, газа или газовой шапки, посему при вскрытии нового пласта возможно газонефтепроявление, в исключительных случаях фонтанированием нефти.
Достаточно долго считалось, что залежи нефти напрямую связаны с антиклинальными складками. Лишь в 1911 году, когда И.М. Губкин открыл майкопскую рукавообразную залежь, которая была связана с аллювиальными песками, развеяло подобные геологические неточности. Через десяток лет подобные пласты была открыты в Америке.
Помимо аллювиальных залежей были разработаны залежи под соляными куполами, которые приподнимали осадочные пласты, или прорывали их. Дальнейшая работа в области разработок нефтяных месторождений, дала четкие определения и взаимосвязь геологических образований и нефти, в частности, залегание нефти зависти от различных структурных форм изгиба пласта, а так же от стратиграфических соотношений свит и литологических особенностей пород. Существует несколько мировых классификаций месторождений и залежей нефти. Нефтяные месторождения имеют различные структурные формы и условия образования, чем и отличаются. А нефтяные и газовые залежи различают формой коллекторов и условиями образования.
Цель работы: Изучить особенности фильтрации неньютоновских жидкостей, а также как осуществляется приток к несовершенной скважине.
Для достижения поставленной цели необходимо решить ряд задач:
1. Рассмотреть с теоретической точки зрения неньютоновские жидкости. Особенности их фильтрации
2. Изучить процесс притока к несовершенной скважине.
Объект исследования: Нефтедобыча
Предмет исследования: нефтедобыча из несовершенной скважины.

Заключение:

Самая ранняя зарегистрированная нефтяная скважина была построена в 347 году н. э. В Китае, и эта технология распространилась в Японии к седьмому веку. Эти простые сверля конструкции, сделанные из бамбука, были заменены по мере того как технология и процессы были уточнены. Современная эпоха принесла нефтяные скважины, пробуренные с помощью жесткого кабеля, а затем вращательными сверлами. Современные методы бурения позволяют осуществлять практически горизонтальное бурение, обеспечивая доступ к запасам нефти, находящимся глубоко под землей.
Бурение начнется после того, как будет выбран подходящий участок и все планы будут завершены. Отверстие между 5 и 50 дюймами (12.7 до 91.4 cm) просверлено. Этот участок является самым широким сегментом отверстия, так как каждый последующий просверленный сегмент будет немного меньше, чтобы уменьшить любое давление, нарастающее снизу. После того, как каждая секция просверлена, корпус, выполненный из стали, помещается в отверстие и цементируется на месте. Обычно в одном отверстии просверливается не более пяти последовательных сегментов.
Нефтяная скважина должна быть завершена, а это означает, что она должна быть адаптирована для добычи и сбора нефти. Часто давление, которое накопилось в пределах резерва, достаточно сильно, чтобы вытеснить масло самостоятельно, но если уровень давления недостаточен, вместо этого устанавливается насос. Масло после этого собрано серией клапанов известных как деревья продукции, установленные поверх установки. Они отслеживают давление масла в скважине и соответственно регулируют его. В конечном счете, установка будет оставлена, когда это больше не выгодно работать.
Нефтяная скважина может производить в основном нефть или газ и может производить и то и другое. Небольшие количества природного газа, который является побочным продуктом создания самой нефти, присутствуют в каждой нефтяной скважине. Некоторые скважины добывают почти полностью газ.
Нефтяные скважины могут быть расположены как на суше, так и на море. Функция скважины одна и та же независимо от местоположения, но из-за сложности бурения и обслуживания скважины в океане, морские скважины стоят гораздо дороже. Эти скважины бурят только тогда, когда доказано наличие значительного количества нефти. Они также требуют больше планирования и имеют больше требований к безопасности.

Фрагмент текста работы:

1. Неньютоновские жидкости теоретические аспекты. Особенности их фильтрации
1.1 Ньютоновские и неньютоновские жидкости

Все жидкости можно разделить на два основных типа: Ньютоновские и Неньютоновские.
Ньютоновская жидкость — это жидкость, в которой существует линейная зависимость между напряжением и скоростью деформации : отношение напряжения к скорости деформации является вязкостью жидкости. Твердое тело типа Hookean-это такое тело, в котором существует линейная зависимость между напряжением и деформацией : отношение напряжения к деформации является модулем твердого тела. Многие материалы обладают промежуточными свойствами между ньютоновской жидкостью и твердым телом типа Хукеана. Если свойства являются преимущественно твердыми, то материалы называются нехукеанскими и описываются как вязкоупругие. Если они преимущественно текучие, то их называют неньютоновские и материалы описываются как упруговязкие .
Таким образом, неньютоновская жидкость имеет одновременно упругую и вязкую природу. Фактически, все жидкости являются неньютоновскими в соответствующей временной шкале, хотя для многих обычных жидкостей, таких как воздух и вода, временная шкала чрезвычайно коротка. Когда временной масштаб потока t f значительно меньше времени релаксации t r упруговязкого материала, преобладают упругие эффекты. Это обычно происходит, когда происходят резкие изменения в геометрии потока. Когда с другой стороны t f намного больше, чем t r упругие эффекты достаточно ослабляются, чтобы доминировали вязкие эффекты. Это обычно происходит, когда нет резких изменений в геометрии потока. Отношение t f к t r является безразмерным числом, имеющим особое значение при исследовании течения неньютоновских жидкостей: в зависимости от обстоятельств это число называют числом Деборы или числом Вайсенберга. Если число Деборы или Вайсенберга мало, то упругими эффектами можно пренебречь и неньютоновскую жидкость рассматривать как чисто вязкий материал, хотя и с неконстантной вязкостью.
Уравнения сохранения массы и линейного импульса, которые управляют потоком любой жидкости, соответственно: