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

Оборудование напорной линии включает следующие элементы: стояк диаметром 0,1 41 м, буровой шланг с внутренним диаметром 0,090 м, вертлюг с условным диаметром проходного сечения 0,090 м, ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0,090 м, горизонтальный нагнетательный трубопровод длиной 60 м выполнен из труб диаметром 0,168 м с толщиной стенки 5 = 12 мм. Максимально допустимое рабочее давление напорной линии 25,0 МПа. Перепад давления на турбобуре 3ТСШ 195ТЛ рдв = 5,5 МПа при течении бурового раствора плотностью р0 = 1000 кг/м3.

Реологические свойства раствора: т0 = 2,5 Па; п = 0,014 Пас. Давление гидроразрыва на глубине 1200 м = 16,8 МПа.

Р е ш е н и е. 1 . Выбор расхода бурового раствора и рабочего давления буровых насосов.

Для обеспечения нормальной работы турбобура 3ТСШ 1 95ТЛ расход бурового раствора Q принимается равным 0,040 м3/с. Такой расход может быть получен при работе двух насосов У8-6МА, оснащенных втулками диаметром 0,140 м (Q0 = = 0,047 м/с):

Q = nнQo = 0,85-0,047 = 0,040 м3/с.

При работе с втулками диаметром 0,1 40 м паспортное максимально допустимое рабочее давление бурового насоса У8-6МА р0msa( = 22,5 МПа. Согласно условию (7.41), с учетом опыта эксплуатации буровых насосов в конкретном районе рабочее давление принимается равным 0,85. Тогда

р0 = 0,85-22,5 = 19,0 МПа.

2. Определение режима течения бурового раствора. По формулам (7.36) и (7.37) вычисляют критерий Хедстрема:

В бурильных трубах (внутренний диаметр d0 = 0,109 м)

2,5 -1100 (0,109)2 Нет = -= 1,67-105;

(0,014)2

в кольцевом пространстве

2,5 - 1100(0,2159 - 0,127)2 5

Некп = -2-" 1,11 - 10 .

(0,014)2

Согласно формуле (7.39) этим значениям критерия Хедстрема соответствуют критические значения критерия Рейнольдса, в бурильн1х трубах Reкр•т = 9,0-103 и в кольцевом пространстве Reкр•к•п = 7,5-103.

По формулам (7.34) и (7.35) находят критерий Рейнольдса:

в бурильных трубах

4 - 0,040 - 1100 3

Reт = -= 36,7 - 10 ;

3,14 0,109 0,014

в кольцевом пространстве

4 0,040 1100 3

Reк•п = -= 11,7 - 10 .

3,14 - (0,2159 + 0,127)0,014

Поскольку полученные значения критерия Рейнольдса Re больше критических величин Reкр, режим течения в бурильных трубах и кольцевом пространстве будет турбулентным. Можно показать, что в данном случае режим течения бурового раствора в УБТ

и в кольцевом прострапстве скважип в зопе УБТ тоже будет турбулептпым. Результаты для иптервала бурепия 0-1200 м следующие: для бурильп1х труб Нет = 1,67-105; Reкр-т = 9,0-103; Reт = 36,7-103; для кольцевого прострапства Некп = 111-105; Reкркп = 75-103; Reкп = 117-103.

3. Расчет потерь давлепия в циркуляциоппой системе. Рассмотрим балапс давлепия в скважипе для иптервала бурепия до 1 200 м. Потери давлепия в горизоптальпой части пагпетательпого трубопровода паходим по формуле (7.44):

8 LpQQ2 8 - 0,02 - 60 - 1100 - 00402 3

рм =-X---=---= 27,6 - 103 = 0,03 МПа.

м п2 (d - 25)5 (0,168 - 0024)5

Здесь d = 0,168 м - паружп1й диаметр пагпетательпого трубопровода; 5 = 0,012 м - толщи-па степки; X - коэффициепт гидравлического сопротилепия, припимается X = 0,02. Потери давлепия в элемептах паземпого оборудовапия определяются по формуле

(7.42):

рм = 2,93-104 -1100-00402 = 5,2-104 Н/м2 = 0,05 МПа, где согласпо табл. 7.33 для даппого оборудовапия

ам = а. = 1,07-104 + 0,52-104 + 0,044-104 + 0,90-104 = 2,93-104 м4.

Потери давлепия в бурильп1х трубах впутреппим диаметром d0 = 0,109 м = dт -25 = 0,127 - 2-0,009) и длипой Lт = 1074 м (Lт = Искв - Lдв - Lубт = 1200 - - 26 - 100) определяются по формуле (7.44):

8 - 0,027 -1074 - 1100 - 00402 6

Рт = -= 2,7 - 10 Н/м2 = 2,7 МПа,

3,1 42 - 0,1 095

где Xr = 0,027 определяется по кривой 1 (см. рис. 7.3) для Reт = 36,7-103 (см. п. 2 примера).

Потери давлепия в утяжелеппых бурильпых трубах впутреппим диаметром d0 = 0,080 м и длипой Lубт = 100 м рассчитываются по формуле (7.44):

8 - 0,0255 - 100 - 1100 - 00402 6

Рубт = -= 1,1 - 10 Н/м2 = 1,1 МПа.

3,1 42 - 0,0805

Здесь Xубт = 0,0255 - определяется по кривой 1 (см. рис. 7.3) для критерия Рейпольдса при течепии в УБТ, вычислеппого по формуле (7.34), Reубт = 5,0-104.

Потери давлепия в кольцевом прострапстве, образоваппом степками скважипы диаметром D = 0,2159 м и бурильпой колоппой диаметром dт = 0,127 м, определяются по формуле (7.50):

8 - 0,038 - 1074 - 1100 - 00402 6

Рк.п.т = -= 0,7 -10 Н/м2 = 0,7 МПа.

3142 - (0,2159- 0127)3(02159 + 0,127)

Здесь Xк.пт = 0,038 - паходится при кривой 3 (см. рис. 7.4) для Reкп = 11,7-103.

Потери давлепия в кольцевом прострапстве, образоваппом степками скважипы и утяжелеппыми бурильпыми трубами диаметром dубт = 0,178 м, определяются по формуле (7.50):

8 - 0,039 - 100 -1100 - 0,0402 6

рк.п.убт =-= 0,66 - 10 Н/м2 = 0,66 МПа.

3,142 (0,2159-0,178)3(0,2159+ 0,178)

Здесь Хклубт = 0,039 - определяется по кривой 3 (см. рис. 7.) для Re = 10,2-103, вычисленного по формуле (7.35).

Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и турбобуром диаметром dдв = 0,195 м, рассчитывается по формуле (7.50):

8 - 0,0395 - 26 -1100 - 0,0402 6

рк.п. дв = -= 0,94 - 10 Н/м2 = 0,94 МПа.

3,142(0,2159- 0,195)3(0,2159 + 0,195)2

Здесь Хкпдв = 0,0395 - определяется по кривой 3 (см. рис. 7.4) для Re = = 9,7-103, вычисленного по формуле (7.35).

Потери давления в турбобуре при течении промывочной жидкости плотностью р = 11 00 кг/м3 определяются по формуле:

рдв = рдв0р = 5,5-10-3-1100 = 6,05 МПа,

Здесь рдв0 = 6,5 МПа - потери давления в турбобуре при течении жидкости плотностью рв = 1 000 кг/м3.

Суммарные потери давления в циркуляционной системе

рс = рм + + рт + рубт + рк.п. т + рк.п. убт + рк.п.дв + рдв = 0,03 + 0,05 + 2,7 + 1,1 + + 0,7 + 0,66

+ 0,94 + 6,05 = 12,2 МПа.

Резерв давления для реализации в промывочных узлах (насадках) гидромониторного долота

рд = р0 - рс = 19,0 - 12,2 = 6,8 МПа.

4. Оценка возможности гидроразрыва пластов. Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва

Максимальное давление в процессе циркуляции бурового раствора будет на забое скважины и определяется по формуле (7.54). Для глубины скважины Яскв = = 1200 м это давление будет

ргд = РЯскв + рк.п = рgНскв + (рк.п.т + рк.п.убт + рк.п.дв) = 1100-9,8-1200 + (0,70 + 0,66 + +

0,94)106 = 15,24-106 Н/м2 = 15,2 МПа.

Из сравнения значений гидродинамического давления на пласты и давлений гидроразрыва пластов следует, что ргд < ргр (15,2 < 16,8). Это означает, что гидроразрыва пластов в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.

5. Определение перепада давления на долоте и диаметров гидромониторных насадок. Зная действительный расход Q д и предполагая, что долото будет оснащаться тремя насадками одного диаметра dн, по формуле (7.56) определяют расчетный диаметр насадки для интервала бурения до 1 200 м: