- •Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
- •Витание твердых частиц в потоках жидкости, газа и газожидкостной смеси
- •Перепад давления в местных сопротивлениях циркуляционной системы
- •Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы
- •Определение потерь давления в долоте.
- •Распределение давлений в нисходящем потоке газа в трубах
- •Расчет подачи и давления компрессоров при бурении с продувкой
- •1.4. УСТАНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИНЕ
- •Уравнения течения газожидкостных смесей
- •Перепад давлений в насадках долот при течении газожидкостной смеси
- •Перепад давления в турбобурах
- •1.6. РАСПОЗНАВАНИЕ ГАЗОВОГО ВЫБРОСА И ВЫБОР РЕЖИМОВ ЕГО ЛИКВИДАЦИИ
- •Расчет режима ликвидации газового выброса
- •2 ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ
- •В СКВАЖИНАХ
- •2.2. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
- •2.3. ИЗУЧЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СТВОЛАХ
- •2.5. КОЛЬМАТАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД
- •2.7. НАПОЛНИТЕЛИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3 ТВЕРДЕЮЩИМИ РАСТВОРАМИ
- •3.1. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ И СМЕСИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3.1.1. ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ И РАСТВОРЫ
- •3.2. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
- •3.2.1. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНЫХ ВЯЖУЩИХ
- •3.2.3. ТАМПОНАЖНЫЕ ПАСТЫ
- •3.4.1. ПАКЕРЫ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ
- •Глава ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
- •4.1. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ
- •4.1.1. ПРИЗНАКИ ПРОЯВЛЕНИЙ
- •AVmin = eS,
- •4.1.4. О ПРИРОДЕ ГАЗИРОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
- •Поступление газа (и других флюидов) в скважину вследствие диффузии
- •Фильтрация газа в скважину
- •Поступление флюида в скважину за счет капиллярного противотока
- •Контракционный эффект бурового (глинистого) раствора
- •4.2. ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН
- •4.2.5. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
- •4.2.7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ КАМНЯ ИЗ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА
- •4.2.10. КОНТРАКЦИОННЫЙ ЭФФЕКТ
- •4.3. ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ
- •5 СТЕНОК СКВАЖИНЫ
- •6.1. РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ И ХАРАКТЕРИСТИКА ММП
- •6.4. ТИП И КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО АГЕНТА
- •6.5. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ
- •7 И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ,
- •ЖЕЛОБООБРАЗОВАНИЕ
- •7.1. ПРИРОДА ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ
- •7.3. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ КОЛОННЫ ТРУБ
- •7.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ
- •7.4.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ
- •7.4.4. ПРИХВАТЫ ТРУБ В ЖЕЛОБНЫХ ВЫРАБОТКАХ
- •7.4.5. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ САЛЬНИКООБРАЗОВАНИЯ
- •7.4.10. УСТЮЙСТВА ДЛЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •7.4.11. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ АЛМАЗНЫХ ДОЛОТ
- •7.5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ
- •7.5.2. РАСХАЖИВАНИЕ ПРИХВАЧЕННОЙ КОЛОННЫ
- •7.5.3. УСТАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН
- •7.5.6. ПРИМЕНЕНИЕ УДАРНЫХ УСТРОЙСТВ
- •7.5.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА
- •7.5.9. ГИДРОВИБРИРОВАНИЕ КОЛОННЫ ТРУБ
- •8.2. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЮ АВАРИЙ
- •8.3. АВАРИИ
- •8.4. РАЗРУШЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
- •8.5. ОТКРЫТЫЕ АВАРИЙНЫЕ ФОНТАНЫ
- •9 В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ
- •9.1. ОТСОЕДИНЕНИЕ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ КОЛОННЫ ТРУБ
- •9.2. ЗАХВАТЫВАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ
- •9.3. ОТБИВАНИЕ ЯССАМИ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ И ИНСТРУМЕНТОВ
- •9.4. ОПЕРАЦИЯ ОБУРИВАНИЯ
- •9.5. ИЗВЛЕЧЕНИЕ МЕЛКИХ ПРЕДМЕТОВ
- •9.7. ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИЗ СКВАЖИН ПРИХВАЧЕННЫХ ПАКЕРОВ
стном потоке без учета относительных скоростей; р г — дав ление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па; EfAp*,,) — по тери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемо го пласта до устья скважины, Па; рш — плотность шлама, кг/м 3; 1п — глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта, м; vM— механическая скорость бурения, м /с.
Поскольку значения Е(Дркп) и <р зависят от расхода про мывочной жидкости, то проверить второе условие можно только после установления подачи насосов.
При выборе турбобура расход промывочной жидкости О, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу турбобура с заданным для разрушения породы мо ментом Мр. Поэтому необходимо по справочнику подобрать такой тип турбобура, который удовлетворяет следующим ус ловиям: диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм; расход жидкости при номинальном режиме работы Оти близок к принятой подаче насоса; крутящий момент Мт не менее чем на 20 % больше заданного М р, необходимого для разрушения породы.
Крутящий момент турбобура при работе на жидкости
плотностью |
р и подаче насоса О определяется из |
соотнош е |
ния |
|
|
Мт = Мта-£ 2 |
1 , |
(1.50) |
РсО™
где Мп , рс, Отн — соответственно тормозной момент на валу турбобура, плотность и расход жидкости при номинальном режиме его работы.
Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы
Общие потери давления Ар (в Па) при движе нии промывочной жидкости в элементах циркуляционной системы определяются из выражения
Ар = 1(Др,) = 1(Дртр) + 1(Дркп) + Дрмт + Дрм + Др0 +
+ Дрг + Дрд + Дрг, |
(1.51) |
где Ц Д Ртр), Е(Дркп) — потери давления на трение соответст венно в трубах и кольцевом пространстве; ДрОТ1 Дрмк — по
тери давления в местных сопротивлениях соответственно в трубах и кольцевом пространстве; Ар0 — потери давления в наземной обвязке; Арт — перепад давления в турбобуре; АрА— потери давления в долоте; Арг — разность между гидростати ческими давлениями столбов жидкости в кольцевом прост ранстве и трубах.
Для расчета потерь давления на трение при движении промывочной жидкости без шлама в трубах и кольцевом ка нале необходимо определить режим течения, в зависимости от которого выбираются те или иные расчетные формулы. Для этого вычисляется значение критического числа Рей нольдса ReKp течения промывочной жидкости, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентно му. Это число для вязкопластических жидкостей определяет ся из соотношения
ReKp = 2100 + 7,ЗНе0,58, |
(1.52) |
где He = pd^T0/ri2 — число Хедстрема; TJ — пластическая |
(дина |
мическая) вязкость промывочной жидкости, Па с; т0 — |
дина |
мическое напряжение сдвига, Па. |
|
При течении жидкости внутри бурильной колонны значе ние d, принимается равным внутреннему диаметру буриль ных труб dT. В затрубном пространстве dr определяется как разность между диаметром скважины dc и наружным диаме тром бурильных труб dH.
Если число Рейнольдса Re движения жидкости в трубах ReT или кольцевом пространстве Re*n больше вычисленного значения ReKp, то режим течения турбулентный. В противном случае движение происходит при структурном режиме.
Значения Re, и Re„ определяются по формулам:
Re,. = pv,d,/T| = 4pO/ndTt|; |
(1.53) |
|
R e„ _ РУчпИс-^и) _ |
M>Q |
(1.54) |
Л |
n(dc - d H)ti' |
|
где v, = 4Q/(Jtd?), |
v „ = — |
- средняя скорость жидкое- |
|
~ dn) |
|
ти соответственно в трубах и кольцевом канале; а т, а н — соответственно внутренний и наружный диаметры секций бурильной колонны, состоящей из труб одного размера, м.
При турбулентном режиме течения потери давления по длине канала определяются по формуле Дарси — Вейсбаха:
внутри труб
Дрг = Хт^ 7 = Хт |
8рО2! . |
(1.55) |
_2 .5 ' |
||
2“т |
к d, |
|
в кольцевом пространстве |
|
|
Р^п |
I |
(1.56) |
^Acn ^кп 2(dc - d H) ' |
|
где 1 — длина секции бурильных труб одинакового диаметра dT или d H, м; ^ Хкп — коэффициенты гидравлического со противления трению в трубах и кольцевом пространстве. Их значения следует вычислять по формулам:
/\025
Хт = 0,14 4 6 к |
100 Л |
|
(1.57) |
V |
|
|
|
=0,107г |
1,46/с |
100 |
(1.58) |
\ d |
C ~ d H |
Re* |
|
Шероховатость к для стенок трубного и обсаженных уча стков затрубного пространства принимают равной 3*10~4м, а для необсаженных участков затрубного пространства — З 1 0 ”3м. Формулы (1.57) и (1.58) получены для турбулентных течений в трубах и кольцевых каналах вязкой жидкости. Бу дем их использовать и для турбулентных течений неньюто новских жидкостей, поскольку для них нет полностью под твержденных экспериментально аналогичных формул. В слу чае структурного режима течений формулы для определения потерь давления по длине канала имеют вид:
М т |
(1.59) |
|
|
4т0/ |
(1.60) |
ЛР,п |
|
РкпМс |
’ |
где ft,, Ркп — коэффициенты, значения которых можно опре делить по графику (см. рис. 1.8), предварительно вычислив число Сен-Венана для труб ST или кольцевого пространства SKn по формулам:
о |
_ TpdT _ |
|
. |
|
( 1.61) |
т |
nvT |
4tiQ |
' |
|
|
|
|
||||
с |
_ *o(dc -<JH) _ |
|
ДТрК ~ d H)2{dc +dn) |
(1.62) |
|
|
|
|
|
|
” 4Л0
По формулам (1.56), (1.60) определяются потери давления в кольцевом канале между стенками скважины и турбобуром. При этом значениям dn и 1 в формулах будут соответствовать наружный диаметр корпуса турбобура dT и его длина 1Т. М е стные потери давления от замков в кольцевом пространстве определяются из выражения
ЛРм* |
(1.63) |
где 1Т — средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м; dM — наружный диаметр замкового соединения, м; 1 — длина секции бурильных труб одинакового размера, м.
Для секции бурильной колонны, состоящей из труб, име ющих внутреннюю высадку, вычисляются потери давления в местных сопротивлениях внутри труб по формуле
^PMT = l £^ |
f - |
(1.64) |
Потери давления в наземной обвязке находят по формуле |
||
Ар0 = (ас |
+ Ощ + а , + cgpQ 2, |
(1.65) |
где а с, а ш, а в, а к — коэффициенты гидравлических сопро тивлений различных элементов обвязки (см. табл. 1.1).
Перепад давления в турбобуре вычисляют исходя из кине матического подобия по формуле
Дрт = дРта-£ 2 1 , |
(1.66) |
Рс<?та |
|
где Артн, От„ — справочные данные турбобура при номи нальном режиме его работы на жидкости известной плотно сти рс.
Перепад Арг вычисляется по формуле Арг = (1 — <р)(рш— р)gL. При промывке без углубления, когда плотности раствора на входе и выходе скважины сравниваются, Арг равно нулю.
Определение потерь давления в долоте.
Выбор гидромониторных насадок
Резерв давления АрА, который может быть реализован в долоте, определяется как разность между давле нием Ьрн, развиваемым насосом (или насосами) при выбран ном диаметре втулок, и суммой перечисленных выше потерь давления в элементах циркуляционной системы Ар = £(Др,):
Дрд = bp„ - |
2(Др,), |
|
(1-67) |
где b — коэффициент, равный |
0,75 — 0,80 |
и учитывающий, |
|
что рабочее |
давление нагнетания |
насосов |
должно быть, со |
гласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортно го на 20 —25 %.
По значению АрАследует установить возможность исполь зования гидромониторного эффекта при бурении данного интервала скважины. Для этого необходимо вычислить ско рость движения жидкости в промывочных отверстиях долота
vAпо формуле |
|
vA= щ/2Дрд /р , |
(1.68) |
где р — коэффициент расхода, значение которого следует принимать равным 0,95. Если полученное исходя из резерва давления значение уа > 80 м/с, то это означает, что рассмат риваемый интервал можно бурить с использованием гидро мониторных долот.
Следует иметь в виду, что перепад давления, срабатывае мый в насадках гидромониторного долота, не должен пре вышать некоторого предельного значения Аркр, определяемо го как возможностью запуска турбобура, так и прочностью конструктивных элементов долота. В настоящее время этот предел Дркр = 12^13 МПа. Поэтому по формуле (1.68) необ ходимо подобрать такие значения vAи АрА, чтобы выполня лись условия
уд > 80 м/с; Ард < Дркр. |
(1.69) |
При выполнении условий (1.69) рассчитывается суммарная площадь насадок гидромониторного долота Ф по формуле
Ф = (О - Оу)/уА, |
(1.70) |
где Оу = J — расход (утечки) промывочной жидкости че-
V *Р
рез уплотнение вала турбобура, м/с; 1с, п — опытные коэф фициенты, характеризующие негерметичность уплотнения конкретного турбобура. Найдя Оу, необходимо проверить выполнение условий выноса шлама и очистки забоя. Если разность О — Оу превышает значения расходов, вычислен ные по формулам (1.46) и (1.47), то названные условия будут соблюдены.
Зависимость Оу от АрАдля каждого конкретного турбобу-
зо
Рис. 1.10. Зависимость утечек |
Су» м3/с |
жидкости через пяту-сальник |
|
турбобура от перепада давле |
|
ния в долоте |
|
ра легко найти экспериментально. Приближенное значение Оу можно определить по рис. 1.10 для турбобура 5ТСШ195ТЛ.
По значению Ф подбирают диаметры насадок гидромони торного долота.
Если для данного долота vA < 80 м/с, то следует сделать вывод о том, что бурение данного интервала с использовани ем гидромониторного эффекта невозможно. В этом случае
необходимо вычислить перепад давления в долоте по |
форму |
ле |
|
дРд = р^д/2д2- |
(1.71) |
1.3. УСТАНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ГАЗА И ГАЗОШЛАМОВОЙ СМЕСИ В ЭЛЕМЕНТАХ ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ СКВАЖИНЫ
При бурении скважины с продувкой газом, при газовом фонтане, при равновесном бурении определение давления в циркуляционной системе скважины и выбор
компрессоров становятся необходимой инженерной зада чей.
Распределение давлений в восходящем потоке газа и газошламовой смеси в кольцевом канале скважины
Движение газошламовой смеси в кольцевом канале скважины имеет место при бурении с продувкой. Это двухфазное течение: первая ф аза — шлам, вторая — газ. В этом случае одномерного установившегося двухфазного тече ния система уравнений примет вид:
уравнение движения
— = дcos а[ршф + р(1 - ф)] ± |
[pmv > + pv2(l - ф)] - |
|
dz |
|
2аг |
- РшушФ~7 а' - |
P(J - Ф)у 7 " : |
|
dz |
dz |
|
уравнения сплошности
q>FPuivm = ОшРш = Шш = const;
(1 — <p)Fpv = Op = т = const;
термодинамическое уравнение
р = рRTz,
(172)
(1.73)
(1.74)
здесь z — текущая глубина скважины с началом отсчета на устье; p(z) — текущее давление; д — ускорение свободного падения; а — угол между осью z и направлением силы тяже сти; Ош, О, рш, р, vm, v — объемный расход, плотность, ско рость шлама и газа соответственно; ф — объемная концент рация шлама; dc, dH — наружный и внутренний диаметры кольцевого пространства; F — площадь поперечного сечения кольцевого пространства; R — газовая постоянная; Т — аб солютная температура; Хс — коэффициент гидравлических сопротивлений; z — коэффициент сверхсжимаемости.
При рассмотрении системы (1.72) — (1.74) |
считают, что |
I = const, Т = const. Для выбора параметров |
z и Т можно |
рекомендовать методику, используемую при исследовании газовых скважин. Для расчета коэффициентов гидравличес ких сопротивлений в кольцевом канале Хс пользуются ф ор
мулой |
(1.58), в которой Re определяют для потока газа без |
учета шлама. |
|
Для кольцевого пространства число Рейнольдса |
|
Rc _ |
_ QpdT |
^F(1-<р)ц*
В дальнейшем, считая ф « 1, вычисляют Re по формуле Re = Qpdr/(Fn).
При F, dr, р, Re постоянных, следовательно, и Хс = const. При рассмотрении движения газошламовой смеси в коль цевом пространстве пренебрегают инерционными членами и считают, что проскальзывание между шламом и газом отсут
ствует, т.е. уш = |
v |
и режим течения — турбулентный. Тогда |
||||||
Ф |
= |
O J{Q + |
Ош), т.е. истинная концентрация |
<р равна ис |
||||
ходной р. |
|
|
|
|
|
|
||
|
Уравнения (1.72), |
(1.73) и (1.74) в этом |
случае преобразуют |
|||||
к виду: |
|
|
|
|
|
|
||
“ |
= 9 cos а(ршр + р(1 - р)) + - ^ ( р ш^ р |
+ pv2(l - р))с |
(1.75) |
|||||
Э^РиЛ, = Я1Ш; (1 |
- |
P)Fpv = т; |
|
|
(1.76) |
|||
Р = |
Ош/(О ш + |
О); |
|
|
|
(1.77) |
||
К = |
const. |
|
|
|
|
|
(1-78) |
|
|
Из (1.76) и (1.77) следует, что v = |
уш = |
(Ош + |
0)/F. Под |
ставляя выражения для Р, v, уш (1.75) и приводя полученное уравнение к безразмерному виду, с учетом (1.74) получают
^ |
= illD l£ co sa+ fti2(1 +1])(1t ,lE)[ |
|
|
(1.79) |
|||
Ч |
1 + ПР |
р |
|
|
|
|
|
где |
р ^ р /(zp^RT) —безразмерное давление; | = —1г— |
— без- |
|||||
|
|
|
|
|
|
RT z |
|
размерная координата; т| |
= Ошрш/(Ор) |
= |
тш/т — массовый |
||||
коэффициент зашламленности; |
|
|
|
||||
К2_ (<?Р)2^с |
|
|
|
|
|
||
|
2(5рш)Чдг' |
|
|
|
|
|
|
Интегрируя |
уравнение |
(1.79), с учетом |
условия |
р(0) = р0 |
|||
получают |
|
|
|
|
|
|
|
1- KW |
|п Р2 +^ 2(1+ЛР)2 |
2*24 |
| l ^ 2V )p t)|K ; |
||||
2(1 + к|ц 2) 2 |
р£ + Д|(1 +ЯРо) 2 |
(1+*?Ч2)2 . |
|
|
|
||
- a r c t g i l l ^ l & |
^ E i + — |
(Р - Ро) = (1 + лЯсов а, |
(1.80) |
||||
|
|
*2 |
1+ |
|
|
|
|
где
К\ = Kf /co s а.