Пример гидравлического расчета промывки скважины

7. Построение графика давлений

 

    Иллюстрация гидравлического расчета — построение графика-распределения давления в циркуляционной системе буровой. Пример такого графика показан на рис. 6.29.

    Построение графика целесообразно выполнять в следующем порядке.

1. Слева необходимо изобразить геометрию кольцевого канала и компоновку бурильного инструмента с соблюдением вертикаль­ного масштаба.

    2. Проводим тонкие горизонтальные линии через точки соеди­нения различных элементов бурильной колонны (горизонтали I—I, II—II, III—III).

    3.  Определим гидростатическое давление на забое скважины (при отсутствии циркуляции) для двух случаев:

а) в скважине, заполненной промывочной жидкостью плот­ностью ρ, по формуле

    p_c = ρgL,                                                                                 (6.10.28)

где L — глубина забоя скважины, м;

б) в скважине, заполненной той же жидкостью, содержащей частицы выбуренной породы, плотностью ρ_ш:

    p_c' = φρgL + (1- φ) ρ_шgL,                                                                     (6.10.29)

где φ — то же, что и в формуле (6.10.5);

    4.  Отложив значения р_с и р'_с на горизонтали IV— IV, получим точки d и d'.

    5.  Соединим точки d и d' с началом координат и получим ли­нии изменения гидростатического давления в затрубном простран­стве. В пересечении линии Od' с горизонталями I—I, II—II и III—III получим точки a, b и с.

    6.  От точек а, b, с и d' по горизонталям вправо откладываем суммарные гидродинамические потери давления, определенные по формулам (6.10.12), (6.10.16), (6.10.19). Получаем точки а', b', с', d".

 

    Рис. 6.29. Графики распределения давления в циркуляционной системе: 1 -  турбобур с долотом; 2 — УБТ; 3 — ТБПВ; 4 — ЛБТ; 5 — обсадная колонна; 6 — слабый пласт; 7 — пласт с максимальным градиентом пластового давления. Стрелки со­ответствуют движению жидкости в скважине

 

    7.  Соединив точки 0, а', b', с' и d", строим кривую изменения гидродинамического давления в затрубном пространстве при цир­куляции.

    8.  Из точки d" восстанавливаем вертикаль до пересечения с осью давлений и получаем точку, соответствующую забойному дав­лению при бурении скважины р₃.

    9.  Через точку d" проводим прямую, параллельную 0d. В пе­ресечении с горизонталями получим точки k, m, n и точку s в пе­ресечении с осью давлений.

    10.  Отложив по горизонтали от точки d" отрезок, соответствующий перепаду давления в долоте, получаем точку е.

    11. Длина отрезка kk' равна сумме перепадов давления в до­лоте ∆р_д и турбобуре ∆р_т.

    12. Длины отрезков mm', nn' и ss' соответствуют давлениям, которые определяем по формуле

    р = ∆р_д + ∆р_т + ,                                                                (6.10.30)

где — суммарные гидродинамические потери давления внутри 1-й секции бурильной колонны, определяемые по формулам (6.10.11), (6,10.15), (6.10.20).

    13. Вправо от точки s' откладываем отрезок, равный потерям давления в наземной обвязке ∆р₀ - Получаем точку, соответствую­щую давлению в насосе р_н.

    14. Соединяя точки е, k', m', n', s', р_н, получим график изме­нения давления от забоя скважины до насоса.

 

 

Исходные данные для расчета

Глубина бурения скважины L, м                                                  2700

Глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом

пластового давления L_к, м                                                       2670

Пластовое давление в пласте с максимальным градиентом 

пласто­вого давления р_пл, МПа                                                     29,86

Глубина залегания подошвы пласта с минимальным градиентом

гидроразрыва (поглощения) L_п, м                                               2450

Давлений гидроразрыва (поглощения) р_г, МПа                                  39

Плотность разбуриваемых пород ρ, кг/м³                                            2400

Механическая скорость бурения υ_м, м/с                                      0,015

Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, М_р, Н-м    1450
Минимальная скорость подъема жидкости в затрубном пространстве,

обеспечивающая вынос шлама, υ_к, м/с                                        0,85

Реологические свойства жидкости:

    динамическое напряжение сдвига τ₀, Па                                     20

    пластическая вязкость η, Па-с                                                      0,027

Тип бурового насоса                                                                    У8-7М

Число буровых насосов                                                                         1

Диаметр скважины d_c, м                                                                    0,225

 

Элементы бурильной колонны

У Б Т:

длина L, м                                                                                   70

наружный диаметр d_н, м                                                              0,146

внутренний диаметр d_в, м                                                            0,075

ТБПВ:

длина L, м                                                                                      2600

наружный диаметр d_н, м                                                              0,127   

внутренний диаметр d_в, м                                                            0,107

наружный диаметр замкового соединения d_м, м                        0,170

 

Элементы наземной обвяжи

Условный размер стояка, мм                                                                140

Диаметр проходного сечения, мм:

    бурового рукава                                                                           102

    вертлюга                                                                              75

    ведущей трубы                                                                    40

 

    1. Поскольку применяется турбинный способ бурения, примем в фор­муле (6.10.2) коэффициент а равным 0,65 м/с. Исходя из условий всасыва­ния, коэффициент наполнения m возьмем равным 0,9.

    2. Определяем расход промывочной жидкости из условия выноса шлама
при минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны d_н = 0,127м
и заданной скорости подъема жидкости в затрубном пространстве υ_к = 0,85 м/с по формуле (6.10.1):

    Q =  (0,225² — 0,1272) 0,85 = 0,0229 м³/с.

    3. Определяем расход промывочной жидкости из условия очистки за­боя скважины (6.10.2);

    Q = а d_с² = 0,65  0,225² =0,0258 м³/с.

    4. По наибольшему значению Q = 0,0258 м³/с из табл. 6.2 выбираем диаметр втулок буровых насосов. На практике часто из двух установленных насосов используют один, а другой находится в резерве. Однако если гид­равлическая часть насосов будет надежной, то для подвода большей гидрав­лической мощности к долоту, обеспечивая Q ≥ 0,0258 м³/с, целесообразно применять оба насоса. В данном примере расчеты проведены при работе одного насоса. Принимаем диаметр втулок 160 мм и определяем подачу од­ного насоса (n — 1) при коэффициенте наполнения m = 0,9 по формуле (6.10.3):

    Q = nmQ_н = 1,0 ∙ 0,9 ∙ 0,031 = 0,0279 м³/c.

    Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, получен­ных выше по формулам (6.10.1) и (6.10.2). Тогда минимальная скорость жид­кости в кольцевом канале за ТБПВ

    υ_к = = = 1,03 м/с ,

    5. Определяем плотность промывочной жидкости, исходя из условия создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пласто­вого флюида, по формуле (6.10.4):

    ρ = k_р  = 1,07 = 1220 кг/м³;

    ρ = = = 1274 кг/м³.

В дальнейших расчетах примем ρ = 1220 кг/м3.

    6. По справочнику [12] или табл. 6.3, составленной по данным ВНИИБТ, выбираем турбобур типа ЗТСШ-195ТЛ, который при работе на воде плот­ностью ρ_с = 1000 кг/м³ имеет тормозной момент М_тн = 3500 Н∙м при но­минальном расходе Q_тн = 0,040 м³/с и перепаде давления ∆р_тн = 3,0 МПа. Длина турбобура L_т = 30 м, наружный диаметр d_т = 0,195 м.

    Проверяем, дает ли выбранный турбобур при расходе Q крутящий мо­мент, необходимый для разрушения породы по соотношению (6.10.6):

    М_т = М_тн = = 3500  = 2077 Н∙м.

    Полученный момент М_т превышает заданный, необходимый для разру­шения породы М_р = 1450 Н∙м более чем на 20 % . Следовательно, мы можем использовать этот турбобур и втулки диаметром 160 мм насоса У8-7М.

    7. Определяем критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый интервал, по формуле (6.10.5).

    Для этого необходимо предварительно вычислить параметры φ и . Значение φ определяем по заданной скорости механического бурения υ_м = 0,015 м/с и по принятому раскладу Q = 0,0279 м³/с:

    φ = = = 0,979.

    Отсюда легко найти содержание шлама в промывочной жидкости:

1 — φ = 1 — 0,979 = 0,021. Вычисленное содержание шлама характерно для бурения скважин с высокой механической скоростью, например, на площа­дях Западной Сибири. При небольших механических скоростях бурения, в частности, на площадях Урало-Поволжья концентрация шлама в жидко­сти незначительна и соответственно снижается его влияние на давление по­тока промывочной жидкости в кольцевом канале.

 

    Для определения величины вычислим линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Определяем критическое значение числа Рейнольдса промы­вочной жидкости Re_кp, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному, по формуле (6.10.8): для течения в кольцевом канале:

    за ТБПВ

    Re_кр = 2100 + 7,3 = 13500;

    за УБТ

    Re_кр = 2100 + 7,3 = 11000;

    за турбобуром

    Re_кр = 2100 + 7,3 = 4990.

    Вычисляем действительные числа Рейнолдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (6.10.10):

    за ТБПВ

    Rе_кп = = 4560;

    за УБТ

    Rе_кп = = 4330;

    за турбобуром

    Rе_кп = = 3820.

    Так как полученные значения Rе_кп< Re_кр, то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме. Определим числа Сен-Венана по формуле (6.10.18):

    за ТБПВ

    S_кп = = 70,5;

    за УБТ

    S_кп = = 48,3;

    за турбобуром

    S_кп = = 7,88.

    По кривой 2 рис. 6.7 определяем параметр β: для течения жидкости везде в кольцевом канале за ТБПВ β_кп = 0,7; за УБТ – 0,65; за турбобуром – 0,35.

    Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТПБВ до глубины слабого пласта по формуле (6.10.16):

    ∆р_кп = = 2,74 МПа.

    Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве определяем по формуле (6.10.19). Согласно исходным данным, l_т = 12 м, d_м = 0,170 м,

    ∆р_мк =  = 0,0876 МПа;

    на участке за УБТ

    ∆р_кп = = 0,109 МПа;

    за турбобуром

    ∆р_кп = = 0,229 МПа.

    Суммируя значения ∆р_кп, получим , необходимую для вычисления ρ_кр из условия (6.10.5):

    = 2,74 + 0,0876 + 0,109 + 0,229 = 3,17 МПа.

    Определяем р_кр по формуле (6.10.5):

    р_кр = = 1473 кг/м³.

    Так как полученное значение р_кр больше принятого ρ = 1220 кг/м³, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

    8. Вычисляем потери давления внутри бурильных труб. Для этого определяем значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле (6.10.8) для течения жидкости:

    в ТБПВ   

    Re_кp = 2100 + 7,3( )^0,58, = 14700;

    в УБТ

    Re_кp = 2100 + 7,3( )^0,58, = 10500.

    Вычислим действительные числа Рейнольдса жидкости в трубах и зам­ковых соединениях, составляющих бурильную колонну, по формуле (6.10.9):

    в ТБПВ

    Re_т = = 15000;

    в УБТ

    Re_т = = 21400.

    В бурильной колонне везде действительные числа Re_т >Re_кр, следо­вательно, потери давления определяются по формуле Дарси—Вейсбаха. Рассчитаем значения коэффициентов гидравлического сопротивления λ по формуле (6.10.13):

    в ТБПВ

    λ_т = 0,1 = 0,032;

    в УБТ

    λ_т = 0,1 = 0,032.

    Вычислим потери давления внутри ТБПВ и УБТ бурильной колонны по формуле (6.10.11):

    в ТБПВ

    ∆р_т = 0,032  = 4,56 МПа;

    в УБТ

    ∆р_т = 0,032  = 0,727 МПа.

    Местными потерями давления в приваренных концах ТБПВ пренебре­гаем.

    9. Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (6, 10.21), определив из табл. 6.1 значения коэффициентов

    α_с = 1,1∙10⁵ м^-4,  α_ш = 0,3∙10⁵ м^-4, α_в = 0,9∙10⁵ м^-4, α_к = 7∙10⁵ м^-4;

    ∆р₀ = (1,1+ 0,3 + 0,9 + 7)∙10⁵ ∙1220∙0,0279² = 0,883 МПа.

    10. Определим перепад давления в турбобуре по формуле (6.10.22):

    ∆р_т = 3,0∙10⁶ = 1,781 МПа.

    11. Потери давления в кольцевом пространстве за ТБПВ ранее опреде­лены для участка длиной 2350 м. Пересчитаем это значение на полную длину ТБПВ l - 2600м:

    ∆р_кп = = = 3,03 МПа;

    ∆р_мк = = = 0,0969 МПа.

    12. Перепад давлений ∆р_г будет 

    ∆р_г = (1 — φ) (ρ_ш— ρ) gL = (1—0,979) (2400—1220) 9,81∙2700 = 0,7 МПа.

    13. Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь давления в долоте по формуле (6.10.7).

∆р — ∆р_д = (4,56 + 0,727 +3,03+ 0,109 + 0,229 + 0,0969 + 0,883+1,781 +0,7) 10⁶ =

 = 12,12 МПа.

    14. Рассчитываем резерв давления на долоте по формуле (6.10.23) при
b = 0,8:

    ∆р_р = bр_н — (∆р — ∆р_д ) = 0,8 ∙ 23,4- 10⁶ — 12,12 ∙ 10⁶ = 6,6 МПа.

    15. Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислив ско­рость течения жидкости в насадках долота по формуле (6. 10.24) при μ = 0,95:

    υ_д = 0,95  = 98,8 м/с.

    Так как υ_д >80 м/с и перепад давления ∆р_д < ∆р_кр = 12 МПа, то бу­рение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

    16. Приняв υ_д = 80 м/с, вычислим перепад давления в долоте по фор­муле (6.9.4):

    ∆р_д = = 4,33 МПа.

    Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит

    р = 12,12 + 4,33 = 16,45 МПа.

    17. По графику рис. 6.28 определим утечки Q_y в зависимости от полу­ченного значения ∆р_д = 4,33 МПа: Q_y = 0,0008 м³/с. Убеждаемся, что разность Q— Q_y = = 0,0279—0,0008 = 0,0271 м³/с удовлетворяет условиям выноса шлама (6.10.1) и очистки забоя (6.10.2), поскольку 0,0271 > 0,0258.

    Находим площадь промывочных отверстий по формуле (6.10.26):

    Ф = = = 0,000339 м²,        

    Выбираем три насадки внутренним диаметром 12 мм.

    19. Определяем дополнительные данные, необходимые для построения
графика давлений. Вычисляем гидростатическое давление раствора без шлама по формуле (6.10.28):

    p_c = 1220 ∙ 9,81 ∙ 2700 = 32,31 ∙ 10⁶ Па = 32,3 МПа.

    Рассчитываем гидростатическое давление с учетом шлама по формуле           (6. 10.29):

    р'_с = [0,979 ∙ 1220 + (1 — 0,979) 2400] 9,81 ∙ 2700 =33 МПа.

    20. Строим график распределения давления в циркуляционной системе,
аналогичный приведенному на рис. 6.29.