книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

Рис. 12.4. Принципиальная схема системы очистки бурового раствора: 1 — скважи­ на; 2 — вибросито; 3, 10 — емкости; 4, 5, 8, 13 — насосы; 6 — пескоотделители; 9 — илоотделители; 14, 16 — центрифуги; 15 — блок хим.обработки; 16(a) — стационар­ ная передвижная центрифуга.

восстановлению или полному разделению на осветленную воду и шлам (кек). Полное разделение производится с помощью блока «коагуляциифлокуляции» и центрифуги. В период заканчивания скважины могут обра­ зоваться излишки бурового раствора. Поскольку на территории кустовой площадки шламовый амбар отсутствует, излишки бурового раствора долж­ ны быть разделены на осветленную воду и шлам с помощью блока «коагу­ ляции-флокуляции» и центрифуги, или вывезены на хранение. Сточные воды на территории буровой установки также должны подвергаться освет­ лению с помощью указанного выше оборудования. Осветленная вода мо­ жет использоваться в системе оборотного водоснабжения буровой уста­ новки.

12.5. Технические характеристики насосных систем

Насосная система установки Кардвелл («Гарднер Денвер») (табл. 12.9). Насосно-циркуляционная система НЦ-3 Насосно-циркуляционная система НЦ-3 предназначена для промывки

скважин и обработки и очистки промывочной жидкости от выбуренной по­

роды при бурении.

Циркуляционная система предусматривает сброс шлама в транспорти­ руемые контейнеры, что позволяет осуществлять бурение без амбара и обеспечивает экологическую чистоту буровой площадки.

В состав насосно-циркуляционная система НЦ-3 входят следующие ос­ новные блоки: насосно-приводной, очистки, приготовления и обработки

Таблица 12.9. Насосная система установки Кардвелл («Гарднер Денвер»)

жины, промывку забоя и работу бурильной колонны. Так, при достаточно большой длине ствола увеличение нагрузки на долото от трения промывоч­ ной жидкости о стенки бурильной колонны может достигать нескольких десятков кН. При высокой вязкости жидкости заметным становится влия­ ние на потерю мощности при вращении бурильной колонны.

Ось колонны труб почти по всей длине смещена относительно оси сква­ жины. В результате у нижней стенки ствола скважины может образоваться застойная зона (отсутствие течения жидкости). Размеры этой зоны по пе­ риметру кольцевого пространства при бурении сильно наклонного или го­ ризонтального участка ствола будут зависеть от расхода промывочной жид­ кости. Поэтому от расхода будет зависеть и степень опасности прихвата ко­ лонны.

При бурении многошарошечными долотами в целях улучшения промыв­ ки забоя вместо одной или двух гидромониторных насадок долота иногда устанавливают заглушки. Возникающее при этом асимметричное воздейст­ вие реактивных струй потока, например, на поперечные колебания нижней части бурильного инструмента до настоящего времени до конца не оце­ нено.

Эти и некоторые другие факторы непосредственно влияют на скорость и стоимость проводки скважин и вызывают необходимость проведения ана­ лиза влияния свойств промывочных жидкостей и режимов их течения в трубах и заколонном пространстве на гидромеханику системы «скважина— бурильная колонна» и, следовательно, на процесс бурения в целом.

В связи с этим рассмотрим гидравлические потери (МПа) при течении жидкости в трубах и кольцевом пространстве (гидравлический радиус, м, потока в трубах и кольцевом пространстве, соответственно, 5 = ё / 4 и

5 = Рскв4 Р ) при бурении с использованием технической воды и вязкопла­

стичных жидкостей, к которым относится бульшая часть глинистых раство­ ров:

где L — длина канала, м; X — коэффициент гидравлических сопротивлений; р — плотность жидкости, кг/м3; v = Q/F — скорость потока, м/с; Q — рас­ ход жидкости м3/с; F — площадь поперечного сечения потока, м ; DCKB— диаметр скважины, м; D и d — наружный и внутренний диаметры рассмат­ риваемого участка колонны, м.

Гидравлические потери при течении промывочной жидкости в колонне труб или в кольцевом пространстве зависят от числа Рейнольдса и находят­ ся из известных выражений:

для ньютоновских жидкостей

где ц, v, Лр — динамическая (абсолютная), кинематическая и пластическая вязкость соответственно; т0 — предельное статическое напряжение сдвига.

Коэффициент гидравлического сопротивления X при определении по­ терь давления для практических расчетов рассматривается как не завися­ щий от шероховатости стенок труб. В этом случае значения X можно опре-

делять по одной из формул, представленных в табл. 12.12. В таблице допол­ нительно к ранее принятым обозначениям введены следующие: s — длина одной трубы; £, — коэффициент местного гидравлического сопротивления.

Анализ гидравлических потерь проведем для случаев бурения БС из 146мм и 168-мм обсадных колонн.

Пример 1. Определить гидравлические потери давления (условно приве­ денные к 1000 м длины) в системе «бурильная колонна — скважина» с бо­ ковым стволом.

Исходные данные: основной ствол скважины обсажен 146(7,7-мм обсад­ ной колонной (внутренний диаметр Doc = 130,6 мм); диаметр бокового ствола D6oc = 123,78 мм; компоновка бурильной колонны — долото, винто­ вой двигатель, УБТ 104,8/50,3 длиной L = 18 м, бурильные трубы ТБПВ 73x7 (внутренний диаметр d = 59 мм) с замками ЗПН-105; промывочная жидкость — вязкопластичный (глинистый или др.) раствор с параметрами: р = 1200 кг/м3; г) = 0,014 Па • с; т0 = 2 Па. Потери рассчитать при давлении на стояке 10 МПа и расходах промывочной жидкости Q, составляющих 6, 8, 10 и 12 л/с.

Решение.

1. Находим гидравлический радиус потока в колонне труб 7347:

6 = d / 4 = 59 10~3/ 4 = 0,01475м

Аналогично определяются гидравлические радиусы потока в кольцевом пространстве:

взоне обсадной колонны

взоне БС

6 = (130,6-73) 10'3/ 4 = 0,01444м

Определяем скорости потока промывочной жидкости, которые заносим в табл. 12.13.

где Q — расход, л/с; F — площадь поперечного сечения потока в рассматри­ ваемом сечении В колонне или в кольцевом пространстве, см2.

Для вязкопластичной жидкости (см. табл. 12.12) определяем число Рей­ нольдса в колонне труб при расходе Q = 6 л/с по формуле:

Подставляя значения в формулу (12.15), получаем:

Re = 4 • 0 , 0 1 4 7 5 1 4 0 0 • 2 , 1 9 { 0 , 0 1 4 [ 1 + 2 • 4 • 0 , 0 1 4 7 5 ( 6 • 2 , 1 9 • 0 , 0 1 4 ) ] } “ ' =

=7 8 7 2

Критерий Бингама (табл. 12.12):

Аналогично определяем значение чисел Рейнольдса и критерия Бингама при других расходах, а также для кольцевого пространства. Результаты сво­ дим в табл. 12.13.

Т аб л и ц а 12.13. Гидравлические потери в трубах и в кольцевом пространстве при бурении БС, МПа

Вязкопластичная жидкость (т|=14 • 10'3Па*с; т0=2Па; р=1200 кг/м3)

Примечание: * При длине одной трубы S=12M приведенные потери давления умножа­ ются на коэффициент к12=0.75.

**При 0=4лл/.

4.Коэффициент гидравлического сопротивления при Re>2100 опреде­ ляем по упрощенной формуле Никурадзе следующим образом:

X = 0,0032 + 0,22 le0,2371"6747 = 0,0305.

Для ламинарных режимов в кольцевом пространстве

\ = [64- 1,5 + 32(36/32) • 7,26 / 3] / 1277 = 0,143

Полученные для различных расходов значения X сводим в табл. 12.13.

5.Потери давления, условно отнесенные к 1000 м длины колонны, соста­

вят:

Др = 0,0305 1000 • 2,192 1200/(8 0,01475) = 1,49МПа.

Значения потерь давления в трубах, полученные при других расходах и в кольцевом пространстве также сводим в табл. 12.13.

6. Для труб с приварными замками местный коэффициент потерь давле­ ния в кольцевом пространстве 123,8-мм скважины при длине одной трубы

1 = 9 м, условно приведенный к длине скважины L = 1000 м, составляет (табл. 12.12):

Е, = (1,4+ 1,6)[( 123,82 —732)( 123,82 1052)-1 —I]2 = 2,45 + 2,81

Принимаем для открытого ствола (из-за возможного влияния глинистой

корки) ^ = 2,8.

Аналогично для кольцевого пространства в 146(7,7-мм обсадной колон­

В 146(7,7-мм обсадной колонне составит Дрок = 0,037 МПа. Полученные для других расходов значения гидравлических потерь сводим в табл. 12.13.

8. Потери давления в гидромониторной насадке диаметром dH, предна­ значенной для улучшения условий промывки забоя,

Др = apv2 = 0,00063 1,200 • 532 = 2,1 МПа.

В табл. 12.13 представлен пример результатов расчета гидравлических потерь в трубах и заколонном пространстве для условий бурения 123,8-мм боковых стволов (забуривание ствола из 146(7,7-мм эксплуатационной ко­ лонны; бурильные трубы ТБПН 73(7 с замками ЗПН-105) с промывкой вязкопластичной (большая часть глинистых и цементных растворов) про­ мывочной жидкостью (ц = 14 • 10'3Па • с, т0 = 2 Па). Для сравнения в верх­ ней части таблицы приведены аналогичные потери при бурении с промыв­ кой технической водой (ц = 1 • 10'3Па • с).