Гидравлический расчет циркуляционной системы.
Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов.
Предварительно вычислим параметры
ϕ-содержание жидкости в шламожидкост-ном
потоке и
потери давления при движении промывочной
жидкости. Значение ϕ рассчитаем с помощью
найденных ранее скорости vм=2,14
м/ч=5,95
10-4
м/с и расхода Q=0,0345 м3/с
для второй (нижней) секции и vм=4,56
м/ч=1,27
10-3
м/с и расхода Q=0,0345 м3/с
для первой (верхней) части:
Т. е. содержание шлама в потоке (1-ϕ)≈0.
Определим действительные числа ReКП в кольцевом пространстве. При этом внутренний диаметр последней обсадной колонны примем равным диаметру долота dС=0,2445 м.
где vКП – средняя скорость жидкости в трубах и кольцевом канале.
Тогда за турбобуром
за УБТ-178
за УБТ-146
за НК и секциями ТБВ-127
Критические числа ReКР на однородных участках кольцевого канала найдем по формуле:
где Не – число Хедстрема; µ - пластическая вязкость промывочный жидкость, Па с; τ0 – динамическое напряжение сдвига, Па; dг – гидравлический диаметр.
Тогда за турбобуром
за УБТ-178
за УБТ-146
за НК и секциями ТБВ-127
Таким образом, по всей длине кольцевого канала ламинарный режим течения. Примем, что до глубины залегания подошвы слабого пласта LП=2100 м скважина обсажена трубами, шероховатость которых 3 10-4 м.
Найдем скорости течения жидкости на одинаковых участках кольцевого канала:
За турбобуром
за УБТ-178
за УБТ-146
за НК и секциями ТБВ-127
Вычислим значения чисел Сен-Венана:
За турбобуром
за УБТ-178
за УБТ-146
за НК и секциями ТБВ-127
Определим величины βКП:
За турбобуром
за УБТ-178
за УБТ-146
за НК и секциями ТБВ-127
Вычислим потери давления:
где l – длина секции бурильных труб одинакового диаметра.
За турбобуром
за УБТ-178
за УБТ-146
за НК
за 1 секцией ТБВ-127
за 2 секцией ТБВ-127
Определим местные потери от замков ЗУ-155 в кольцевом пространстве по формуле:
где lТ=12 м – средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м; dМ – наружный диаметр замкового соединения, м; l – длины секции бурильных труб одинакового размера, м.
Суммируя значения ΔРКП, получим:
Найдем потери до участка слабого пласта:
за 1 и 2 секцией ТБВ-127
для ЗУ-155
Тогда суммарные потери до слабого участка будут равны:
Найдем ρкр:
Так как
,
то условие недопущения гидроразрыва
пластов выполняется.
Вычислим потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определим критическое число Рейнольдса на участке колонны с наибольшим внутренним диаметром.
В ТБВ-127
Определим действительные числа Рейнольдса:
В УБТ-178
в УБТ-146
в НК
в 1 и 2 секциях ТБВ-127
Так как в ТБВ-127
,
то на других участках с меньшими
внутренними диаметрами это неравенство
будет и подавно справедливо. Таким
образом, в колонне везде течение
турбулентное.
Рассчитаем значения коэффициентов λТ:
В УБТ-178
в УБТ-146
в НК
в 1 и 2 секциях ТБВ-127
Потери давления вычислим по формуле:
В УБТ-178
в УБТ-146
в НК
в 1 секции ТБВ-127
во 2 секции ТБВ-127
Местные потери от замков ЗУ-155 в колонне:
где dЗВ – наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м.
Для НК
для 1 и 2 секций ТБВ-127
Потери давления в наземной обвязке вычислим по формуле:
Из таблицы для размеров наземной обвязки найдем значения коэффициентов для стояка, бурового рукава, вертлюга и ведущей трубы соответственно:
Перепад давления в турбобуре:
Вычисляем сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением потерь давления в долоте:
Рассчитаем резерв давления для потерь в долоте:
где b=0,75÷0,8 – коэффициент, учитывающий, что рабочее давление нагнетания насосов должна быть, согласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортного на 20 – 25%, РН – давление развиваемое насосом.
Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле:
Отсюда следует, что бурение данного интервала с использованием гидромониторного эффекта невозможно. Тогда перепад давления в долоте вычисляем по формуле:
