Практическая работа №5 Раздел: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» Тема «Режимы бурения скважин»

Определить потери давления при промывке ствола скважины буровым раствором. Бурение ведется турбобуром Т12М3Б-240 (данные представлены в таблице 6).

Определение потерь давления в бурильных трубах

Определим режим течения бурового раствора в бурильных трубах по формуле:

(1)

где - плотность бурового раствора, кг/м³;

- средняя скорость течения жидкости в трубах, м/с, которую можно определить по формуле 2.

, м/с (2)

где - расход бурового раствора, м³/с;

- внутренний диаметр бурильных труб, м.

Примечание: При обобщенном критерии Рейнольдса ≤2300 режим течения будет ламинарным, а при >2300 – турбулентным.

Определим потери давления в бурильных трубах по формуле:

, МПа (3)

где - длина УБТ, =100м;

- безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы.

При турбулентном режиме определяется по формуле:

(4)

при ламинарном режиме:

(5)

Примечание: Б.С.Филатов при турбулентном режиме прелагает принимать =0,017 – 0,025 в зависимости от концентрации твердой фазы в растворе. Так, для глинистых буровых растворов с =1,15 – 1,25 г/см³ рекомендуется =0,018 – 0,020, для утяжеленных буровых растворов = 0,017 – 0,018, а для растворов малой плотности = 0,020 – 0,025.

Обозначив:

(6)

получим коэффициент потерь давления в бурильных трубах.

Определение потерь давления в кольцевом пространстве

Определим режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве:

(7)

где - средняя скорость течения жидкости по кольцевому пространству, определяемая по формуле:

, м/с (8)

где - диаметр скважины, (долота), м;

- наружный диаметр бурильных труб, м;

- расход бурового раствора, м³/с.

Определим потери давления в кольцевом пространстве по формуле:

, МПа (9)

где - коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого пространства; при ламинарном режиме течения определяют по формуле:

(10)

при турбулентном режиме:

(11)

и в области квадратичного трения =0,025.

Обозначив:

(12)

получим коэффициент потерь давлений в кольцевом пространстве.

Определение потерь давления в УБТ

Эти потери наиболее удобно определять по методу эквивалентных длин по формуле:

, м (13)

где - длина утяжеленных бурильных труб, =100м;

- внутренний диаметр бурильных труб, =12,2 см;

- внутренний диаметр утяжеленных труб, =10см.

Потери давления в утяжеленных бурильных трубах рассчитываем по формуле:

, МПа (14)

Обозначив:

(15)

Определение потерь давления в бурильных замках

Потери давления в замковых соединениях могут быть определены через эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле:

, МПа (16)

где - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений замка, =0,0236. В данном случае этот коэффициент равен коэффициенту гидравлических сопротивлений труб, так как внутренний диаметр бурильных труб с высаженными наружу концами и внутренний диаметр замка (ЗУ) примерно равны.

(17)

где - эквивалентная длина, выраженная в долях внутреннего диаметра труб;

- длина колонны бурильных труб, м;

- среднее расстояние между замками, м.

Принимая, согласно данным таблицы 1 .

Таблица 1

Диаметр бурильных труб, см		= /
номинальный	внутренний
16,8	15,23 15,03 14,63	19,4 16,0 28,8
14,0	12,20 12,33 11,93	28,8 23,8 23,8
11,4	9,83 9,43	34,2 59,0
8,9	7,10 6,70	121,0 148,0
7,3	6,72	31,0

Обозначив

(18)

получим коэффициент потерь давления в бурильных замках. В таблице 2 приведены коэффициенты потерь давления в замковом соединении для некоторых диаметров бурильных труб.

Таблица 2

Диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Коэффициент потерь давления в замковом соединении ·10⁵
1	2	3
168	8 9 11	0,06 0,06 0,145

Продолжение таблицы 2

1	2	3
140	8 9 11	0,21 0,22 0,28
114	8 10	1,13 1,68

Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота

Эти потери с достаточной для практических расчетов точностью можно определить по формуле:

,МПа (19)

где - суммарное сечение промывочных отверстий долота ( =17 см²).

Обозначив

(20)

получим коэффициент потерь давления в долоте.

Примечание: Более точно значение может быть определено по формуле:

(21)

Для серийных долот принимается равным 0,67, а для сменных насадок – 0,94 – 0,98.

Определение потерь давления в обвязке буровой установки

Потери давления в элементах обвязки (ведущей трубе, вертлюге, буровом шланге, подводящей линии) удобно определять по методу эквивалентных длин.

Сначала определим эквивалентную длину ведущей трубы:

(22)

где - действительная длина ведущей трубы (см. таблица 3);

- внутренний диаметр бурильных труб;

- внутренний диаметр ведущей трубы (см. таблица 3).

Таблица 3

Условный диаметр, мм	Сторона квадрата, мм	Диагональ квадрата, мм	Диаметр, мм		Длина трубы, м	Масса, кг
			канала	проточки под элеватор		1 м трубы	верхнего переводника	Нижнего переводника
По нормали Н293-49
63 89 114 146 168	65 80 115 140 155	87 105 146 178 203	32 40 75 80 90	73 89 114 141 168	10 10 13,3 14,5 14,5	27 38 65 110 133	10 12 55 55 55	9 12 22 35 50/39
По ТУ 14-3-126-73
114 146 168	112 140 155	- - -	74 85 100	114 141 168	13-2,5 14+2,5 14+2,5	65,6 106,6 124,3	- - -	- - -

Определим эквивалентную длину вертлюга

(23)

где - действительная длина вертлюга, для практических расчетов можно принять =2 м;

- диаметр проходного отверстия вертлюга (таблица 4).

Таблица 4

Диаметр, мм
Стояка	Проходного отверстия
	Бурового шланга	Вертлюга
89 111 141 168	38 50 63,5 76 80 90 102	32 50 65 75 80 90 100

Определим эквивалентную длину бурового шланга:

(24)

где - действительная длина бурового шланга (для практических расчетов можно принять =20м);

- диаметр проходного отверстия бурового шланга (таблица 4) .

Суммарная эквивалентная длина всех элементов обвязки:

, м (25)

Тогда суммарные потери давления в обвязке определяется по формуле:

, МПа (26)

где =0,0236 – безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений в обвязке, был определен ранее при определении потерь давления в бурильных трубах;

- внутренний диаметр бурильных труб, =12,2 см.

Определение потерь давления в турбобуре

Величина потерь давления в турбобуре складывается из потерь давления в верхнем узле турбобура и перепада давления в турбобуре при данной подаче насосов, т.е.

, МПа (27)

где

, МПа (28)

где - коэффициент потерь давления в верхнем узле турбобура (таблица 5).

Таблица 5

Типоразмер турбобура	·10⁵
Т12М3-250 Т12М3-240 Т12М3-215 Т12М3-170	12 17 24 56

, МПа (29)

где - коэффициент перепада в турбобуре. Величину можно найти по формуле:

(30)

где - перепад давления в турбобуре при максимальной подаче , дм³/с.

=7,7 МПа при =55 дм³/с.

Таким образом, суммарные потери давления в всей циркуляционной системе:

, МПа (31)

Таблица 6

Наименование исходных данных	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Глубина скважины H, м	2000	1900	1850	1920	1880	1790	2100	1950	1800	1750	1940	1870	2200	2050	1980
Турбобур Т12М3Б-240
Толщина стенки , мм	9	8	7	9	8	7	9	8	7	9	8	7	9	8	7
Диаметр долота DД, мм	295,3	295,3	295,3	295,3	295,3	295,3	295,3	295,3	295,3	295,3	295,3	295,3	295,3	295,3	295,3
Диаметр УБТ Dу, мм	203	203	203	203	203	203	203	203	203	203	203	203	203	203	203
Наружный диаметр бурильных труб D, мм	140	140	140	140	140	140	140	140	140	140	140	140	140	140	140
Плотность бурового раствора , г/см³	1,2	1,22	1,25	1,2	1,22	1,25	1,2	1,2	1,25	1,22	1,22	1,2	1,25	1,22	1,25
Расход бурового раствора Q, дм³/с	30	40	30	40	30	40	30	40	30	40	30	40	30	40	30
Структурная вязкость раствора , Н·с/м²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²	1·10‾²
Динамическое напряжение сдвига , Н/м²	8,16	8,17	8,15	8,16	8,17	8,15	8,16	8,17	8,15	8,16	8,17	8,15	8,16	8,17	8,15