Проектирование процессов бурения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Исходные данные к проектированию

2. Обработка исходных данных

2.1 Расчет элементов циркуляционной системы для роторного бурения

2.2 Расчет плотности бурового раствора и выбор рационального расхода

3. Расчет потерь давления в циркуляционной системе, соответствующих началу интервала бурения

3.1 Потери давления в трубах

3.2 Потери давления в затрубном пространстве

3.3 Потери давления в затрубном пространстве за замками (муфтами)

3.4 Расчет потерь давления в обвязке и давления на насосах

3.5 Расчет эффективности гидромониторной промывки

3.6 Построение эпюры полных давлений для начала бурения

4. Расчет потерь давления в циркуляционной системе, соответствующих концу интервала бурения

4.1 Давление на насосах

4.2 Расчет эффективности гидромониторной промывки

4.3 Построение эпюры полных давлений для конца бурения

5. Гидродинамические расчеты подъема колонны труб из скважины

Список литературы

Приложения

1. Гидравлическая программа промывки скважины

2. Программа расчета гидравлических потерь в MS Excel



Введение

скважина гидродинамический циркуляционный бурение

Бурение всегда связано с прокачкой жидкости через циркуляционную систему скважины, так называемой “промывкой”, что, в свою очередь, требует определения ожидаемых давлений на насосах, потерь давления на отдельных участках циркуляционной системы и еще многого другого.

Первый опыт самостоятельного выполнения гидравлических и гидродинамических расчетов в бурении студенты (независимо от форм обучения) получают при выполнении курсовой работы по дисциплине “Гидроаэромеханика бурения и крепления скважин”.

Спускоподъемные операции с бурильными, обсадными и насосно-компрессорными трубами всегда сопровождаются изменением давления в скважине. Пределы изменения этого давления диктуются условиями бурения, поэтому определение допустимых скоростей движения колонн является важнейшей частью гидродинамических расчетов в бурении.

Гидравлические расчеты выполняются при моделировании процессов проявления из скважин (при нефте-, газо-, водопроявлениях). Совершенно невозможно обойтись без гидравлических расчетов при проектировании режима глушения фонтанирующей скважины, когда необходимо выбрать оптимальный режим закачки, не допуская превышения допустимых внутренних давлений на обсадные колонны при сохранении избыточного давления на проявляющий пласт на всех этапах глушения.

Результаты гидравлических расчетов нужны и при прочностных расчетах бурильных и обсадных колонн.

Без выполнения гидравлических расчетов невозможно составить оптимальную программу цементирования обсадной колонны.

Данная курсовая работа состоит из двух частей. В первой составляется программа промывки для некоторого интервала бурения. Во второй - гидродинамические расчеты для заданной глубины расположения долота в скважине.

1. Исходные данные к проектированию

Исходные данные к курсовому проектированию выбираются согласно Приложений 4 - 6 [1]. Первая буква фамилии - Х, последняя цифра зачетной книжки - 6. Таким образом, вариант - 3/10. В данном случае 3 - вариант задания по расчету промывки скважины, 10 - вариант реологических параметров буровой промывочной жидкости.

Таблица 1.1

Исходные данные к курсовому проектированию

№	Наименование	Обозначение	Размерность	Величина
1	Глубина начала бурения	Lн	м	2750
2	Глубина конца бурения	Lк	м	3300
3	Способ бурения	РОТОРНЫЙ
4	Описание линейных размеров скважины для максимальной глубины Lк: -глубина конца 1-го участка -глубина конца 2-го участка -диаметр скважины на 1-м участке -диаметр скважины на 2-м участке	l1 l2	м м	750 3300
		D1 D2	мм мм	302 295,3
5	Описание линейных размеров колонны труб при глубине Lк (снизу вверх) по секциям: - длина 1-й секции (Приложение 4) - длина 2-й секции	h1 h2	м м	220 3080
	- тип, код труб 1-й секции (Приложение 9) - тип, код труб 2-й секции (Приложение 9)	УБТИ, 19 IEU, 33
6	Код забойного двигателя (Приложение 10)	-
7	Типоразмер долота	III 295,3
8	Код насосного агрегата (Приложение 4)	3 (НБТ-600)
9	Тип привода насосных агрегатов (Приложение 4)	дизельный
10	Количество установленных насосов	2
11	Код обвязки насосов (манифольда)	2 (Аобв = 5•105 Па•с2/(кг•м3))
12	Параметры бурового раствора: - плотность - динамическое напряжение сдвига - структурная (динамическая) вязкость	с ф0 з	кг/м3 Па Па•с	1160 8 0,022
13	Технологические и технические ограничения: - число одновременно работающих насосов - предельно допустимое давление на насосах - рекомендуемая подача насосов - максимально допустимая подача насосов - минимально допустимая подача насосов - предельно допустимые потери давления в заколонном пространстве	pдоп Qрц Qmax Qmin pк.доп	МПа дм3/с дм3/с дм3/с МПа	2 15,5 41,1 - - 1,8
14	Сведения о слабом пласте: - глубина расположения кровли - давление гидроразрыва	Lсл ргр	м МПа	2700 35
15	Сведения о проявляющем (напорном) пласте: - глубина кровли пласта - пластовое давление	Lпл рпл	м МПа	3220 34,8

В соответствии с [1, Приложения 9, 11, 12 и 14] выпишем необходимые для дальнейшего расчета характеристики бурильных труб, насосного агрегата и гидравлической характеристики обвязки насосного агрегата.

Таблица 1.2

Насосный агрегат НБТ-600 и его технологические характеристики

Шифр насоса	Диаметр цилиндровых втулок, мм
	Импортные	184	177	171	165	158	152
	Отечественные	180	170	160	150	140	130	120
НБТ-600, код 3	QТ*103, м3/с	43,1 - 28,8	38,3 -24,8	33,9 - 22	29,8 -18,7	26 - 16,9	22,3 -14,4	19,1 -12,4
	Qф=QT**103, м3/с	40,9 -27,4	36,4 - 20,5	32,2 - 20,9	28,3 - 17,8	21,5 - 16,1	21,2 - 13,7	18,1 -11,8
	рв.доп, МПа	11,3	12,7	14,3	16,2	18,7	21,6	25

Примечание: - коэффициент наполнения насосов. Для плотности < 1200 кг/м³ и глубины > 2500 м имеем в = 0,95 [1, стр. 57].



Таблица 1.3

Гидравлическая характеристика обвязки насосного агрегата

Класс насосного агрегата	Максимальная грузоподъемность буровой установки, кН	Показатель гидравлических сопротивлений Аобв, Па*с2/(кг*м3)	Кодовое обозначение
Буровые насосы	1000…1600	5*105	2

Таблица 1.4

Характеристика труб

Шифр трубы	Диаметр наружный dн, мм	Диаметр замка (муфты) dм, мм	Толщина стенки , мм	Длина трубы lo,м	Длина замка (муфты) lм,м	Коэф - т учета потерь в замке Км	Код
УБТИ	228,6	228,6	78,6	9	0	1,05	19
IEU	139,7	177,8	10,54	12,5	0,45	1,56	33

Внутренний диаметр труб УБТИ: d_в = d_н - 2?д = 0,2286 - 2•0,0786 = 0,0714 м.

Внутренний диаметр труб IEU: d_в = d_н - 2?д = 0,1397 - 2•0,01054 = 0,11862 м.



2. Обработка исходных данных

2.1 Расчет элементов циркуляционной системы для роторного бурения

Расчетным элементом скважины считается участок скважины, в пределах которого геометрические характеристики скважины и бурильных труб неизменны.

На рис. 2.1 показаны две расчетные ситуации, соответствующие началу и концу бурения. Глубина обсаженной части 750 м.

L_н = 2750 м - начальная глубина бурения; L_к = 3300 м - конечная глубина бурения. Описание скважины: l₁ = 750 м - глубина конца обсаженной части скважины; l₂ = 2750 м - глубина конца очередного участка скважины с постоянным диаметром ствола в начале бурения; l₂ = 3300 м - глубина конца очередного участка скважины с постоянным диаметром ствола в конце бурения. Бурильная колонна состоит из двух секций бурильных труб с длинами h₁ = h_УБТ = 220 м и h₂. Длины первой секции бурильных труб одни и те же на глубинах L_н и L_к, а длины второй секции для глубин бурения 2750 м и 3300 м равны:

h₂ = L_н - h₁ = 2750 - 220 = 2530 м;

h₂ = L_к - h₁ = 3300 - 220 = 3080 м.

Длины необсаженной части второй секции бурильных труб для глубин бурения 2750 м и 3300 м равны:

е₂ = h₂ - l₁ = 2530 - 750 = 1780 м;

е₂ = h₂ - l₁ = 3080 - 750 = 2330 м.



Рис. 2.1 Расчет величин е_i при промывке скважины на глубинах L_н и L_к

2.2 Расчет плотности бурового раствора и выбор рационального расхода

Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности [2, п. 2.7.3], плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину не менее 10% для скважин глубиной до 1200 м и 5% для скважин большей глубины.

Вычислим требуемую плотность бурового раствора из условия недопущения проявлений из напорного пласта:

,

где к_б - коэффициент безопасности, определяемый из табл. 2.1;

Р_пл - пластовое давление в кровле напорного пласта, МПа;

L_пл - глубина кровли напорного пласта, м.

Таблица 2.1

Нормативные значения к_a

Глубина пласта, м	Коэффициент безопасности кб
<1200	1,10
1200	1,05

Расчетная плотность равна:

Принимаем минимальную плотность с = 1160 кг/м³

Выберем технологически необходимый расход Q_рц исходя из следующих условий:

1. Из условия очистки забоя:

;

.

Здесь q - удельный расход бурового раствора на единицу площади забоя, рекомендуется принимать в пределах 0,50…0,67 (м³/с)/м²; F_д - площадь забоя, м².

Примем q = 0,6 (м³/с)/м². Тогда расход:

.

Примем Q₁ = 41,1 л/с.

2. Из условия подъема выбуренной породы:

;

.

Здесь v_к - скорость подъема бурового раствора в затрубном пространстве, м/с. Опыт бурения показывает, что в большинстве случаев вынос выбуренной породы вполне обеспечивается, если средняя скорость восходящего потока v_к находится в пределах 0,3…0,7 м/с. С увеличением зазоров скорости уменьшаются. F_к - площадь затрубного пространства (наибольшая), м². Примем v_к = 0,5 м/с.

.

Примем Q₂ = 26,6 л/с.

В приложении 15 [1] для долот диаметра 295,3 мм дан рекомендуемый диапазон расходов: Q₃ = 36,0 - 42,0 л/с.

Величину Q_рц принимаем равной наибольшему из расчетных значений Q.

.

Принимаем рациональный расход Q_рц = 41,1 л/с.



3. Расчет потерь давления в циркуляционной системе, соответствующих началу интервала бурения

3.1 Потери давления в трубах

Потери давления в трубах при движении вязко - пластичной жидкости считаем в соответствии с алгоритмом, представленным в Приложении 3 (Лист 1, стр. 30) [1].

Критерий Хедстрема для потока в трубе:

,

где ₀ - динамическое напряжение сдвига, Па; d_В - внутренний диаметр труб (см. табл. 1.4); - плотность бурового раствора, кг/м³; - структурная (динамическая) вязкость, Па*с.

Параметр (критерий) Рейнольдса для потока в трубе, критический:

.

Критическая скорость движения жидкости в трубах:

.

Критический расход в трубах:

.

Подставив численные значения переменных в вышеуказанные формулы имеем:

· для утяжеленных бурильных труб УБТИ (₁).

;

;

;

.

· для бурильных труб IEU (h₂).

;

;

;

.

Поскольку для УБТИ Q_В.КР1 < Q, то режим движения жидкости - турбулентный и потери давления внутри труб находятся по формулам, приведенным ниже.

Средняя скорость движения жидкости в трубах:

м/с.

Параметр (критерий) Рейнольдса для потока в трубе:

.

Критерий Сен-Венана - Ильюшина (для трубы):

.

Критерий Рейнольдса (приведенный) для трубы при течении вязко-пластичной жидкости:

.

Коэффициент гидравлического сопротивления:

.

Потери давления в трубе:

.

Аналогично, потери давления в IEU (Q_В.КР2 < Q, режим - турбулентный):

м/с;

;

;

;

;

.

3.2 Потери давления в затрубном пространстве

Потери давления в затрубном пространстве при движении вязко-пластичной жидкости считаем в соответствии с алгоритмом, представленным в Приложении 3 (Лист 2, стр. 31) [1].

Критическая скорость движения жидкости в затрубном пространстве:

.

Критический расход в затрубном пространстве за трубами:

,

где D - диаметр скважины, м; d_Н - наружный диаметр трубы, м.

· Критический расход на участке УБТИ (₁):

л/с.

· Критический расход на открытом (необсаженном) участке бурильных труб IEU (₂):

л/с.

· Критический расход на обсаженном участке скважины (₃):

л/с.

Так как на всех участках Q_К.КР > Q, то режим движения жидкости на всех участках структурный, и потери давления рассчитываются по следующей формуле:

.

Подставляя численные значения переменных, получаем:

· Потери давления на участке УБТИ (₁):

.

· Потери давления на открытом (необсаженном) участке бурильных труб (₂):

.

· Потери давления в затрубном пространстве на обсаженном участке скважины (₃):



3.3 Потери давления в затрубном пространстве за замками (муфтами)

Потери давления в затрубном пространстве за замками (муфтами) при движении вязко-пластичной жидкости считаем в соответствии с алгоритмом, представленным в Приложении 3 (Лист 3, стр. 32) [1]. Потери давления за замками (муфтами) УБТИ не считаем ввиду их отсутствия (см. табл. 1.4).

Критическая скорость движения жидкости в затрубном пространстве за замками (муфтами):

.

Критический расход в затрубном пространстве за замками (муфтами):

,

где d_М - диаметр муфты (замка), м.

· Критический расход на открытом (необсаженном) участке бурильных труб (₂):

л/с.

· Критический расход в затрубном пространстве за замками (муфтами) на обсаженном участке скважины (₃):

л/с.

Местные потери давления в заколонном пространстве за замками (муфтами):

.

· Местные потери давления на открытом (необсаженном) участке бурильных труб (₂):

.

· Местные потери давления в затрубном пространстве за замками (муфтами) на обсаженном участке скважины (₃):

Так как на обоих участках Q_КМ.КР > Q, то режим движения жидкости - структурный и потери давления за замками (муфтами) рассчитываются по следующей формуле:

,

где l₀ - длина трубы, м; l_М - длина муфты (замка), м.

· Потери давления на открытом (необсаженном) участке бурильных труб (₂):

· Потери давления в затрубном пространстве за замками (муфтами) на обсаженном участке скважины (₃):

3.4 Расчет потерь давления в обвязке и давления на насосах

Определим потери в обвязке, считая режим движения жидкости в обвязке - турбулентным.

Суммарные потери внутри труб:

P_в = P_в1 + P_в2 = 4,1 + 6,5 = 10,6 МПа.

Суммарные потери в заколонном пространстве:

P_к = P_к1 + P_к2 + P_к3 + P_км1 + P_км2 + P_км3 = 0,19 + 0,53 + 0,21 + 0 + 0,026 + 0,01 = 0,97 МПа.

Суммарные потери:

P_п = P_в + P_к = 10,6 + 0,97 = 11,57 МПа.

Предварительно вычислим перепад давления на долоте. Для диаметра долота 295,3 мм имеем f_д = 21,0*10^-4 м². Приняв м_д = 0,85, получим:

Сумма потерь и перепадов давления в циркуляционной системе:

P_нр = P_обв + P_п + P_д = 0,98 + 11,57 + 0,31 = 12,9 Мпа.

Суммарные потери и перепады давления в циркуляционной системе удовлетворяют условию P_нр = 12,9 МПа < P_доп =15,5 Мпа и потери давления в заколонном пространстве удовлетворяют условию P_к = 0,97 МПа <

P_{к доп} = 1,8 МПа.

Прежде чем приступить к реализации резерва давления на гидромониторных насадках долота, выберем цилиндровые втулки насосов. В соответствии с табл. 1.2, расход Q_рц = 41,1 л/с можно реализовать на 2 насосах НБТ - 600 на втулках 130 мм с коэффициентом наполнения = 0,95 и дизельном приводе насоса. При этом допустимое давление на насосе для втулок данного диаметра составит 21,6 МПа (0,9*Р_ВТ = 19,4 МПа), что больше Р_доп = 15,5 МПа.

Окончательно принимаем подачу раствора Q = 41,1 л/с, предельное давление на насосе Р_пред = 15,5 МПа.

Необходимо снизить число двойных ходов на насосе от номинального значения n_ном до какого-то значения n_р. Из пропорции:

n_ном - 21,2

n_р - 20,55

.

На каждом насосе принимаем число двойных ходов n = 63.

Видно, что имеется недоиспользование давления, иначе говоря, имеется резерв давления:

.

Далее выберем диаметры насадок, использование которых обеспечит реализацию этого резерва в качестве перепада давления на долоте (р_д = р_рез = 2,95 МПа).

Суммарная площадь сечения отверстий насадок равна:

Согласно приложению 17 [1] подбираем следующий ближайший вариант сочетания насадок: 15,88 - 15,88 - 15,88 с f^*_д = 5,942*10^-4 м².Т.к. диаметр долота равен 295,3 мм, то диаметр подводящего канала 28 мм. При таком диаметре коэффициент расхода промывочного узла долота м_д = 0,963.

Фактический перепад давления на долоте:

Уточненное давление на насосах:

3.5 Расчет эффективности гидромониторной промывки

Эффективность гидромониторной промывки будем оценивать с помощью критерия гидромониторной промывки J, представленного в разд. 2.3 [1].

Критерий интенсивности гидромониторной промывки J будем рассчитывать для двух случаев: для теоретического диаметра насадок и для стандартной насадки максимального диаметра.

· Критерий J для теоретического диаметра насадок.

Диаметр отверстий равноразмерных насадок равен:

Расстояние от насадки до забоя примем равным l_c = 150 мм. Тогда относительная длина струи . Осевое давление струи р_ос для равноразмерных насадок равно:

Считаем, что в пределах интервала бурения градиент пластового давления неизменен, тогда:

Дифференциальное давление равно:

Критерий J равен:

Вывод: Т. к. критерий интенсивности гидромониторной промывки равен J<0, то не целесообразно использовать большее давление на долоте, потому что оно не приводит к необходимому эффекту.

Для насадки максимального диаметра не вычисляем, так как он совпадает с диаметром теоретической насадки.

Вычислим эквивалентную плотность для глубины L_н:

Гидростатическое давление столба раствора для глубины L_н:

Скорость истечения раствора из насадок долота:

.



3.6 Построение эпюры полных давлений для начала бурения

Эпюра представлена на рис. 3.1. При построении эпюр распределения давлений в скважине принимается, что давление в заколонном пространстве на устье открытой скважины равно нулю. Поэтому построение эпюр начинаем от заколонного пространства у устья. Проводим прямую гидростатического давления бурового раствора в скважине до глубины начала бурения (2750м) - точка A. Обозначаем пересечение прямой гидростатического давления с глубиной обсаженной части точкой a. На этой глубине вправо откладываем отрезок, равный потерям в заколонном пространстве за трубами и замками (р_к3+р_км3). Получаем точку b. Отрезок 0 - b показывает распределение давлений в затрубном пространстве до глубины обсаженной части. От точки b проводим линию, параллельную гидростатике до начала глубины бурения, на пересечении с линией второго интервала получаем точку b^/. Далее откладываем вправо отрезок, равный (р_к2+р_км2) - точка c. Аналогично проводим построения до забоя. Длиной долота пренебрегаем ввиду малости. Тогда от точки d откладываем отрезок, равный р_д - точка e. Проводим e - e^/ - параллельно линии гидростатики. От точки k откладываем вправо потери внутри УБТИ р_в1 - точка m. Далее проводим линию параллельно гидростатике до устья. От точки m^/ откладываем потери в бурильных трубах - точка n. Наконец, от нее откладываем потери в обвязке и получаем отрезок 0 - P, соответствующий давлению на насосах.

В эпюрах приняты следующие обозначения:

ОA - линия гидростатического давления столба бурового раствора; О-b^/, b - c^/, e - e^/, m - m^/- линии, параллельные линии ОA; a - b -потери давления в заколонном пространстве в обсаженной части IEU; b^/ - c -потери давления в заколонном пространстве в необсаженной части IEU; c^/ - d - потери давления в заколонном пространстве за УБТИ; d - e - потери в долоте; k - m - потери давления внутри УБТИ; m^/ - n - потери внутри IEU; n - P потери в обвязке; Ad - отрезок, равный потерям в затрубном пространстве; e^/n - отрезок, равный потерям внутри труб. Отрезок О - P равен давлению на насосах.

Точка q соответствует давлению гидроразрыва слабого пласта (Р_гр = 35 МПа) на глубине залегания слабого пласта (L_сл = 2700 м). Из эпюры для начала бурения видно, что давление бурового раствора в затрубном пространстве меньше давления гидроразрыва для начала бурения. Следовательно, гидроразрыва пласта не будет.



4. Расчет потерь давления в циркуляционной системе, соответствующих концу интервала бурения

4.1 Давление на насосах

Для конца интервала бурения задаем тот же расход, что и для начала интервала бурения Q = 41,1 л/с (2 насоса на втулках 130 мм).

Потери давления для конца бурения считаем по составленной программе. Результаты расчета сведены в табл. 4.1- 4.3.

Таблица 4.1

Потери давления в трубах (Q = 41,1 л/с)

№ элементов	Промежуточные расчетные параметры	РВ, МПа
	НеВ.КР	ReВ.КР	VВ.КР, м/с	QВ.КР, л/с	Режим движения	VВ, м/с	ReВ	SenВ	ReВ*
1	97746	7822	2,08	8,3	турб.	10,27	38664	2,53	27203	0,021	4,1
2-3	269785	12411	1,98	21,9	турб.	3,72	23273	11,59	7937	0,024	7,3

Таблица 4.2

Потери давления в затрубном пространстве (Q = 41,1 л/с)

№ элементов	Промежуточные расчетные параметры	РК, МПа
	VК.КР, м/с	QК.КР, л/с	Режим движения
1	2,08	57	структурный	0,19
2	2,08	110	структурный	0,59
3	2,08	117	структурный	0,2

Таблица 4.3

Потери давления в заколонном пространстве за замками (муфтами) (Q = 41,1 л/с)

№ элементов	Промежуточные расчетные параметры	РКМ, МПа
	VКМ.КР, м/с	QКМ.КР, л/с	РКММ, Па	Режим движения
1	-	-	-	структурный	-
2	2,08	91	58	структурный	0,03
3	2,08	97	47	структурный	0,01

Потери давления в обвязке буровых насосов (манифольде):

Потери давления в трубах:

Потери давления в затрубном пространстве:

Суммарные потери:

Предварительный перепад давления на долоте:

Тогда предварительно сумма потерь и перепадов давлений в циркуляционной системе (по расходу Q = 41,1 л/с):

Видно, что Р_нр < Р_доп (13,69 МПа < 15,5 МПа) - условие выполняется и P_к = 1,12 МПа < P_{к доп} = 1,8 МПа.

Видно, что имеется недоиспользование давления, иначе говоря, имеется резерв давления:

Далее выберем диаметры насадок, использование которых обеспечит реализацию этого резерва в качестве перепада давления на долоте (р_д = р_рез = 2,12 МПа).

Суммарная площадь сечения отверстий насадок равна:

Согласно приложению 17 [1] подбираем следующий ближайший вариант сочетания насадок: 17,45 - 17,45 - 17,45 с f^*_д = 7,175*10^-4 м².Т.к. диаметр долота равен 295,3 мм, то диаметр подводящего канала 28 мм. При таком диаметре коэффициент расхода промывочного узла долота м_д = 0,954.

Фактический перепад давления на долоте:

Уточненное давление на насосах:



4.2 Расчет эффективности гидромониторной промывки

Эффективность гидромониторной промывки будем оценивать с помощью критерия гидромониторной промывки J, представленного в разд. 2.3 [1].

Критерий интенсивности гидромониторной промывки J будем рассчитывать для двух случаев: для теоретического диаметра насадок и для стандартной насадки максимального диаметра.

· Критерий J для теоретического диаметра насадок.

Диаметр отверстий равноразмерных насадок равен:

Расстояние от насадки до забоя примем равным l_c = 150 мм. Тогда относительная длина струи . Осевое давление струи р_ос для равноразмерных насадок равно:

Считаем, что в пределах интервала бурения градиент пластового давления неизменен, тогда:

.

Дифференциальное давление равно:

.

Критерий J равен:

.

Вывод: Т. к. критерий интенсивности гидромониторной промывки равен J<0, то не целесообразно использовать большее давление на долоте, потому что оно не приводит к необходимому эффекту.

Для насадки максимального диаметра не вычисляем, так как он совпадает с диаметром теоретической насадки.

Вычислим эквивалентную плотность для глубины L_к:

Гидростатическое давление столба раствора для глубины L_к:

Скорость истечения раствора из насадок долота:

.



4.3 Построение эпюры полных давлений для конца бурения

Эпюра представлена на рис. 4.1. При построении эпюры давлений в трубах и затрубном пространстве для конца интервала бурения использовались правила построения, приведенные выше (см. п. 3.6).

Точка q соответствует давлению гидроразрыва слабого пласта (Р_гр = 35 МПа) на глубине залегания слабого пласта (L_сл = 2700 м). Из эпюры для конца бурения видно, что давление бурового раствора в затрубном пространстве меньше давления гидроразрыва для конца бурения. Следовательно, гидроразрыва пласта не будет.



5. Гидродинамические расчеты подъема колонны труб из скважины

С целью упрощения задачи принимается, что полость труб закрыта, и потому буровая промывочная жидкость не может заполнять трубы при спуске и вытекать из нее при подъеме, предполагается, что движение колонны равномерное. Это значит, что расчетные значения долблений будут несколько завышены против фактических, а расчетные допустимые скорости движения, наоборот, занижены, что создает "запас безопасности" в расчетах допустимых скоростей движения. Предполагается, что скважина пробурена до глубины конца интервала бурения L_к. Иначе говоря, скважина имеет забой на глубине L_к, а долото при спуске или подъеме находится на некоторой глубине L_ин отличающейся от L_к только в меньшую сторону.

На пласт действует давление, создаваемое только той частью колонны, которая расположена в момент движения выше этого пласта.

По первой букве фамилии Х и последней цифре зачетной книжки - 6 выбираем из Приложения 7 [1, стр. 44] номер варианта - 6.

Из Приложения 8 [1, с.45] следует, что вид технологической операции - подъем. Соотношение длины колонны L_ин в скважине к глубине забоя L_к (в расчетный момент времени проведения операции) L_ин= 2L_к / 3 = 2200 м. Таким образом напорный и слабый пласты находятся по отношению к бурильной колонне ниже долота (L_сл > L_ин ; L_пл > L_ин).

В случае подъёма инструмента, гидростатическое давление столба бурового раствора уменьшается на величину гидродинамического давления, создаваемого частью колонны, расположенной выше проявляющего пласта.

Таким образом, в расчетах учитывается вся колонна инструмента длиной 2200 м (долото на глубине L_ин = 2L_к / 3 = 2200 м).

Схема к расчету допустимой скорости подъема представлена на рис. 5.1.

В соответствии с рис. 5.1, имеем три элемента. Их длины:



е₁ = 220 м (УБТИ);

е₂ = 2200 - 750 - 220 = 1230 м (IEU в необсаженной части скважины);

е₃ = 750 м (IEU в обсаженной части скважины).

Рис. 5.1 Схема к расчету допустимой скорости подъема инструмента

При заданной постоянной скорости u_m подъема колонны вначале для каждого элемента вычисляем эквивалентный расход в заколонном пространстве Q_э по следующей формуле:

.

Задаем скорость подъема сначала произвольно. Принимаем u_m = 1 м/с.

· Для УБТИ (₁):

· Для необсаженной части IEU (₂):

· Для обсаженной части IEU (₃):

Вычислим на тех же элементах эквивалентные расходы при движении в заколонном пространстве за замками.

· Для необсаженной части IEU (₂):

· Для обсаженной части IEU (₃):

Подставляя полученные расходы в составленную программу расчета потерь давления, при длинах элементов ₁, ₂ и _3, получим значения гидродинамических давлений при подъеме инструмента для каждого участка (табл. 5.1).

Таблица 5.1

Гидродинамические давления на участках

Интервал, м	Наименование участка	Эквивалентный расход, л/с	Гидродинамическое давление Ргд.i, МПа
		Qэкв	Qмэкв	в затрубном пространстве	за замками (муфтами)
2200-1980	1	53,49	-	0,82	-
1980-750	2	35,33	42,83	0,58	0,018
750-0	3	36,33	43,96	0,33	0,01

Тогда общее гидродинамическое давление:

.

При подъеме инструмента со скоростью u_m на напорный пласт действует давление:

Это давление больше пластового давления (Р_пл = 34,8 МПа), поэтому при данной, произвольно выбранной скорости подъема инструмента, не будет проявления.

Вычислим резерв давления на проявляющий напорный пласт, кровля которого располагается на глубине L_пл при подъеме инструмента со скоростью u_m:

Для определения допустимой скорости подъема вычислим сначала коэффициент с:

.

Искомая скорость равна:

.

.

Эквивалентная плотность для напорного пласта при подъеме с предельно допустимой скоростью:

.



Список литературы

1. Осипов П.Ф. Гидравлические и гидродинамические расчеты при бурении скважин: Учебное пособие/ П.Ф. Осипов. Ухта: УГТУ, 2004. 71 с.

2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 (утв. Госгортехнадзором России, постановление №56 от 05.06.03). М, 2003.

3. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. М.: Недра, 1987.

4. Осипов П.Ф. Гидроаэромеханика бурения и крепления скважин. Части IIII. 2003. 165 с.



Приложение 1 Гидравлическая программа промывки скважины

Параметры промывки	Интервал бурения, м
	от 2750	до 3300
Режим работы насосов: - подача насосов • 103, м3/с - число насосов - диаметр цилиндровых втулок, мм	41,1	41,1
	2	2
	130	130
Промывочная система долота: - число насадок - диаметры отверстий насадок, мм - суммарная площадь сечения, см2	3 15,88-15,88-15,88 5,942	3 17,45-17,45-17,45 7,175
Давления в циркуляционной системе в МПа: - давление на насосах - потери давления в обвязке - потери давления в трубах - потери давления в заколонном пространстве - суммарные потери давления (без долота) - перепад давления на долоте - гидростатическое давление - дифференциальное давление на забой при промывке (без учета давления струи)	15,49 0,98 10,6 0,97 11,57 2,94 31,29 2,54	15,47 0,98 11,4 1,02 12,4 2,09 37,55 2,93
Эквивалентная плотность при промывке, кг/м3	1200	1200
Скорость истечения раствора из насадок долота, м/с	69,2	57,28

Приложение 2 программа расчета гидравлических потерь в MS Excel

Размещено на Allbest.ru