округляем до 1200 м.

_{Вес 1-ой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле:}

(32)



По табл. 6.4 выбираем для комплектования 2-ой секции колонны трубы типа ТБВ-127х7К.

Допустимая растягивающая нагрузка:



Так как м, то необходимо определить длину и вес второй секции БТ.

Допустимая длина второй секции:



878 м.

Уточним длину второй секции:

, что больше допустимой длины 878 м.

<sub>Вес 2-ой секции труб в жидкости:



Далее по таблице выбираем трубы для комплектования 3-й секции колонны: ТБВ-127х7Е.</sub>

Допустимая растягивающая нагрузка:



Допустимая длина третей секции:



Уточним длину третьей секции:

,

что больше допустимой длины 358 м.

<sub>Вес 3-ой секции труб в жидкости:



Далее по таблице выбираем трубы для комплектования 4-й секции колонны: ТБВ-127х7Л.</sub>

Допустимая растягивающая нагрузка:



Допустимая длина третей секции:



Уточним длину четвертой секции:

, что меньше допустимой длины 744 м.

_{Вес 4-ой секции труб в жидкости:}



Результаты расчетов сводим в таблицу 7:

---

Результаты расчета бурильной колонны

Таблица 7

Показатели	Номер секции
	УБТ	УБТ	НК	БТ-1	БТ-2	БТ-3	БТ-4
Тип труб	УБТ-178	УБТ-146	ТБВ-127	ТБВ-127	ТБВ-127	ТБВ-127	ТБВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	146	127	127	127	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	90	74	111	113	113	113	113
Группа прочности материала труб	Д	Д	Д	Д	К	Е	Л
Интервал расположения ступеней (секций), м	2790-2890	2740-2790	2490-2740	1290-2490	412-1290	54-412	0-54
Длина секции, м	100	50	250	1200	878	358	54
Нарастающий вес колонны в жидкости, кН	129,4	169,4	223,9	458,9	629,9	699,9	709,9

13. Гидравлический расчет циркуляционной

системы
Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости.

Определим критическую плотность бурового раствора, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый разрез, по формуле:

, (33)

где - давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па;

---

- потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном (кольцевом) пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;

- глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья скважины, м;

- плотность шлама, которую можно принимать равной 2600 ;

- содержание жидкости в шламожидкостном потоке бурового раствора в кольцевом пространстве скважины.

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры и . Значение рассчитаем по формуле (34) с помощью найденной выше механической скорости проходки наиболее эффективного типа долота 215,9PDC:

=8,2 = .

, (34)

,

Т.е. содержание шлама в потоке пренебрежимо мало.

Для определения величины найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный по формуле (36) для течения в кольцевом канале:

, (35)

где - пластическая (динамическая) вязкость промывочной жидкости, Па·с;

- динамическое напряжение сдвига, Па;

---

- гидравлический диаметр канала, м.
- за ВЗД и УБТ – 178

;

- за УБТ-146

;

- за ТБВ

;

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле:

, (36)

- за ВЗД и УБТ – 178

;

- за УБТ-146

;

- за ТБВ

.

Так как полученные значения Re_кпкр на всех участках затрубного пространства, то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме.

Примем, что до глубины залегания подошвы слабого пласта = 1600 м скважина обсажена трубами, шероховатость которых

Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала:

- за ВЗД и УБТ – 178



- за УБТ-146


- за ТБВ


Вычислим значение чисел Сен-Венана по формуле:

(37)

- за ВЗД и УБТ-178

;

- за УБТ-146

;

- за ТБВ



Находим значения коэффициента по формулам:

(38)

- за ВЗД и УБТ-178

;

- за УБТ-146

;

- за ТБВ

.

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства за бурильными трубами и УБТ до глубины слабого пласта:

; (39)

- за ВЗД и УБТ-178

МПа;

- за УБТ-146

МПа;

- за ТБВ

МПа.

Местные потери от замков ЗУК-155 кольцевого пространства на участке ТБВ-140 до глубины слабого пласта рассчитаем по формуле:

, (40)

где - средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м;

-средняя скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, м/с.

Согласно табл. 6.9 учебного пособия «Совершенствование технологического процесса углубления скважины» м. Примем =12 м.

МПа.

Суммируя полученные значения и , получим величину , необходимую для вычисления критической плотности по условию (38):

= МПа.

Определим по формуле (38):

.

Так как полученное значение больше принятого , то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.
Далее вычислим потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критическое число Рейнольдса по формуле (39) на участке колонны с наибольшим внутренним диаметром в ТБВ:

- в УБТ-245

;

Действительные числа Рейнольдса определим по формуле:

; (41)

- в ТБВ-127х7

;

- в ТБВ-127х8

;

- в УБТ-146

;

- в УБТ-178

;
Во всех трубах режим течения - турбулентный.

. (42)

Предварительно вычисляем значения коэффициентов гидравлических сопротивлений по формуле:

; (43)

- в ТБВ-127х7



- в ТБВ-127х8

;

- в УБТ-146

;

- в УБТ-178

;

Далее рассчитаем потери давления внутритрубного пространства по формуле(47):

- в ТБВ-127х7


- в ТБВ-127х8

МПа;
- в УБТ-146

МПа;
- в УБТ-178

МПа;
Тогда общие потери на трение по всей длине внутри труб БК составят:

МПа.

Местные потери от замков ЗУК-155 внутри колонны бурильных труб определяем по формуле:

, (44)

где - наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м.

- в ТБВ-127х7

МПа;
- в ТБВ-127х8

МПа;
Суммарные потери от замков составят:
Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле:

, (45)

где - коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки (стояк, буровой рукав, вертлюг, квадрат):

;

;

;

.

МПа.
Перепад давления в ВЗД Д-178: 5,12 МПа

Поскольку потери давления в кольцевом канале за ТБВ ранее определены для участка длиной 1440,5 м, пересчитаем это значение на полную длину ТБВ L = 2740,5 м:





Тогда общие потери давления на трение по всей длине КП составят:

(46)

= МПа.
Далее вычисляем сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением перепада давлений в долоте по формуле:



Рассчитаем резерв давлений для определения допустимого перепада давлений в долоте при b=0,8:

(47)

_{где РН – предельное давление нагнетания на выходе бурового насоса, МПа;}

= (0,75…0,80) – коэффициент, учитывающий необходимый запас давления при работе буровых насосов.

Δ МПа
Такой запас давления вполне подходит для реализации в насадках долота 215,9 PDC перепада давления = 1,4 МПа.
По формулам (48) и (49) определим общую площадь промывочных отверстий насадок долота:

; (48)

, (49)

где - коэффициент расхода;

Ф – суммарная площадь отверстий гидромониторных насадок долота, м².

м².

Выберем количество промывочных насадок для долота 295,3 МСГАУ в формуле (50), n=6.

Тогда диаметр одной насадки составит:

м = 12 мм (50)

Таким образом, для создания перепада давления в долоте 215,9 PDC равного 1,5 МПа, необходимо установить шесть гидромониторных насадок диаметром 12 мм каждая.
В заключение определим фактическое максимальное давление нагнетания на выходе бурового насосов УНБТ-750:

МПа,

что меньше, чем предельное допустимое значение (22,4 МПа) для цилиндрических втулок выбранного диаметра (140 мм).
Заключение
В результате выполненных расчётов курсовой работы определена эффективная технология бурения рассматриваемой скважины в заданном интервале от 2100 до 2900 м: долото 215,9PDC с винтовым забойным двигателем Д-172. Форсирование параметров режима бурения приводит к увеличению рейсовой скорости и снижению стоимости метра проходки. Выбранная компоновка бурильной колонны обеспечивает заданную осевую нагрузку на долото и обладает достаточной прочностью. Определены гидравлические потери при промывке скважины буровым раствором с заданными параметрами. Максимальное значение давления буровых насосов не превысит 18 МПа, что меньше предельно допустимого давления 22,4 МПа для цилиндровых втулок выбранного диаметра (140 мм). Запас давления подходит для реализации в насадках долота 215,9PDC перепада давления.


Используемая литература:
Леонов Е.Г. Совершенствование технологического процесса углубления скважины/ Е.Г. Леонов, С.Л. Симонянц – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2014. – 184 с.

Симонянц С.Л. Бурение скважин гидравлическими забойными двигателями. Учебное пособие. - М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. - 208 с.: ил.

1   2   3   4   5

---

Смотрите также файлы

• Бабушка удава.docx

• Подготивили Ибатов У. С. Атышкин Д. В. Рб2001.pptx

• Задание 1 Провести анализ состояния предметноигровой среды в доо.docx

• 30 омгны 3 А сынып оушысы.docx

• Президенты Азербайджана.pptx