Практическая работа 17.

Тема: Расчет бурильной колонны на прочность. Гидравлический расчет промывки скважин при бурении ВЗД. Поддержание нагрузки на долото при бурении ВЗД. Расчет гидравлического нагружателя
Цель: Научиться производить расчёты бурильной колонны, промывки скважины, нагрузке на долото и расчёт гидравлического нагружателя.
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 Р_о=1000кг/м³ Р_дв=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 =η_н*Q₀

 

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 Р_о mах= 22,5МПа. Согласно условию Р₀=(0,65-0,85) Р_0 mах с учетом опыта эксплуатации буровых насосов в конкретном районе рабочее давление Р₀ принимается равным 0,85, тогда

Р_0 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)

 

Не_т=(τ₀*р*d₀²)/η²

 

где τ₀ - динамическое напряжение сдвига, Па;

η - пластическая вязкость, Па с.

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

в кольцевом пространстве

 

He_T=(τ₀*p*(D-d)²)/η²

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

Не_т = (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 Re_Kpт ≈9,0*10³ и в кольцевом пространстве Re_кp.к.п≈7,5*10³

Находим критерий Рейнольдса по формулам:

В бурильных трубах

 

Re_т =(4/π)*(Q*p/d₀*η),

 

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

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

в кольцевом пространстве

Rе_к.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 Re_кp, 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:

 

P_м=(8/π²)/(λ*(L_б/(d-2*δ)⁵)*p*Q²),

 

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

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

δ=0,012 м, толщина стенки;

L_б - длина участка бурильной колонны, м;

Р_м=(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:

 

P_м"=a_мpQ² =2,93* 10* 1130* 1,0402 ≈5,2*10 Н/см² ≈ 0,05 МПа

 

где, согласно источника /8/, для данного оборудования

 

а_м =    = 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 =d_т-2δ= 0,127-2*0,009 = 0,109 м) и длиной L_т =2917 м

 

(L_т = Н_скв - L_дв – L_убт = 2968 – 26 - 24 =2918 м)

 

определяются по формуле:

 

P_т=(8/π²)/(λ*(L_т/d₀⁵)*p*Q²),   

 

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

Р_т = (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 d_0убт= 0,090 м и длиной Ь_УБТ = 24 м рассчитывают по формуле:

 

P_убт=(8/π²)/(λ_убт*(L_убт/d_0убт⁵)*p*Q²),

 

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

P_убт = (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 d_T = 0,127 м, определяются по формуле:

 

P_к.п.т.=(8/π²)/(λ_к.п.т.*(L*p*Q²)/(D-d_T)³*(D+d_T)²,

 

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

Р_к.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.

P_{к.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 d_дв = 0,195 м, рассчитывают по формуле:

 

P_к.п.дв.=(8/π²)/(λ_к.п.дв.*(L_дв*p*Q²)/(D-d_дв)³*(D+d_дв)²

 

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

P_к.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:

 

Р_дв = Р_дво*ρ = 5,5*10^-3*1130 = 6,22 МПа;

 

где Р_дво = 5,5 МПа - потери давления в турбобуре при течении жидкости с плотностью р_в = 1000 кг/мЗ.

Суммарные потери давления в циркуляционной системе:

 

Р_с = Р_м+ Р_м" + Р_т 

---

+ Р_убт + Р_кпт+ Р_к.п.убт + Р_к.п.дв + Р_дв = 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
Р_д = Р₀ - Р_с =19,0-17,9 = 1,1 МПа

 

4. Оценка возможности гидроразрыва пластов.

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

 

Р_гд > Р_гр

 

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

 

Р _гд = p*g*H + P_кп = p*g*H+(P_к.п.т. + Р_к.п.убт + Р_к.л.дв)= 1130*9,8*2968+ +(1,7+0,67+0,97)*10⁶ =36,2*10⁶ =36,2 МПа.

 

Р_гр 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 Q_д с учетом утечек через шпиндель турбобура Q_y.

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

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

 




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



и действительное давление на буровых насосах Р_оф в конце интервала бурения

 

Р_оф = Р

---

_о-(Р_д-Р_дФ)= 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.

Практическая работа 17.

Тема: Расчет бурильной колонны на прочность. Гидравлический расчет промывки скважин при бурении ВЗД. Поддержание нагрузки на долото при бурении ВЗД. Расчет гидравлического нагружателя


Цель: Научиться производить расчёты бурильной колонны, промывки скважины, нагрузке на долото и расчёт гидравлического нагружателя.

В процессе обработки призабойной зоны пласта важно знать гидравлические сопротивления, чтобы правильно выбрать тип и число насосных агрегатов. Расчет состоит в определении гидравлических потерь в процессе движения жидкости по трубам при прямой и обратной промывках. При промывке скважины скорость восходящего потока жидкости должна быть больше скорости падения наиболее крупных частиц в этой жидкости.

Необходимо определить давление на выде насоса цементировочного агрегата ЦА-320 при закачке и продавливании раствора в пласт при следующих данных

Таблица 3.1 – Исходные данные

Наименование параметра	Ед. изм.	Значение
Диаметр колтюбинговой трубы	м	0,04445
Толщина стенки гибкой трубы	м	0,0024
Емкость узла намотки для колтюбинговой трубы	м	3000
Диаметр эксплуатационной колонны	м	0,146
Диаметр лифтовой колонны НКТ	м	0,089
Толщина стенки лифтовой колонны НКТ	м	0,0065
Длина спущенной в скважину колонны НКТ	м	1450
Максимальная подача насоса	дм3/с	2,9

---

Смотрите также файлы

• А финские школы и гимнасии.doc

• Задание на учебную плавательную практику для курсантов.docx

• Фгбоу во вгу.docx

• Негосударственное образовательное учреждение среднего профессионального образования финансовоэкономический колледж.doc

• аза тілі пнінен (оыту аза тілінде) тосанды жиынты баалауды спецификациясы 5сынып.docx