Как рассчитать цикл скважины

Целью составления гидравлического расчета промывки скважины является 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. Основные задачи при составлении гидравлической программы бурения скважины – выбор технологически необходимого расхода бурового раствора, оптимальной схемы и режима очистки забоя скважины и рационального использования гидравлической мощности буровых насосов. Гидравлический расчет промывки скважины будет осуществляться по методике изложенной в источнике /8/.

Исходные данные для расчета: назначение скважины – эксплуатационная, проектная глубина 2968 м, скважина наклонно-направленная. Диаметр гидромониторного долота 215,9 мм. Тип турбобура ТШ-195М, на буровой установлено два буровых насоса У8-6МА, коэффициент наполнения насосов η=0,85. Бурильные трубы ТБПВ наружным диаметром 127 мм с толщиной стенки 8÷9 мм. Утяжеленные бурильные трубы диаметром 178 мм длиной 24 м с внутренним диаметром 90 мм.

Оборудование напорной линии включает: стояк диаметром 0,141 м, буровой шланг с внутренним диаметром 0,090, 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 ТШ-195М при течении бурового раствора плотностью Ро=1000кг/м3 Рдв=5,5 МПа.

Диаметр ствола скважины принимается равным номинальному диаметру долота.

1. Выбор расхода бурового раствора и рабочего давления буровых насосов.

Для обеспечения нормальной работы турбобура ТШ-195М расход бурового раствора Q0 принимается равным 0,040 м3 /с. Такой расход может быть получен при работе двух насосов У8-6МА, оснащенных втулками диаметром 0,140м (Q0,047м3/с),

Q =ηн*Q0,                                                                                  (2.27)

Q = 0,85* 0,047= 0,040 м3/с

При работе с втулками диаметром 0,140 м паспортное максимально допустимое рабочее давление бурового насоса У8-6МА Ро mах= 22,5МПа. Согласно условию Р0=(0,65-0,85) Р0mах с учетом опыта эксплуатации буровых насосов в конкретном районе рабочее давление Р0 принимается равным 0,85, тогда

Р0 max=0,85*22,5=19,0 МПа.

2. Определение режима течения бурового раствора.

Режим течения бурового раствора определяется для каждого интервала. Рассмотрим интервал бурения 0-2498 м. Вычисляют критерий Хедстрема по формулам: в бурильных трубах (внутренний диаметр d0=0,109 м)

Нет=(τ0*р*d02)/η2,                                                                  (2.28)

где τ0 – динамическое напряжение сдвига, Па;

η – пластическая вязкость, Па с.

Тогда Нет=(2,5* 1130*(0,109)2/0,0142=1,71 *105;

в кольцевом пространстве

HeT=(τ0*p*(D-d)2)/η2,                                                           (2.29)

где D – диаметр необсаженной части ствола скважины, м; тогда 

Нет = (2,5*1130*(0,2159-0,127)2)/0,0142=1,14*105;

согласно источник /8/ этим значениям критерия Хедстрема соответствуют критические значения критерия Рейнольдса: в бурильных трубах ReKpт ≈9,0*103 и в кольцевом пространстве Reкp.к.п≈7,5*103

Находим критерий Рейнольдса по формулам:

В бурильных трубах

Reт =(4/π)*(Q*p/d0*η),                                                         (2.30)

где Q – объемный расход бурового раствора, м3/с;

тогда Reт = (4/3,14)*(0,040*1130/0,109*0,014)=37,6*103;

в кольцевом пространстве

Rек.п =(4/π)*((Q*р)/((D+d)*η))=(4/3,14)*((0,040*1130)/((0,2159+0,127)*

*0,014)) = 12* 103;

Поскольку полученные значения критерия Рейнольдса Re больше критических величин Reкp, то режим течения в бурильных трубах и кольцевом пространстве будет турбулентным.

3. Расчет потерь давления в циркуляционной системе.

Рассмотрим баланс давления в скважине для интервала бурения до 2968 м. Потери в горизонтальной части нагнетательного трубопровода находим по формуле:

Pм=(8/π2)/(λ*(Lб/(d-2*δ)5)*p*Q2),                                            (2.31)

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления, λ=0,02;

d – наружный диаметр нагнетательного трубопровода, d=0,168 м;

δ=0,012 м, толщина стенки;

Lб – длина участка бурильной колонны, м;

Рм=(8*0,02*60*1130*0,0402)/3,142*(0,168-0,024)5=28,4*103Н/м2= =0,03МПа;

Потери давления в элементах наземного оборудования определяются по формуле:

Pм”=aмpQ2 =2,93* 10* 1130* 1,0402 ≈5,2*10 Н/см2 ≈ 0,05 МПа

где, согласно источника /8/, для данного оборудования

ам =  = 1,07* 104 + 0,52* 104 + 0,44* 104 + 0,90* 104 = 2,93* 104 м4;

Потери давления в бурильных трубах внутренним диаметром

d0 = 0,109 м (do =dт-2δ= 0,127-2*0,009 = 0,109 м) и длиной Lт =2917 м

(Lт = Нскв – Lдв – Lубт = 2968 – 26 – 24 =2918 м)

определяются по формуле:

Pт=(8/π2)/(λ*(Lт/d05)*p*Q2),                                                      (2.32)

где λ = 0,027, согласно /8/ для Re = 37,6*103.

Рт = (8*0,027*2918*1130*0,0402)/3,142*0,1095 ≈ 7,6*106 Н/см2 ≈7,6 МПа. Потери давления в утяжеленных бурильных трубах внутренним диаметром d0убт= 0,090 м и длиной ЬУБТ = 24 м рассчитывают по формуле:

Pубт=(8/π2)/(λубт*(Lубт/d0убт5)*p*Q2), (2.33)

где λубт = 0,0255, согласно источника /8/ для критерия Рейнольдса при течении в УБТ, вычисленного по формуле, Rеубт = 6,0* 104.

Pубт = (8*0,0255*24*1130*0,0402)/3,142*0,0905 =1,5*105 Н/м2 = 0,15 Мпа. Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины диаметром D = 0,2159 м и бурильной колонной диаметром dT = 0,127 м, определяются по формуле:

Pк.п.т.=(8/π2)/(λк.п.т.*(L*p*Q2)/(D-dT)3*(D+dT)2, (2.34)

где λк.п.т =0,038, согласно источника /8/ для Re = 12*103.

Рк.п.т.= 8*0,038*2918*1130*0,0402 3,142*(0,21590,127)3*(0,2159+0,127)2=

=1,9*106 Н/м2= 1,9МПа;

Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами диаметром d убт = 0,178 м, определяются по формуле:

где λ= 0,039, согласно источника /8/ для Re = 10,2*103, вычисленного по формуле.

Pк.п. убт=8*0,039*24* 1130*0,0402/3,142*(0,2159-0,178)3*(0,2159+0,178)2 =

= 0,16*106 Н/м2 = 0,67 МПа;

Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважин и турбобуром диаметром dдв = 0,195 м, рассчитывают по формуле:

Pк.п.дв.=(8/π2)/(λк.п.дв.*(Lдв*p*Q2)/(D-dдв)3*(D+dдв)2(2.35)

где λк.п.дв= 0,0395, согласно источника /8/ для Re = 9,7*103, вычисленного по формуле.

Pк.п.дв =8*0,0395*26*1130*0,0402 /3,142*(0,2159-0,195)3*(0,2159+0,195)2 ≈0,97*106 Н/м2 = 0,97 МПа;

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

Рдв = Рдво*ρ = 5,5*10-3*1130 = 6,22 МПа;

где Рдво = 5,5 МПа – потери давления в турбобуре при течении жидкости с плотностью рв = 1000 кг/мЗ.

Суммарные потери давления в циркуляционной системе:

Рс = Рм+ Рм” + Рт + Рубт + Ркпт+ Рк.п.убт + Рк.п.дв + Рдв = 0,03+0,05+7,6+0,15 + 1,9+0,67+ 0,97+6,22 =17,3 МПа.

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

Рд = Р0 – Рс =19,0-17,9 = 1,1 МПа.                                          (2.36)

4. Оценка возможности гидроразрыва пластов.

Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва,

Ргд> Ргр                                                                                                                                                  (2.37)

Максимальное давление в процессе циркуляции бурового раствора будет в забое скважины и определяется по формуле для каждого интервала бурения. Так, для глубины скважины Нскв = 2968 м это давление будет

Р гд = p*g*H + Pкп = p*g*H+(Pк.п.т. + Рк.п.убт + Рк.л.дв)= 1130*9,8*2968+ +(1,7+0,67+0,97)*106 =36,2*106 =36,2 МПа.

Ргр на глубине 2968 м равно 39,6 МПа. Из сравнения величин следует:

36,2 МПа < 39,6 МПа.

Гидроразрыва пласта в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.

5. Определение перепада давления на долоте и диаметров гидромониторных насадок

Прежде всего необходимо определить действительный расход бурового раствора через долото Qд с учетом утечек через шпиндель турбобура Qy.

Qy = 0,0010 м3/с. Действительный расход через долото Qд определяется как разность Qд = Q-Qд интервала бурения.

Зная действительный расход Qд и предполагая, что долото будет оснащаться тремя насадками одного диаметра dн, по формуле определяют расчетный диаметр насадки для интервала бурения.

(2.38)

Округляя это значение до ближайшего большего размера насадки, выпускаемой промышленностью, получаем фактический размер насадки для этого интервала бурения dнф = 0,018 м. После чего из формулы определяется фактический перепад давления на долоте Рд ф.

и действительное давление на буровых насосах Роф в конце интервала бурения

Роф = Ро-(Рд-РдФ)= 19,0 – (1,7-1,5) = 18,8 МПа.

Из анализа расчетов следует, что выбранные размеры насадок гидромониторных долот позволяют бурить скважины до проектной глубины 2968м, не превышая максимального рабочего давления на буровых насосах 19,0 МПа.

Выбранные расходы для всех интервалов сводятся в геолого-технический наряд.

Рекомендуемые страницы: