Гидравлический расчёт промывки скважины

Целью составления гидравлической программы бурения, определение рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку буровых долот при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого оборудования и инструмента.

Гидравлический расчет проводим в следующем порядке:

Исходные данные для расчета:

1. Глубина бурения скважины L, м. 2200

2. Глубина залегания кровли пласта с max градиентом

пластового давления , Lк, м. 1200

3. Пластовое давление с max градиентом пластового

давления, Рпл, мПа 16,67

4. Глубина залегания подошвы пласта с min градиентом

гидроразрыва ( поглащения) Lп, м 1650

5. Давление гидроразыва Рг.р., мПа 300

6. Плотность разбуриваемых пород Рш , кг/м³

7. Механическая скорость бурения Vм, м/с 0,015

8. Момент турбобура, необходимый для разрушения

породы Мр, 1800

9. Минимальная скорость подъема жидкости

в затрубном пространстве, обеспечивающая вынос шлама Vк 0,85 м/с

10. Динамическое напряжение сдвига, t 0 , Па 20

11. Пластовая вязкость, h, Па х с 0,027

12. Тип бурового насоса У8- 6М

13. Число буровых насосов 2

14. Диаметр скважины d скв., мм. 0,218

15. Элементы бурильной колонны:

УБТ С1- 178

длина L, м 141

наружный диаметр dн, м 0,178

внутренний диаметр dв, м 0,08

УБТ С1- 146

длина L, м 8

наружный диаметр dн, м 0,146

внутренний диаметр dв, м 0,074

ТБПК

длина L, м 250

наружный диаметр dн, м 0,127

внутренний диаметр dв, м 0,109

наружный диаметр замкового соединения , dм, м 0,170

Элементы наземной обвязки:

Условный размер стояка, мм. 140

Диаметр проходного сечения, мм.

бурового рукава 102

вертлюга 70

ведущей трубы 85

Расчет:

1.Определение потерь давления в бурильных трубах. Вычислим потери давления внутри бурильных труб. Для этого определяем значение критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

Re _кр = [ р х dв² х t₀ / h²]^0.58 ()

где h - пластическая вязкость промывочной жидкости, Па х с.,

t₀ - динамическое напряжение сдвига, Па.

р – плотность промывочной жидкости, кг/м³.

dв – внутренний диаметр бурильных труб, м.

В ЛБТ Re_кр = 2100 + 7,3 [1130 х 0,125² х 20 / 0,027²]^0.58= 16579.03

В ТБПВ Re_кр = 2100 + 7,3[1130 х 0.109² х 20 / 0,027²]^0.58 = 14452.04

В УБТ С1- 178 Re_кр = 2100 + 7,3 [1130 х 0,080² х 20 /0,027²]^0.58= 10727.97

В УБТ С1 – 146 Re_кр = 2100+ 7,3 [1130 х 0,074² х 20 / 0,027² ]^0.58 = 3179.72

Вычслим действительные числа Рейнольдса жидкости в трубах по формуле:

Re _т = 4 х р х Q / p х dв х h ()

где Q – расход жидкости , м³/с

В ЛБТ Re _т = 4 х 1130 х 0,03 / 3,14 х 0,125 х 0,027 = 12795,47

В ТБПВ Re _т = 4 х 1130 х 0,03 / 3,14 х 0,109 х0,027 = 14673,7

В УБТ С1- 178 Re _т = 4 х 1130 х 0,03 / 3,14 х 0,080 х 0,027 = 19992,92

В УБТ С1 – 146 Re _т = 4 х 1130 х 0,03 / 3,14 х 0,074 х 0,027 = 21613,97

В бурильной колонне везде Re _т > Re_кр, следовательно потери давления определяются по формуле Дарси- Вейсбаха. Рассчитываем значения коэффициентов гидравлического сопротивления l по формуле:

l = 0,1( 1,46 К / dв + 100 / Re_т ) ()

где К – коэффициент шероховатости стенок, принимаем для ЛБТ = 2,0 х 10^{-4 м,}

ТБПВ = 3 х 10^-4 м, УБТ = 3 х 10^{-4 м.}

В ЛБТ l = 0,1( 1,46 х 2 х 10^-4 / 0,125 + 100 / 12795,47 )^0,25= 0,03174169

В ТБПВ l = 0,1 ( 1,46 х 3 х 10^-4 / 0,109 + 100 / 14673,7 )^0,25 = 0,03226189

В УБТ С1- 178 l = ( 1,46 х 3 х 10^-4 / 0,080 + 100 / 19992,92 )^0,25 = 0,031993139

В УБТ С1 – 146 l = ( 1,46 х 3 х 10^-4 / 0,074 + 100 / 21613,97 )^0,25 = 0,032045522

Вычислим потери давления внутри бурильной колонны по формуле :

Dр_т = l х 8 х р х Q² l / p² х dв⁵ ., мПа ()

В ЛБТ Dр_т = 0,03174169 х 8 х 0,03² х 1803 х 1300 / 3,14² х 0,125⁵ = 1,78 МПа

В ТБПВ Dр_т = 0,03226189 х 8 х 0,03² х 1130 х 250 / 3,14² х 0,109⁵ = 0,435 МПа

В УБТ С1- 178 Dр_т = 0,031993139 х 8 х 0,03² х 1130 х 141 / 3,14² х 0,080⁵ = 0,1136 МПа

В УБТ С1 – 146 Dр_т = 0,032045522 х 8 х 0,03² х 1130 х 8 / 3,14² х 0,074⁵ = 0,095 МПа

Местными потерями давления в приваренных замках ТБПВ пренебрегаем.

7. Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле:

Dр₀ = (а_с + а_ш + а_в + а_к) х рQ²., МПа ()

где а_с, а_ш, а_в, а_к- коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки ( справочные значения )

Dр₀ = ( 1,1 + 0,93 + 0,9 + 0,9 ) х 10⁵ х 1130 х 0,03² = 0,389 МПа.

8. Определим потери давления в затрубном пространстве. Определим критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Re_кр, при котором происходит переход от ламинарного режима к турбулентному по формуле. (2.47.)

За ЛБТ

0 – 410 м Re_кр = 2100 + 7,3 [ 1130 ( 0,320 – 0,147 )² х 20 /0,027² ]^0,58= 23208,79

410 – 2200 м Re_кр = 2100 + 7,3 [ 1130 ( 0,218 – 0,147 )² х 20 / 0,027 ]^0.58 = 9612.48

За ТБПВ Re_кр = 2100 + 7,3 [ 1130 ( 0,218 – 0,127 )² х 20 / 0,027 ]^0.58 = 12118,708

За УБТ С1- 178 Re_кр = 2100 + 7,3 [ 1130 ( 0,218 – 0,178 )² х 20 / 0,027 ]^0.58 = 5961,12

За УБТ С1- 146 Re_кр = 2100 + 7,3 [ 1130 ( 0,218 – 0,146)² х 20 / 0,027 ]^0.58 = 9735,359

За турбобуром Re_кр = 2100 + 7,3 [ 1130 ( 0,218 – 0,195 )² х 20 / 0,027 ]^0.58 = 4132,02

Вычисляем действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве:

Re_кп = 4р х Q / p х ( dс х dн )h ()

За ЛБТ 0 – 410 Re_кп = 4 х 1130 х 0,03 / 3,14 ( 0,320 + 0,147 ) х 0,027 = 3425,1

410 – 2200 Re_кп = 4 х 1130 х 0,03 / 3,14 (0,218 + 0,147 ) х 0,027 = 4416,94

За ТБПВ Re_кп = 4 х 1130 х 0,03 / 3,14 (0,218 + 0,127 ) х 0,027 = 4637,48

За УБТ С1- 178 Re_кп = 4 х 1130 х 0,03 / 3,14 (0,218 + 0,178 ) х 0,027 = 4038,97

За УБТ С1- 146 Re_кп = 4 х 1130 х 0,03 / 3,14 (0,218 + 0,146 ) х 0,027 = 4394,049

За турбобуром Re_кп = 4 х 1130 х 0,03 / 3,14 (0,218 + 0,195 ) х 0,027 = 3872,72

Для ЛБТ, ТБПВ, УБТ Re _кп < Re_кр, значит движение жидкости происходит при ламинарном режиме, определим числа Сен- Венана по формуле:

Sкп = p х t₀ ( dс – dн )² (dс + dн ) / 4 h х Q, ()

За ЛБТ

0 – 410 м. Sкп = 3,14 х 20 ( 0,320 – 0,147 )² (0,320 + 0,147 ) / 4 х 0,027 х 0,03 =72,4

410- 2200 м. Sкп = 3,14 х 20 ( 0,218 – 0,147 )² (0,218 + 0,147 ) / 4 х 0,027 х 0,03 = 35,66

За ТБПВ Sкп = 3,14 х 20 ( 0,218 – 0,127 )² (0,218 + 0,127 ) / 4 х 0,027 х 0,03 = 12,28

За УБТ С1 – 178 Sкп = 3,14 х 20 ( 0,218 – 0,178 )² (0,218 + 0,178 ) / 4 х 0,027 х 0,03 = 12,28

За УБТ С1- 146 Sкп = 3,14 х 20 ( 0,218 – 0,146 )² (0,218 + 0,146 ) / 4 х 0,027 х 0,03 =36,57

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства по формуле:

Dр_кп = 4 х t₀ х l / b_кп( dc - dн ), МПа ()

ЛБТ 0- 410 Dр_кп = 4 х 20 х 410 / 0,58(0,320 – 0,147) = 0,139729 МПа

410- 2200 Dр_кп = 4 х 20 х 1790 / 0,58(0,218 – 0,147) = 0,3477416 МПа

ТБПВ Dр_кп = 4 х 20 х 250 / 0,7(0,218 – 0,127) = 0,1549186 МПа

УБТ С1- 178 Dр_кп = 4 х 20 х 147 / 0,55(0,218 – 0,178) = 0,0511272 МПа

УБТ С1- 146 Dр_кп = 4 х 20 х 8 / 0,55(0,218 – 0,146) = 0,05916 МПа

турбобур Dр_кп = 4 х 20 х 25 / 0,35(0,218 – 0,195) = 0,0248447 МПа

åDр_кп = 0,7811234 МПа.

9. Определяем потери давления от замков в кольцевом пространстве по формуле:

Dр_мк = l / lм ( dc² – dн² / dc² – dн² - 1)²х р Vкп² , мПа ()

где lм – средняя длина трубы , м., dн – наружный диаметр муфты, м

ЛБТ 0–410м.

Dр_мк = 410/12х(0,320² – 0,147²/0,320²–0,172² –1) ² х1130 х 0,907² = 0,0039099 МПа.

410- 2200

Dр_мк = 1790 /12 х (0,218² – 0,147² / 0,218² – 0,172² – 1) ² х 1130 х 0,907² = 0,004462 МПа.

ТБПВ Dр_мк = 250 /12 х (0,218² – 0,127² / 0,218² – 0,170² – 1) ² х 1130 х 0,907² = 0,0,009105 МПа.

åDр_мк = 0,017476 МПа

10. Определим перепад давления в турбобуре по формуле:

Dр_тур = Dр_тн х р х Q² / рс х Q²_тн , МПа ()

где Dр_тн , Q²_тн – справочные данные турбобура при номинальном режиме его работы на жидкости известной плотности рс

Dр_тур = 5 х 10^-6 х 1130 х 0,03 / 1000 х 0,03²_тн = 5,65 МПа

11. Определим потери давления в промывочных каналах породоразрушающего инструмента. Для лопастного долота потери давления найдем по формуле :

Dр_д = 1,389 х р х Q² х 10^-16 / Мд² х f² . МПа ()

где Q- расход промывочной жидкости., Мд – коэффициент расхода промывочных отверстий гидромониторного долота Мд = 0,9- 0,95

f- суммарная площадь промывочных каналов, м².

Dр_д =1,389 х 1130 х 1944² х 10^-16 / 0,95² х 0,000448255² = 3,184 МПа

Таким образом суммарные потери давления во всей циркуляционной системе:

Р = åDр_т + Dр₀ + åDр_кп + åDр_мк + Dр_тур + Dр_д, МПа ()

åDр_т = 1,78 + 0,435 + 0,1136 + 0,095 = 24 кгс/см²

åDр_кп = 0,7811234 мПа = 7,81 кгс/см²

Dр₀ = 0,389 МПа = 3,89 кгс /см²

åDр_мк = 0,017476 МПа = 0,17 кгс /см²

Dр_тур = 5,65 МПа = 56,5 кгс /см²

Dр_д = 3,184 МПа = 31,84 кгс /см²

Р = 7,81 + 3,89 + 0,17 + 56,5 + 31,84 = 100,21 кгс /см²

Поскольку наибольшая гидравлическая мощность развиваемая буровым насосом должна быть передана на турбобур и долото при условии:

DРд + DРтур ³ 2/3 Рн ()

то потери давления в системе циркуляции могут быть записаны в общем виде:

åDр_т + åDр_кп + åDр_мк + Dр₀ = 1/3 Рн ()

В нашем случае эти условия выполнены, что означает : насос У8 – 6МА2 выбран правильно и по своим техническим характеристикам удовлетворяет этим условиям.

Характеристика работы насоса У8 – 6МА2:

1. Интервал бурения 410 – 2200 метров.

2. Удельная гидравлическая мощность, квт /см² 1,393

3. Диаметр цилиндровых втулок, мм 170

4. Допустимое давление, кгс / см² 145

5. Коэффициент заполнения, 0,9

6. Число двойных ходов, в мин. 66

7. Производительность, л / сек. 30,0