Главная | Обратная связь
МегаЛекции

ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКА ДАВЛЕНИЙ




График давлений позволяет наглядно представить рас­пределение давления в любой части циркуляционной систе­мы буровой. Пример такого графика показан на рис. 3.

 

 

Рис. 3 График распределения давления в циркуляционной системе: 1 – турбобур с долотом; 2 – УБТ; 3 – ТБВ; 4 – ЛБТ; 5 – продуктивный пласт; 6 – слабый пласт

 

Сначала необходимо определить гидростатическое давле­ние па забое скважины (при отсутствии циркуляции) для двух случаев:

в скважине, заполненной промывочной жидкостью плот­ностью , поформуле

(3.1)

в скважине, заполненной той же жидкостью, но содержа­щей частицы выбуренной породы плотностью

(3.2)

где

VM — механическая скорость бурения, м/с.

 

Построение графика целесообразно выполнять в следу­ющей .последовательности.

1. Слева изобразить геометрию кольцевого канала и ком­поновку бурильного 'инструмента с соблюдением вертикаль­ного масштаба. В правой части построить координатные оси и выбрать масштаб давлений.

2. Провести тонкие горизонтальные линии через плоско­сти соединения УБТ с турбобуром и турбобура с долотом (горизонтали I—I и II—II).

3. Отложить значения Рс и Рс' на горизонтали II—II, по­лучив точки d и d'. Соединив их с началом координат, по­лучим линии изменения гидростатического давления в труб­ном и кольцевом пространстве (соответственно Od и Od').

4. От точки d' по горизонтали вправо отложить потери давления в кольцевом пространстве в конце интервала , взятые из формулы (2.24):

Получим точку d". Соединив ее с началом координат, най­дем кривую Оd" изменения гидродинамического давления в затрубном пространстве при циркуляции.

5. Из точки d" восстановить вертикаль до пересечения с осью давления. Получим точку, соответствующую забойному давлению Р3 при бурении скважины.

6. .Через точку d" провести прямую параллельную Od (или на горизонтальной оси от начала координат отложить отрезок dd"). Тогда в пересечении с горизонталью I—I по­лучим точку К, а на оси давления точку S.

7. Отложить на горизонтали от точки d" отрезок, соот­ветствующий перепаду давления в долоте. Получим точ­ку е. Для гидромониторного долота определена по форму­ле (2.28). Для долота с центральной промывкой берется из формулы (2.24):

.

8. Длина отрезка КК' равна сумме перепадов давлений в долоте и турбобуре .

Перепад давления в турбобуре берется из формулы (2.24);

.

9. На горизонтальной координате вправо от точки S от­ложить суммарные гидравлические потери в долоте, турбо­буре и внутри бурильных труб. Получим точку S', т. е. дли­на отрезка

SS' = + + , где — потери давления внутри колонны бурильных труб в конце интервала, МПа. Значение находится из формулы (2.24):

.

10. Вправо от точки S' отложить отрезок, равный потерям давления в наземной обвязке , которые находятся нз формулы (2.24).

.

Получаем точку, соответствующую давлению в насосе в кон­це интервала

11. Выделив жирной линией соединения точек О, d", е. К', S', , получаем график изменения давления в циркуля­ционной системе. По графику можно сравнить давление в кольцевом пространстве на интересующей глубине при цир­куляции промывочной жидкости с давлением , гидроразрыва слабого пласта. Для этого от подошвы слабого пласта провести горизонтальную линию до пересечении с левой ветвью графика и на оси найти давление в кольцевом пространстве. Необходимо, чтобы < .

 

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
  в конце интервала   Lк ннн м
2. Глубина залегания кровли продуктивного ро-      
  пласта   Lп   м
3. Пластовое давление   Pпл МПа
4. Глубина залегания подошвы      
  слабого пласта   Lс   м
5. Давление гидроразрыва   Pг МПа
6. Плотность разбуриваемых пород род ρш кг/m3
Условная твердость породы   ----   СТ
Осевая нагрузка на долото   G кН
Механическая скорость бурения Vм м /с 0,01
10. Реологические показатели мывочной жидкости: ро-      
  1) динамическое напряжение      
  сдвига   τ0 Па
  2) структурная вязкость   η Па·с 0,027
11.Марка и количество буровых насосов        
---- шт.
12. Диаметр долота   dд м 0,2159
13. Элементы бурильной колонны конце интервала): (в     (гидро­монитор­ное)
  1) УБТ — длина   l1 м
  наружный диаметр   dн1 м 0,178
  внутренний диаметр Vfy' dв1 м 0,09
  2) УБТ — длина   l2 м
  наружный диаметр   dн2 м 0,159
  внутренний диаметр   dв2 м. 0,08
  3) ТБB —длина   lб м
  наружный диаметр   dн м 0,127
  внутренний .диаметр   dв м 0,109
  4) ЛБТ — длина   l3 м
  наружный диаметр   dн3 м 0,129
  внутренний диаметр   dв3 м 0.107
14.   Возможная глубина бурения принятой буровой установкой       м свыше

 

 

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

dс=1,05∙dд= 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/ма. 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 порезерву 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 Vкп 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 Рн 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 Мр, 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 рс=1200 кг/м3 создает мо­мент Мтн=1550 Н·м при расходе Qтн = 0,030 м3/с и перепаде давления Ртн = 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 Кт, в этом турбобуре:

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

что значительно меньше допустимого давления нагнетания Рн 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 dн = 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 Lэк,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 30м. 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 Рд<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 Qy в зависимости от полученного значения = 2,94 МПа и находим площадь промывочных отверстии до­лота но формуле (2.29):

Qy=0,0004 м3

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 Кк<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 ρш =2400 кг/м3 и механической скорости бурения Vм =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.

 

 

 





©2015- 2017 megalektsii.ru Права всех материалов защищены законодательством РФ.