Технология бурения нефтяных и газовых скважин

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.

 

Для определения величины ∑(Ркп)   найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4) для течения в кольцевом канале:

 

 

 

За УБТ-165

За ТБПВ

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом  пространстве по формуле (6.6): между  ТБВК и необсаженным стволом, диаметр  которого примем равным внутреннему  диаметру последней обсадной колонны  d_с = 0,22 м:

за УБТ-165

Так как полученные значения Rе_кп < Rе_кр, то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме.

Вычислим числа Сен-Венана по формуле (6.14):

За ТБПВ

за УБТ-165

Находим значения β по формулам (6.15);

За ТБПВ

За УБТ-165

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБВК до глубины слабого  пласта по формуле (6.12):

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом  пространстве определяем по формуле (6.16). Согласно табл. 5.7 d_м = 0,127м. Примем           ℓ_т = 12м.

=

Потери давления на участке за УБТ:

 

Вычисляем потери давления внутри бурильной  колонны. Для этого определяем критические  числа Рейнольдса по формуле (6.4):

В ТБПВ

В УБТ-165

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле (6.5):

В ТБПВ

В УБТ-165

В бурильной колонне везде действительные числа Rе_т > Rе_кр, следовательно, потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха.

Вычисляем значения коэффициентов  гидравлического сопротивления  по формуле (6.9):

В ТБПВ

В УБТ-165

Рассчитаем потери давления внутри ТБПВ и УБТ по формуле (6.7):

В ТБПВ

В УБТ-165

Местные потери от замков ЗП-127 в колонне  определяем по формуле (6.17):

Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (6.18), предварительно найдя из табл. 6.1. значения коэффициентов:

         

+0,7+0,9)·10⁵·1004·0,033²=0,328 МПа.

 

Потери давления в кольцевом  пространстве за ТБПВ ранее определены для участка длиной 1326 м. Перечислим это значение на полную длину ТБВК L = 1576:

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте по формуле (6.3):

Рассчитываем резерв давления ∆Р_р для потерь в долоте по формуле (6.21) при в = 0,8:

Определим возможность использования  гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22) при μ = 0,95:

 

Так как  υ_д > 80 м/с и перепад давления ∆Р_д = 11,26 МПа < ∆Р_к = 12 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв υ_д = 80 м/с, найдем перепад давления по формуле (5.10):

 

Таким образом, расчетное рабочее  давление в насосе  составит

Р_н = 10,5 · 10⁶ +3,6 · 10⁶ =14,1 МПа.

Площадь промывочных отверстий  вычисляем по формуле (6.24):

Ø =

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25):

 

Строим график распределения давления в циркуляционной системе:

 

 

 

 

Рис. График распределения давления в циркуляционной системе.

 

1 – турбобур с долотом;

2, 3 - УБТ –165;

4 – ТБВ-127;

5– обсадная колонна;

6– слабый пласт; 

7- продуктивный пласт.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ДляГЗД.

Методики гидравлических расчетов при гзд и роторном способах бурения мало отличаются друг от друга.

При расчете дополнительно лишь необходимо учитывать перепад давления в гзд, а также между ним и стенками скважины. Имея ввиду изложенное выше, проделаем гидравлический расчет в конспективной форме.

Предварительно вычислим параметры  φ и ∑ (∆Р_кН). Значение φ рассчитаем по формуле (6.2) с помощью найденных в п. 8.5. скорости  υ_м = 3,22 м/ч = 8 · 10^-3 м/с и в п. 8.3. расхода Q = 0,037м³/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) ≈ 0.

Действительные числа Rе_кп в кольцевом пространстве определим по формуле (6.6). При этом внутренний диаметр последний обсадной колонны примем равным диаметру долота d_с = 0,280 м. тогда

за турбобуром

за УБТ-165

за ТБПВ-127

Критические числа Rе_кр на однородных участках кольцевого канала найдем по формуле (6.4):

за гзд

за УБТ-165

за ТБПВ-127

Таким образом, полученные результаты Re_кп>Re_кр, то движение жидкости в кольцевом канале происходит в турбулентном режиме.

Потери давления определяем по формуле  Дарси-Вейсбаха:

за гзд

за УБТ-165

 

за ТБПВ-127

Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала.

За гзд

за УБТ-165

за ТБПВ-127

Потери давления в кольцевом  пространстве вычислим по формулам (6.8)

за гзд

за УБТ-165

за ТБПВ –127

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом  пространстве определяем по формуле (6.16). Согласно табл. 5.7. d_м = 0,127 м. Примем         l_т = 12 м.

Вычислим потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критическое число Рейнольдса на участке колонны с наибольшим внутренним диаметром.

По формуле (6.4.)

в ТБПВ

Действительные числа Рейнольдса определим по формуле (6.5):

в ТБПВ

в УБТ-165

Так как в ТБВ Rе_т > Rе_кр, то на других участках с меньшими внутренними диаметрами это неравенство будет и подавно справедливо. Таким образом, в колонне везде течение турбулентное.

Значение коэффициентов λ_т внутри ТБПВ и УБТ найдем по формуле (6.9):

в ТБПВ

в УБТ-165

Потери давления внутри ТБПВ и УБТ  рассчитаем по формуле (6.7):

в ТБПВ

в УБТ-165

Местные потери от замков ЗП-127 в колонне определяем по формуле (6.17):

Из табл. 6.1. найдем значения коэффициентов:

α_с = 1,1·10⁵м^-4,      α_м = 0,3·10⁵м^-4,            α_в =  0,7·10⁵м^-4,

α_к = 0,9·10⁵м^-4.

Потери давления в  наземной обвязке вычислим по формуле (6.18):

Перепад давления в турбобуре рассчитаем по формуле (6.19):

Потери давления в кольцевом  канале за ТБПВ ранее определены для участка длиной 1301м. Пересчитаем это значение на полную длину ТБПВ L = 1701м:

 

Вычислим сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением  потерь давления в долоте, по формуле (6.3):

Рассчитаем резерв давления ΔР_ρ для потерь в долоте по формуле (6.21) при в = 0,8:

ΔР_ρ = в р_н – (ΔР – ΔР_д) = 0,8 · 27,2· 10⁶ – 12,5 · 10⁶ = 9,26 МПа.

Определим возможность  использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22) при  μ = 0,95:

Так как  υ_д > 80 м/с и перепад давления  ΔР_д = 4 МПа < ΔР_кр = 7 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

 

 

Примем υ_д = 80 м/с, найдем перепад давления в долоте по формуле:

тогда расчетное рабочее давление в насосе составит    

Р_н = 9,26 · 10⁶ + 4*10⁶ = 13,26 МПа.

По графику рис. 4 определим величину утечек Q в зависимости от полученного значения ΔР_д = 3,83 МПа и находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (6.24):

Q_у = 0,0006 м³/с,

 

 

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25):

 

Строим график распределения давления в циркуляционной системе:

 

 

Рис. 15.1. График распределения давления в циркуляционной системе.

1 – турбобур с долотом;

2,3 - УБТ –165;

4 – ТБВ-127;

5– обсадная колонна;

6– слабый пласт; 

7- продуктивный пласт.  

10. Информация, необходимая для  контроля процесса бурения

 

Всю необходимую информацию о процессе бурения можно разделить на следующие  группы:

1. Информация о промышленной безопасности;

-  нагрузка на вышку и талевую  систему;

-  давление в сосудах, работающих  под давлением;

• концентрация вредных и ядовитых веществ и взрывоопасных смесей;
• напряжение в электросетях и электромеханизмах.

2. Режимные параметры:

• нагрузка и момент на долоте;
• расход промывочной жидкости;
• частота вращения долота.

3. Информация о состоянии:

• бурильной колонны;
• вооружения долота;
• опор шарошечных долот.

4)  Информация о  свойствах разбуриваемых пород  и насыщающих их флюидах, о  приближении к каким-либо границам и т.д.

5)  Показатели бурения:

• проходка с начала долбления;
• мгновенная, средняя механическая и рейсовая скорости проходки;
• продолжительность долбления;
• стоимость метра бурения.

6. Параметры промывочной жидкости:

-   плотность, вязкость, динамическое и статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации, содержание твердой фазы, рН, стабильность, смазывающая способность и др.

7. Информация о взаимодействии скважины с окружающими проницаемыми породами – о поглощениях промывочной жидкости или о поступлении пластовых флюидов в скважину.  
8.   Положение ствола скважины в пространстве, размеры и конфигурация ствола.
9. Положение отклонителя, азимут и зенитный угол на забое (или на определенном расстоянии от него) при бурении ориентируемыми отклоняющими компоновками.

 Для получения данной информации  на буровой должен быть комплекс  измерительных средств (приборов). В зависимости от условий бурения  перечень входящих в комплекс  измерительных средств может  быть различным. Обязательным  компонентом измерительного комплекса являются приборы, определяющие безопасные условия труда, координаты ствола скважины в пространстве, положение отклонителя при работе с ним. В разведочных скважинах, где пластовые давления точно не известны, при проводке скважин в пластах с АВПД, обязательным является использование средств сигнализации о начале поступления пластовых флюидов. При проводке горизонтальных стволов в пластах малой толщины очень важное значение имеет информация о расстояниях забоя от кровли и подошвы пласта, с тем, чтобы не вскрыть, например, водоносные пропластки. Если предполагается вскрытие пластов, содержащих сероводород (Н₂S), бром (Br) и другие вредные или ядовитые компоненты, необходимо установка соответствующих газоанализаторов.