double arrow

ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА БУРЕНИЯ СКВАЖИН


Основные задачи при составлении гидравлической программы б ния скважины определяют выбор технологически необходимого хода бурового раствора по интервалам, оптимальной схемы и режима очистки забоя скважины и рационального использования гидравлической мощности буровых насосов.

Расход бурового раствора3/с) определяется по формуле


Q=nπ/4 (Dск –dбт)V (7.32)


где D– диаметр скважины, м; d– диаметр бурильных труб, м; vв.п– скорость восходящего потока, м/с, для мягких пород vв.п= = 1,5 м/с, для очень крепких – vв.п = 0,4 м/с.

Выбранный расход бурового раствора должен удовлетворять сле­дующим требованиям:

гидродинамическое давление на вскрываемый пласт ргддолжно быть меньше, чем давление гидроразрыва пласта ргр;

При вскрытии интервалов, сложенных неустойчивыми породами, склонными к кавернообразованию (обвалам, осыпям), необходимо поддерживать ламинарный режим течения бурового раствора в коль­цевом пространстве скважины.

Технические характеристики очистных устройств должны обеспечи­вать требуемую степень очистки бурового раствора при выбранном его расходе и заданной, максимально допустимой концентрации шла­ма в потоке.





Режим течения промывочной жидкостиопределяется средней скоростью потока, плотностью и реологическими характеристиками жидкостей, а также размерами канала. Область существования лами­нарного режима течения воды и других вязких жидкостей определяет­ся условием:

(7.33)

где Re – критерий Рейнольдса.

При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитывается по формулам:

для бурильных (утяжеленных) труб:

(7.34)

(µ – динамический коэффициент вязкости воды, Па⋅с; d0– внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб, м; Q– объемный расход бу­рового раствора, м3/с);

для кольцевого пространства

(7.35)

Если критерий Рейнольдса больше его критического значения Re>Reкр, то режим течения будет турбулентным.

При промывке скважин вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от критерия подобия Хедстрема (He):

для бурильных труб

(7.36)

(T0 - динамическое напряжение сдвига, Па; ц - пластическая вязкость, Пас);

для кольцевого пространства

(7.37)

Если критерий Рейнольдса меньше критического значения Reкр, т.е.

(7.38)

режим течения ламинарный. При Re>Reкр режим течения турбулент­ный. Критическое значение критерия Рейнольдса можно определить по формуле:

(7.39)

Для определения режима течения бурового раствора в бурильных трубах или кольцевом пространстве необходимо по формулам (7.34) или (7.35) рассчитать критерий Рейнольдса Re. В случае если при про­мывке скважины используют вязкопластичную промывочную жид­кость, в этих формулах величину µ следует заменить на пластическую вязкость η, по формулам (7.36) или (7.37) вычислить критерий Хедстрема Не, а затем по формуле (7.39) найти соответствующее значение Reкр и сопоставить его с вычисленным значением критерия Re.



Баланс давления. Уравнение баланса давления в бурящейся сква­жине имеет вид

(7.40)

где р0 – рабочее давление буровых насосов; рм – потери давления в нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования; рб.к– потери давления в бурильной колонне; рк.п– потери давления в кольцевом пространстве; рд – потери давления в насадках долота; рдв– перепад давления в забойном двигателе.

Рабочее давление буровых насосов следует устанавливать в пределах

(7.41)

где р0max– максимальное (паспортное) давление буровых насосов при заданных их подаче и размере втулок.

Потери давления в циркуляционных элементах наземного обо­рудования с достаточной для практики точностью можно определить по формуле:

(7.42)

Коэффициент гидравлических потерь aм находится по табл. 7.33, как сумма коэффициентов потерь aмiв отдельных элементах циркуля­ционной системы:

Т а б л и ц а 7.33

Элементы циркуляционной Диаметр проходного сече- Коэффициент
системы ния d⋅10–3, м aмi⋅104, м4
Стояк 3,35
  1,07
  0,40
Буровой шланг 1,20
  0,52
  0,28
Вертлюг 0,90
  0,44
  0,29
Ведущая труба 1,80
  0,90
  0,40

Потери давления (в Па) в бурильной колонне складываются из по­терь давления в гладкой части бурильных труб рт, дополнительных потерь давления в замковых (и муфтовых) рзамсоединениях и потерь давления в утяжеленных бурильных трубах рубт:



(7.43)

Потери давления (в Па) в гладкой части бурильных труб и в УБТ:

(7.44)

где λт(убт)– коэффициент гидравлического сопротивления; Li– длина i-го участка бурильной колонны (УБТ), м; d0i– внутренний диаметр i-го участка бурильной колонны (УБТ), м. При ламинарном режиме течения

(7.45)

Безразмерный коэффициент У1 находят по кривой 1 (рис. 7.2), зная

(7.46)

соответствующее значение критерия Сен-Венана:

Рис. 7.2. Зависимость безразмерного параметра У1 от критерия Сен-Венана (Sen) при ламинарном режиме высокопластичных буровых растворов в бурильных трубах (1) и кольцевом пространстве (2)

При турбулентном режиме течения λт(убт)определяется по кривой 1, рис. 7.3 в зависимости от значения критерия Рейнольдса.

Для легкосплавных бурильных труб при турбулентном режиме те­чения коэффициент λ следует принимать равным 0,85 от значения, найденного для стальных бурильных труб по рис. 7.3. Потери давления (в Па) в замковых (муфтовых) соединениях определяются по формуле:

(7.47)

Рис. 7.3. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления λ от крите­рия Рейнольдса (Re) при турбулентном течении вязкопластичных буровых раство­ров в бурильных трубах (1), в обсаженном (2) и необсаженном (3) кольцевом про­странстве скважины где n– число замковых соединения по длине колонны; ξ – коэф­фициент гидравлического сопротивления замкового (муфтового) со­единения,

(7.48)

dmin– минимальный диаметр проходного сечения в высаженной части бурильной трубы, замковом (муфтовом) соединении, м.

Потери давления (в Па) в кольцевом пространстве складываются из потерь давления на участках с постоянными замерами поперечного сечения рк.пи дополнительных потерь на местные сопротивления (замковые соединения, элементы компоновки низа бурильной колон­ны) рк.п:

(7.49)

Потери давления (в Па) в кольцевом пространстве рассчитываются раздельно для обсаженной и необсаженной частей ствола скважины по участкам, длины которых определяются одинаковыми диаметральны­ми размерами проходного сечения:

(7.50)

 

При ламинарном режиме течения бурового раствора λк.попределя­ется по формуле (7.45). Величину У1 можно найти по кривой 2 (см. рис. 7.2), имея значение критерия Сен-Венана (Sen.) для кольцевого пространства:

(7.51)

При турбулентном режиме течения промывочной жидкости λк.поп­ределяется по кривым 2 и 3 (см. рис. 7.3) для обсаженного и необсаженного участков ствола скважины соответственно. При промывке водой λк.попределяется по формуле (7.45) при У1 = 1 для ламинарного режима течения и принимается постоянной и равной 0,022 для турбу­лентного режима течения.

Дополнительные потери давления (в Па) для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве определяются по формуле

(7.52)

где ξк.п– сумма коэффициентов местных сопротивлений ξiв кольцевом пространстве скважины;

(7.53)

Гидравлическое давление на пласт (в Па)

(7.54)

где Н – глубина забоя скважины по вертикали, м; g– ускорение сво­бодного падения, м/с2.

Перепад давления, в забойном двигателе рдв, определяется по пас­портной характеристике двигателя при соответствующих значениях плотности и расходе бурового раствора.

Определение перепада давления и диаметров насадок гидромо­ниторных долот. Эффективность очистки забоя бурящейся скважины обусловлена режимом подачи бурового раствора на забой: расположе­нием промывочных узлов долота, количеством подводимого к забою бурового раствора Qд и скоростью ее истечения из насадок долота vд. Перепад давления (в Па) на долоте должен удовлетворять уравнению баланса давления (7.40):

(7.55)

Если в долоте устанавливаются насадки с одинаковыми внутрен­ними диаметрами выходных сечений, то последнее можно определить по формуле:

(7.56)

где z - число насадок в долоте.

назначение скважины - эксплуатационная, проектная глубина 1200 £скважина вертикальная.


Пример 7.11. Составление гидравлической программы бурения скважин. Назначе­ние-эксплуатация, проектная глубина 1200м, скважина вертикальная. Диаметр гидромониторного долота 215,9 мм. Тип турбобура 3ТСШ 195ТЛ. На буровой установлено два буровых насоса У8-6МА, коэффициент наполнения насосов Пн=0,85. Бурильные трубы ТБПВ наружным диаметром 127 мм и толщиной стенки = 9 мм. Утяжеленные бурильные трубы УБТ диаметром 178 мм, длиной 100 м и внутренним диаметром 80 мм.

Оборудование напорной линии включает следующие элементы: стояк диаметром 0,141 м, буровой шланг с внутренним диаметром 0,090 м, вертлюг с условным диамет­ром проходного сечения 0,090 м, ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0,090 м, горизонтальный нагнетательный трубопровод длиной 60 м выполнен из труб диамет­ром 0,168 м с толщиной стенки 5= 12 мм. Максимально допустимое рабочее давление напорной линии 25,0 МПа. Перепад давления на турбобуре 3ТСШ 195ТЛ р дв= 5,5 МПа при течении бурового раствора плотностью р0 = 1000 кг/м3.

Реологические свойства раствора: т0 = 2,5 Па; г,= 0,014 Пас. Давление гидроразры­ва на глубине 1200 мыl?= 16,8 МПа.

Р е ш е н и е. 1. Выбор расхода бурового раствора и рабочего давления буровых на­сосов.

Для обеспечения нормальной работы турбобура 3ТСШ 195ТЛ расход бурового рас­твора Qпринимается равным 0,040 м3/с Такой расход может быть получен при работе двух насосов У8-6МА, оснащенных втулками диаметром 0,140 м (Q0= = 0,047 м/c):

При работе с втулками диаметром 0,140 м паспортное максимально допустимое ра­бочее давление бурового насоса У8-6МА р0max= 22,5 МПа. Согласно условию (7.41), с учетом опыта эксплуатации буровых насосов в конкретном районе рабочее давление принимается равным 0,85. Тогда

2. Определение режима течения бурового раствора. По формулам (7.36) и (7.37) вы­числяют критерий Хедстрема:

В бурильных трубах (внутренний диаметр d0 = 0,109 м)

в кольцевом пространстве

Согласно формуле (7.39) этим значениям критерия Хедстрема соответствуют критические значения критерия Рейнольдса, в бурильных трубах Reкрт«9,0103 и в кольцевом пространстве Reкр.к.п=7,5-103.

По формулам (7.34) и (7.35) находят критерий Рейнольдса:

в кольцевом пространстве

в бурильных трубах

Поскольку полученные значения критерия Рейнольдса Re больше критических ве личин Reкр, режим течения в бурильных трубах и кольцевом пространстве будет турбулентным. Можно показать, что в данном случае режим течения бурового раствора в УБТ

и в кольцевом пространстве скважин в зоне УБТ тоже будет турбулентным. Результаты для интервала бурения 0–1200 м следующие: для бурильных труб Нет = 1,67⋅105; Reкр.т = 9,0⋅103; Reт = 36,7⋅103; для кольцевого пространства Нек.п = 1,11⋅105; Reкр.к.п = 7,5⋅103; Reк.п = 11,7⋅103.

3. Расчет потерь давления в циркуляционной системе. Рассмотрим баланс давления в скважине для интервала бурения до 1200 м. Потери давления в горизонтальной части нагнетательного трубопровода находим по формуле (7.44):

Здесь d = 0,168 м - наружный диаметр нагнетательного трубопровода; 5= 0,012 м - толщи­на стенки; X- коэффициент гидравлического сопротивления, принимается X= 0,02.

Потери давления в элементах наземного оборудования определяются по формуле (7.42):

где согласно табл. 7.33 для данного оборудования

Потери давления в бурильных трубах внутренним диаметром d0= 0,109 м(d0 = dт -25= 0,127 - 2-0,009) и длиной L т= 1074 м (Lт = Нскв- Lдв- Lубт = 1200 - - 26 - 100) опреде­ляются по формуле (7.44):

где К = 0,027 определяется по кривой 1 (см. рис. 7.3) для Reт = 36,7-103 (см. п. 2 приме­ра).

Потери давления в утяжеленных бурильных трубах внутренним диаметром d0= 0,080 м и длиной Lубт = 100 м рассчитываются по формуле (7.44):

Здесь V= 0,0255 - определяется по кривой 1 (см. рис. 7.3) для критерия Рейнольдса при течении в УБТ, вычисленного по формуле (7.34), Reубт = 5,0-104.

Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины диа­метром D= 0,2159 м и бурильной колонной диаметром dт= 0,127 м, определяются по формуле (7.50):

Здесь Хкпт = 0,038 - находится при кривой 3 (см. рис. 7.4) для Reк.п = 11,7103.

Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами диаметром dубт = 0,178 м, определяются по форму­ле (7.50):

Здесь Хк.п.убт = 0,039 - определяется по кривой 3 (см. рис. 7.) для Re = 10,2-103, вычис­ленного по формуле (7.35).

Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и турбобуром диаметром dдв = 0,195 м, рассчитывается по формуле (7.50):

Здесь Кп.дв= 0,0395 - определяется по кривой 3 (см. рис. 7.4) для Re = = 9,7-103, вычисленного по формуле (7.35).

Потери давления в турбобуре при течении промывочной жидкости плотностью р= 1100 кг/м3 определяются по формуле:

Здесь рдв0 = 6,5 МПа – потери давления в турбобуре при течении жидкости плотно­стью ρв = 1000 кг/м3.

Суммарные потери давления в циркуляционной системе

Резерв давления для реализации в промывочных узлах (насадках) гидромониторного долота

4. Оценка возможности гидроразрыва пластов. Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва

Максимальное давление в процессе циркуляции бурового раствора будет на забое скважины и определяется по формуле (7.54). Для глубины скважины Нскв= = 1200 м это давление будет

Из сравнения значений гидродинамического давления на пласты и давлений гидро­разрыва пластов следует, что ргд<ргр(15,2 < 16,8). Это означает, что гидроразрыва пла­стов в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.

5. Определение перепада давления на долоте и диаметров гидромониторных наса­док. Зная действительный расход Qд и предполагая, что долото будет оснащаться тремя насадками одного диаметра dн, по формуле (7.56) определяют расчетный диаметр насад­ки для интервала бурения до 1200 м:

Округляя это значение до ближайшего большего размера насадки, выпускаемой промышленностью, получаем фактический размер насадки для этого интервала бурения dн.ф = 0,013 м. После чего из формулы (7.56) определяется фактический перепад давле­ния на долоте:

Тогда действительное значение давления на буровых насосах р в конце интервала бурения (1200 м) составит:

что допустимо, так как максимальное рабочее давление в напорной линии может дости­гать 25,0 МПа.







Сейчас читают про: