Последовательность расчета потерь давления при бурении на нефть и газ

При турбулентном режиме течения в бурильных трубах и УБТ гидравлические потери (в Па) вычисляют по формуле Дарси-Вейсбаха:

(2.20)

При ламинарном режиме течения вязкопластичной жидкости:

(2.21)

а вязкой жидкости по формуле (2.20) при:

(2.22)

Здесь - коэффициент гидравлических сопротивлений труб; l -длина труб, м; - средняя скорость течения раствора м/с; - внутренний диаметр труб, м; - безразмерный коэффициент, определяемый по кривым рис. 2.1 в зависимости от числа Сен-Венана - Ильюшина (Sen):

(2.23)

(2.24)

При расчете гидравлических потерь в кольцевом пространстве: при турбулентном режиме:

(2.25)

При ламинарном течении вязкопластичной жидкости:

(2.26)

При ламинарном течении вязкой жидкости р_е определяться по формуле (2.25) при:

(2.27)

В выражениях (2.25)-(2.27) _к - коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве; l_к - длина участка кольцево­го пространства с диаметральным зазором , м; - средний диа­метр рассматриваемого участка скважины, м; d - наружный диаметр бурильной колонны, м; _к - безразмерный коэффициент, определяемый по кривым рисинка 2.1 для кольцевого пространства; Rе_к - число Рейнольдса для кольцевого пространства.

Рисунок 2.1 - Зависимость безразмерного коэффициента β_k от числа Сен-Венана – Ильюшина: 1 -для труб; 2 -для соосного кольцевого пространства

Числа Сен-Венана и Рейнольдса для кольцевого пространства:

(2.28)

(2.29)

Гидравлические потери при турбулентном течении можно рассчи­тать по формуле (2.20), если λ вычислить по формуле Блазиуса:

(2.30)

где =0,3164 - для труб круглого поперечного сечения; =0,339 - для кольцевого пространства; для ЛБТ на 10-15% меньше, чем для сталь­ных труб.

Потери давления при течении раствора в бурильных замках при­ближенно можно рассчитать по формуле Борда – Карно:

(2.31)

а в сужениях кольцевого пространства бурильными замками:

(2.32)

где i_б.з. ^_ число бурильных замков в рассматриваемом участке.

Коэффициенты местных сопротивлений бурильного замка ЗН и ЗШ соответственно:

(2.33)

- минимальный диаметр проходного канала высаженного внутрь конца трубы, м; - наименьший диаметр проходного канала бурильного замка, м.

Коэффициент местных сопротивлений сужения кольцевого про­странства бурильным замком:

(2.34)

В других элементах циркуляционной системы кроме долотных насадок и ГЗД:

( 2.35)

где а_i - коэффициент сопротивлений элемента циркуляционной системы, м^-4 значения которого можно найти в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Значение коэффициентов потерь давления в поверхностной обвязке буровой

Стояк		Шланг		Вертлюг		Ведущая труба			Манифольд
Диаметр, мм	а·10-5, м-4	Внутренний диаметр, мм	а·10-5, м-4	Диаметр проходного отверстия, мм	а·10-5, м-4	Условный диаметр, мм	Диаметр проходного отверстия, мм	а·10-5, м-4	Диаметр, мм	а·10-5, м-4
88	16,9	38 50	36,4 9,7	32 50	27,2 4,57	63 89	30 33	16,5 10,2	- -	- -
114	3,35	63,5 76	2,93 1,2	65 75	1,1 0,9	114	74	1,8	114	13,3
140	1,07	80 90	0,93 0,52	80 90	0,70 0,44	146	85	0,9	140	2,3
168	0,4	103	0,28	100	0,29	168	100	0,4	168	1,2

Смене ламинарного режима турбулентным соответствует критиче­ское значение числа Рейнольдса:

(2.36)

где Не - число Хедстрема,

(2.37)

в кольцевом пространстве

(2.38)

Вычислив число Хедстрема, , можно найти также по графику (рис. 2.2).

Рис. 2.2 – Кривая критических значений числа Рейнольдса

перехода в турбулентный режим

При турбулентном режиме v>v_кр. Для потока в трубах:

(2.39)

а в кольцевом пространстве:

(2.40)

При роторном бурении гидромониторными долотами необходимая гидравлическая мощность N_{r min} приближенно может быть оценена в зависимости от удельной осевой нагрузки на долото Р_ул, частоты его вращения п_л и диаметра D_Д по рис. 2.3.

Рисунок 2.3 - Зависимость между минимально необходимой гидравлической мощностью на забое и удельной осевой нагрузкой, частотой вращения при роторном бурении гидромониторны­ми шарошечными долотами с симметричной схемой промывки. Числа у кривых указывают диаметр долота в мм.

Во избежание преждевременного выхода из строя промывочных узлов гидромониторных долот перепад давлений в насадках не должен превышать 13 МПа. Поэтому перепад давлений в насадках долота при роторном бурении нужно выбрать с соблюдением следую­щих условий:

(2.41)

Где - наибольшее давление, которое может создавать насос при по­даче Q, Па; ∑р_к - гидравлические потери в кольцевом пространстве скважины, Па; - гидравлическая мощность, найденная по рис. 2.3; ∑ Р_т - гидравлические потери в бурильных трубах, УБТ и бурильных замках.

При бурении ГЗД

(2.42)

Где p_з.д. - перепад давления в забойном двигателе, Па при турбинном бурении.

(2.43)

где перепад давлений при расходе бурового раствора с плот­ностью , Па.

При отсутствии опытных данных, объемную скорость утечек (в м³/с) через уплотнительный узел вала ГЗД можно вычислить по эмпи­рической формуле:

(2.44)

Для реализации перепада давлений р_Д в долоте при бурении с ГЗД необходимы насадки с площадью выходных сечений (м²):

(2.45)

По величине f_н из таблицы 2.3 устанавливают диаметр и число насадок гидромониторных долот.

Перепад давления в промывочных насадках буровых долот можно рассчитать по формуле:

(2.46)

В формулах (2.45) и (2.46) _н - коэффициент расхода, зависящий от конфигурации насадки, отношения длины проходного канала к диа­метру и числа Рейнольдса; при приближенных расчетах принимают для обычных долот а для гидромониторных долот с более совершенной конфигураци­ей входного участка ; - площадь выходных сечений наса­док, м²; Q - в м³/с.

Для обеспечения циркуляции бурового раствора в заданном коли­честве насос должен развивать давление, которое складывается из сум­мы потерь давления (в Па) на всех участках циркуляционной системы:

(2.47)

Таблица 2.3 – Суммарная площадь сечений промывочных отверстий гидромониторных долот

Суммарная площадь сечения ƒн·106, м2	Сочетание диаметров насадок, мм	Суммарная площадь сечения ƒн·106, м2	Сочетание диаметров насадок, мм
79	10	303	11-11-12
95	11	305	10-17
113	12	306	10-17
133	13	306	10-11-13
154	14	309	13-15
157	10-10	311	10-10-14
174	10-11	314	12-16
177	15	321	10-12-12
190	11-11	322	11-17
192	10-12	323	11-11-13
201	16	324	10-12-13
208	11-12	328	10-11-14
211	10-13	331	14-15
226	12-12	333	10-18
227	17	334	13-16
228	11-13	339	12-12-12
232	10-14	340	12-17
236	10-10-10	341	11-12-13
246	12-13	344	10-13-13
249	11-14	334	11-11-14
252	10-10-11	346	10-12-14
254	18	350	11-18
255	10-15	350	10-11-15
265	13-13	355	14-16
267	12-14	358	10-10-16
269	10-11-11	359	12-12-13
270	10-10-12	360	13-17
272	11-15	360	11-13-13
280	11-16	362	11-12-14
285	11-11-11	365	10-13-14
287	13-14	367	11-11-15
287	10-11-12	368	12-18
290	12-15	368	10-12-15
296	11-16	375	10-11-16

Задача 2.2. Вычислить гидравлические потери давления при бу­рении скважины роторным способом глубиной H м с промывкой глинистым раствором для следующих условий: в скважину до глубины Н1 м спущена обсадная колонна наружным диаметром D_ok мм и средним внутренним диаметром ; ниже скважина бурилась долотами диаметром D₂; по данным кавернометрии средний диаметр открытого ствола _с; бурильная колонна включает УБТС-146 длиной l_у= и внутренним диаметром d_в.у., сталь­ные бурильные трубы ТБВК диаметром d_бт (внутренний диаметр d_бт, наименьший внутренний диаметр высаженных концов 76 мм; бурильный замок ЗУК-146 диаметром d₃ (наименьший внутренний диаметр d_в.б.з.); ведущую трубу 112x112 мм с диамет­ром проходного канала d_п.к., средняя длина одной трубы l_тр; стояк диаметром d_ст; буровой рукав диаметром проходного канала d_п.к.р и короткий нагнетательный трубопровод диаметром d_н.п от стояка до буровых насосов; реологические характеристики бурового раствора: , η; ₀; режим бурения Р_д; ;Q=18 л/с.

Таблица 2.4 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8		9	10
H, м	3000	2800	3200	3020	2900	2700	3300	2960		3010	2780
Н1	1700	1400	1900	1705	1640	1600	1920	1628		1705	1630
Dok, мм	224
dо.к, мм	220
D2, мм	190,5
Dc, мм	205
Lу, м	180	186	188	190	182	180	184	186	188		190
dв.у, мм	68
dбт, мм	114,3
dбт, мм	94,3
d3, мм	146
dв.б.з, мм	82
dп.к., мм	74
lтр, м	12	12	11	10	9	9	12	10	9		10
dст, мм	114
dп.к.р, мм	90
dн.п, мм	114
Ρб.р., кг/м3	1160	1200	1100	1140	1128	1186	1204	1162	1090		1118
η,Па·с	12	11	10	12	12	10	13	11	10		12
τ 0, Па	6	5	7	6	8	5	6	7	8		5
Рд, кН	180
n, мин-1	70	71	72	73	74	75	76	77	78		79
Q, л/с	18	17	16	19	20	21	18	22	16		17