Полезное:
Как сделать разговор полезным и приятным
Как сделать объемную звезду своими руками
Как сделать то, что делать не хочется?
Как сделать погремушку
Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами
Как сделать идею коммерческой
Как сделать хорошую растяжку ног?
Как сделать наш разум здоровым?
Как сделать, чтобы люди обманывали меньше
Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили?
Как сделать лучше себе и другим людям
Как сделать свидание интересным?
Категории:
АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника
|
Гидравлический расчёт промывки скважин в режиме вскрытия продуктивного пласта
1. Поскольку применяется турбинный способ бурения, примем коэффициент равным 0,65 м/с. Исходя из условий всасывания, коэффициент наполнения возьмем равным 0,8. 2. Определяем расход промывочной жидкости из условия выноса шлама при минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны м и заданной скорости подъема жидкости в затрубном пространстве м/с по формуле: ; (10.1) - диаметр скважины, м; - минимальный наружный диаметр труб бурильной колонны, м. м3/с. 3. Определяем расход промывочной жидкости из условия очистки забоя скважины: ; (10.2) м3/с. 4. По наибольшему значению м3/с выбираем диаметр втулок буровых насосов. Следовательно, мы можем использовать насос У8-7М. Так как расход небольшой в данном случае целесообразно использовать 1 насоса. Принимаем диаметр втулок 190 мм и определяем подачу насосов при коэффициенте наполнения 0,8 по формуле: ; (10.3) м3/с. Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, олученных выше. Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом канале за ПК: ; (10.4) Для УБТ в необсаженном стволе: м/с. Для ЛБТ в необсаженном стволе: м/с. Для ПК в необсаженном стволе: м/с. Для ПК в обсаженном стволе: м/с. Для ЛБТ в обсаженном стволе: м/с. Для турбобура: м/с.
5. Плотность промывочной жидкости: кг/м3. 6. Выбираю турбобур 3ТСШ1-195, который при работе на воде плотностью 1000кг/м3 имеет тормозной момент 2600 Нм при номинальном расходе 30 л/с и перепаде давления 3,5 МПа. Длина турбобура 26 м. Наружный диаметр 195 мм. 7. Определяем критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый интервал. (10.5) Для этого необходимо предварительно вычислить параметры и . Значение определяем по заданной скорости механического бурения м/с и принятому расходу м3/с. ; (10.6) . Отсюда легко найти содержание шлама в промывочной жидкости: . Для определения величины вычислим линейные и местные потери давление в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта.
7. Определяем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкр, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному, для течения в кольцевом канале: ; (10.7) - число Хедстрема; (10.8) - динамическая вязкость промывочной жидкости,Па с; - динамическое напряжение сдвига, Па.
За УБТ: ; За ЛБТ: в не обсаженном стволе ; За ПК: в не обсаженном стволе ;
За ПК: в обсаженном стволе ;
За ЛБТ: в обсаженном стволе ;
За турбобуром: ;
8. Вычисляем действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве: ; (10.9) За УБТ в необсаженном стволе: ; За ЛБТ в необсаженном стволе: ; За ПК в необсаженном стволе: ; Для ПК в обсаженном стволе: ;
Для ЛБТ в обсаженном стволе: ;
За турбобуром: ;
Так как полученные значения , то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при турбулентном режиме.
9. Потери давления по длине канала в кольцевом пространстве определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:
в кольцевом пространстве ; (10.10) где lкп-коэффициенты гидравлического сопротивления трению в кольцевом пространстве.
Для кольцевого пространства:
; (10.11) где к – шероховатость. Для стенок трубного и обсаженного участков затрубного пространства равна 0,0003, а для необсаженных участков затрубного пространства 0,003. Для УБТ: . Для ЛБТ: в не обс.стволе. . Для ПК: в не обс.стволе. . Для ПК в бос.стволе. Для ЛБТ в обс.стволе. Для турбобура. 10. Рассчитываем потери давления по длине кольцевого пространства: ; (10.12) Для УБТ 25 м в необсаженном стволе: ; Для ЛБТ 50 м в необсаженном стволе: ; Для ПК 170 м в необсаженном стволе: Для ПК 380 м в обсаженном стволе: ;
Для ЛБТ 295 м в обсаженном стволе: ; Для турбобура 26 м в обсаженном стволе: ;
11. Вычислим из условия: ; (10.13) - давление гидроразрыва пласта, Па; - плотность шлама, кг/м3; - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м. кг/м3; Так как полученное значение больше принятого кг/м3, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.
12. Рассчитываем потери давления от замков в кольцевом пространстве: ; (10.14) lт- средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м; dм- наружный диаметр замкового соединения, м.
Для ЛБТ 50 м в необсоженном стволе: ; Для ПК 170 м в необсаженном стволе: ; Для ЛБТ 295 м в обсаженном стволе: ; Для ПК 380 м в обсаженном стволе: . 13. Вычислим действительные числа Рейнольдса в трубах и замковых соединениях, составляющих бурильную колонны: ; (10.15)
В ПК: ; В УБТ: ; В ЛБТ: ; 14. Коэффициенты гидравлического сопротивления трению в трубах определяют по формуле: ; (10.16) Для УБТ: . Для ЛБТ: . Для ПК: . 15. Потери давления по длине канала внутри труб определяются по формуле Дарси-Вейсбаха: ; (10.17) В УБТ: Па. В ПК Па. В ЛБТ Па. Па.
16. Для секций бурильной колоны, состоящей из труб, имеющих внутреннюю высадку, вычисляются потери давлений в местных сопротивлениях внутри труб по формуле: ; (10.18) где x=1,9 так как замки ЗШ ; (10.19)
Для ЛБТ: ; ;
17. Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле: ; (10.20) м-4, м-4, м-4, м-4. Па. 18. Определим перепад давления в турбобуре: ; ;
19. Перепад давлений будет: ; (10.21) Па. 20. Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь в долоте по формуле: ; (10.22) 21. Рассчитываем резерв давления на долоте при b=0,8 по формуле: ; (10.23) 22. Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота при по формуле: ; (10.24) м/с; Так как м/с, то бурение данного интервала невозможно с использованием гидромониторных долот. Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит МПа. 23. Определим дополнительные данные, необходимые для построения графика давлений. Вычисляем гидростатическое давление раствора без шлама по формуле: ; (10.25) МПа. Рассчитаем гидростатическое давление с учетом шлама по формуле: ; (10.26) МПа. 24. Рассчитаем суммарные потери во всей системе: Па 25. Строим график распределения давления в циркуляционной системе.
Интервал 1
Исходные данные.
Месторождение(площадь, ЛУ) Аганское Скважина 245 Интервал бурения, м -от 0 -до 50 Глубина залегания подошвы пласта, склонного к гидроразрыву, м 50 Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0196 Глубина залегания пласта, склонного к проявлению, м 50 Пластовое давление, Мпа 0,49 Плотность разбуриваемых пород, кг/м3 1850 Максимальный диаметр шлама, м 0,01 Механическая скорость бурения, м/час 40 Средний диаметр ствола скважины, м 0,433 Секции бурильной колонны УБТ Длина секции, м 10 Наружный диаметр, мм 203 Внутренний диаметр, мм 100 СБТ Длина секции, м 40 Наружный диаметр, мм 127 Внутренний диаметр, мм 108,62 НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА Стояк, мм 168 Диаметр проходного сечения,мм бурового рукава 102 вертлюга 75 ведущей трубы 101 ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА Плотность, кг/м3 1100 Динамическая вязкость, Па с 0,01 Динамическое напряжение сдвига, Па 2,35 Буровой насос У8-7М Количество одновременно работающих насосов, шт. 2 Диаметр цилиндровых втулок, м 200 Число двойных ходов поршня в 1 мин 65 Производительность, м3/с 0,08 Развиваемое давление, Мпа 14,2 Количество гидромониторных насадок 3 Диаметры, м 0,02*0,02*0,02 Скорость истечения жидкости, м/с 90 Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе
Интервал 2
Исходные данные.
Месторождение(площадь, ЛУ) Аганское Скважина 245 Интервал бурения, м -от 50 -до 675 Глубина залегания подошвы пласта, склонного к гидроразрыву, м 675 Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0196 Глубина залегания пласта, склонного к проявлению, м 675 Пластовое давление, Мпа 6,7 Плотность разбуриваемых пород, кг/м3 1850 Максимальный диаметр шлама, м 0,01 Механическая скорость бурения, м/час 75 Средний диаметр ствола скважины, м 0,324 Секции бурильной колонны УБТ Длина секции, м 12 Наружный диаметр, мм 203 Внутренний диаметр, мм 100 СБТ Длина секции, м 214 Наружный диаметр, мм 127 Внутренний диаметр, мм 108,62 ЛБТ Длина секции,м 50 Наружный диаметр, мм 147 Внутренний диаметр, мм 125 Длина турбобура, м 23,6 НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА Стояк, мм 168 Диаметр проходного сечения,мм бурового рукава 102 вертлюга 75 ведущей трубы 101 ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА Плотность, кг/м3 1051 Динамическая вязкость, Па с 0,009 Динамическое напряжение сдвига, Па 1,93 Буровой насос У8-7М Количество одновременно работающих насосов, шт. 2 Диаметр цилиндровых втулок, м 160 Число двойных ходов поршня в 1 мин 65 Производительность, м3/с 0,049 Развиваемое давление, Мпа 23,4
Количество гидромониторных насадок 3 Диаметры, м 0,02*0,02*0,02 Скорость истечения жидкости, м/с 90 Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе
Интервал 3 Исходные данные.
Месторождение(площадь, ЛУ) Аганское Скважина 245 Интервал бурения, м -от 675 -до 950 Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0196 Пластовое давление, МПа 9,3195 Плотность разбуриваемых пород, кг/м3 1800 Максимальный диаметр шлама, м 0,01 Механическая скорость бурения, м/с 0,019 Диаметр скважины, м 0,2159 Секции бурильной колонны УБТ Длина секции, м 25 Наружный диаметр, мм 178 Внутренний диаметр, мм 80 ЛБТ Длина секции,м 50 Наружный диаметр, мм 147 Внутренний диаметр, мм 125 ПК Длина секции,м 550 Наружный диаметр, мм 127 Внутренний диаметр, мм 108,62 ЛБТ Длина секции,м 295 Наружный диаметр, мм 147 Внутренний диаметр, мм 125 НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА Стояк, мм 168 Диаметр проходного сечения,мм бурового рукава 102 вертлюга 75 ведущей трубы 101 Свойства промывочной жидкости плотность, кг/м3 1100 динамическая вязкость, Па с 0,001 динамическое напряжение сдвига, Па 2,4 Буровой насос У8-7М Количество одновременно работающих насосов, шт. 1 Диаметр цилиндровых втулок, м 190 Производительность, м3/с 0,0455 Развиваемое давление, МПа 15,9
Интервал 4 Исходные данные.
Месторождение(площадь, ЛУ) Аганское Скважина 245 Интервал бурения, м -от 950 -до 1700 Глубина залегания подошвы пласта, склонного к гидроразрыву, м 1700 Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0167 Глубина залегания пласта, склонного к проявлению, м 1700 Пластовое давление, Мпа 16,68 Плотность разбуриваемых пород, кг/м3 1950 Максимальный диаметр шлама, м 0,01 Механическая скорость бурения, м/час 40 Средний диаметр ствола скважины, м 0,235 Секции бурильной колонны УБТ Длина секции, м 25 Наружный диаметр, мм 178 Внутренний диаметр, мм 80 СБТ Длина секции, м 549,1 Наружный диаметр, мм 127 Внутренний диаметр, мм 108,62 ЛБТ Длина секции,м 1100 Наружный диаметр, мм 147 Внутренний диаметр, мм 125 Длина турбобура, м 25,9 НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА Стояк, мм 168 Диаметр проходного сечения,мм бурового рукава 102 вертлюга 75 ведущей трубы 101 ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА Плотность, кг/м3 1070 Динамическая вязкость, Па с 0,009 Динамическое напряжение сдвига, Па 2,1 Буровой насос У8-7М Количество одновременно работающих насосов, шт. 2 Диаметр цилиндровых втулок, м 150 Число двойных ходов поршня в 1 мин 65 Производительность, м3/с 0,042 Развиваемое давление, Мпа 27,2 Количество гидромониторных насадок 2 Диаметры, м 0,015*0,015 Скорость истечения жидкости, м/с 90 Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе
Интервал 5 Исходные данные.
Месторождение(площадь, ЛУ) Аганское Скважина 245 Интервал бурения, м -от 1700 -до 2700 Глубина залегания подошвы пласта, склонного к гидроразрыву, м 2700 Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0157 Глубина залегания пласта, склонного к проявлению, м 2700 Пластовое давление, Мпа 20,1 Плотность разбуриваемых пород, кг/м3 2180 Максимальный диаметр шлама, м 0,01 Механическая скорость бурения, м/час 10 Средний диаметр ствола скважины, м 0,235 Секции бурильной колонны УБТ Длина секции, м 25 Наружный диаметр, мм 178 Внутренний диаметр, мм 80 СБТ Длина секции, м 549,1 Наружный диаметр, мм 127 Внутренний диаметр, мм 108,62 ЛБТ Длина секции,м 2100 Наружный диаметр, мм 147 Внутренний диаметр, мм 125 Длина турбобура, м 25,9 НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА Стояк, мм 168 Диаметр проходного сечения,мм бурового рукава 102 вертлюга 75 ведущей трубы 101 ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА Плотность, кг/м3 1040 Динамическая вязкость, Па с 0,0083 Динамическое напряжение сдвига, Па 1,84 Буровой насос У8-7М Количество одновременно работающих насосов, шт. 2 Диаметр цилиндровых втулок, м 150 Число двойных ходов поршня в 1 мин 65 Производительность, м3/с 0,042 Развиваемое давление, Мпа 27,2 Количество гидромониторных насадок 2 Диаметры, м 0,015*0,015 Скорость истечения жидкости, м/с 90 Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе
|