книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

4.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ПРОМЫВКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПРИ БУРЕНИИ

ЭЛЕКТРОБУРОМ

(Hydraulic calculation of flushing while electrodrilling)

П р и м е р . Определить потери давления при бу­ рении скважины глубиной Н = 2100 м электробуром Э250-8 при следующихданных: плотность бурового раствора рбр = 1,2г/см3 (1200 кг/м3), расход бурового раствора Q = 30 дм3/с (0,030 м3/с), структурная вязкость раствора т| = 1 - Ю~2 Н • с/м2, динамиче­ ское напряжение сдвига = 8,16 Н/м2. Бурение ведется буриль­ ными трубами ЭБШ диаметром 140 мм с толщиной стенки 8 = 9 мм, долотом Ds = 295,3 мм. Над электробуром установ­ лены УБТ длиной /у = 100 м, диаметром Dy = 203 мм; внутри бурильных труб расположен трехжильный кабель КТШЭ 3x50 мм2, наружный диаметр которого dtl = 45 мм.

Решение

Определение потерь давления в бурильных трубах ЭБШ

Определим режим течения бурового раствора в трубах ЭБШ диаметром 140 мм с кабелем КТШЭ 3x50 мм2 по формуле:

Re =

Л+т0 dr d* 6ьTP

где х>ТР—средняя скорость течения жидкости в бурильных трубах с кабелем.

d — 123 мм = 0,123 м; dK — 45 мм = 0,045 м —диаметр кабеля;

261

Тогда:

Re = 10 1200 -2,92(0,123-0,045) = 6200, 9,811-10-2 +8,16 0,123-0,045

6• 2,92

т. е. режим течения турбулентный.

Определим потери давления в трубах ЭБШ по формуле:

Q2(L -ly)

W (d -dK)\d + dK)2

где Xj-p —коэффициент гидравлических сопротивлений труб ЭБШ с кабелем.

Для турбулентного режима: =0,12/VRe = 0,12/У6200 = 0,0345.

Обозначив: 8,26Xjp

*ТР (d-dK)2{d+dK)2

получим коэффициент потерь давления в трубах ЭБШ диа­

т.е. аТРв трубах с кабелем примерно в 3 раза больше, чем в обычных трубах диаметром 140 мм без кабеля при прочих равных условиях.

П р и м е ч а н и е . В настоящее время для уменьшения гидравлических потерь в бурильных трубах типа ЭБШ применяют двухжильный кабельный токопровод.

Определение потерь давления в УБТ

Определим режим течения бурового раство-

ра в УБТ:

Re = -^Pb.pVTP.yjd ~ dк)

g Л+*о tzA6и *

T P . v

где v>TPr — средняя скорость течения жидкости в УБТ с ка­ белем

262

т. е. режим течения турбулентный.

Определим потери давления в УБТ по формуле:

получим коэффициент потерь давления в трубах УБТ диа­ метром 203 мм с кабелем диаметром 45 мм:

8,26-0,0322 _ , л-5

оHST--------------- :---------------;— 0,768-10

(10,0 - 4,5)3 (10,0 + 4,5)2

Таким образом, коэффициент потерь давления в 203-мм тру­ бах УБТ с кабелем примерно в 3,5 раза больше, чем в тех же УБТ без кабеля при прочих равных условиях.

Определение потерь давления в ведущей трубе

Потери давления в ведущей трубе определяют­ ся аналогично потерям давления в УБТ с кабелем.

263

Ведущую трубу, используемую для электробурения, изго­ товляют с увеличенным проходным сечением, равным 100 мм, независимо от диаметра применяемых ЭБШ. Поэтому в дан­ ном примере коэффициент потерь давления в ведущей тру­ бе будет равен коэффициенту потерь давления в трубах УБТ, т. е. авт — 0,768-10^.

Тогда потери давления в 168-мм ведущей трубе с кабелем:

Рв.т = Q 2aBjh.TPs р>

где 1ВТ — длина ведущей трубы (принимается равной 15— 17 м),

рзэ = 0,768-10‘5-15-1,2-302 = 0,125М7д.

Определение потерь давления в замках ЭБШ

Потери давления в замках ЭБШ диаметром 140 мм с достаточной для практических расчетов точностью можно определить по формуле:

Рв.т = $азРб.p.Q2^/Ijp ,

где а3 —коэффициент потерь давления в замковом соеди­

нении: а3 = 0,22 • 10"5, I — общая длина бурильной колонны, равная 2000 м; 1ТР —длина одной трубы ЭБШ-140: 1ТР = 12,5 м. Тогда:

Рзэ = 1,9МПа.

Определение потерь давления в электробуре

Определим режим течения раствора в элект­

робуре Э250-8:

R e = 1 0 p 6 p v A / ( g ( r i + г 0 <1Л/ 6 у Л) ) ,

где у, — средняя скорость течения жидкости в электро­ буре

v„= 4Q/jtd2„,

4-0,03

о=■11,4 м/с.

3,14-0,0582

Тогда:

10-1200-11,4-0,058

51200,

1Ю -2 + 8Д_6-0,058^

6-11,4 )

264

т. е. режим течения турбулентный. Определим потери давления в электробуре:

п 2.[ P>1=i,26X.n - ^ - j^ - p 6p,

“ э л

где Хг| = 0,08/^Rc --- 0,08/^51200 = 0,0170;

1.ш—длина электробура. Согласно данным табл. 4.4, /м = 13 м. Тогда:

302 13 Рп =8,26-0,0170—-—-—1,2 = 0,233 МПа.

5,85

Получим коэффициент потерь давления в электробуре Э250-8:

а 8,26 0,0170 = 2,15-10-5. 5,8s

П р и м е ч а н и е . Потери и коэффициенты потерь давления в доло­ те, кольцевом пространстве, стояке, манифольде, буровом шланге и вертлю ­ ге при бурении электробуром определяются так же, как при турбинном или роторном способе бурения,

Потери давления в циркуляционной системе равны сумме потерь давления на отдельных участках.

265

Р а з д е л 5

ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ ПО КРЕПЛЕНИЮ СКВАЖИН

(PRACTICAL PROBLEMS UPON WELL CASING AND CEMENTING)

5.1. РАСЧЕТ КОМПОНОВОК ОБСАДНЫХ КОЛОНН

(Casing string calculation)

5.1.1. СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ HA ОБСАДНЫЕ КОЛОННЫ

(Forces act upon casing string)

Обсадные трубы применяются для компоновки шахтовых направлений, кондукторов, промежуточных и экс­ плуатационных колонн. В зависимости от назначения колонны изменяются и условия работы обсадных труб. В наиболее тя­ желых условиях находятся эксплуатационные колонны. При спуске, цементировании и последующей работе в колонне воз­ никает ряд напряжений, главнейшими из которых являются:

1)растяжение от собственного веса;

2)смятие от действия столба промывочной жидкости, нахо­ дящейся в затрубном пространстве, и от давления обваливаю­ щихся горных пород, образующих стенки скважины;

3)внутреннее давление, возникающее при цементировании или фонтанировании скважины;

4)сжатие, возникающее при частичной разгрузке обсад­ ной колонны от растягивающих усилий вследствие установки

еена забой скважины;

5)температурные напряжения, возникающие в эксплуата­ ционной колонне при работе скважины (их действие на колон­ ну регулируется величиной натяжения при обвязке колонн на устье).

Многолетняя практика свидетельствует, что наиболее веро­ ятным видом нарушения прочности обсадных колонн от рас­

267

тягивающих усилий является расстройство муфтовых соеди­ нений обсадных труб.

Помимо перечисленных основных усилий, действующих на обсадную колонну, величина которых может быть с достаточ­ ной точностью определена, в обсадных трубах возникают еще дополнительные напряжения:

1)от расхаживания колонны при прихватах;

2)при резком торможении во время спуска колонны;

3)при изгибе колонны в искривленной скважине;

4)при цементировании колонны и т. д.

Точно определить величину этих дополнительных напря­ жений в настоящее время не представляется возможным, по­ этому их учитывают введением различных коэффициентов за­ паса прочности.

Величины растягивающих усилий и внешнего сминающе­ го давления изменяются по длине эксплуатационной колонны. Страгивающие усилия в момент спуска колонны достигают наибольшего значения в самой верхней трубе (у устья сква­ жины), а наибольшие сминающие давления бывают в нижних трубах (у забоя) в процессе эксплуатации скважины по мере снижения уровня жидкости в колонне. Одновременно на самые нижние трубы, расположенные в фильтровой зоне скважины, может действовать высокое пластовое давление, достигающее значительной величины в процессе эксплуатации (особенно при выносах песка).

Сминающее усилие, определяемое разностью гидростати­ ческих давлений столбов жидкости за трубами и в колонне, возникающее в процессе спуска последней в скважину, не­ значительно.

При расчете эксплуатационной колонны величину каждого усилия согласно принятой методике подсчитывают отдельно. Верхние трубы рассчитывают на полную осевую нагрузку от собственного веса колонны, а нижние — на наибольшее сми­ нающее давление. Расчет труб, расположенных в остальных частях колонны, подвергающихся действию как осевых усилий (частично разгруженной колонны после установки ее на забой), так и сминающих, производится или на оба вида нагрузок, или же на одну из них в зависимости от степени влияния каждого из усилий на отдельные части колонны.

При эксплуатации газовых скважин обсадные трубы по всей длине эксплуатационной колонны находятся под воздействи­ ем сравнительно постоянного внутреннего давления газа, при­ мерно равного пластовому давлению. При этом разность между

268

внутренним и наружным гидростатическими давлениями дости­ гает максимального значения у устья скважины. В этом случае после определения длины отдельных секций колонну проверя­ ют на внутреннее давление, испытываемое трубами, учитывая противодавление столба жидкости за колонной.

Расчетом проверяют верхнюю трубу секции с наименьшей толщиной стенки или с минимальным пределом текучести материала и трубу последней секции, расположенную у устья скважины.

Если обсадную колонну спускают в скважину на клиньях, то обсадные трубы проверяют па смятие, определяя удельное давление. Проверочный расчет ведут для труб всех верхних секций, рассчитываемых на страгивание.

Промежуточная колонна работает в основном на растяже­ ние от собственного веса. Рассчитывают ее на страгивающие усилия от действия осевой нагрузки (при определении соб­ ственного веса как промежуточной, так и эксплуатационной колонн согласно принятой методике не учитывают потерю ве­ са от погружения в жидкость, а также вероятное уменьшение веса от трения труб о стенки скважины при спуске колонны в скважину) и проверяют на сминающее усилие или на внут­ реннее давление в тех случаях, когда плотность промывочной жидкости за колонной больше или меньше плотности жидко­ сти, находящейся внутри промежуточной колонны.

Институт АзНИИбурнефть рекомендует учитывать для глу­ боких скважин потери веса колонны от погружения в жидкость. Учет сминающих давлений при полном опорожнении колонны привел бы к необходимости устанавливать трубы с повышен­ ной толщиной стенки, в чем нет надобности. Увеличение тол­ щины стенки труб, предусматриваемое иногда при проектиро­ вании промежуточных колонн для предупреждения возможного протирания их бурильными трубами и долотом, не гарантиру­ ет нужных результатов и потому не рекомендуется. Промежу­ точные колонны в газовых скважинах, на которых установлено противовыбросовое оборудование, на максимальное внутрен­ нее давление при выбросе рассчитывают так же, как и эксплу­ атационные колонны.

5.1.2. ОСНОВНЫЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ ТРУБ

(Main equations lor casing calculation)

В зависимости от действующих усилий при рас­ четах обсадных колонн пользуются различными формулами.

1. Сминающее усилие Рсм трубы определяют по следующим формулам.

269

а) По формуле Г. М. Саркисова, учитывающей совместное

D — наружный диаметр трубы в см;

Smin — минимальная толщина стенки трубы в см; ее опре­ деляют как разность между номинальной толщиной 6 стенки и минусовым допуском (О на толщину стенки: 5тш = 6 —со; при (о = 12,5% 5тш = 0,8755;

50 — условная расчетная средняя толщина стенок разно­ стенной трубы при утвержденных стандартом допусках на тру­ бы 50 = 0,925 5;

Е —модуль упругости, равный 2,06 • 105 МН/м2; Ор —предел пропорциональности (принимается равным пре­

делу текучести) металла трубы в МН/м2;

е — овальность трубы, выражаемая отношением —, где

и — абсолютное значение номинальной овальности, опре­ деляемое как разность между наибольшим и наименьшим диа­ метрами трубы.

Для труб диаметром от 114 до 146 мм е = 0,025; для боль­ ших труб е = 0,025.

б) Для расчета малоовальных труб при е < 0,5%, которые теряют устойчивость в области упругих деформаций, Т.Е. Ере­ менко рекомендует формулу:

где к = 0,95н D„

2. Страгивающую нагрузку резьбового соединения Рстр ош ределяют по следующим формулам.

270