Курсовая работа: Бурение на равновесии

- диаметр скважины с учетом кавернозности, м;

- наружный диаметр УБТ, ТБПК, ВЗД, м.

В кольцевом пространстве между скважиной и УБТ:

В кольцевом пространстве между скважиной и ТБПК:

В кольцевом пространстве между скважиной и ВЗД:

Вычисляем действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле:

[2; с. 38]

где: б.р - плотность бурового раствора, кг/м3;

Qн - подача насоса, м3/с;

dc - диаметр скважины с учетом кавернозности, м;

dн - наружный диаметр УБТ, ТБПК, ВЗД, м;

? - пластическая вязкость, Па*с.

В кольцевом пространстве между скважиной и УБТ:

В кольцевом пространстве между скважиной и ТБПК:

В кольцевом пространстве между скважиной и ВЗД:

Если в кольцевом пространстве действительные числа <, то движение жидкости в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме.

Определим числа Сен-Венана по формуле:

где: - динамическое напряжение сдвига, Па;

dc - диаметр скважины с учетом кавернозности, м;

dн - наружный диаметр УБТ, ТБПК, ВЗД, м;

Qн - подача насоса, м3/с;

? - пластическая вязкость, Па*с.

В кольцевом пространстве между скважиной и УБТ:

В кольцевом пространстве между скважиной и ТБПК:

В кольцевом пространстве между скважиной и ВЗД:

Рисунок 2.6.1 - Зависимость безразмерного коэффициентам кп от числа Сен-Венана-Ильюшина: 1 - для труб; 2 - для соосного кольцевого пространства.

По кривой 2 (рис. 2.6.1) определяем параметр : для течения жидкости в кольцевом пространстве за УБТ к.п= 0,48; за ТБПК = 0,66; за ВЗД = 0,54.

Потери давления по длине кольцевого пространства определяются по формуле:

ДPкп = [2; с.39]

где: - динамическое напряжение сдвига, Па;

dc - диаметр скважины с учетом кавернозности, м;

dн - наружный диаметр УБТ, ТБПК, ВЗД, м;

l - длина УБТ, ТБПК, ВЗД, м.

В кольцевом пространстве между скважиной и УБТ:

ДPкп

В кольцевом пространстве между скважиной и ТБПК:

ДPкп

В кольцевом пространстве между скважиной и ВЗД:

ДPкп

Общие потери в кольцевом пространстве:

У(= 0,022 + 1,53 + 0,0087 = 1,56 МПа

Определим максимальную критическую плотность при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов слагающих разбуриваемый интервал по формуле:

где: Pгрп - давление гидроразрыва наиболее слабого из пластов, МПа; Pгрп = 44,85 МПа;

??Pкп - суммарные потери в кольцевом пространстве, МПа;

п - плотность пород слагающих интервал, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2, g = 9,8 м/с2;

Lп - глубина залегания подошвы пласта с наименьшим Pгрп, м;

Lп = 2236 м;

- содержание жидкости в шламожидкостном потоке, определяется по формуле:

где: Qн - подача насоса, м3/с;

- механическая скорость бурения, м/с;

dc - диаметр скважины с учетом кавернозности, м.

Тогда:

Так как полученное значение скр больше принятого с = 1000 кг/м3,то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

2.6.2 Расчет потерь давления в трубном пространстве

Потери давления в бурильной колонне складываются из потерь давления в гладкой части бурильных труб, потерь давления в утяжеленных бурильных трубах и дополнительных потерь давления в замковых (и муфтовых) соединениях.

Потерями давления в замковых соединениях пренебрегаем.

Для определения потери давления внутри бурильных труб необходимо определить значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

[2; с. 23]

где: He - число Хедстрема, которое определяется из выражения:

[2; с. 23]

где: - пластическая вязкость промывочной жидкости, Па*с;

- динамическое напряжение сдвига, Па;

- диаметр скважины с учетом кавернозности, м;

- внутренний диаметр УБТ, ТБПК, м.

В бурильных трубах:

В УБТ:

Вычислим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в трубах по формуле:

[2; с. 38]

где: б.р - плотность бурового раствора, кг/м3;

Qн - подача насоса, м3/с;

dв - внутренний диаметр УБТ, ТБПК, м;

? - пластическая вязкость, Па*с.

В бурильных трубах:

В УБТ:

Так как >, то движение жидкости в бурильной колонне происходит при турбулентном режиме и потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

где: коэффициент гидравлических сопротивлений трубопровода;

l - длина УБТ, ТБПК, м;

плотность промывочной жидкости кг/м3;

средняя скорость течения жидкости, м/с;

dвн - внутренний диаметр УБТ, ТБПК, м.

где: к - шероховатость стенок равная 3·10-4;

dвн - внудренний диаметр УБТ, ТБПК, м;

Reтр - число Рейнольдса при течении жидкости в трубах.

Средняя скорость течения жидкости определяется из выражения:

где: Qн - подача насоса, м3/с;

- внутрненнй диаметр УБТ, ТБПК, м.

В ТБПК:

В УБТ:

Общие потери давления внутри бурильной колонны:

Местными потерями давления в приваренных концах ТБПК пренебрегаем.

2.6.3 Расчет потерь давления в наземной обвязке

, [ 2; с. 40]

где: бс - коэффициент гидравлического сопротивления стояка;

бш - коэффициент гидравлического сопротивления бурового рукава;

бв - коэффициент гидравлического сопротивления вертлюга;

бк - коэффициент гидравлического сопротивления ведущей трубы;

с - плотность бурового раствора, кг/м3;

Qн - расход промывочной жидкости, кг/м3.

Диаметр стояка 140 мм; =1,1·105 м-4;

диаметр бурового рукава 90 мм; = 0,52·105 м-4;

диаметр вертлюга 90 мм; =0,44·105 м-4;

диаметр ведущей трубы 155 мм; =0,40·105 м-4.

Суммарные потери давления в элементах циркуляционной обвязки:

где: - коэффициентов гидравлических сопротивлений стояка, м;

- коэффициент гидравлических сопротивлений бурового рукава, м;

- коэффициент гидравлических сопротивлений вертлюга, м;

- коэффициентов гидравлических сопротивлений квадрата, м;

- плотность бурового раствора, кг/м3;

- подача насоса, м3/с.

Таблица 2.6.3 - Значения коэффициентов гидравлических сопротивлений различных элементов циркуляционной системы

Перепад давления в ВЗД:

где: Pтабл - перепад давления в забойном двигателе при его работе на технической воде, МПа, Ртабл = 4,2 МПа;

Qтабл - расход технической воды, м3/с, Qс = 0,029 м3/с;

- плотность бурового раствора, кг/м3;

- плотность технической воды, кг/м3, табл = 1000 кг/м3.

Тогда:

Разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости в кольцевом пространстве и трубах ?РГ вычисляется по формуле:

[2; с. 41]

где: L - глубина скважины, м;

- плотность шлама, кг/м3; кг/м3;

- плотность бурового раствора, кг/м3;

- содержание жидкости в шламожидкостном потоке,

Вычислим сумму потерь давлений во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь давлений в долоте по формуле:

где ?pн - потери давления в наземной обвязке;

?pТР - потери давления в бурильных трубах;

?pУБТ - потери давления в УБТ;

?рВЗД - потери давления в ВЗД.

?Ркп(УБТ) - потери давления за УБТ;

?Ркп(ТБПК) - потери давления за ТБПК;

?Ркп(ВЗД) - потери давления за ВЗД.

Рассчитаем резерв давления на долоте:

где: Pн - давление развиваемое насосом, с соответствующей втулкой равное Pн = 24 МПа;

- потери за исключением потерь давлений в долоте, МПа;

b - коэффициент учитывает, что рабочее давление нагнетания насосов должно быть, согласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортного на 20--25 %.

Таким образом расчетное давление на насосе составляет:

2.6.4 Выбор гидромониторных насадок

При использовании гидромониторных долот реализация гидромониторного эффекта достигается лишь при определенной скорости истечения (перепада давления) жидкости из насадок.

Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислим скорость течения жидкости в насадках долота

где: = 0,95 - коэффициент расхода;

?Pр - резерв давления на долоте, МПа;

сб.р - плотность бурового раствора, кг/м3.

Так как и перепад давления , то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Рисунок 2.6.4 - Зависимость утечек через пяту-сальник [1;с.41]

По рисунку 2.6.4 определим утечку Qу в зависимости от полученного значения МПа: Qу = 0,0008 м3/с.

Разность удовлетворяет условиям выноса шлама и очистки забоя, так как 0,0356>0,029 м3/с.

Определяем суммарную площадь гидромониторных насадок по формуле:

где: - расход насоса, м3/с;

- объёмная скорость утечек, м3/с;

- скорость течения жидкости из насадок долота, м/с, принимаем = 80 м/с.

Тогда:

Затем по справочнику [11] выбираются насадки, площадь сечения которых наиболее близка к .

Принимаем 3 насадки диаметром 14 мм.

3. Мероприятия по предупреждению возможных осложнений

1) Интервал 0 - 60 м (обвалы стенок, поглощения)

Конкретные меры предупреждения и прекращения развития обвалов зависят от вида обвалообразований, их интенсивности и технических возможностей, имеющихся химических реагентов.

При обвалообразованиях, обусловленных или усиленных высокой водоотдачей раствора, активным воздействием фильтрата на неустойчивую породу, необходимо добиваться снижения водоотдачи, изменения состава фильтрата путём химической обработки или переходить на промывку другим раствором.

В случае поглощения приготовить вязкую пачку бурового раствора, дообработав исходный буровой раствор бентонитовым глинопорошком через гидроворонку в количестве 50-100 кг на 1 м3 (в зависимости от интенсивности поглощения добавить опилки 20-30 кг/м3). Кольматирующая способность раствора усиливается, а его потери сокращаются за счет включения в рецептуру раствора кольматирующей добавки.

2) Интервал 60-250 м (обвалы стенок, осыпания, поглощения).

Для бурения данного интервала используется пресный глинистый буровой раствор, который применялся при бурении предыдущего интервала (под направление) и применяется при бурении под кондуктор до вскрытия зоны катастрофического поглощения.

При обвалообразованиях, обусловленных или усиленных высокой водоотдачей раствора, активным воздействием фильтрата на неустойчивую породу, необходимо добиваться снижения водоотдачи, изменения состава фильтрата путём химической обработки или переходить на промывку другим раствором.

В случае поглощения приготовить вязкую пачку бурового раствора, дообработав исходный буровой раствор бентонитовым глинопорошком через гидроворонку в количестве 50-100 кг на 1 м3 (в зависимости от интенсивности поглощения добавить опилки 20-30 кг/м3). Кольматирующая способность раствора усиливается, а его потери сокращаются за счет включения в рецептуру раствора кольматирующей добавки.

В случае катастрофического поглощения перейти на бурение с промывкой технической водой с более низкой подачей бурового насоса, с прокачкой вязких (ВУС) пачек перед наращиванием.

Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов производить:

- при нормальных условиях бурения через один час,

- в осложненных условиях через 30 минут.

Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных и неосложненных условиях замерять через каждые 2-3 часа, при выравнивании раствора через 0,5 - 1 час.