4. Пример гидравлического расчета промывки скважины

Исходные данные для гидравлического расчета сведены в табл. 7

				Таблица 7
	Наименование параметров	обозначение в формулах	Единицы физических величин	Значение (в примере)
1.	Глубина бурения
	в начале интервала	Lн	м	800
	в конце интервала	Lк ннн	м	2700
2.	Глубина залегания кровли продуктивного ро-
	пласта	Lп	м	2670
3.	Пластовое давление	Pпл	МПа	29
4.	Глубина залегания подошвы
	слабого пласта	Lс	м	2450
5.	Давление гидроразрыва	Pг	МПа	39
6.	Плотность разбуриваемых пород род	ρш	кг/m^3	2400
7	Условная твердость породы	----		СТ
8	Осевая нагрузка на долото	G	кН	140
9	Механическая скорость бурения	Vм	м /с	0,01
10.	Реологические показатели мывочной жидкости: ро-
	1) динамическое напряжение
	сдвига	τ0	Па	20
	2) структурная вязкость	η	Па·с	0,027
11.Марка и количество буровых насосов
		----	шт.	1
12.	Диаметр долота	dд	м	0,2159
13.	Элементы бурильной колонны конце интервала): (в			(гидро­монитор­ное)
	1) УБТ — длина	l1	м	50
	наружный диаметр	dн1	м	0,178
	внутренний диаметр Vfy'	dв1	м	0,09
	2) УБТ — длина	l2	м	30
	наружный диаметр	dн2	м	0,159
	внутренний диаметр	dв2	м.	0,08
	3) ТБB — длина	lб	м	700
	наружный диаметр	dн	м	0,127
	внутренний .диаметр	dв	м	0,109
	4) ЛБТ — длина	l3	м	1920
	наружный диаметр	dн3	м	0,129
	внутренний диаметр	dв3	м	0.107
14.	Возможная глубина бурения принятой буровой установкой		м	свыше 5000

1. Определяем диаметр скважины d_c, исходя из размеров долота по формуле

d_с=1,05∙d_д = 1,05 • 0,2159 = 0,226 м.

2. Находим плотность промывочной жидкости, исходя из условия создания необходимого противодавления на продук­тивный пласт, по формуле (2.1):

В дальнейших расчетах принимаем = 1220 кг/м^а. Проверяем по формуле (2.2) значение плотности для исклю­чения возможности гидроразрыва слабого пласта:

3. Рассчитываем коэффициенты потерь давления в эле­ментах бурильной колонны.

В качестве базовых труб принимаем находящиеся в ком­поновке бурильной колонны ТБВ с наружным и внутрен­ним диаметрами соответственно 127 мм и 109 мм.

Коэффициент потерь давления в проходных каналах манифольда А находим по табл. 2 в соответствии с типом манифольда, зависящим от возможной глубины бурения буро­вой установки, и выбранными базовыми трубами. При буро­вой установке с глубиной бурения свыше 5000 м и базовыми трубами диаметром 127 мм коэффициент А равен 0,1176.

Коэффициент В потерь давления в базовых бурильных трубах вычисляем по формуле (2.3):

Значение коэффициента Е потерь давления в кольцевом пространстве находим из выражения (2.4), предварительно определив средневзвешенный наружный диаметр бурильных труб:

В данном примере используется гидромониторное долото, поэтому коэффициент С не определялся, так как при даль­нейшем расчете находится диаметр насадок по резерву давления насосов.

4. Расход промывочной жидкости определяем только из условии создания необходимой скорости течения в затрубном пространстве и обеспечения достаточной очистки забоя, так как механическая характеристика пород известна (ус­ловная твердость «СТ»).

По формуле (2.7), предварительно выбрав по табл. 4 V_кп равной 1 м/с и имея в виду, что наименьший наружный диа­метр бурильных труб равен 0,127 м находим

По формуле (2.8), установив по табл. 4 величину q равную 0,6 м³/с/м² , определяем

5. По наибольшему значению Q = 0,0274 м³/с выбираем втулки бурового насоса У8-6м из табл. 1.2 прилож. 1. При­нимаем втулки диаметром 160 мм. Тогда подача насоса с коэффициентом наполнения β=0,9 составляет 0,0278 м³/с, a допустимое давление нагнетания Р_н равно 16.3 МПа.

6. По справочным данным [1, 3] или прилож. 2 выбираем турбобур, исходя из условий, изложенных в п. 2.6.2. Для выбора турбобура предварительно находим момент М_р, по­требный для вращения долота диаметром 215,9 мм и разру­шения породы с условной твердостью «СТ» по формуле (2.13):

Необходимые коэффициенты выбираются по табл. 5 и 6 в зависимости от условной твердости пород и диамет­ра долота.

Принимаем турбобур типа ЗТСШ1-195 с числом ступе­ней 306, который при работе в оптимальном режиме на про­мывочной жидкости плотностью р_с=1200 кг/м³ создает мо­мент М_тн=1550 Н·м при расходе Q_тн = 0,030 м³/с и перепаде давления Р_тн = 4,5 МПа.

Находим крутящий момент у выбранного турбобура при принятом расходе Q = 0,0278 м'/с и плотности жидкости р = = 1220 кг/м³ по соотношению (2.12):

Момент на турбобуре больше момента, потребного для разрушения породы. Следовательно, турбобур 3ТСШ1-195 может использоваться для бурения данного интервала. По соотношению (2.10) находим коэффициент потерь давления К_т, в этом турбобуре:

Найдем перепад давления в турбобуре Р_т но формуле (2.11):

что значительно меньше допустимого давления нагнетания Р_н насоса У8-6м на втулках 160 мм.

7. Вычисляем коэффициенты гидравлических сопротивле­ний при движении жидкости по трубам и в кольцевом пространстве

Для вычисления сначала находим скорость движения жидкости по базовым трубам (ТБВ) по формуле (2.14):

Для нахождения режима течения жидкости определяем приведенное число Рейнольдса по формуле (2.15) с учетом заданных показателен промывочной жидкости:

Поскольку число >2300, то режим течения турбулент­ный и величину находим по формуле (2.16):

Вычисление также начинаем с определения скорости те­чения жидкости в кольцевом пространстве по формуле (2.18), зная что наружный средневзвешенный диаметр d_н = 0,1297 м (подсчитан ранее при нахождении коэффициента Е):

Приведенное число Рейнольдса при движении жидкости по кольцевому пространству определяем по формуле (2.19):

Полученное значение <1600, следовательно, режим те­чения жидкости в затрубном пространстве структурный, и находится по формуле (2.21):

8. Находим эквивалентную длину бурильной колонны в конце и начале рассчитываемого интервала по формуле (2.22), имея в виду, что в компоновку бурильной колонны, кроме базовых труб (ТБВ) и их замков, входят два типо­размера УБТ и ЛБТ с замками:

Сначала найдем эквивалентную длину замка у ТБВ с на­ружным диаметром 127 мм по формуле (2.23) (для соеди­нения таких труб применяются замки ЗУ-155 длиной = 0,526 м и минимальным внутренним диаметром = 0,095 м [1]:

Аналогично находим эквивалентную длину замка у ЛБТ с наружным диаметром 129 мм (для их соединения приме­няются замки ЗЛ-152 длиной 0,445 м с минимальным внут­ренним диаметром 0,095 м [1]):

Вычисляем эквивалентную длину бурильной колонны в конце интервала L_эк , используя рассчитанные эквивалентные длины замков, и размеры элементов бурильной колонны, взятые из табл. 7:

При бурении в начале интервала длина бурильной колон­ны составляет 800 м. Колонна состоит из TБB длиной 720 м, замков ЗУ-155 и двух типоразмеров УБТ длиной 50 м и 30 м. Тогда ее эквивалентная длина в начале интервала

9. Определим потери давления в циркуляционной систе­ме в конце и начале интервала за исключением потерь в гидромониторном долоте по формуле (2.24):

10. Рассчитаем резерв давления на долото по формуле (2.26):

11. Вычислим возможную скорость движения в промы­вочных отверстиях долота по формуле (2.27) при x = 0,95;

Так-как близко к 70 м/с и перепад давления Р_д<12 МПа, бурение данного интервала возможно с использованием гид­ромониторного эффекта.

12. Приняв = 66 м/с вычисляем потери давления в до­лоте по формуле (2.28):

13. По графику, приведенному на рис. 2, определяем утечки Q_y в зависимости от полученного значения = 2,94 МПа и находим площадь промывочных отверстии до­лота но формуле (2.29):

Q_y=0,0004 м³/с

14. Диаметр насадок (принимая их количество n=3) на­ходим по значению используя формулу (2.30):

Полученный размер насадки сравниваем с имеющимися стандартными у долота 215,9 мм (см. табл. 3). Выбираем ближайший диаметр, равный 13 мм, и определяем по формуле (2:31) скорость движения жидкости в насадке нового диаметра, а по формуле (2.28) возникающий перепад давле­ния:

15. Определяем суммарные потери давления в конце и начале интервала:

16. Вычисляем коэффициент загрузки насосов в начале и конце интервала:

Величина коэффициента загрузки К_к<1,15 и является до­пустимой.

17. Определяем дополнительные данные, необходимые для построения графика давлении.

Вычисляем гидростатическое давление по формуле (3.1):

Вычисляем гидростатическое давление с учетом заданной плотности шлама ρ_ш =2400 кг/м³ и механической скорости бурения V_м =0,01 м/с по формуле (3.2):

18. Строим график (см. рис. 3) распределения давления в циркуляционной системе в соответствии с изложенными пра­вилами.

библиографический список

1. Иогансен К. В. Спутник буровика. — М.: Недра, 1981.

2. Справочник инженера по бурению /Под ред. 13. П. Мищевича. Н. А. Сидорова, — М.: Недра, 1973. Т. 1, 2.

3. Шумова 3. П., Собкина И. В. Справочник но турбобурам. — М.: Недра, 1970.

4. Методическая разработка по гидравлическому расчету промывки скважины при бурении с применением ЭВМ/Сост. В. М. Вязелыциков, И. Г. Минакова. — Куйбышев: КПтИ, 1981.

5. Стетюха Е. И. Гидродинамические расчеты и бурении. — Киев: Техника. 1981.

6. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера но буре­нию. — Щ Недра, 1985.

7. Тарасевич В. И. Определение оптимального расхода промывочной жидкости при турбинном бурении нефтяных и газовых скважин. — Куйбышев: КПтИ, 1957.

20