Магистерская диссертация на тему "ТЮМГУ | Исследование предельного значения депрессии, предотвращающей возникновение прорыва подошвенной воды через глинистую перемычку, разделяющую газовую и водяную зоны, к горизонтальным добывающим скважинам"

Работа на тему: Исследование предельного значения депрессии, предотвращающей возникновение прорыва подошвенной воды через глинистую перемычку, разделяющую газовую и водяную зоны, к горизонтальным добывающим скважинам
Оценка: хорошо.
Оригинальность работы на момент публикации 50+% на антиплагиат.ру.
Ниже прилагаю все данные для покупки.
https://studentu24.ru/list/suppliers/Anastasiya1---1326

Описание работы

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
Кафедра прикладной и технической физики

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
магистерская диссертация
ИССЛЕДОВАНИЕ ПРЕДЕЛЬНОГО ЗНАЧЕНИЯ ДЕПРЕССИИ, ПРЕДОТВРАЩАЮЩЕЙ ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРОРЫВА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ ЧЕРЕЗ ГЛИНИСТУЮ ПЕРЕМЫЧКУ, РАЗДЕЛЯЮЩУЮ ГАЗОВУЮ И ВОДЯНУЮ ЗОНЫ, К ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ДОБЫВАЮЩИМ СКВАЖИНАМ

16.04.01 Техническая физика Магистерская программа «Физика недр»

Тюмень 2023 го

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 5
1.1 ПОНЯТИЕ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ И ЕЕ ОСОБЕННОСТИ 5
1.2 МЕХАНИЗМЫ ПРОРЫВА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ ЧЕРЕЗ ГЛИНИСТУЮ ПЕРЕМЫЧКУ 7
1.3 МЕТОДЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПРОРЫВА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ 10
1.4 АНАЛИЗ ПРИМЕНИМОСТИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ БОРЬБЫ С ПРОРЫВОМ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ В УСЛОВИЯХ ГЛИНИСТОЙ ПЕРЕМЫЧКИ К ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХ ГАЗОВУЮ ЗАЛЕЖЬ 15
1.5 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗЛИЧНЫХ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ПРОРЫВОМ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ 17
1.6 ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ДАННОЙ ТЕМАТИКЕ 18
1.7 ОЦЕНКА ВОЗМОЖНЫХ РИСКОВ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РАЗЛИЧНЫХ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ПРОРЫВОМ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ 24
ГЛАВА 2. СОЗДАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ 27
2.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ 27
2.2 СОЗДАНИЕ СИНТЕТИЧЕСКОЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ 34
ГЛАВА 3. РЕЗУЛЬТАТЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ 40
3.1 АНАЛИЗ ОТДЕЛЬНО ВЗЯТЫХ ГРУПП ВАРИАНТОВ 40
3.2 ЗАВИСИМОСТЬ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА ОТ ДЕПРЕССИИ 48
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 50
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 51

ВВЕДЕНИЕ
В процессе разработки нефтяных месторождений с имеющейся глиняной перемычкой, разделяющей воду и газ, при определенной депрессии происходит прорыв воды, с последующим образованием призматического гребня волны.
Экранирующие свойства глин зависят от их состава, мощности, песчанистости, трещиноватости и пластичности. Пластичность – важнейшее свойство глин, обеспечивающее способность к перестройке структуры под влиянием приложенной нагрузки без нарушения сплошности сложенного глинами пласта. Она исключает механическое разрушение при прорыве флюида под избыточным давлением (до определенного предела). Однако при росте давлений в течение достаточно продолжительного времени предел пластичности может быть пройден, глина становится ломкой и хрупкой и теряет свои экранирующие свойства. Между этими пределами – текучести и пластичности – можно выделить много градаций изменения свойств глин как флюидоупоров.
Прорыв газа и нефти через тонкие поры глинистых пород происходит в том случае, если создается достаточная сила для вытеснения капиллярной воды из этих пор (и может быть, некоторой части рыхло связанной воды). Таким образом, экранирующая способность глинистых пород определяется во многом величиной капиллярного давления воды в системе поровых каналов.
Вопрос о минимальной мощности глинистой покрышки не имеет однозначного решения. Величина эта зависит от состава и структурно- текстурных особенностей глин, а также от глубин, на которых образуются скопления углеводородов, их гидродинамического режима и т. д. Принято, что пятиметровый слой глины достаточен для того, чтобы удержать самостоятельную залежь. Можно считать установленным, что при однородном составе высота залежи находится в прямой зависимости от мощности глинистой покрышки, т. е. чем более мощная покрышка, тем полнее ловушка заполнена углеводородом, залежь является более крупной.
Цель:
Повышение рентабельности разработки газовых залежей за счет подбора оптимального режима эксплуатации горизонтальной добывающей скважины, предотвращающего прорыв подошвенных вод через глинистую перемычку, разделяющую газовую и водную зоны.
Задачи:
1. Анализ опыта борьбы прорыва подошвенных вод через глинистую перемычку к горизонтальным скважинам, эксплуатирующих газовую залежь.
2. Формирование базы данных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) глинистых отложений, характерных для основных продуктивных газовых отложений западной Сибири, на основе анализ литературных источников.
3. Построить синтетическую гидродинамическую модель газового месторождения.
4. Выявить зависимость предельной депрессии, предотвращающей прорыв воды к добывающей скважине через глинистую перемычку, разделяющую газовую и водяную зоны для различных геологических условий.
Положения, выносимые на защиту:
Зависимость депрессий, предотвращающих прорыв воды через глинистую перемычку, разделяющих газовую и водную зоны, от различных ФЕС перемычки.
Научная новизна заключается в исследовании влияния различных режимов эксплуатации горизонтальной скважины на прорыв воды через глинистую перемычку в газовую часть залежи.
Практическая значимость: Созданная матрица решений позволит выбирать режимы работы горизонтальных скважин, эксплуатирующих газовую залежь предотвращающих прорыв подошвенных вод через глинистую перемычку, разделяющую газовую и водяную часть в зависимости от ФЕС перемычки.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Aul ie T, Asheim H, Oudeman P, et al. Experimental investigation of cresting and critical flow rate of horizontal wells. SPE Advanced Technology Series. 1995. 207-215 с.
2. Joseph Y. Fu, Xiangan Yue, Li Lifeng Method of predicting the location of water cresting for horizontal wells in a water-drive reservoir for early prevention, 2020. 2-5 с.
3. Muskat M.A. Note on a Problem in Potential Theory. // Journ. Apl. Physics, vol. 8, No. 6, 1937. 140 с.
4. Ping Y., Zhimin D., Xiaofan C. The critical rate of horizontal wells in bottomwater reservoirs with an impermeable barrier, 2012. 4 с.
5. Qin, W. New Cold Production Technique for Heavy Oil with Strong Bottom Water Drive. 2011, 279 с.
6. Wycoff R.D., Botset H. G. The Flow of Gas-Liquid Mixtures through Unconsolidated Sands, 1936. 763 с.
7. Авчян Г.М. Физические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах. М: Недра, 1972, 416 с.
8. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 416 с.
9. Арефьев С.В. Оценка эффективности реализованной системы разработки на объектах с нефтяной оторочкой нефтегазоконденсатного месторождения, 2022, 6 с.
10. Бенсон Л. А. Физико-математическая модель притока к скважине в газоконденсатном пласте, 2018, 133 с.
11. Гольдберг В.М., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах. М.: Недра, 1986. 200 с.
12. Гольдштейн М.Н. Механические свойства грунтов. М.: Стройиздат, 1971. 178 с.
13. Горланов А.А. Адаптации геолого-технологической модели с использованием сейсмогеологического анализа на примере месторождения ЯНАО, 2021. 36 с.
14. ГОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях, 1986. 16 с.
15. ГОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации, 1989 г. 37 с.
16. Давыдова О.П. Методика оценки изменения напряженного состояния пород в процессе разработки, 2011. 17 с.
17. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. 56 с.
18. Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н. Опыт применения технологии обработки и интерпретации волнового акустического каротажа для изучения нефтяных и газовых скважин. “Геофизика», 2001 № 4, 65 с.
19. Дорофеев Н.В., Талдыкин С.А., Калугин А.А., Бочкарев А.В. Причины и пути минимизации прорыва газа в добывающие скважины на месторождении им. Ю. Корчагина. 2019. 11 с.
20. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа, 1985. 421 с.
21. Крылов В.А. Особенности конусообразования при разработке месторождений нефти и методы борьбы с ними, 2003. 10 с.
22. Кузнецов М.А., Севастьянова К.К., Нехаев С.А. Стохастические методы оценки эффективности стратегии освоения месторождений арктического шельфа, 2011. 158 с.
23. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. Государственное издание технико-теоретической литературы, 1947. 244 с.
24. Магара К. Уплотнение пород и миграция флюидов. Прикладная геология нефти. М.: Недра, 1982. 48 с.
25. Маринин В.И. Физическое моделирование процессов вытеснения на примере нефтяной оторочки Ен-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2011. 20 с.
26. Марморштейн Л.М. Коллекторские и экранирующие свойства осадочных пород при различных термобарических условиях. Ленинград: Недра, 1975. 48 с.
27. Мартос В.Н., Умариев Т.М. Проблемы и способы разработки газонефтяных и газонефтеконденсатных месторождений 1987. 187 с.
28. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Перев. с англ. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1953. 608 с.
29. Новокрещенных Д.А., Распопов А.В. Перспективы развития технологий радиального вскрытия пласта на месторождениях Пермского края // Нефтяное хозяйство. 2014. № 3. 54–57 с.
30. Орлов Д.М. Комплексное экспериментальное исследование двухфазного течения в коллекторах Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения и разработка методики количественной оценки влияния условий фильтрации на относительные фазовые проницаемости 2017. 190 с.
31. Постановление Госкомстата от 23 июня 1999 г. №46 «Об утверждении «методологических положений по расчету топливноэнергетического баланса Российской Федерации в соответствии с международной практикой».
32. Прозорова Г.Н., Доценко В.В., Резников А.Н., Тимофеев А.А. Геология и геохимия нефти и газа: Электронное Учебное пособие (для вузов) / Под ред. А.Н. Резникова. Ростов-на-Дону: ЮФУ, 2008. 245 с.
33. Рассохин С.Г. Физическое моделирование двухфазной фильтрации на керновых моделях пласта различной начальной водонасыщенности и абсолютной, 2010. 103 с.
34. Степанов С.В. Комплекс вычислительных технологий для повышения качества моделирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, 2016. 194 с.
35. Техническое руководство «Программа для моделирования процессов разработки нефтегазовых месторождений tNavigator, версия 4.1». М. 2014, 1709 с.
36. Томская Л.А., Краснов И.И., Мараков Д.А. Изоляционные технологии ограничения газопритоков в нефтяных скважинах месторождений Западной Сибири, 2016.
37. Тупысев М.К., Диагностика наличия и добыча остаточных запасов газа при обводнении газовых скважин в многопластовых залежах, 2020. 7 с.
38. Тупысев М.К. Особенности контроля за разработкой газовых месторождений на поздней стадии // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. 2016. Вып. 1(13). С. 14.
39. Чарный И.А. Подземная гидромеханика, 1948. 396 с.
40. Щелкачев В.Н. Расстановка скважин в пластах с водонапорным режимом. 1944. 320 с.
41. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.–Л.: Гостоптехиздат, 1949. 736 с.
42. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. М.: Гостоптехиздат, 1963. 353 с.
43. Эфрос Д.А. Определение фазовых проницаемостей и функций распределения при вытеснении нефти водой, 1956, 200 с.