Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 [ 71 ] 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152

Рис. 7.2. Зависимость безразмерного параметра У1 от критерия Сен-Венана (Sen) при ламирном режиме высокопластичнгх буровых растворов в бурильнгх трубах (1) и кольцевом пространстве (2)

При турбулептпом режиме течепия X т(убт) определяется по кривой 1, рис. 7.3 в зависимости от зпачепия критерия Рейпольдса.

Для легкосплавпых бурильпых труб при турбулептпом режиме те-чепия коэффициепт X следует припимать равпым 0,85 от зпачепия, пайдеппого для стальпых бурильпых труб по рис. 7.3. Потери давлепия (в Па) в замковых (муфтовых) соедипепиях определяются по формуле:

Рзам

п do

(7.47)

Рис. 7.3. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления X от критерия Рейнольдса (Re) при турбулентном течении вязкопластичнгх буровгх растворов в бурильнгх трубах (1), в обсаженном (2) и необсаженном (3) кольцевом пространстве скважины

где n - число замковых соединения по длине колонны; - коэффициент гидравлического сопротивления замкового (муфтового) соединения,

= 2

--1 ; (7.48)

dmin

dmin - минимальный диаметр проходного сечения в высаженной части бурильной трубы, замковом (муфтовом) соединении, м.

Потери давления (в Па) в кольцевом пространстве складываются из потерь давления на участках с постоянными замерами поперечного сечения ркп и дополнительных потерь на местные сопротивления (замковые соединения, элементы компоновки низа бурильной колонны) рк.п:

ркп = р кп + ркп. (7.49)

Потери давления (в Па) в кольцевом пространстве рассчитываются раздельно для обсаженной и необсаженной частей ствола скважины по участкам, длины которых определяются одинаковыми диаметральными размерами проходного сечения:

8 X LPкпQ (7 50)

ркп = - Хк. -• (7-50)

к (D - d)3(D + d)2

При ламинарном режиме течения бурового раствора Хкп определяется по формуле (7.45). Величину У1 можно найти по кривой 2 (см. рис. 7.2), имея значение критерия Сен-Венана (Sen) для кольцевого пространства:

Sen кп = -----. (7.51)

4 nQ

При турбулентном режиме течения промывочной жидкости X кп определяется по кривым 2 и 3 (см. рис. 7.3) для обсаженного и необса-женного участков ствола скважины соответственно. При промывке водой X кп определяется по формуле (7.45) при У1 = 1 для ламинарного режима течения и принимается постоянной и равной 0,022 для турбулентного режима течения.

Дополнительные потери давления (в Па) для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве определяются по формуле

р" = 8 £ Рк.пQ (7

Ркп =п2 £кп (D2 -df)2 (7-52)

где £кп - сумма коэффициептов местпых сопротивлепий в кольцевом прострапстве скважипы;

( D2 - d2

-1 . (7.53)

D2 - df ;

Гидравлическое давлепие па пласт (в Па)

Ргд = Рк.пЯЯ + Рк.п, (7.54)

где И - глубипа забоя скважипы по вертикали, м; g - ускорепие сво-бодпого падепия, м/с2.

Перепад давлепия, в забойпом двигателе Рдв, определяется по пас-портпой характеристике двигателя при соответствующих зпачепиях плотпости и расходе бурового раствора.

Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот. Эффективпость очистки забоя бурящейся скважипы обусловлепа режимом подачи бурового раствора па забой: расположе-пием промывочпых узлов долота, количеством подводимого к забою бурового раствора Q д и скоростью ее истечепия из пасадок долота уд. Перепад давлепия (в Па) па долоте должеп удовлетворять уравпепию балапса давлепия (7.40):

Рд < Р0 - Рм - Рб.к - Рк.п - Рдв- (7.55)

Если в долоте устапавливаются пасадки с одипаковыми впутреп-пими диаметрами выходпых сечепий, то последпее можпо определить по формуле:

8 pQ;

д (7.56)

2 2 2 7-»

n2z22

где z - число пасадок в долоте.

Пример 7.11. Составлепие гидравлической программы бурепия скважип. Назпаче-пие скважипы - эксплуатациоппая, проектпая глубипа 1 200 м, скважипа вертикальпая. Диаметр гидромопиторпого долота 215,9 мм. Тип турбобура 3ТСШ 195ТЛ. На буровой устаповлепо два буров1х пасоса У8-6МА коэффициепт паполпепия пасосов 1п = 0,85. Бурильпые трубы ТБПВ паружпым диаметром 127 мм и толщипой степки 5 = 9 мм. Утяжелеппые бурильпые трубы УБТ диаметром 1 78 мм, длипой 1 00 м и впутреппим диаметром 80 мм.