Анализ чувствительности графика к параметру плотности облегченной жидкости = {760, 850, 1000 кгм3}. «Альфардоса_Курсовой проект». Взам инв.

• Название: Взам инв.
• Анкор: Анализ чувствительности графика к параметру плотности облегченной жидкости = {760, 850, 1000 кгм3
• Дата: 28.12.2022
• Размер: 145.7 Kb.
• Имя файла: «Альфардоса_Курсовой проект».docx
• Тип: Документы; #867697

Взам. инв. №
Подп. и дата
Инв. № подл.
								УлГТУ-КП-М-210401-04­-22	Лист
		Изм.	Кол.уч	Лист	№ док.	Подпись	Дата

Содержание

Введение 4

1. Краткое представление о технологии освоения скважины методом замены жидкости. Поиск техники для проведения освоения скважины методом замены жидкости 5

1.1. Освоения скважины методом замены жидкости. 5

1.2. Техники для проведения освоения скважины методом замены жидкости 6

2. Расчет 7

2.1. Прямая закачка 8

2.2. Обратная закачка 13

3. Построить график зависимости давления от времени освоения скважины, провести анализ чувствительности графика к параметру плотности. (При обратной закачке) 17

Заключение 20

Список использованной литературы 21

Введение

Вызов притока — технологический процесс снижения противодавления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрессии на пласт и создания депрессии, под действием которой начинается течение флюида из пласта в скважину.

Освоение скважин – комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добычными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин).

Цель освоения – восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добычным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин.

Можно дать следующую классификацию методов вызова притока и освоения скважин:

• 
  Метод облегчения столба жидкости в скважине
  
• 
  Метод понижения уровня
  
• 
  Метод «мгновенной» депрессии
  

В этой курсовой реботе, мы спроектируем процесс освоения заглушенной скважины методом облегчения столба жидкости в скважине (замены жидкости).

Определяем основные рассчитываемые параметры – забойное давление, давление закачки, объем закачиваемого флюида и продолжительность закачки. Даже мы анализируем эффективность метода при разных значениях плотности жидкости замена.
1. Краткое представление о технологии освоения скважины методом замены жидкости. Поиск техники для проведения освоения скважины методом замены жидкости

1.1. Освоения скважины методом замены жидкости.

Под освоением скважин понимаются процессы снижения противу давления на пласт, создания депрессии и вызова притока.

Метод замены жидкости может быть реализован заменой тяжелой жидкости более легкой путем промывки. Различают несколько способов промывки.

Прямая промывка (закачка) — закачка жидкости осуществляется в затрубное пространство, а выход закачиваемой жидкости — из колонны НКТ.

Обратная промывка (закачка) — закачка жидкости осуществляется в НКТ, а выход закачиваемой жидкости — из затрубного пространства.

Переключение с прямой промывки на обратную или наоборот называется комбинированной промывкой.
1.2. Техники для проведения освоения скважины методом замены жидкости

Замена жидкости осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления.

Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором.

Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления. Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению.

Этим, по существу, и ограничиваются возможности метода.

Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов.

В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневой для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.
2. Расчет

Исходные данные:

Температура газа на устье скважины, Туст	305 К
Плотность жидкости глушения – вода-NaCl2, ρгл	1190 кг/м3
Глубина скважины, L	1700 м
Глубина спуска колонны НКТ, Ннкт	1400 м
Пластовое давление, рпл	17 МПа
Условный диаметр эксплуатационной колонны, Dэкс	160 мм
Толщина стенки эксплуатационной колонны, hэкс	12 мм
Условный диаметр НКТ, dнкт	89 мм
Коэффициент поглощения жидкости пластом	0,35
Плотность облегченной жидкости, ρз	760 кг/м3
Вязкость облегченной жидкости, µз	0,001 Па.с
Производительность насосного агрегата, Q	3/сут

2.1. Прямая закачка

Перед промывкой скважина заглушена жидкостью глушения, при этом забойное давление в скважине равно:



Или



где – плотность жидкости глушения, кг/м³;

L – глубина скважины, м;

Н_ст – статический уровень жидкости глушения в скважине, м.

Расмотрим вариант промывки скважин прямой закачкой:



Рис 1. Схема компоновки прямой закачки

– жидкость глушения; – жидкость закачки.

Требуется рассчитать расстояние X, на которое должна подняться жидкость закачки от забоя в колонне НКТ для случая, когда Р_заб = Р_пл .

Забойное давление в этом случае таково:



Где – плотности жидкости глушения и закачки соответственно, кг/м³;
– соответственно потери давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении в насосно-компрессорных трубах, жидкости глушения на расстоянии (Н – Х) и жидкости закачки на расстоянии X, Па.

Получаем:



Где Н – глубина спуска НКТ;

, – градиент потерь давления на трение в насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и закачки соответственно, Па/м.

Указанные градиенты потерь рассчитываются по формулам:





Где – внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м.

Жидкость глушения является вязкопластичной жидкостью, определяем пластическую вязкость ипредельное напряжение сдвига :





Критическая скорость в трубе:



Скорость движения жидкости в трубах:



При режим движения ламинарный (структурный) и градиент потери на трение рассчитываются по формуле:



где – коэффициент для труб, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина Sen (Рис 2.)



Рис 2. Зависимость коэффициента β от параметра Сен-Венана-Ильюшина Sen.
1 – для круглого сечения; 2 – для кольцевого сечения



По графику получаем

Потери на трение в НКТ жидкости глушения:



Рассчитываем число Рейнольдса для жидкости закачки в НКТ:



Так как Re_т = 9850 > 2320, то режим турбулентный и коэффициент гидравлического сопротивления определяем:



Градиент потерь давления на трение при движении жидкости закачки:



Определяем по высоту х от забоя скважины:





Объем жидкости закачки:





Продолжительность закачки:



Вычисляем давление закачки по формкле:



где – потери на трение при движении жидкости закачки в кольцевом зазоре на расстоянии Н, Па.

Определяем скорость движения жидкости в кольцевом зазоре:



Число Рейнольдса для жидкости закачки:



Так как Re_кз = 2266 < 2320, то режим ламинарный и коэффициент гидравлического сопротивления определяем:



Потери на трение при движении жидкости закачки в кольцевом зазоре:



Рассчитываем давление закачки:







Таким образом, давление закачки равно 4,56 МПа.

Рассчитываем максимальное давление закачки:



Где – потерь на трение при движении жидкости закачки в кольцевом зазоре на расстоянии Н, Па

– потерь на трение при движении жидкости глушения НКТ на расстоянии Н, Па

Получаем максимальное давление закачки:








2.2. Обратная закачка



Рис 3. Схема компоновки обратной закачки

– жидкость глушения; – жидкость закачки.

Требуется рассчитать расстояние X, на которое должна подняться жидкость закачки от забоя в кольцевом канале для случая, когда Р_заб = Р_пл

Забойное давление в этом случае таково:



где — соответственно потери на трение в кольцевом канале при движении жидкости глушения на расстоянии (Н – Х) и жидкости закачки на расстоянии X, Па.



где — соответственно градиенты потерь давления на трение при движении жидкостей глушения и закачки в кольцевом канале, Па/м.

Указанные градиенты потерь давления вычисляются по следующим зависимостям:





Как определали в прямой закачке, потери на трение при движении жидкости закачки в кольцевом зазоре .

Поэтому градиенты потерь давления на трение при движении жидкостей закачки в кольцевом зазоре

Определяем градиенты потерь давления на трение при движении жидкостей глушения в кольцевом канале:

Критическая скорость жидкости глушения в трубе кольцевом зазоре:



Где – критическое число Рейнольдса вязкопластичной жидкости, характеризующее смену режима ее течения:



Не – параметр Хедстрема



Параметр Сен-Венана-Ильюшина для кольцевого зазора записывается в виде:



Число Рейнольдса для жидкости глушения:



Скорость движения жидкости в кольцевом зазоре:



Движение жидкости ламинарное, потери на трение рассчитывают по формуле:



где – коэффициент для кольцевого зазора, зависящий от параметра (Рис 2.).

Расстояние X, на которое должна подняться жидкость закачки от забоя в кольцевом канале:





Объем жидкости закачки:





Продолжительность закачки:



Вычисляем давление закачки по формкле:



где – потери на трение при движении жидкости закачки в НКТ на расстоянии Н, Па.



Рассчитываем давление закачки:







Таким образом, давление закачки равно 3,06 МПа.

Рассчитываем максимальное давление закачки:



Где – потерь на трение при движении жидкости глушения в кольцевом зазоре на расстоянии Н, Па

– потерь на трение при движении жидкости закачки НКТ на расстоянии Н, Па

Получаем максимальное давление закачки:



Таблица 1.

Результат расчета

	Прямая закачка	Обратная закачка
расстояние подняться жидкость закачки от забоя, Х, м	702	709
Объем жидкости закачки, Vз, м3	23,8	18,6
Продолжительность закачки, Тз, час	11,42	8,93
Давление закачки, Рз, МПа	3,06	3,06
Максимальное давление закачки, , МПа	6,14	6,19

Вывод: при обратной закачке объем жидкости закачки и продолжительность меньше, максимальное давление закачки больше, чем прямую закачку. Последовательно, обратная закачка более эффективна.
3. Построить график зависимости давления от времени освоения скважины, провести анализ чувствительности графика к параметру плотности. (При обратной закачке)

При освоении скважины методом замены жидкости, получаем 3 периоды:

1. 
   Промывке скважины в период времени 0 – t₁ (достижение уровнем раздела жидкостей башмака НКТ). При этом, возникает 1 фаза – фаза роста поглощения пластом жидкости глушения.
   

2. 
   В период времени t₁ – t₂ (2 фаза снижения поглощения), объем поглощаемой пластом жидкости снижается, жидкость глушения поглощается пластом.
   

3. 
   В период времени t > t₂ реализуется 3 фаза - фаза притока жидкости из пласта за счет создания депрессии ∆Р.
   

Таблица 2.

Значения для второго периода

t, мин	Х, м	Рзаб, МПа
250	0	20,13
300	125	19,58
350	250	19,03
400	375	18,48
450	500	17,93
500	625	17,37
550	750	16,82
600	875	16,27
650	1000	15,72
700	1125	15,16
750	1250	14,61
800	1375	14,06
810	1400	100

Рис 4. График зависимости давления от времени освоения скважины.
Анализ чувствительности графика к параметру плотности облегченной жидкости = {760, 850, 1000 кг/м³}



Рис 5. График зависимости давления от времени освоения скважины для разных плотностей облегченной жидкости.

По графику, видно, что тем больше плотность жидкости закачки, чем меньше депрессия на забое ∆Р образуется.

Для плотности ρ_з = 1000 кг/с, на конце процессе освоения, давление на забое больше чем пластовое давление.
Заключение

При сравнении расчетов основных параметров освоения заданной скважины методом замена жидкости прямая и обратная, сделаем вывод о том, что обратная закачка жидкости более эффективна.

Для разных значений плотности жидкости закачки, получаем разные значения депрессии на забое.

Тем больше плотность жидкости закачки, чем меньше депрессия на забое образуется.
Список использованной литературы

1. 
   Мищенко И.Т., Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. – М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816 с.
   
2. 
   Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. – 296 с., ил.