vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Часть II. Раздел 13. Расчет параметров промывки скважины и режима работы буровых насосов

13.1.2. Псевдопластичная жидкость.

Строгие методики расчетов потерь давления описаны в разделах 7 и 8.

Если в одном из элементов в трубах имеет место ламинарный режим движения, то потери давления удобнее рассчитывать по формуле:

р =SвQn ,

(13.15)

где

			4Kl			3n 1		1
S										K
	в		dв			n		3			м .
							dв

Если решать обратную задачу, то искомый расход определяют по формуле:

		1
	р	n
Q	в .доп
	Sв	.

(13.16)

(13.17)

Аналогичным образом решается задача и для затрубного пространства. При турбулентном течении расчетную формулу можно представить в виде:

р =ТQ1,8 ,

где

	Т	р
		кр
		1,8 .
		Q
		кр

Обратная задача решается по формуле:

(13.18)

(13.19)

Q Q
кр

			0 ,56
р
р
	кр

.

(13.20)

13.2. Вы6op режима работы буровых насосов.

Если расход Q задается, то нужно позаботиться не только о том, чтобы узнать ожидаемое давление на насосах или потери в заколонном пространстве, но и о том, как обеспечить такую подачу насосов.

Сначала необходимо решить, какое количество насосов одновременно могут быть включены в работу. Затем сопоставить фактическую подачу насоса (насосов) на разных цилиндровых втулках с требуемым расходом (учесть при этом разницу в особенностях электрического и дизельного приводов). После этого сопоставляют расчетное давление на насосах с допустимыми давлениями, обусловленными либо технической и гидравлической характеристиками насоса, либо прочностью обвязки насосов (манифольда). Если расчетное давление выше допустимых, то либо задаются другом расходом Q и повторяют расчеты по "точным" формулам, либо используются предложенные методы, изложение в данном разделе, либо сразу определяют Q, задаваясь допустимым давлением.

Все изложенное в разделе 13 имеет целью обеспечить приемлемые точность и скорость выполнения гидравлических расчетов, когда они выполняются "вручную" с применением, в лучшем случае, калькуляторов. В наше время всеобщей компьютеризации подобная практика расчетов выглядит анахронизмом. Более естественным представляется составление компьютерных программ для таких расчетов с использованием вычислительных алгоритмов, приведенных в Приложении. В той же программе можно и нужно реализовать задачу совмещения гидравлических характеристик, основы которого даны в подразделах 13.1 и 13.2.

13.3.Расчет эпюры полных (абсолютных) давлений

вскважине при промывке.

Пример подобной эпюры показан на рис. 13.1 для двухразмерной колонны, состоящей из УБТ и бурильных труб. Наклонная пунктирная линия 0m - это линия гидростатического давления в заколонном пространстве.

Если промывать скважину при расходе Q, то давление в затрубном пространстве возрастет за счет потерь давления. Проследить за влиянием потерь давления на полное (абсолютное) давление ( gl+рпот) удобнее, мысленно представляя движение некоторого глубинного манометра навстречу потоку. "Перемещение" такого манометра нужно начать в заколонном пространстве с открытого устья скважины. По мере "движения" вниз навстречу восходящему потоку манометр будет фиксировать сумму gl и потерь давления. Потери давления в

85

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Часть II. Раздел 13. Расчет параметров промывки скважины и режима работы буровых насосов

заколонном пространстве откладываются относительно линии 0m. Видно, в частности, что потери давления за УБТ нарастают быстрее (угол между 0m и cd существенно больше угла между 0m и d0).

Линия nk проведена через точку b параллельно 0m. Прямая ds тоже параллельна 0m. Таким образом, давление на насосах 0pн равно сумме потерь давления в трубах (kpн), перепада давления на долоте bc и потерь давления в заколонном пространстве (0s=cb). При построении графика отрезки соответствующие давлениям откладываются строго в масштабе. Допускается при коротких УБТ, для удобства построения, несколько их удлинить.

График на рис. 13.1 позволяет очень быстро определить для любой глубины:

-давление на стенки скважины при промывке (линия 0сd);

-давлений внутри колонны труб (линия рнab);

-перепад давления между трубным и заколонным пространствами (отрезки cb, da или Opн на устье скважины), знание которого необходимо для расчета на прочность труб от внутреннего избыточного давления.

13.4.Понятие об эквивалентной плотности при промывке

иметодика ее расчета.

Эквивалентная плотность определяется по формуле:

	экв

gl p	к
gl

.

(13.21)

Из формулы видно, что экв отражает влияние потерь в кольцевом пространстве на величину абсолютного давления и преподносит это влияние не через абсолютную величину на некоторой конкретной глубине, а путем сравнения с экв . Если экв несущественно отличается от , то это означает, что влияние рк на условия бурения не столь заметно.

86

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Часть II. Раздел 13. Расчет параметров промывки скважины и режима работы буровых насосов

Рис. 13.1. График полных давлений в трубах и заколонном пространстве:

0m - линия гидростатического давления столба бурового раствора; kn и cs - прямые, параллельные 0m; 0pн - отрезок, соответствующий давлению на насосах при промывке; kpн - суммарные потери давления в трубах; a’a - потери давления внутри УБТ; bc=sk - перепад давления на долоте; cm - суммарные потери в заколонном пространстве; d’d - потери давления за бурильными трубами. (Стрелками показано направление движения жидкости).

Есть ещё одно не менее ценное свойство экв. Величину экв можно напрямую сравнивать с градиентом гидроразрыва. Предположим, что индекс гидроразрыва слабого пласта равен 1,45. Это фактически означает, что гидроразрыв в статических условиях (без промывки) произойдет при плотности бурового раствора 1450 кг/м3 . Примем также, что скважина промывается буровым раствором, имеющим плотность 1200 кг/м3. Теперь представим ситуацию, когда вследствие неудачно выбранных бурильных труб, УБТ, реологических параметров и, самое главное, чрезмерно большого Q , потери давления в затрубном пространстве составили столь большую величину, что экв стало равным 1460 кг/м3 . Совершенно очевидно, что слабый пласт при такой промывке будет разорван и произойдет поглощение бурового раствора.

87