Технология бурения нефтяных и газовых скважин.

что превышает требуемую величину длины бурильных труб, которую можно определить по формуле:l1 = L – lКНБК – lНК = 2700 – 150 – 300 = 2250 м.Тогда вес секции бурильных труб в жидкости рассчитаем по формуле:Проверим прочность верхней трубы секции бурильных труб при спуске в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент C=0,7.где nзап – коэффициент запаса прочности;c – коэффициент охвата трубы клиньями (c= 0,7);Q – вес труб, расположенных ниже рассматриваемого сечения, Н;Qкл – предельная нагрузка на бурильные трубы в клиновом захвате при c= 1 Н (Qкл = 1830 кН, см. таблицу 6.8 пособия):что выше допустимого значенияnзап = 1,1 (для труб сσТ< 650 МПа).По таблице 6.3 пособия определим крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали "Л":УБТС2-178 – 64кН·м;УБТС2-146 – 33кН·м.По таблице 6.9 пособия для соединения труб ТБВК-127 выбираем бурильные замки типа ЗУК-155 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 6.10 находим необходимый крутящий момент: ТБВК-127×9Л – 17,5кН·м.Результаты расчетов сводим в таблицу 8.1.Таблица 8.1 – Результаты расчета бурильной колонныПоказателиУБТУБТНКБТТип трубУБТС2-178УБТС2-146ТБВК-127ТБВК-127Наружный диаметр труб, мм178146127127Внутренний диаметр труб, мм8068109109Группа прочности материала трубЛЛЛЛИнтервал расположения секций, м2600-27002550-26002250-25500-2250Длина секции, м100503002250Нарастающий вес колонны, кН128,41712437869. Гидравлический расчет циркуляционной системыПроизведем вторую проверку подачи промывочной жидкости.Определим критическую скорость бурового раствора, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый разрез, по формуле (7.1) пособия. Для этого необходимо предварительно вычислить параметры φ и Σ(ΔРкп).Значение φ рассчитаем по формуле (7.2) с помощью найденной выше механической скорости проходки наиболее эффективного типа долота 244,5PDCVм=18,3 м/ч =5,08·10-3 м/с.где Q – расход бурового раствора, м3/с;Vм – механическая скорость проходки;Dс – диаметр скважины, м.т.е. содержание шлама в потоке пренебрежимо мало.Для определения величины Σ(ΔРкп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкр, при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле для течения в кольцевом канале:где η – пластическая (динамическая) вязкость промывочной жидкости, Па·с;τ0 – динамическое напряжение сдвига, Па;dг – гидравлический диаметр канала, м.за УБТС2-178за УБТС2-146за ТБВКОпределим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле:Диаметр необсаженного ствола в данном случае примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны Dс= 0,25 м. Тогда:за УБТС2-178за УБТС2-146за ТБВКТак как полученные значенияReкп < Reкр на всех участках затрубного пространства, то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме.Вычислим числа Сен-Венана для кольцевого канала по формуле:за УБТС2-178за УБТС2-146за ТБВК-127Находим значение коэффициента β (при Se ≥ 10)по формуле:за УБТС2-178за УБТС2-146за ТБВКРассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства за бурильными трубами и УБТ до глубины слабого пласта по формуле:на участке за ТБВК:на участке за УБТ-146:на участке за УБТ-178:Местные потери от замков ЗУК-155 в кольцевом пространстве определим по формуле:где lт – средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м; если нет других данных, то при выполнении расчетов значение lт можно принять равным 12 м;dм – наружный диаметр замкового соединения, м;l – длина секции бурильных труб одинакового размера, м.Согласно таблице 6.9 учебного пособия dм = 0,155 м.Суммируя полученные значения ΔPкп и ΔPмк, найдем величину Σ(ΔPкп), необходимую для вычисления ρкр:ΔPкп = 0,911 + 0,042 + 0,138 + 0,0009 = 1,092 МПаОпределим ρкр по формуле:где ρкр – критическая плотность, при которой может произойти гидроразрыв, кг/м3;Pг – давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па;Σ(ΔPкп) – потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном (кольцевом) пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;Lп – глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья скважины, м;φ – содержание жидкости в шламожидкостном потоке бурового раствора в кольцевом пространстве скважины.Так как полученное значение ρкр больше принятого ρ = 1264 кг/м3, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.Далее вычислим потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определим критические числа Рейнольдса по формуле:в ТБВКв УБТС2-178в УБТС2-146Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну по формуле:в ТБВКв УБТС2-178в УБТС2-146В бурильной колонне действительные числа Reт > Reкр, следовательно, на всех участках имеет место турбулентный режим течения промывочной жидкости и поэтому потери давления внутри колонны определяется по формуле Дарси-Вейсбаха.Предварительно вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле:Шероховатость K принимаемравной 3·10-4 м.внутри ТБВКвнутри УБТС2-178внутри УБТС2-146Далее рассчитаем потери давления внутри ТБВК и УБТ по формуле:внутри ТБВКвнутри УБТС2-178внутри УБТС2-146Тогда общие потери давления на трение по всей длине внутри труб БК составят: ΣΔРт = 3,46 + 0,64 + 0,71 = 4,81 МПа.Местные потери от замков ЗУК-155 внутри колонные бурильных труб определяем по формуле:где lт – длина одной трубы, м; можно принять равной 12 м;dзв – наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м.Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле:Предварительно определим по таблице 7.1. пособия значения гидравлических коэффициентов элементов обвязки αс = 0,4·105м-4; αш = 0,3·105м-4; αв = 0,7·105м-4; αк = 0,4·105м-4.Поскольку потери давления в кольцевом пространстве за ТБВК ранее были определены для участка длиной 1330м, пересчитаем это значение на полную длину ТБВКL = 2550м:Тогда общие потери давления по всей длине КП составят:ΣΔPкп = 0,042+0,138+1,747 = 1,927 МПаДалее вычислим сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением перепада давления в долоте, по формуле:(ΔP – Pд) = Σ(ΔPт) + Σ(ΔPкп) + ΔPмт + ΔPмк + ΔP0 = (4,81 + 1,927 + 0,19 + 0,002 + 0,14)·106 = 7,07 МПаРассчитаем резерв давления ΔPр для определения допустимого перепада давления в долоте по формуле:где Pн – предельное давление нагнетания на выходе бурового насоса, МПа;b – коэффициент, учитывающий необходимый запас давления при работе бурового насоса (насосов).Такой запас давления вполне подходит для реализации в насадках долота PDCпринятого перепада давления Pд = 4 МПа. Определим общую площадь промывочных отверстий насадок долота по формуле:где µ – коэффициент расхода (0,90 – для долотPDC);Выберем количество промывочных насадок для долотаPDCп = 8. Тогда диаметр одной насадки составит:Таким образом, для создания перепада давления в долоте 244,5PDC, равного 4 МПа, необходимо установить восемь гидромониторных насадок диаметром 8 мм каждая.В заключение определим фактическое максимальное давление нагнетания на выходе бурового насоса УНБ-600А:Pmax = ΔP + Pд = 7,07+ 4,0 =11,07 МПаЧто существенно меньше, чем предельно допустимое значение давления (16,5 МПа) для цилиндровых втулок выбранного диаметра (160 мм).