Гидравлический расчет циркуляционной системы

 

Методики гидравлических расчетов при турбинном и роторном способах мало чем отличаются друг от друга. При расчете при турбинном способе необходимо лишь учитывать перепад давления в турбобуре, а также между ним и стенками скважины.

Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости.

Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый интервал, по формуле:

(6.1, [1])

где Р_Г – давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па; S(DР­_п) – потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па; L_п – глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м; j – содержание жидкости в шламожидкостном потоке. Определим j по формуле:

(6.2, [1])

Значение ϕ рассчитаем с помощью найденных ранее скорости v_м=0,871 м/ч=2,42 10^-4 м/с и расхода Q=0,044 м³/с для второго (нижнего) интервала; v_м=1,933м/ч=5,37 10^-4 м/с и расхода Q=0,044 м³/с для первого (верхнего) интервала:

 

 

 

Т.е. содержание шлама в потоке (1–j)»0.

Определим действительные числа Re_КПв кольцевом пространстве. При этом внутренний диаметр последней обсадной колонны примем равным диаметру долота d_С=0,2699м.

 

где h – пластическая вязкость, h=0,035[Па×с];

За турбобуром:

 

За УБТ-219:

За УБТ-178:

 

За ТБВ-140:

 

 

Рассчитаем критические значения числа Рейнольдса промывочной жидкости Re_кр, при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4, [1]) для течения в кольцевом канале:

 

где t₀ – динамическое напряжение сдвига, Па. Итак:

 

За турбобуром:

За УБТ-219:

За УБТ-178:

За ТБВ-140:

Таким образом, в кольцевом пространстве режим течения ламинарный на всех участках.

Примем, что до глубины залегания подошвы слабого пласта L_п = 2100 м

скважина обсажена трубами, шероховатость которых к = 3×10^-4 м;

 

Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала:

 

За турбобуром:

 

За УБТ-219:

 

За УБТ-178:

За ТБВ-140:

 

Вычислим числа Сен-Венана по формуле (6.14):

За турбобуром:

За УБТ-219:

За УБТ-178:

 

 

За ТБВ-140:

Найдем значения b_кп по формуле (6.15, [1]):

, при Se<10; при Se≥10.

 

За турбобуром:

 

За УБТ-219:

За УБТ-178:

За ТБВ-140:

 

 

Потери давления вычислим по формулам:

 

(6.12, [1]) – для ламинарного режима течения.

за турбобуром:

 

За УБТ-219:

За УБТ-178:

За НК:

За 1 секцией ТБВ-140:

За 2 секцией ТБВ-140:

 

Местные потери от замков ЗШ-178 в кольцевом пространстве определяем по формуле:

(6.16, [1]).

 

Где l_т – средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м (примем l_т = 12 м); d_м – наружный диаметр замкового соединения, м (по табл. 5.7 [1] d_м = 0,178 м).

 

 

 

Суммируя значения DР_кп, получим:

Найдем потери до участка слабого пласта:

за 1 и 2 секцией ТБВ-140

для ЗУ-178

Тогда суммарные потери до слабого участка будут равны:

Найдем ρ_кр:

 

Так как , то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

 

Вычислим потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определим критическое число Рейнольдса на участке колонны с наибольшим внутренним диаметром по формуле [6,4].

 

В ТБВ-140:

Определим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну [6,5].

 

 

В УБТ-219:

В УБТ-178:

 

В ТБВ-140:

Так как в ТБВ-140 , то на других участках с меньшими внутренними диаметрами это неравенство будет и подавно справедливо. Таким образом, в колонне везде течение турбулентное.

 

Таким образом везде внутри колонны турбулентное течение.

 

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6.9).

 

 

В УБТ-219:

В УБТ-178:

В ТБВ-140:

Потери давления рассчитаем по формуле (6.7, [1] и 6.11, [1] соответственно):

В УБТ-219:

В УБТ-178:

В НК:

В 1 секции ТБВ-140:

 

В 2 секции ТБВ-140:

Местные потери от замков ЗШ-178 в колонне определим по формуле:

где d_зв­ – наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м. По табл. 5.7 d_зв=0,101 м.

Для НК

Для 1 и 2 секций ТБВ-140

 

Найдем потери в наземной обвязке, из табл. 6.1 найдем значения коэффициентов: a_с = 0,4×10⁵ м^-4; a_бр=1,2×10⁵ м^-4; a_верт=0,44×10⁵ м^-4; a_кв=0,4×10⁵ м^-4;

Потери давления в наземной обвязке:

Перепад давления в турбобуре:

 

Вычисляем сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением потерь давления в долоте, по формуле (6.3, [1]):

 

Рассчитаем резерв давления DР_р для потерь в долоте по формуле (6.21, [1]):

 

 

, где в = 0,75÷0,80 – коэффициент, учитывающий, что рабочее нагнетание насосов должно быть, согласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортного на 20-25%. Примем в=0,8; Р_н – давление на насосах при данном диаметре втулок (по табл. 4.1 [1] для насоса УНТБ-950 при втулках диаметром 140 мм, Р_Н=32 МПа).

 

Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22, [1]) при µ=0,95:

 

Т.к. V_д > 80 м/с и перепад давления DР_д=5,135МПа <DР_кр = 7 МПа (определяемого, как прочностью конструктивных элементов долота), то бурение данного интервала невозможно с использованием гидромониторного эффекта.

 

 

Расчетное рабочее давление в насосе составит Рн=(5,135+20,465)МПа= 25,6 МПа.

По графику рис. 4 определяем величину утечек Qу=1 10⁵ м3/c

Находим площадь промывочных отверстий:

Условия выноса шлама выполняются, так как разность Qу-Q превышает значения расходов, вычисленных раннее по формулам.

В долоте устанавливаем 3 насадки, определим их внутренний диаметр:

Выводы

1. Отработка на долото производилась в условиях неудовлетворительной очистки забоя и ствола скважины от выбуренной породы, поэтому необходимо повысить подачу бурового раствора до значения .

 

2. Заданная плотность промывочной жидкости неудовлетворет геологическим условиям разбуриваемой толщи пород для скважин № 1 и № 2, то есть её плотность подлежит корректировке до

 

3. Выбраны два насосаУНТБ-950 с внутренними диаметрами втулок 140 мм

 

4. Разделили заданный интервал на участки залегания пород одинаковой буримости с помощью графического способа и метода Родионова. Первая пачка залегает на глубине 2650-2950м, вторая – 2950-3200 м.

 

5. Анализ стоимости метра проходки при бурении долотами Ш 269,9 С3-ГВ и Ш 269,9 С-ГВ позволяет сделать вывод о большей эффективности применения долот второго типа при разбуривании интервала 2650-3200 м в скважинах №1 и №2.

 

6. При проектировании бурильной колонны в ходе выбора компоновки УБТ рассчитали, что требуется две ступени УБТ: УБТ-219 и УБТ-178, а также, что необходимо использовать две секции бурильных труб: ТБВ-140×8Д и ТБВ-140×8Л.

 

7. Исходя из резерва давления, определили, что использование гидромониторного эффекта возможно. При использовании трех насадок диаметр составит 0,014м.

10. Литература:

1. Леонов Е.Г. Совершенствование технологии бурения на площади. – М.: ГАНГ им. И.И. Губкина, 1993.

2. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. –М.: Недра, 1987.

3. Балицкий В.П., Надирадзе И.А., Храброва О.Ю. Расчеты на ЭВМ при бурении глубоких скважин. – РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 1999.