Методика гідравлічного розрахунку циркуляційної системи при бурінні

При гідравлічному розрахунку розв’язують одну із задач:

1 Визначають гідравлічну потужність, необхідну для ефективної реалізації вибраного режиму буріння і на основі розрахунку вибирають тип бурових насосів;

2 Визначають найраціональніший режим роботи заданих бурових насосів, при якому можна забезпечити найефективнішу реалізацію вибраного режиму буріння.

Частіше доводиться розв’язувати другу задачу, оскільки бурові установки укомплектовані тим чи іншим типом бурових насосів.

При гідравлічному розрахунку рекомендується дотримуватись такої методики:

1 Визначають витрату промивальної рідини, яка забезпечує очищення вибою і транспортування шламу в кільцевому просторі:

,

де - питома витрата промивальної рідини, м/с;

- площа вибою свердловини, м²;

,

де - діаметр свердловини, м.

,

де - швидкість руху рідини в затрубному просторі, м/с;

м/с.

Ближче до нижньої межі значень приймають при використанні обважнених промивальних рідин з підвищеними реологічними властивостями. При використанні технічної води та інших рідин з пониженими реологічними властивостями, особливо при розбурюванні глинистих порід для запобіганні чи утворення сальників швидкості збільшують.

- площа кільцевого простору, м²:

,

де - мінімальний зовнішній діаметр труб бурильної колони, м.

2 Вибирають діаметр циліндрових втулок насоса.

Орієнтуючись на визначених з умови очищення вибою та виносу шламу , згідно з паспортною характеристикою, підбирають діаметри циліндричних втулок бурового насоса і відповідне їм значення витрати .

При цьому витрата промивальної рідини (подача насосів) буде дорівнювати:

,

де - кількість насосів;

- коефіцієнт наповнення;

- витрата насосу при даному діаметрі втулки, м³/с.

Коефіцієнт наповнення вибирають у залежності від умови всмоктування рідини. При наявності підпору на всмоктування =1. Якщо всмоктування здійснюється з ємності в ґрунті, то при промиванні водою =0,9, глинистим розчином =0,8.

3 Вибирають густину промивальної рідини, яку застосовують для буріння заданого інтервалу.

Густину промивальної рідини визначають з таких умов:

a) створення протитиску, здатного запобігати припливу у свердловину пластових флюїдів:

,

 

де - густина промивальної рідини, кг/м³;

- коефіцієнт резерву;

- пластовий тиск, Па;

- прискорення вільного падіння, м/с²;

- глибина залягання покрівлі пласта з максимальним градієнтом пластового тиску;

- диференціальний тиск.

Рекомендовані значення коефіцієнту резерву і диференціального тиску вибирають згідно з єдиними технічними правилами ведення робіт при будівництві свердловин на нафтових, газових і газоконденсатних родовищах (таблиця 2.5).

 

Таблиця 2.5 – Значення коефіцієнта резерву і диференціального тиску

Глибина, м	0 – 1200	1200 – 2500	>2500
Коеф.резерву, Кр	1,1 – 1,15	1,05–1,1	1,04–1,07
Диференціальний тиск , МПа	1,5	2,5	3,5

б) запобігання гідророзриву найслабших пластів.

Тобто тиск промивальної рідини в затрубному просторі проти кожного пласта повинен бути менший від тиску, необхідного для гідророзриву даного пласта:

,

де - тиск гідророзриву(поглинання) пласта, Па;

- втрати тиску при русі промивальної рідини в затрубному просторі на шляху від розглядуваного об’єкта до устя свердловини.

- вміст рідини в шламорідинному потоці без врахування відносних швидкостей;

,

 

- густина шламу, кг/м³;

- глибина залягання підошви розглядуваного пласта, м;

- механічна швидкість буріння, м/с.

Оскільки значення і залежать від витрати промивальної рідини, то перевірити другу умову можна тільки після вибору витрати насосів.

4 Вибирають турбобур.

При турбінному способі буріння вибрана витрата проми­вальної рідини крім очищення вибою та виносу шламу, повинна забезпечувати роботу турбобура із заданою величиною крутного моменту. Тому необхідно підібрати такий турбобур, який задовольняє такі умови:

а) діаметр корпуса повинен бути менший за діаметр долота більше, ніж на 10 мм;

б) витрата промивальної рідини при номінальному режимі роботи близька до запроектованої;

в) крутний момент турбобура не менше, ніж на 20 % більший за момент, необхідний для руйнування породи.

Крутний момент турбобура при роботи на рідині заданої густини і витрати визначається за формулою:

,

 

де , - паспортні (довідкові) момент, густина та витрата турбобура.

 

5 Розраховують втрати тиску в елементах циркуляційної системи

, (2.110)

де - сумарні гідравлічні втрати тиску в елементах циркуляційної системи, Па;

- втрати тиску в бурильних трубах, Па;

- втрати тиску в кільцевому просторі за бурильними трубами, Па;

- втрати тиску в бурильних замках, Па;

- втрати тиску в обважнених бурильних трубах, Па;

- втрати тиску в кільцевому просторі за обваж­неними бурильними трубами, Па;

- втрати тиску в наземній обв’язці (стояк, буровий шланг, ведуча труба, вертлюг), Па;

- втрати тиску в турбобурі,Па;

- втрати тиску в долоті, Па;

- різниця статичних тисків в кільцевому просторі і трубах, Па.

Для розрахунку втрат тиску при русі промивальної рідини без шламу в трубах і кільцевому просторі необхідно визначити режим руху, в залежності від якого вибирають ті або інші розрахункові формули. Для цього визначають значення критичного числа Рейнольдса , при якому відбувається перехід від ламінарного (структурного) режиму до турбулентного.

Для в`язкопластичних рідин критичне число Рейнольдса визначають за формулою:

, (2.111)

,

,

,

,

де - гідравлічний діаметр, м;

- критерій Хедстрема;

- критерій Сен-Венана;

- пластична в’язкість промивальної рідини, Па×с;

- динамічне напруження зсуву, Па.

Якщо - режим руху ламінарний, а якщо - режим руху турбулентний;

При русі рідини всередині бурильної колони значення гідравлічного діаметра приймають рівним внутрішньому діаметру бурильних труб, (обважнених труб) . У кільцевому просторі гідравлічний діаметр визначають як різницю між діаметром свердловини і зовнішнім діаметром бурильних труб:

.

Тоді для труб:

,

;

а для кільцевого простору:

,

,

де , - середня швидкість руху рідини відповідно в трубах та в кільцевому просторі, м/с;

- відповідно внутрішній і зовнішній діаметр труб і діаметр свердловини, м.

При турбулентному режимі руху втрати тиску в бурильних та обважнених трубах та кільцевому просторі за ними визначають за формулою Дарсі-Вейсбаха:

для труб:

;

для кільцевого простору:

,

де , - відповідно коефіцієнти гідравлічного опору в трубах та кільцевому просторі;

- довжина секції бурильних труб однакового діаметра.

Коефіцієнт гідравлічного опору визначають:

для труб

,

для кільцевого простору

- шорсткість труб,м;

=3×10^-4 м - для стінок трубного і обсаджених ділянок затрубного простору;

=3×10^-3 м для необсаджених ділянок затрубного простору.

При ламінарному(структурному) режимі руху втрати тиску в бурильних трубах і кільцевому просторі визначають за формулами:

- для труб;

- для кільцевого простору,

де , - відповідно коефіцієнти, які можна знайти за графіком, попередньо знайшовши параметр Сен-Венана для труб і кільцевого простору

;

.

Втрати тиску в замках визначають за формулою Борда-Карно:

де - коефіцієнт місцевого опору;

- дослідний коефіцієнт який враховує особливості конфігурації місцевого опору;

- середня швидкість руху рідини в трубах або не звуженій частині кільцевого простору, м/с;

- площа поперечного перерізу каналу труб або незвуженої частини кільцевого простору, м²;

- найменша площа перерізу прохідного каналу в місцевому опорі(замку), м²;

для замків всередині труб:

для замків в затрубному просторі:

де - відповідно внутрішній і зовнішній діаметри замка, м;

- кількість замків,

де - довжина секції бурильних труб однакового діаметра, м;

- середня довжина в даній секції бурильної колони труби, м.

Втрати тиску в наземній обв’язці знаходимо за формулою:

,

де відповідно коефіцієнти гідравлічних опорів в стояку, буровому шланзі, вертлюзі і ведучій трубі.

Втрати тиску в турбобурі визначають за формулою:

,

де - постійна турбобура по перепаду тиску

,

де - відповідно довідкові (паспортні) тиск, густина та витрата промивальної рідини за характеристикою вибраного турбобура.

Різницю статичних тисків знаходять за формулою

,

де - густина промивальної рідини відповідно в кільцевому просторі та в трубах, кг/м³.

Або:

,

де - вміст рідини в шламорідинній суміші;

- густина шламу;

- глибина свердловини.

.

6 Визначають втрати тиску в долоті.Резерв тиску, який можна реалізувати в долоті, визначають як різниця між тиском, що розвиває насос(або насоси) при вибраному діаметрі втулок і сумою втрат в елементах циркуляційної системи:

, (2.112)

де - втрати тиску в долоті, Па;

в_р =0,75-0,8 - коефіцієнт резерву, який враховує що робочий тиск нагнітання насосів згідно з правилами ведення бурових робіт повинен бути менший за паспортний на 20-25 %;

- тиск, який розвиває насос, Па;

- втрати тиску в бурильних трубах, кільцевому просторі за бурильними трубами, бурильних замках, обважнених бурильних трубах, кільцевому просторі за ОБТ, обв’язці, турбобурі та різниця статичних тисків, Па.

За значенням втрат тиску в долоті визначають можливість використання гідромоніторного ефекту при бурінні даного інтервалу свердловини.

Для цього визначають швидкість витікання рідини в промивальних отворах долота за формулою:

, (2.113)

де - коефіцієнт витрати.

Якщо одержане значення швидкості м/с, то це значить, що даний інтервал можна бурити з використанням гідромоніторних доліт.

Необхідно мати на увазі, що перепад тиску, який спрацьовує в насадках гідромоніторного долота, не повинен перевищувати, деякого граничного значення . Це значення обумовлено як можливістю запуску турбобура, так і міцністю конструктивних елементів долота. У розрахунках приймають МПа.

Тому за формулою (2.113) необхідно підібрати такі значення і , щоб виконувались умови:

м/с, .

7 Вибирають гідромоніторні насадки долота.

При виконанні даних умов визначають площу насадок гідромоніторного долота:

,

де - сумарна площа насадок гідромоніторного долота, м²;

- втрати промивальної рідини в ущільненнях вала турбобура.

.

Знайшовши , необхідно перевірити виконання умови виносу шламу і очищення вибою. Якщо різниця більша за значення витрат знайдених з умови очищення вибою та виносу шламу, то названі умови будуть дотримані.

За величиною сумарної площі підбирають діаметри насадок гідромоніторного долота:

; , (2.114)

де - кількість насадок;

- діаметр насадки, м.

Якщо для даного долота м/с, то це означає, що буріння даного інтервалу з використанням гідромоніторного ефекту неможливе.

 

Рисунок 2.9 – Схема для розрахунку гідравлічних втрат в циркуляційній системі

У цьому випадку необхідно знайти перепад тиску в долоті за формулою:

,

 

взявши відповідний коефіцієнт витрати .

У випадку, якщо сума втрат тиску перевищує тиск, який розвиває насос при заданому діаметрі циліндрових втулок (з врахуванням коефіцієнта в_р =0,75-0,8), то необхідно визначити допустиму глибину буріння.

Знаходимо суму втрат в бурильних трубах, кільцевому просторі, замках в інтервалі відкритого ствола:

.

Визначаємо питому втрату тиску для цього інтервалу:

, (2.115)

де - довжина відкритого ствола.

, (2.116)

де - довжина свердловини, м;

- довжина проміжної колони, ;

- довжина ОБТ, м;

- довжина турбобура, м.

Знаходимо суму постійних втрат для буріння даного інтервалу:

(2.117)

Знаходимо допустиму довжину буріння відкритого інтервалу при заданій витраті із застосуванням гідромоніторного долота:

, (2.118)

Тоді допустима глибина буріння буде:

. (2.119)

Для подальшого буріння необхідно:

a) при бурінні з гідромоніторним долотом змінити(зменшити) витрату і зробити перерахунок за наведеними вище формулами;

b) відмовитися від застосування гідромоніторного долота і подальше буріння здійснювати долотами зі звичайною системою промивання.