Гидравлический расчёт промывки скважин в режиме вскрытия продуктивного пласта

1. Поскольку применяется турбинный способ бурения, примем коэффициент равным

0,65 м/с. Исходя из условий всасывания, коэффициент наполнения возьмем равным 0,8.

2. Определяем расход промывочной жидкости из условия выноса шлама при минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны м и заданной скорости подъема жидкости в затрубном пространстве м/с по формуле:

; (25)

- диаметр скважины, м;

- минимальный наружный диаметр труб бурильной колонны, м.

м³/с.

3. Определяем расход промывочной жидкости из условия очистки забоя скважины:

; (26)

м³/с.

4. По наибольшему значению м³/с выбираем диаметр втулок буровых насосов. Следовательно, мы можем использовать насос У8-7М. Так как расход небольшой в данном случае целесообразно использовать 1 насоса. Принимаем диаметр втулок 190 мм и определяем подачу насосов при коэффициенте наполнения 0,8 по формуле:

; (27)

м³/с.

Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, олученных выше. Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом канале за ПК:

; (28)

Для УБТ в необсаженном стволе:

м/с.

Для ЛБТ в необсаженном стволе:

м/с.

Для ПК в необсаженном стволе:

м/с.

Для ПК в обсаженном стволе:

м/с.

Для ЛБТ в обсаженном стволе:

м/с.

Для турбобура:

м/с.

5. Плотность промывочной жидкости:

кг/м³.

6. Выбираю турбобур 3ТСШ1-195, который при работе на воде плотностью 1000кг/м³ имеет тормозной момент 2600 Нм при номинальном расходе 30 л/с и перепаде давления 3,5 МПа. Длина турбобура 26 м. Наружный диаметр 195 мм.

7. Определяем критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый интервал.

(29)

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры и . Значение определяем по заданной скорости механического бурения м/с и принятому расходу м³/с.

; (30)

.

Отсюда легко найти содержание шлама в промывочной жидкости: .

Для определения величины вычислим линейные и местные потери давление в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта.

7. Определяем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Re_кр, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному, для течения в кольцевом канале:

; (31)

- число Хедстрема; (32)

- динамическая вязкость промывочной жидкости,Па с;

- динамическое напряжение сдвига, Па.

За УБТ:

;

За ЛБТ: в не обсаженном стволе

;

За ПК: в не обсаженном стволе

;

За ПК: в обсаженном стволе

;

За ЛБТ: в обсаженном стволе

;

За турбобуром:

;

8. Вычисляем действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве:

; (33)

За УБТ в необсаженном стволе:

;

За ЛБТ в необсаженном стволе:

;

За ПК в необсаженном стволе:

;

Для ПК в обсаженном стволе:

;

Для ЛБТ в обсаженном стволе:

;

За турбобуром:

;

Так как полученные значения , то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при турбулентном режиме.

9. Потери давления по длине канала в кольцевом пространстве определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

в кольцевом пространстве

; (34)

где l_кп-коэффициенты гидравлического сопротивления трению в кольцевом пространстве.

Для кольцевого пространства:

; (35)

где к – шероховатость. Для стенок трубного и обсаженного участков затрубного пространства равна 0,0003, а для необсаженных участков затрубного пространства 0,003.

Для УБТ:

.

Для ЛБТ: в не обс.стволе.

.

Для ПК: в не обс.стволе.

.

Для ПК в бос.стволе.

Для ЛБТ в обс.стволе.

Для турбобура.

10. Рассчитываем потери давления по длине кольцевого пространства:

; (36)

Для УБТ 25 м в необсаженном стволе:

;

Для ЛБТ 50 м в необсаженном стволе:

;

Для ПК 170 м в необсаженном стволе:

Для ПК 380 м в обсаженном стволе:

;

Для ЛБТ 295 м в обсаженном стволе:

;

Для турбобура 26 м в обсаженном стволе:

;

11. Вычислим из условия:

; (37)

- давление гидроразрыва пласта, Па;

- плотность шлама, кг/м³;

- глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м.

кг/м³;

Так как полученное значение больше принятого кг/м³, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

12. Рассчитываем потери давления от замков в кольцевом пространстве:

; (38)

l_т- средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м;

d_м- наружный диаметр замкового соединения, м.

Для ЛБТ 50 м в необсоженном стволе:

;

Для ПК 170 м в необсаженном стволе:

;

Для ЛБТ 295 м в обсаженном стволе:

;

Для ПК 380 м в обсаженном стволе:

.

13. Вычислим действительные числа Рейнольдса в трубах и замковых соединениях, составляющих бурильную колонны:

; (39)

В ПК:

;

В УБТ:

;

В ЛБТ:

;

14. Коэффициенты гидравлического сопротивления трению в трубах определяют по формуле:

; (40)

Для УБТ:

.

Для ЛБТ:

.

Для ПК:

.

15. Потери давления по длине канала внутри труб определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

; (41)

В УБТ:

Па.

В ПК

Па.

В ЛБТ

Па.

Па.

16. Для секций бурильной колоны, состоящей из труб, имеющих внутреннюю высадку, вычисляются потери давлений в местных сопротивлениях внутри труб по формуле:

; (42)

где x=1,9 так как замки ЗШ

; (43)

Для ЛБТ:

;

;

17. Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле:

; (44)

м^-4, м^-4, м^-4, м^-4.

Па.

18. Определим перепад давления в турбобуре:

;

;

19. Перепад давлений будет:

; (45)

Па.

20. Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь в долоте по формуле:

; (46)

21. Рассчитываем резерв давления на долоте при b=0,8 по формуле:

; (47)

22. Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота при по формуле:

; (48)

м/с;

Так как м/с, то бурение данного интервала невозможно с использованием гидромониторных долот.

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит МПа.

23. Определим дополнительные данные, необходимые для построения графика давлений. Вычисляем гидростатическое давление раствора без шлама по формуле:

; (49)

МПа.

Рассчитаем гидростатическое давление с учетом шлама по формуле:

; (50)

МПа.

24. Рассчитаем суммарные потери во всей системе:

Па

Интервал 5

Исходные данные.

Месторождение(площадь, ЛУ) Ершовое

Скважина 245

Интервал бурения, м

-от 1700

-до 2700

Глубина залегания подошвы пласта,

склонного к гидроразрыву, м 2700

Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0157

Глубина залегания пласта, склонного к

проявлению, м 2700

Пластовое давление, Мпа 20,1

Плотность разбуриваемых пород, кг/м³ 2180

Максимальный диаметр шлама, м 0,01

Механическая скорость бурения, м/час 10

Средний диаметр ствола скважины, м 0,235

Секции бурильной колонны

УБТ

Длина секции, м 25

Наружный диаметр, мм 178

Внутренний диаметр, мм 80

СБТ

Длина секции, м 549,1

Наружный диаметр, мм 127

Внутренний диаметр, мм 108,62

ЛБТ

Длина секции,м 2100

Наружный диаметр, мм 147

Внутренний диаметр, мм 125

Длина турбобура, м 25,9

НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА

Стояк, мм 168

Диаметр проходного сечения,мм

бурового рукава 102

вертлюга 75

ведущей трубы 101

ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА

Плотность, кг/м³ 1040

Динамическая вязкость, Па с 0,0083

Динамическое напряжение сдвига, Па 1,84

Буровой насос У8-7М

Количество одновременно работающих насосов, шт. 2

Диаметр цилиндровых втулок, м 150

Число двойных ходов поршня в 1 мин 65

Производительность, м³/с 0,042

Развиваемое давление, Мпа 27,2

Количество гидромониторных насадок 2

Диаметры, м 0,015*0,015

Скорость истечения жидкости, м/с 90

Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе

Элементы циркуляционной системы	Потери давления, МПа
Внутренняя полость труб: -УБТ -СБТ -ЛБТ кольцевое пространство: -УБТ -СБТ -ЛБТ -ЗД Промывочные отверстия долота Забойный двигатель Замки СБТ Замки ЛБТ Наземная обвязка Во всей системе	0,21 0,98 2,13   0,04 0,14 0,93 0,1 8,23 7,21 0,0 0,17 0,37 20,5