Построение графика давлений
⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3 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
1. Определяем диаметр скважины dc,исходя из размеров долота по формуле dс =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/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 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 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 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 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 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 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 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 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 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.
Воспользуйтесь поиском по сайту: ©2015 - 2024 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...
|