Гидравлический расчет циркуляционной системы

Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости.

Определим критическую скорость бурового раствора, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый разрез, по формуле (7.1) учебного пособия. Для этого необходимо предварительно вычислить параметры φ и Σ(ΔР_кп).

Значение φ рассчитаем по формуле (7.2) с помощью найденной выше механической скорости проходки долота 295,3МГАУ V_м = 14,5 м/ч = 4,03·10^-3 м/с.

где Q – расход бурового раствора, м³/с; 0,0275

V_м – механическая скорость проходки;

D_с – диаметр скважины, м.

т.е. содержание шлама в потоке пренебрежимо мало.

Для определения величины Σ(ΔР_кп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Re_кр, при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле для течения в кольцевом канале:

где η – пластическая (динамическая) вязкость промывочной жидкости, Па·с;

τ₀ – динамическое напряжение сдвига, Па;

d_г – гидравлический диаметр канала, м.

за УБТС2-229

за УБТС2-178

за ТБВ

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле:

Диаметр необсаженного ствола в данном случае примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны D_с = 0,30 м. Тогда:

за УБТС2-229

за УБТС2-178

за ТБВ

Так как полученные значения Re_кп < Re_кр на всех участках затрубного пространства, то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме.

Вычислим числа Сен-Венана для кольцевого канала по формуле:

за УБТС2-229

за УБТС2-178

за ТБВ-127

Находим значение коэффициента β (при Se ≥ 10)по формуле:

за УБТС2-229

за УБТС2-178

за ТБВ-127

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства за бурильными трубами и УБТ до глубины слабого пласта по формуле:

на участке за ТБВ:

на участке за УБТС2-178:

на участке за УБТС2-229:

Местные потери от замков ЗУ-155 в кольцевом пространстве определим по формуле:

где l_т – средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м; если нет других данных, то при выполнении расчетов значение l_т можно принять равным 12 м;

d_м – наружный диаметр замкового соединения, м;

l – длина секции бурильных труб одинакового размера, м.

Согласно таблице 6.9 учебного пособия d_м = 0,155 м.

Суммируя полученные значения ΔP_кп и ΔP_мк, найдем величину Σ(ΔP_кп), необходимую для вычисления ρ_кр:

ΔP_кп = 0,514 + 0,031 + 0,160 + 0,0005 = 0,706 МПа

Определим ρ_кр по формуле:

где ρ_кр – критическая плотность, при которой может произойти гидроразрыв, кг/м³;

P_г – давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па;

Σ(ΔP_кп) – потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном (кольцевом) пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;

L_п – глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья скважины, м;

φ – содержание жидкости в шламожидкостном потоке бурового раствора в кольцевом пространстве скважины.

Так как полученное значение ρ_кр больше принятого ρ = 1361 кг/м³, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

Далее вычислим потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определим критические числа Рейнольдса по формуле:

в ТБВ

в УБТС2-229

в УБТС2-178

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну по формуле:

в ТБВ

в УБТС2-229

в УБТС2-178

В бурильной колонне везде действительные числа Re_т > Re_кр, следовательно, на всех участках имеет место турбулентный режим течения промывочной жидкости и поэтому потери давления внутри колонны определяется по формуле Дарси-Вейсбаха.

Предварительно вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле:

Шероховатость K принимаем равной 3·10^-4 м.

внутри ТБВ

внутри УБТС2-229

внутри УБТС2-178

Далее рассчитаем потери давления внутри ТБВ и УБТ по формуле:

внутри ТБВ

внутри УБТС2-229

внутри УБТС2-178

Тогда общие потери давления на трение по всей длине внутри труб БК составят: ΣΔР_т = 5,37 + 0,82 + 0,60 = 6,79 МПа.

Местные потери от замков ЗУ-155 внутри колонные бурильных труб определяем по формуле:

где l_т – длина одной трубы, м; можно принять равной 12 м;

d_зв – наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м.

Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле:

Предварительно определим по таблице 7.1. учебного пособия значения гидравлических коэффициентов элементов обвязки α_с = 0,4·10⁵ м^-4; α_ш = 0,3·10⁵ м^-4; α_в = 0,3·10⁵ м^-4; α_к = 0,4·10⁵ м^-4.

Поскольку потери давления в кольцевом пространстве за ТБВ ранее были определены для участка длиной 1275 м, пересчитаем это значение на полную длину ТБВ L = 2325 м:

Тогда общие потери давления по всей длине КП составят:

ΣΔP_кп = 0,031+0,160+0,937 = 1,128 МПа

Далее вычислим сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением перепада давления в долоте, по формуле:

(ΔP – P_д) = Σ(ΔP_т) + Σ(ΔP_кп) + ΔP_мт + ΔP_мк + ΔP₀ = 6,79 + 1,128 + 0,43 + 0,0009 + 0,22 = 8,57 МПа

Рассчитаем резерв давления ΔP_р для определения допустимого перепада давления в долоте по формуле:

где P_н – предельное давление нагнетания на выходе бурового насоса, МПа;

b – коэффициент, учитывающий необходимый запас давления при работе бурового насоса (насосов).

Такой запас давления вполне подходит для реализации в насадках трехшарошечного долота принятого перепада давления P_д = 10 МПа. Определим общую площадь промывочных отверстий насадок долота по формуле:

где µ – коэффициент расхода (0,95 – для трехшарошечных долот);

Выберем количество промывочных насадок для долота 295,3МГАУ п = 3. Тогда диаметр одной насадки составит:

Таким образом, для создания перепада давления в долоте 295,3МГАУ, равного 10 МПа, необходимо установить три гидромониторных насадки диаметром 11 мм каждая.

В заключение определим фактическое максимальное давление нагнетания на выходе бурового насоса УНБ-600А:

P_max = ΔP + P_д = 8,57 + 10 =18,57 МПа

Что меньше, чем предельно допустимое значение (19,0 МПа) для цилиндровых втулок выбранного диаметра (150 мм).

Литература

1. Леонов Е.Г., Симонянц С.Л. Совершенствование технологического процесса углубления скважины: Учебное пособие. М., Изд. центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2014. 184 с.