Гидравлический расчет циркуляционной системы - Бурение нефтяных и газовых скважин
Целью гидравлических расчетов при промывке скважины в процессе бурения является нахождение оптимального расхода жидкости, обеспечивающего работу забойных механизмов для успешного разрушения горной породы при гидравлических сопротивлениях в циркуляционной системе, не превышающих возможности буровых насосов.
Гидравлические потери при движении промывочной жидкости зависят от многих факторов. К ним относятся реологические показатели и плотность жидкости, скорость течения, геометрические характеристики канала, тип долота, применяемого для бурения (с центральной промывкой или гидромониторное), гидравлическая характеристика турбобура.
Предварительная разбивка ствола скважины на интервалы зависит от диаметра ствола. Как правило, минимальное число интервалов определяется количеством обсадных колонн: бурение под кондуктор, бурение под промежуточные колонны, бурение под эксплутационную колонну. При необходимости интервал с равным диаметром ствола разделяется на самостоятельные интервалы, если внутри него меняются способ бурения (турбинный или роторный), тип турбобура или долота, плотность и реологические показатели промывочной жидкости. Кроме этого, длина интервала не должна превышать 1500-2000 м для лучшего использования гидравлической мощности насосов.
Интервал 280 - 800 м.
1. Определение диаметра скважины
Наиболее точно диаметр скважины характеризуется данными кавернограммы. Для гидравлического расчета можно найти диаметр скважины по формуле:
2. Выбор плотности промывочной жидкости
Плотность промывочной жидкости, применяемой при разбуривании данного интервала, определяется из условия создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов:
Рассчитанное значение плотности необходимо проверить с тем, чтобы не допустить слабого пласта гидростатическим давлением жидкости:
3. Расчет коэффициентов потерь давления в элементах бурильной колонны
В качестве базовых труб принимаем находящиеся в компоновке бурильной колонны ТБПК с наружным и внутренним диаметрами соответственно 114,3 мм и 105,7 мм.
Коэффициент потерь давления в проходных каналах манифольда А находим по таблице в соответствии с типом манифольда, зависящим от возможной глубины бурения буровой установки, и выбранными базовыми трубами. При буровой установке с глубиной бурения до 5000 м и базовыми трубами диаметром 114 мм коэффициент А равен 0,1074.
Коэффициент В потерь давления в базовых бурильных трубах вычисляем по формуле:
Найдем значение коэффициента Е потерь давления в кольцевом пространстве, предварительно определив средневзвешенный наружный диаметр бурильных труб:
Так как используется гидромониторное долото, поэтому коэффициент С не определяется, так как в дальнейшем расчете находится диаметр насадок по резерву давления у насосов.
4. Определение расхода промывочной жидкости
Расход промывочной жидкости определяем из условий создания необходимой скорости течения в затрубном пространстве и обеспечения достаточной очистки забоя, так как механическая характеристика пород известна (условная твердость "Т").
Установив по таблице величину равную 0,4 м3/c/м2, определяем:
5. Выбор диаметра цилиндровых втулок насоса
По наибольшему значению выбираем втулки бурового насоса У8-7м из таблицы. Принимаем втулки диаметром 180 мм. Тогда подача насоса с коэффициентом наполнения составляет 0,0303 м3/c, а допустимое давление нагнетания равно 18 MПа.
6. Выбор типа турбобура
По справочным данным выбираем турбобур, исходя из условий:
- - имеет диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм; - имеет расход жидкости при номинальном режиме работы, близкий к принятой подаче насосов; - развивает крутящий момент не менее величины, необходимого для разрушения породы ().
Для выбора турбобура предварительно находим момент, потребный для вращения долота диаметром 295,3 мм и разрушения породы с условной твердостью "Т" по формуле:
Необходимые коэффициенты, , выбираются по таблице в зависимости от условий твердости пород и диаметра долота.
Принимаем турбобур типа 3ТСШ-240 с числом ступеней 318, который при работе в оптимальном режиме на промывочной жидкости плотностью создает момент при расходе и перепаде давления.
Находим крутящий момент у выбранного турбобура при принятом расходе и плотности жидкости :
Момент на турбобуре больше момента потребного для разрушения породы.
Следовательно, турбобур 3ТСШ-240 может использоваться для бурения данного интервала. Находим коэффициент потерь давления в этом турбобуре:
Найдем перепад давления в турбобуре :
Что значительно меньше допустимого давления нагнетания насоса У8-7м на втулках 180 мм.
7. Определение коэффициентов гидравлических сопротивлений при движении жидкости по трубам и в кольцевом пространстве.
Вычисляем коэффициенты гидравлических сопротивлений при движении жидкости по трубам и в кольцевом пространстве.
Для вычисления сначала находим скорость движения жидкости по базовым трубам (ТБПК):
Для нахождения режима течения жидкости определяем приведенное число Рейнольдса с учетом заданных показателей промывочной жидкости:
Поскольку число, то режим течения турбулентный и величину находим по формуле:
Вычисление также начинаем с определения скорости течения жидкости в кольцевом пространстве, зная, что наружный средневзвешенный диаметр :
Приведенное число Рейнольдса при движении жидкости по кольцевому пространству определяем по формуле:
Полученное значение, следовательно, режим течения жидкости в затрубном пространстве структурный, и находится по формуле:
8. Нахождение эквивалентной длины бурильной колонны.
Находим эквивалентную длину бурильной колонны в конце и начале рассчитываемого интервала, имея в виду, что в компоновку бурильной колонны, кроме базовых труб (ТБПК) и их замков входят три типоразмера УБТ с замками:
Сначала найдем эквивалентную длину замка у ТБПК с наружным диаметром 114,3 мм (для соединения таких труб применяются замки ЗП-159-76 длиной и минимальным внутренним диаметром ):
Вычисляем эквивалентную длину бурильной колонны в конце интервала, используя рассчитанные эквивалентные длины замков и размеры элементов бурильной колонны:
LЭк=165+496,45(0,1057/0,01057)5+50(0,1057/0,09)5+1,06(165/12)5+50 (0,1057/0,08)+16(0,1057/0,071)= 1152,095м
LЭ = 165 + 50 (0,1057 /0,09)5 + 50 (0,1057 / 0,08)5 + 1,06 (165 / 12) + 16 (0,1057 / 0,071) = 609,645м
9. Определение потерь давления в конце и начале интервала
Определим потери давления в циркуляционной системе в конце и начале интервала за исключением потерь в гидромониторном долоте по формуле:
РК=(0,1074*0,029+0,000626*1152*0,029+ 0,0000078*800*0,935+0,0459)*1068*0,03032*102=7,431МПа
РНач=(0,1074*0,029+ 0,000626*609*0,029+ 0,0000078*280*0,935+0,0459)*102*0,03032*1068=6,09МПа
10. Определение потерь давлений на долоте и выбор гидромониторных насадок.
Рассчитаем резерв давления на долото:
Вычислим возможную скорость движения в промывочных отверстиях долота:
Вычислим потери давления в долоте:
По графику определяем утечки QY в зависимости от полученного значения РД=10,569 МПа и находим площадь промывочных отверстий долота QY=0,008м3/с
Диаметр насадок (принимаем их количество n=3) находим по значению f0 :
Полученный размер насадки сравниваем с имеющимся стандартным у долота 295,3 мм. Выбираем ближайший диаметр, равный 13 мм и определяем скорость движения жидкости в насадке нового диаметра:
Также возникающий перепад давления:
11. Определение суммарных потерь давления в циркуляционной системе.
Определяем суммарные потери давления в конце и начале интервала:
Вычисляем коэффициент нагрузки насосов в начале и конце интервала:
Величина КК1,15 и является допустимой.
Интервал 2050 - 2530 м
1 .Определение диаметра скважины
Наиболее точно диаметр скважины характеризуется данными кавернограммы. Для гидравлического расчета можно найти диаметр скважины по формуле:
2. Выбор плотности промывочной жидкости
Плотность промывочной жидкости, применяемой при разбуривании данного интервала, определяется из условия создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов:
3. Расчет коэффициентов потерь давления в элементах бурильной колонны
В качестве базовых труб принимаем находящиеся в компоновке бурильной колонны ТБПК с наружным и внутренним диаметрами соответственно 114 мм и 103,4 мм.
Коэффициент потерь давления в проходных каналах манифольда А находим по таблице в соответствии с типом манифольда, зависящим от возможной глубины бурения буровой установки, и выбранными базовыми трубами. При буровой установке с глубиной бурения до 5000 м и базовыми трубами диаметром 114 мм коэффициент А равен 0,1074.
Коэффициент В потерь давления в базовых бурильных трубах вычисляем по формуле:
Найдем значение коэффициента Е потерь давления в кольцевом пространстве, предварительно определив средневзвешенный наружный диаметр бурильных труб:
Так как используется гидромониторное долото, поэтому коэффициент С не определяется, так как в дальнейшем расчете находится диаметр насадок по резерву давления у насосов.
4. Определение расхода промывочной жидкости
Расход промывочной жидкости определяем из условий создания необходимой скорости течения в затрубном пространстве и обеспечения достаточной очистки забоя, так как механическая характеристика пород известна (условная твердость "Т").
Установив по таблице величину равную 0,61 м3/c, определяем:
5. Выбор диаметра цилиндровых втулок насоса
По наибольшему значению выбираем втулки бурового насоса У8-7м из таблицы. Принимаем втулки диаметром 180 мм. Тогда подача насоса с коэффициентом наполнения составляет 0,0323 м3/c, а допустимое давление нагнетания равно 18 MПа.
6. Определение коэффициентов гидравлических сопротивлений при движении жидкости по трубам и в кольцевом пространстве.
Вычисляем коэффициенты гидравлических сопротивлений при движении жидкости по трубам и в кольцевом пространстве.
Для вычисления сначала находим скорость движения жидкости по базовым трубам (ТБПК):
Для нахождения режима течения жидкости определяем приведенное число Рейнольдса с учетом заданных показателей промывочной жидкости:
Поскольку число, то режим течения турбулентный и величину находим по формуле:
Вычисление также начинаем с определения скорости течения жидкости в кольцевом пространстве, зная, что наружный средневзвешенный диаметр м:
Приведенное число Рейнольдса при движении жидкости по кольцевому пространству определяем по формуле:
Полученное значение, следовательно, режим течения жидкости в затрубном пространстве структурный, и находится по формуле:
7. Нахождение эквивалентной длины бурильной колонны.
Находим эквивалентную длину бурильной колонны в конце и начале рассчитываемого интервала, имея в виду, что в компоновку бурильной колонны, кроме базовых труб (ТБПК) и их замков входит один типоразмер УБТ с замками:
Сначала найдем эквивалентную длину замка у ТБПК с наружным диаметром 114 мм (для соединения таких труб применяются замки ЗП-159-76 длиной и минимальным внутренним диаметром ):
Вычисляем эквивалентную длину бурильной колонны в конце интервала, используя рассчитанные эквивалентные длины замков и размеры элементов бурильной колонны:
LЭк=1826+207,5(0,106/0,071)5+16,6(0,1034/0,057)+0,95(2310/12)+
+480*(0,1034/0,1034)5= 4354м
LЭ= 1826+ 207,5(0,106/0,071)5 +16,6(0,1034/0,057)+0,95(1826/12)5= 3836м
8. Определение потерь давления в конце и начале интервала
Определим потери давления в циркуляционной системе в конце и начале интервала за исключением потерь в гидромониторном долоте по формуле:
РК=(0,1074*0,0288+0,000699*4354*0,0288+0,0000546*2530*0,231)*1025*0,03232 *102= 13,1МПа
РНач = (0,1074 * 0,0288 + 0,000699 * 3836 * 0,0288 + 0,0000546 * 2050 * 0,231) * 102 * 0,03232 * 1025 = 11,34МПа
9. Определение потерь давлений на долоте и выбор гидромониторных насадок.
Рассчитаем резерв давления на долото:
РД=РН-РК=18-13,1=4,89 МПа
Вычислим возможную скорость движения в промывочных отверстиях долота:
VД=
Вычислим потери давления в долоте:
РД=
По графику определяем утечки QY в зависимости от полученного значения РД=4,89 МПа и находим площадь промывочных отверстий долота QY=0,001м3/с
F0=
Диаметр насадок (принимаем их количество n=3) находим по значению f0 :
Полученный размер насадки сравниваем с имеющимся стандартным у долота 215,9 мм. Выбираем ближайший диаметр, равный 12 мм и определяем скорость движения жидкости в насадке нового диаметра:
Также возникающий перепад давления :
10. Определение суммарных потерь давления в циркуляционной системе.
Определяем суммарные потери давления в конце и начале интервала:
Рнач =РНач +РД=11,34+4,84= 16,18 МПа
РК=РК+РД=13,1+4,84= 17,9 МПа
Вычисляем коэффициент нагрузки насосов в начале и конце интервала:
Величина КК1,15 и является допустимой.
Похожие статьи
-
ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ - Бурение нефтяных и газовых скважин
Технология цементирования складывалась на основе многолетнего практического опыта и совершенствовалась с использованием достижений науки и техники. На...
-
ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ - Бурение нефтяных и газовых скважин
Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой степени зависит от того, как скоро замечен...
-
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГАЗОВЫХ, НЕФТЯНЫХ И ВОДНЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ - Бурение нефтяных и газовых скважин
Газо-, нефте - и водопро явления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если...
-
Расчет бурильной колонны - Бурение нефтяных и газовых скважин
Исходные данные к расчету Способ бурения Роторный Условия бурения Нормальные Глубина скважины Lскв=2530 м Тип, диаметр и толщина стенки обсадной колонны,...
-
Выбор инструмента - Бурение нефтяных и газовых скважин
Выбор типов долот Породоразрушающий инструмент служит рабочим органом, который за счет передаваемой ему энергии производит разрушение породы забоя,...
-
Технологический раздел, Конструкция скважины - Бурение нефтяных и газовых скважин
Конструкция скважины Конструкцию скважин выбирают исходя из требований успешного доведения скважин до проектных глубин; качественного вскрытия...
-
Вращательное бурение скважин - Бурение нефтяных и газовых скважин
При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием...
-
КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН, ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ - Бурение нефтяных и газовых скважин
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ С углублением ствола скважины по мере необходимости проводят работы по его креплению. Понятие крепления скважины охватывает работы по...
-
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА КАЧЕСТВО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН - Бурение нефтяных и газовых скважин
Природная группа факторов: термобарические условия в скважине, тектонические нарушения, ФЕС коллектора и степень его неоднородности, положение...
-
ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА БУРЕНИЕМ - Бурение нефтяных и газовых скважин
Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже отмечалось, максимально...
-
ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ И ПРОВЕРКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ - Бурение нефтяных и газовых скважин
Продолжительность твердения цементных растворов для кондукторов - 16 ч, а для промежуточных и эксплуатационных колонн - 24 ч. Продолжительность твердения...
-
Крепление некоторого интервала ствола скважины обсадной колонной с последующим ее цементированием - весьма важный и ответственный этап в строительстве...
-
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА - Бурение нефтяных и газовых скважин
Бурильная колонна (далее БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом). БК предназначена для следующих...
-
НАСОСНО - ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ КОМПЛЕКС БУРОВОЙ УСТАНОВКИ - Бурение нефтяных и газовых скважин
На рис.12 показана схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины...
-
РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ - Бурение нефтяных и газовых скважин
В проекте строительства скважины разработка ее конструкции - очень ответственный раздел. От правильного учета характера нагружения, условий работы и...
-
ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ОТБОРА КЕРНА - Бурение нефтяных и газовых скважин
Для отбора керна используется специальный породоразрушающий инструмент - бурильные головки (ГОСТ 21210-75) и керноприемные устройства (ГОСТ 21949-76). ....
-
СПОСОБЫ ПРОМЫВКИ, ФУНКЦИИ БУРОВОГО РАСТВОРА - Бурение нефтяных и газовых скважин
При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида гидравлического контура все...
-
ЛОВИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ И РАБОТА С НИМ - Бурение нефтяных и газовых скважин
Под ловильнымй работами понимают совокупность операций, необходимых для освобождения ствола скважины от посторонних предметов до возобновления в нем...
-
ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ - Бурение нефтяных и газовых скважин
В практике бурения применяется ряд методов ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн. Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются...
-
Выбор способа бурения - Бурение нефтяных и газовых скважин
В нефтяной промышленности России практически используются два вида бурения: - роторное -бурение забойными двигателями Попеременное использование...
-
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН - Бурение нефтяных и газовых скважин
К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка,...
-
АВАРИИ В БУРЕНИИ, ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ - Бурение нефтяных и газовых скважин
Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю...
-
Классификация аварий при бурении нефтяных и газовых скважин В процессе бурения нефтяных и газовых скважин аварией считают нарушение технологического...
-
НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ СКВАЖИН - Бурение нефтяных и газовых скважин
При бурении все скважины по различным причинам в той или иной мере отклоняются от первоначально заданного направления. Этот процесс называется...
-
КОМПАНОВКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ - Бурение нефтяных и газовых скважин
Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного номинального размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных размеров (комбинированная...
-
ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ Рис.1. Схема скважин Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и...
-
Расчет бурильной колонны - Проект строительства эксплуатационной нефтяной скважины глубиной 1640 м
Бурильная колонна состоит из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), ведущей...
-
При определении наружных давлений, действующих на обсадную колонну, руководствуются следующими условиями. В незацементированной зоне наружное давление на...
-
Длина комплекта одноступенчатого УБТ определяется из условия: (2.17) Где осевая нагрузка, Н ; вес забойного двигателя; вес погонного метра УБТ, ;...
-
Эффективность бурения скважины во многом определяется составом бурового раствора. Рациональные условия применения различных типов буровых растворов...
-
В зависимости от геологических условий разбуриваемой площади, высоты подъема тампонажного раствора, опасности возникновения газопроявлений выбран...
-
ОСОБЕННОСТИ РЕЖИМОВ ВРАЩАТЕЛЬНОГО БУРЕНИЯ - Бурение нефтяных и газовых скважин
Увеличение осевой нагрузки и частоты вращения, повышение плотности, вязкости и концентрации твердых частиц, снижение расхода ниже Qд, а также...
-
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА - Бурение нефтяных и газовых скважин
1. Следует использовать только чистые жидкости без твердой фазы. Общая концентрация твердой фазы в таких - жидкостях не должна превышать 200 мг/л, что...
-
Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. Наиболее распространенные виды...
-
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ВЫСОКОГО КАЧЕСТВА ОТКРЫТОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ. - Бурение нефтяных и газовых скважин
Известно, что для сохранения коллекторских свойств пород околоскважинной зоны в продуктивном пласте необходимо поддерживать гидродинамическое давление на...
-
ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ Породоразрушающий инструмент (ПРИ) предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины. По принципу...
-
ОСОБЕННОСТИ КРЕПЛЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН - Бурение нефтяных и газовых скважин
В настоящее время в отечественной практике горизонтальный участок ствола скважины или ствол с большим углом отклонения от вертикали, как правило,...
-
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА - Бурение нефтяных и газовых скважин
Часть свойств бурового раствора могут измеряться буровой бригадой, обычно это плотность бурового раствора, условная вязкость, и водоотдача. Кроме того,...
-
УСЛОВИЯ БУРЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ - Бурение нефтяных и газовых скважин
В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород,...
-
Выбор вида промывочной жидкости - Бурение нефтяных и газовых скважин
ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь наилучших...
Гидравлический расчет циркуляционной системы - Бурение нефтяных и газовых скважин