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 раствора (м³/с) определяется по формуле

Q=nπ/4 (D_ск –d_бт)_V (7.32)

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

Выбранный расход бурового раствора должен удовлетворять сле­дующим требованиям:

гидродинамическое давление на вскрываемый пласт р _гддолжно быть меньше, чем давление гидроразрыва пласта р _гр;

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 жидкости определяется 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; d ₀– 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>Re_кр, 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 Re_кр, т.е.

(7.38)

режим течения ламинарный. При Re>Re_кр 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 Re_кр и сопоставить его с вычисленным значением критерия Re.

Баланс давления. Уравнение баланса давления в бурящейся сква­жине имеет вид

(7.40)

где р ₀ – рабочее давление буровых насосов; р _м – потери давления в нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования; р _б.к– потери давления в бурильной колонне; р _к.п– потери давления в кольцевом пространстве; р _д – потери давления в насадках долота; р _дв– перепад давления в забойном двигателе.

Рабочее давление буровых насосов следует устанавливать в пределах

(7.41)

где р _0max– 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 a _м находится по табл. 7.33, как сумма коэффициентов потерь a _{м i} в 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	a м i ⋅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 р _т, дополнительных потерь давления в замковых (и муфтовых) р _замсоединениях и потерь давления в утяжеленных бурильных трубах р _убт:

(7.43)

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

(7.44)

где λ_т(убт)– коэффициент гидравлического сопротивления; L_i – длина i -го участка бурильной колонны (УБТ), м; d _{0 i} – внутренний диаметр i -го участка бурильной колонны (УБТ), м. При ламинарном режиме течения

(7.45)

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

(7.46)

соответствующее значение критерия Сен-Венана:

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

При турбулентном режиме течения λ_т(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)

d _min– 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 р ′_к.пи дополнительных потерь на местные сопротивления (замковые соединения, элементы компоновки низа бурильной колон­ны) р ″_к.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 λ_к.попределя­ется по формуле (7.45). Величину У ₁ 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 λ_к.поп­ределяется по кривым 2 и 3 (см. рис. 7.3) для обсаженного и необсаженного участков ствола скважины соответственно. При промывке водой λ_к.попределяется по формуле (7.45) при У ₁ = 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 ξ_к.п– сумма коэффициентов местных сопротивлений ξ _i в 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 р _дв, 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 Q _д и скоростью ее истечения из насадок долота v _д. 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 _{П н}=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 р ₀ = 1000 кг/м³.

Реологические свойства раствора: т ₀ = 2,5 Па; г, = 0,014 Пас. Давление гидроразры­ва на глубине 1200 м ы _l? = 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 Q принимается равным 0,040 м³/с Такой расход может быть получен при работе двух насосов У8-6МА, оснащенных втулками диаметром 0,140 м (Q ₀= = 0,047 м/c):

При работе с втулками диаметром 0,140 м паспортное максимально допустимое ра­бочее давление бурового насоса У8-6МА р _0max= 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 d ₀ = 0,109 м)

в кольцевом пространстве

Согласно формуле (7.39) этим значениям критерия Хедстрема соответствуют критические значения критерия Рейнольдса, в бурильных трубах Re_крт « 9,010³ и в кольцевом пространстве R e_кр.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 Re_кр, 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 Не_т = 1,67⋅10⁵; Re_кр.т = 9,0⋅10³; Re_т = 36,7⋅10³; для кольцевого пространства Не_к.п = 1,11⋅10⁵; Re_кр.к.п = 7,5⋅10³; Re_к.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 = d_т - 2 5 = 0,127 - 2-0,009) и длиной L _т= 1074 м (L _т = Н _скв - L _дв - L _убт = 1200 - - 26 - 100) опреде­ляются по формуле (7.44):

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

Потери давления в утяжеленных бурильных трубах внутренним диаметром d₀ = 0,080 м и длиной L _убт = 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), Re_убт = 5,0-10⁴.

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

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

Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами диаметром d _убт = 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 d _дв = 0,195 м, рассчитывается по формуле (7.50):

Здесь К_{п .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 р _дв0 = 6,5 МПа – потери давления в турбобуре при течении жидкости плотно­стью ρ_в = 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 Н _скв= = 1200 м это давление будет

Из сравнения значений гидродинамического давления на пласты и давлений гидро­разрыва пластов следует, что р _гд< р _гр(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 Q д и предполагая, что долото будет оснащаться тремя насадками одного диаметра d _н, 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 d _н.ф = 0,013 м. После чего из формулы (7.56) определяется фактический перепад давле­ния на долоте:

Тогда действительное значение давления на буровых насосах р _0ф в конце интервала бурения (1200 м) составит:

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