Гидравлический расчёт циркуляционной системы.

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

Произведём вторую проверку подачи промывочной жидкости.

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

где Р_Г – давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па;

– 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 :

Вычислим параметр с помощью ранее найденной V_м=2,25 м/ч =6,25×10^-4м/с и

Q = 0,028 м³/с для нижней пачки и V_м=4,17 м/ч =1,16×10^-3м/с и Q = 0,028 м³/с для верхней пачки:

т.е. содержание шлама в потоке .

Для определения величины найдём линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем действительные числа Рейнольдса промывочной жидкости Re_кп, при этом внутренний диаметр последней обсадной колонны примем равной диаметру долота (d_c= 0,2159 м). Тогда по формуле (6.6, [1]):

где h – пластическая вязкость, h=0,015 .

за турбобуром:

За УБТ-178:

За УБТ-146:

За ТБВ-127:

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

где t₀ – динамическое напряжение сдвига, Па.

За турбобуром:

За УБТ-178:

За УБТ-146:

За НК и секцией ТБВ-127:

Таким образом, в кольцевом пространстве за турбобуром и секцией УБТ- 178 режим течения турбулентный, а за УБТ – 146 и ТБВ – 127 - ламинарный.

Примем, что до глубины залегания подошвы слабого пласта L_п = 800 м

скважина обсажена трубами, шероховатость которых

Коэффициенты рассчитываем по формуле (6.14, [2]):

За турбобуром:

За УБТ-178:

Найдем скорости течения жидкости на одинаковых участках кольцевого канала:

За турбобуром:

за УБТ-178:

за УБТ-146:

за НК и секциями ТБВ-127:

Вычислим числа Сен-Венана по формуле (6.14, [2]):

За турбобуром:

За УБТ-178:

За УБТ-146:

За ТБВ-127:

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

За УБТ-146:

За ТБВ-127:

Потери давления вычислим по формуле :

За турбобуром:

За УБТ-178:

За УБТ-146:

За ТБВ-127:

Местные потери от замков ЗУК-155 в кольцевом пространстве определяем по формуле :

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 = 0,155 м).

Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала:

За ТБВ-127:

Суммируя значения DР_кп, получим:

Теперь можно определить r_кр по формуле (6.1, [1]):

т.к. r_кр>r, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

Вычислим потери давления внутри буровой колонны. Для этого определим критические числа Рейнольдса на участке колонны с наибольшим внутренним диаметром по формуле (6.4, [1]):

В УБТ-178:

В УБТ-146:

В НК:

В ТБВ-127:

Определим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну (6.5, [1]):

В УБТ-178:

В УБТ-146:

В НК:

В ТБВ-127:

Таким образом, везде внутри колонны турбулентное течение.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле :

В УБТ-178:

В УБТ-146:

В НК:

В ТБВ-127:

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

В УБТ-178:

В УБТ-146:

В НК:

В ТБВ-127:

Местные потери от замков ЗУК-155 в колонне определим по формуле:

где d_зв­ – наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м. по табл. 5.7

d_зв=0,095 м.

Найдем потери в наземной обвязке, из табл. 6.1 найдем значения коэффициентов: a_с = 3,4 10⁵ м^-4; a_бр=1,2 10⁵ м^-4; a_верт=0,9 10⁵ м^-4; a_кв=1,8 10⁵ 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 :

где b = 0,75÷0,80 – коэффициент, учитывающий, что рабочее нагнетание насосов должно быть, согласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортного на 20-25%. Примем b=0,8;

Р_н – давление на насосах при данном диаметре втулок (по табл. 4.1 [1] для насоса БРН-1 при втулках диаметром 140 мм, Р_Н=16,9 МПа).

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

Т.к. DР_д=4,11 МПа <DР_кр = 7 МПа (определяемого, как прочностью конструктивных элементов долота), то бурение данного интервала невозможно с использованием гидромониторного эффекта.

Приняв V_д=77,3 м/c (5.10 [1]), прсчитаем перепад давления на долоте:

Таким образом, расчётное рабочее давление в насосе составит:

Выводы

В процессе выполнения курсового проекта сделали следующие выводы:

1. Отработка на долото производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы.

2. Заданная плотность промывочной жидкости не удовлетворяла геологическим условиям разбуриваемой толщи пород для скважин № 1 и № 2, то есть плотность была откорректирована до ρ = 1241 кг/м³.

3. Выбран насос БРН-1 с внутренними диаметрами втулок 140 мм.

4. Разделили заданный интервал на участки залегания пород одинаковой буримости с помощью метода Родионова и графического способа, в результате получили, что интервал 650-1200 м разделён на две пачки одинаковой буримости.

5. Поскольку стоимость метра проходки долотом Ш 215,9 Т3-ЦВ больше, чем долотом Ш 215,9 ТК3-ЦВ, то последнее рекомендуем использовать для бурения в интервале 950-1200 м.

6. В ходе выбора компоновки КНБК рассчитали, что требуется две ступени УБТ: УБТ-178 и УБТ-146; выбрали 1 секцию бурильных труб: ТБВ-127×8К.

7. Исходя из резерва давления, определили невозможность использования гидромониторного эффекта.

Используемая 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. Расчёты на ЭВМ при бурении глубоких скважин. – РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999.

Дата добавления: 2015-08-17