Циркуляционные процессы при промывке скважины роторного бурения жидкостью и откачке подземного флюида

Министерство НАУКИ И ВЫСШЕГО образования
Российской Федерации
ФГБОУ ВО «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ
УНИВЕРСИТЕТ имени Серго Орджоникидзе» (МГРИ)
_________________________________________________________________________
КАФЕДРА СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
КУРСОВАЯ РАБОТА
ПО ЦИРКУЛЯЦИОННЫМ ПРОЦЕССАМ
Циркуляционные процессы при промывке скважины
роторного бурения жидкостью и откачке
подземного флюида
Выполнил:
Проверил: проф. Куликов В.В.
МОСКВА, 2019 г.
Содержание
1 Задание ................................................................................................................. 5
2 Конструкция скважины .................................................................................... 8
3 Расчетная схема циркуляции жидкости...................................................... 10
4 Длина вертикальной проекции УБТ............................................................ 11
5 Геометрические характеристики участков движения промывочной
жидкости ............................................................................................................... 12
5.1 Геометрические характеристики поперечных сечений участков ...... 12
5.2 Линейные геометрические характеристики участков .......................... 14
5.2.1 Начальное напряжение сдвига ПЖ ........................................................ 15
5.2.2 Абсолютная вязкость промывочной жидкости (ПЖ) ........................ 15
5.2.3 Эквивалентный диаметр частиц шлама ............................................... 15
5.2.4 Числа Архимеда и Хедстрёма для относительного движения частиц
шлама и ПЖ ......................................................................................................... 16
5.2.5 Коэффициент лобового сопротивления при витании частиц ........... 16
5.2.6 Скорость витания частиц шлама в ПЖ ................................................ 17
5.2.7 Среднее значение зенитного угла скважины на участках движения
i = 1 – 3.................................................................................................................... 17
5.2.8 Средняя скорость движения потока промывочной жидкости на
участке i = 1, определяемая исходя из скорости витания ........................... 18
5.2.9 Объёмный расход промывочной жидкости .......................................... 18
5.2.10 Массовый расход жидкости ................................................................... 19
5.2.11 Массовый расход шлама на всех участках ......................................... 19
5.2.12 Средняя скорость жидкости на всех участках i = 1 – 3, 5 – 7 .......... 19
5.2.13 Средняя скорость движения частиц шлама на участках i = 1 – 3 .. 20
5.2.14 Время движения частицы шлама от забоя к устью скважины ...... 20
5.2.15 Объёмная концентрация частиц шлама в смеси на всех участках 21
5.2.16 Плотность смеси на всех участках ....................................................... 21
2
5.2.17 Числа Сен-Венана, Рейнольдса и Хедстрёма для течения
промывочной жидкости на участках i = 1 – 3, 5 – 7..................................... 22
5.2.18 Режим течения промывочной жидкости на участках i = 1 – 3, 5 –7
................................................................................................................................. 24
5.2.19 Коэффициент линейных сопротивлений на всех участках ............. 25
5.2.20 Линейная потеря давления на всех участках ..................................... 26
5.2.21 Коэффициент местных сопротивлений движению ПЖ снаружи и
внутри СЭ на всех участках .............................................................................. 27
5.2.22 Местная потеря давления в соединительном элементе на всех
участках ................................................................................................................. 28
5.2.23 Потеря давления на трение в промывочной жидкости на всех
участках ................................................................................................................. 28
5.2.24 Механическое давление, расходуемое на подъем шлама на всех
участках ................................................................................................................. 29
5.2.25 Избыточное давление при входе на все участки ............................... 30
5.2.26 Диаграммы избыточного давления и скорости промывочной
жидкости (в вертикальном масштабе)............................................................ 31
5.2.27 Давление, развиваемое насосом ............................................................ 31
5.2.28 Мощность потока жидкости .................................................................. 32
5.2.29 Мощность насоса ...................................................................................... 32
5.2.30 Мощность двигателя насоса .................................................................. 32
5.2.31 Статический напор жидкого подземного флюида (ПФ) в скважине
на подошве коллектора до откачки................................................................. 32
5.2.32 Глубина динамического уровня ПФ в скважине .............................. 32
5.2.33 Динамический напор ПФ в скважине на подошве коллектора в
процессе откачки ................................................................................................. 33
5.2.34 Пластовое давление ................................................................................. 33
5.2.35 Давление жидкого ПФ в скважине на подошве подземного
коллектора (ПК) .................................................................................................. 33
3
5.2.36 Радиус влияния откачки (радиус депрессионной воронки, радиус
контура питания скважины, радиус влияния скважины) ......................... 33
5.2.37 Радиус скважины ..................................................................................... 33
5.2.38 Коэффициент проницаемости пород подземного коллектора ........ 34
5.2.39 Объёмный расход ПФ (объёмный дебит скважины) ........................ 34
5.2.40 Массовый расход ПФ (массовый дебит скважины) ......................... 34
5.2.41 Удельный расход ПФ (удельный объёмный дебит скважины) ...... 34
5.2.42 Коэффициент продуктивности скважины .......................................... 34
5.2.43 Значение вертикальной координаты кривой депрессии при r = rс
................................................................................................................................. 35
5.2.44 Площадь поперечного сечения коллектора на границе со стволом
скважины (r = rс) ................................................................................................. 35
5.2.45 Скорость фильтрации ПФ при входе в скважину (r = rс) ............... 35
5.2.46 Действительная скорость фильтрации ПФ при входе в скважину
(r = rс) ..................................................................................................................... 35
5.2.47 Массовая скорость фильтрации ПФ при входе в скважину (r = rс)
................................................................................................................................. 36
5.2.48 Действительная массовая скорость фильтрации ПФ при входе в
скважину (r = rс) .................................................................................................. 36
5.2.49 Давление ПФ на подошве подземного коллектора при входе в
скважину (r = rс) .................................................................................................. 36
Литература............................................................................................................ 37
4
1 Задание
Рассчитать параметры режима работы бурового насоса при прямой
промывке нефтяной скважины роторного бурения. Провести оценку
выносной способности восходящего потока очистного агента. Определить
ожидаемый дебит скважины при напорном подземном флюиде (НПФ).
Параметрами режима работы насоса являются подача (расход)
промывочной жидкости, развиваемое давление и развиваемая мощность.
I. В соответствии с № 10 варианта задания и результатами
последующих расчётов заполнить таблицу исходных данных.
Таблица исходных данных
1
2
3
4
5
6
7
Обозначение
величины и её
размерность; вид
агента
hc, м
Hc, м
hок, м
Hок, м
Dок, мм
dок, мм
DД, мм
8
DУБТ, мм
108
9
10
11
12
13
14
dУБТ, мм
HУБТ, м
hУБТ, м
DБТ, мм
dБТ, мм
HБТ, м
46
30
28,69
89
75
9
15
DСЭ, мм
110
16
dСЭ, мм
64,3
17
HП, м
20
18
dП, мм
100
19
КЭ, мм
0,1
№
Значение
величины;
реологическая
модель агента
2620
2700
1090
1100
146,1
127,1
120,6
Наименование величины; назначение
агента
Глубина скважины
Длина ствола скважины
Глубина спуска обсадной колонны (ОК)
Длина ОК
Наружный диаметр ОК
Внутренний диаметр ОК
Диаметр долота
Наружный диаметр утяжелённых
бурильных труб (УБТ)
Внутренний диаметр УБТ
Длина УБТ
Длина вертикальной проекции УБТ
Наружный диаметр бурильных труб (БТ)
Внутренний диаметр БТ
Длина одной БТ
Наружный диаметр соединительного
элемента (СЭ)
Внутренний диаметр СЭ
Длина подводящей линии от бурового
насоса до колонны БТ (манифольда,
поверхностной обвязки скважины)
Внутренний диаметр подводящей линии
(манифольда, поверхностной обвязки
скважины)
Эквивалентная шероховатость
5
20
21
22
23
24
25
26
Dс, мм
Vмех, м/ч
ρш, кг/м3
ТВ или ГР
ρ, кг/м3
τ0, Па
μо, Па  с
120,6
20…50
2600
БЖ
1100
1,4
0,00221
27
μопф, Па  с
0,0012…0,055
29
30
Подземный
коллектор
П
κф, м/сут
Песок
крупнозернистый
0,2...0,3
1..3
31
hо, м
32
ρпф, кг/м3
33
S, м
1…8
34
35
Нк, м
t0, ºС
2…30
10
36
VC, м/с
30
37
38
39
η
ηп
g, Н/кг
0,7
0,9
9,81
28
70
750…1050
поверхности магистрали
Диаметр скважины
Механическая скорость бурения
Плотность частиц шлама
Очистной агент (ОА)
Плотность ПЖ
Начальное напряжение сдвига ПЖ
Абсолютная вязкость ПЖ
Абсолютная вязкость подземного флюида
(ПФ)
Тип подземного коллектора (ПК) и его
характеристика
Пористость подземного коллектора
Коэффициент фильрации
Глубина статического уровня жидкого
ПФ в скважине до откачки
Плотность ПФ
Понижение уровня ПФ в скважине при
откачке
Мощность ПК с НПФ
Средняя температура ПЖ
Скорость струи ПЖ при выходе из долота
(из гидромониторных насадков долота)
Полный КПД насоса
КПД передачи от двигателя до насоса
Ускорение силы тяжести
Примечания
1. При соединении бурильных труб (БТ) «труба в трубу» DСЭ –
наружный диаметр колонны в месте соединения, dСЭ – внутренний диаметр
колонны БТ в месте соединения.
2. Рекомендуемые значения величин: HП = 20 м; dП = 100 мм; КЭ = 0,1
мм; Vмех = 20…50 м/ч; ρш = 2600 кг/м3; t0 = 10ºС; η = 0,7; ηп = 0,9; g = 9,81
Н/кг; Ψ = 0,05; μопф = 0,0012…0,055 Па  с; ρпф = 750…1050 кг/м3; S = 1…8 м;
Нк = 2…30 м.
3. Диаметр скважины Dс можно условно принять равным диаметру
долота DД.
4. При τ0 = 0 реологическая модель – НЖ (ньютоновская жидкость),
если  = 1000 кг/м3 – техническая вода (ТВ).
6
При τ0 > 0 реологическая модель – БЖ (бингамовская жидкость), если
 > 1000 кг/м3 – глинистый раствор (ГР).
5. Напорный подземный флюид (НПФ) – нефть.
6. Расчёты выполнять в СИ, ответы (где это необходимо) переводить в
единицы, принятые в бурении – МПа и др.
7. Ответы округлять, указывая после запятой не более двух знаков,
например: 161  10-3 м; 3,48  10-3 м2; 43,86  105 Па; 0,88 МПа; 8,33  10-4 м3/с;
140  103 Вт и т.п.
8. Значения пористости П и коэффициента фильтрации κф подземного
флюида (ПФ) в подземном коллекторе (ПК).
№ п/п
Тип подземного коллектора
(ПК) и его характеристика
Средняя пористость
пород подземного
коллектора (ПК)
П
3
Песок крупнозернистый
0,2 – 0,3
Средние значения
коэффициента фильтрации
подземного флюида (ПФ) в
подземном коллекторе
(ПК)
κф, м/сут
1–3
9. Из-за малости значений в СИ (м/с) на практике размерность
величины κф указывают в м/сут (1 сут = 24 ч = 1440 мин = 86400 с).
10. Из-за малости значений в СИ (м2) на практике размерность
величины κп указывают в мкм2 (1 м2 = 1012 мкм2), дарси (1 м2 = 0,980665 ∙
1011 Д) и миллидарси (1 м2 = 0,980665 ∙ 1014 мД).
7
28
Песок
крупнозернистый
31 36
70
30
1100
БЖ
64,3
110
9
75
89
30
10
2620
2700
1090
1100
146,1
127,1
120,6
108
46
Варианты заданий
№
№ пункта таблицы исходных данных
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 12 13 14 15 16 23 24
2 Конструкция скважины
Рисунок 2.1 – Схема циркуляции промывочной жидкости в скважине при прямой
промывке
Рисунок 2.2 – Схема циркуляции промывочной жидкости в скважине при прямой
промывке
1 – направление; 2 – кондуктор; 3 – обсадная колонна; 4 – бурильные трубы;
5 – соединительные элементы; 6 – УБТ (утяжеленные бурильные трубы);
7 – буровое долото; 8 – нисходящий поток; 9 – восходящий поток, обогащенный шламом;
Hок – длина обсадной колонны; Hс – длина ствола скважины; Dс – диаметр скважины
8
Рисунок 2.3 – Условные схемы соединительных элементов:
а) ниппельное соединение бурильных труб; б) муфтовое соединение бурильных
труб; dсэ, Dсэ – внутренний и наружный диаметры соединительных элементов; dбт, Dбт –
внутренний и наружный диаметры бурильных труб; Dс – диаметр скважины; 1 – круглый
(в поперечном сечении) поток жидкости; 2 – кольцевой (в поперечном сечении) поток
жидкости; 3 – области (зоны) вихрей
9
3 Расчетная схема циркуляции жидкости
Рисунок 3.1 – Условные схемы соединительных элементов
1 – буровой насос; 2 – манометр; 3 – предохранительный клапан; 4 – емкость
(зумпф); 5 – фильтр с обратным клапаном (храпок); 6 – система очистки промывочной
жидкости. Магистраль разделена на 7 (i = 1,2…7) участков движения жидкости; i – номер
участка движения. Участки i = 5…7 в поперечном сечении круглые, а участки i = 1-3 –
кольцевые. i = 1 – между обсадной и бурильной колоннами; i = 2 – между стенками
скважины и бурильной колонной; i = 3 – между стенками скважины и УБТ; i = 4 – на забое
скважины и в буровом долоте; i = 5 – внутри УБТ; i = 6 – внутри бурильной колонны; i = 7
– в устьевой обвязке (в подводящей линии от бурового насоса до колонны бурильных
труб); Pиi – избыточное давление при входе на i-ый участок движения; Pн – давление,
развиваемое насосом; P0 – атмосферное давление
10
4 Длина вертикальной проекции УБТ
hУБТ = HУБТ ∙ (hС – hОК) / (НС – НОК), м
hУБТ = 30 ∙ (2620 – 1090) / (2700 – 1100) = 28,69 м
11
5 Геометрические характеристики участков движения
промывочной жидкости
5.1 Геометрические характеристики поперечных сечений участков
Диаметр скважины:
DC = DД, м,
DC = 120,6 мм = 0,1206 м
Площадь проекции забоя скважины на плоскость, перпендикулярную
её оси:
f заб 
f заб 

 DC 2 , м 2
4
3,14
 0,1206 2  114,17 10 4 м2 .
4
Площадь и эквивалентный диаметр поперечного сечения потока
промывочной жидкости.
Для круглого сечения геометрическим диаметром d:
В гладкой части магистрали, i = 5, 6, 7
  d2 2
fi 
,м
4
dЭi = d, м
dЭ5 = dУБТ = 0,46 м
dЭ6 = dБТ = 0,075 м
dЭ7 = dП = 0,1 м
12
3,14  0,046 2
f5 
 0,00166 м 2
4
3,14  0,075 2
f6 
 0,00442 м 2
4
3,14  0,12
f7 
 0,00785 м 2
4
Внутри соединительного элемента колонны БТ, i = 6
d 2 2

fi 
,м
4
f 6* 
3,14  0,0643 2
 0,00325 м 2
4
Для кольцевого сечения, имеющего геометрические диаметры D и d:
В гладкой части магистрали, i = 1…3
fi 



 D2  d 2 , м 2
4
d Эi  D  d , м
f1 


3,14
 0,12712  0,089 2  0,00646 м 2 ,
4
d Э1  0,1271  0,089   0,0381 м,
f2 


3,14
 0,1206 2  0,089 2  0,0052 м 2 ,
4
d Э 2  0,1206  0,089   0,0316 м,
f3 


3,14
 0,1206 2  0,108 2  0,00226 м 2 ,
4
13
d Э3  0,1206  0,108   0,0126 м,
Снаружи соединительного элемента колонны БТ, i = 1, 2.
f i* 
f1* 
f 2* 



 D2  d 2 , м2
4


3,14
 0,12712  0,112  0,003183 м 2 ,
4


3,14
 0,1206 2  0,112  0,001919226 м 2
4
5.2 Линейные геометрические характеристики участков
Длины участков движения:
H1 = HОК = 1100 м
H2 = HC – HОК – HУБТ = 2700 – 1100 – 30 = 1570 м
H3 = H5 = HУБТ = 30 м
H6 = HС – HУБТ = 2700 – 30 = 2670 м
H7 = HП = 20 м
Вертикальные проекции участков движения:
h1 = hОК = 1090 м
h2 = hC – hОК – hУБТ = 2620 – 1090 – 28,69 = 1501,31 м
14
h3 = h5 = hУБТ = 28,69 м
h6 = hС – hУБТ = 2620 – 28,69 = 2591,31 м
5.2.1 Начальное напряжение сдвига ПЖ
Если
ПЖ
–
глинистый
раствор
(ГР),
то
в
соответствии
с
производственными данными можно принять:
при  < 1200 кг/м3
τ0 = 1,4 Па
5.2.2 Абсолютная вязкость промывочной жидкости (ПЖ)
Если ПЖ – ГР, то в соответствии с производственными данными
можно принять:
при  < 1200 кг/м3
μ0 = 0,00221 Па ∙ с
5.2.3 Эквивалентный диаметр частиц шлама
dш = (Dc – DУБТ) / 2, м
dш = (0,1206 – 0,108) / 2 = 0,0063 м
15
5.2.4 Числа Архимеда и Хедстрёма для относительного движения
частиц шлама и ПЖ
d 3ш
Ar    g  2   ш  ,
0
2
dш
H e    0  2
0
Число Архимеда характеризует взаимосвязь веса тела в жидкости
(газе), вязкости и плотности жидкости (газа).
Число Хедстрёма характеризует взаимосвязь касательной силы трения
на поверхности тела, возникающей от действия начального напряжения
сдвига, вязкости и плотности жидкости (газа).
Ar  1100  9,81 
0,00633
 2600  1100   828547 ,3
0,002212
0,0063 2
He  1100  1,4 
 12514 ,9
0,002212
5.2.5 Коэффициент лобового сопротивления при витании частиц
Для НЖ:
С* = ((36 / (3 ∙ Ar)0,5 + 0,67) /(1 – 6 ∙ He / Ar))2,
где (6 ∙ He / Ar) < 1.
16
Для БЖ вначале нужно установить знак сравнения между величинами
Ar и (6 ∙ He). Если Ar > (6 ∙ He), то частицы шлама будут тонуть в БЖ, С*
определяется как и для НЖ. Если Ar ≤ (6 ∙ He), то частицы шлама тонуть в
БЖ не будут, C*   .
Ar = 828547,3 > (6 ∙ He) = 75089,4
Следовательно, частицы шлама будут тонуть в БЖ:
С* = ((36 / (3 ∙ 828547,3) · 0,5 + 0,67) / (1 – 6 ∙ 12514,9 / 828547,3)) · 2 =
= 0,55
5.2.6 Скорость витания частиц шлама в ПЖ
Формула П. Р. Риттингера:
VB 
VB 
0
4Ar

,м / с
d ш 3C*
0,00221
4  828547 ,3

 0,45 м / с
1100  0,0063
3  0,55
5.2.7 Среднее значение зенитного угла скважины на участках
движения i = 1 – 3
1  arccos
h1
, град
Н1
i = 1:
1090
1  arccos
 7,73 ,
1100
17
i = 2 – 3:
i  arccos
2,3  arccos
h C  h OK
, град
H C  Н ОК
2620  1090
 17,01
2700  1100
5.2.8 Средняя скорость движения потока промывочной жидкости
на участке i = 1, определяемая исходя из скорости витания
Vi = VВ ∙ (1 + ki)/cos θi, м/с,
где ki – опытный коэффициент ki = (0,1…0,3).
V1 = 0,45 ∙ (1 + 0,2) / cos 17,010 = 0,54 м/с
5.2.9 Объёмный расход промывочной жидкости
Для охлаждения долота и очистки забоя скважины от шлама:
Q1 = а · fзаб = 0,5 · 113,04 · 10-4 = 56,52 · 10-4 м3/с = 5,65 л/с,
а = 0,35…0,5 м/с при роторном и электробурении.
Для выноса шлама на поверхность:
Q2 = V1  f1 = 0,54 · 0,00646 = 34,88 · 10-4 м3/с = 3,49 л/с
Для охлаждения долота, очистки забоя и выноса шлама на поверхность:
Q1, если Q1  Q 2 , л / с
Q3  
Q 2 , если Q 2  Q1, л / с
18
Q ≥ Q3,
где Q – выбранное значение объёмного расхода.
Q3 = Q1 = 5,65 л/с
Принимаем Q = 5,65 л/с = 56,52·10-4 м3/с.
5.2.10 Массовый расход жидкости
М = ρ · Q, кг/с,
М = 1100 · 56,52·10-4 = 6,22 кг/с
5.2.11 Массовый расход шлама на всех участках
для участков i = 1-3:
Мшi = ρш · Vмех · fзаб, кг/с
М1-3 = 2600 · (30/3600) · 0,011304 = 0,245 кг/с
для участков i = 4-7:
Мшi = 0
5.2.12 Средняя скорость жидкости на всех участках i = 1 – 3, 5 – 7
Vi 
19
Q
, м/с
fi
V1 = 0,005652 / 0,00646 = 0,88 м/с
V2 = 0,005652 / 0,0052 = 1,09 м/с
V3 = 0,005652 / 0,00226 = 2,50 м/с
V5 = 0,005652 / 0,00166 = 3,40 м/с
V6 = 0,005652 / 0,00442 = 1,28 м/с
V7 = 0,005652 / 0,00785= 0,72 м/с
5.2.13 Средняя скорость движения частиц шлама на участках
i=1–3
Vшi = Vi – VВ / cos θi , м/с
Vш1 = 0,88 – 0,45 / cos 7,730 = 0,42 м/с
Vш2 = 1,09 – 0,45 / cos 17,010 = 0,62 м/с
Vш3 = 2,50 – 0,45 / cos 17,010 = 2,03 м/с
5.2.14 Время движения частицы шлама от забоя к устью скважины
3
t   (H i / Vшi )  с, мин.
i 1
t = 1100 / 0,42 + 1570 / 0,62 + 30 / 2,03 = 5166,09 с = 86,1 мин.
20
5.2.15 Объёмная концентрация частиц шлама в смеси на всех
участках
i 
М шi  cos i
ш  Q  cos i  Vв  f i 
0,245  cos 7,73
1 
 0,035
2600  0,005652  cos 7,73  0,45  0,00646


0,245  cos17,01
2 
 0,03
2600  0,005652  cos17,01  0,45  0,0052

3 

0,245  cos 7,73
 0,021
2600  0,005652  cos17,01  0,45  0,00226


5.2.16 Плотность смеси на всех участках
ρсмi = ρ ∙ (1 – Ψ) + ρш ∙ Ψ, кг/м3
ρсм1-3 = 1100 ∙ (1 – 0,05) + 2600 ∙ 0,05 = 1175 кг/м3
На участках i = 5-7:
Ψ=0
ρсм5-7 = 1100 кг/м3
21
5.2.17 Числа Сен-Венана, Рейнольдса и Хедстрёма для течения
промывочной жидкости на участках i = 1 – 3, 5 – 7
Seni     0 
R ei 
d эi  f i
0  М
М  d эi
0  fi
Нei = Seni · Rei
Число Сен-Венана учитывает силы трения в трубопроводах.
Число Рейнольдса характеризует отношение кинетической энергии
потока жидкости (газа) и напряжения сдвига.
Число Хедстрёма характеризует взаимосвязь касательной силы трения
на поверхности трубопровода, вязкости и плотности жидкости (газа).
Sen1 = 1100 · 1,4 ·
0,0381  0,00646
 27,57
0,00221  6,22
Sen2 = 1100 · 1,4 ·
0,0316  0,0052
 18,41
0,00221  6,22
Sen3 = 1100 · 1,4 ·
0,0126  0,00226
 3,19
0,00221  6,22
Sen5 = 1100 · 1,4 ·
0,046  0,00166
 8,55
0,00221  6,22
Sen6 = 1100 · 1,4 ·
0,075  0,00442
 37,14
0,00221  6,22
22
Sen7 = 1100 · 1,4 ·
0,1  0,00785
 87,94
0,00221  6,22
Re1 =
6,22  0,0383
 16599 ,33
0,00221  0,00646
Re2 =
6,22  0,0316
 17103,38
0,00221  0,0052
Re3 =
6,22  0,0126
 15691,35
0,00221  0,00226
Re5 =
6,22  0,046
 77991,60
0,00221  0,00166
Re6 =
6,22  0,075
 47757 ,01
0,00221  0,00442
Re7 =
6,22  0,1
 35853,24
0,00221  0,00785
He1 = 27,57 · 16599,33 = 424444,87
He2 = 18,41 · 17103,38 = 314873,23
He3 = 3,19 · 15691,35 = 50055,41
He5 = 8,55 · 77991,6 = 666828,18
He6 = 37,14 · 47757,01 = 1773695,35
23
He7 = 87,94 · 35853,24 = 3152933,93
5.2.18 Режим течения промывочной жидкости на участках i = 1 – 3,
5 –7
Эмпирическая формула Е.М. Соловьёва:
R екрi  С  7,3  Н 0еi,58
Для ГР:
C = 2100 для круглых и кольцевых сечений.
Если Rei ≥ Reкрi, то режим течения жидкости на участке турбулентный.
Если Rei < Reкрi, то режим течения жидкости на участке ламинарный
(НЖ) или структурный (БЖ).
Reкр1 = 2100 + 7,3 · 424444,870,58 = 15510,94
Reкр2 = 2100 + 7,3 · 314873,230,58 = 13378,24
Reкр3 = 2100 + 7,3 · 50055,410,58 = 5981,54
Reкр5 = 2100 + 7,3 · 666828,180,58 = 19528,14
Reкр6 = 2100 + 7,3 · 1773695,350,58 = 32837,79
Reкр7 = 2100 + 7,3 · 3152933,930,58 = 45012,24
Re1 = 16599,33 > Reкр1 = 15510,94 – турбулентный
Re2 = 17103,38 > Reкр2 = 13378,24 – турбулентный
24
Re3 = 15691,35 > Reкр3 = 5981,54 – турбулентный
Re5 = 77991,60 > Reкр5 = 19528,14 – турбулентный
Re6 =47757,01 > Reкр6 = 32837,79 – турбулентный
Re7 = 13853,24 ˂ Reкр7 = 45012,24 – структурный
5.2.19 Коэффициент линейных сопротивлений на всех участках
Для участков i = 1 – 3, 5 – 7:
–
если
режим
течения
промывочной
жидкости
на
участке
турбулентный, то:
К
68 

 i  0,11   э 
d
R
ei 
 эi
0, 25
(полуэмпирическая формула А.Д. Альтшуля)
– если режим течения промывочной жидкости на участке ламинарный
или структурный, то:
λi = a ∙ (1 + Seni / 6) / Rei,
где a = 64 для круглых сечений;
a = 96 для кольцевых сечений.
Для участка i = 4:
λi = 0.
68 
 0,1
1  0,11  


 0,0381 16599 ,33 
25
0, 25
 0,14
68 
 0,1
 2  0,11  


 0,0316 17103,38 
68 
 0,1
3  0,11  


 0,0126 15691,35 
68 
 0,1
5  0,11  


 0,046 77991,6 
0, 25
 0,15
0, 25
 0,18
0, 25
68 
 0,1
 6  0,11  


 0,075 47757 ,01 
 0,13
0, 25
 0,12
λ7 = 64 · (1 + 87,94 / 6) / 35853,24 = 0,03
5.2.20 Линейная потеря давления на всех участках
Формула Дарси – Вейсбаха:
Р лi   i 
 смi  Н i  Vi2
2  d эi
1175  1100  0,882
Рл1 = 0,14 ·
 18,39  105 Па
2  0,0381
1175  1570  1,09 2
Рл2 = 0,15 ·
 52,02  105 Па
2  0,0316
1175  30  2,52
Рл3 = 0,18 ·
 15,74  105 Па
2  0,0126
26
Рл4 = 0
1100  30  3,42
Рл5 = 0,13 ·
 5,39  105 Па
2  0,046
Рл6 = 0,12 ·
1100  2670  1,282
 32,08  105 Па
2  0,075
1100  20  0,72 2
Рл7 = 0,03 ·
 0,02  105 Па
2  0,1
5.2.21 Коэффициент местных сопротивлений движению ПЖ
снаружи и внутри СЭ на всех участках
Эмпирическая формула Б.С. Филатова:
f

 i  b   *i  1
 fi

2
Для участков i = 1, 2, 6:
– при DСЭ = 110 мм > DБТ 89 мм, dСЭ = 64,3 мм < dБТ = 75 мм (муфтовое
соединение БТ) b = 2.
Для участков i = 3, 4, 5, 7:
ξi = 0
2
 0,00646

ξ1 = 2 · 
 1  2,12
 0,003183 
2
 0,0052

ξ2 = 2 · 
 1  5,85
 0,001919 
27
2
 0,00442 
ξ6 = 2 · 
 1  0,26
0
,
00325


5.2.22 Местная потеря давления в соединительном элементе на всех
участках
Формула Вейсбаха:
Р мi
Vi2
 i  смi 
2
0,882
РМ1 = 2,12 · 1175 ·
 0,0096  105 Па
2
1,092
РМ1 = 5,85 · 1175 ·
 0,0408  105 Па
2
1,282
РМ1 = 0,26 · 1175 ·
 0,0025  105 Па
2
5.2.23 Потеря давления на трение в промывочной жидкости на всех
участках
На участках i = 1 – 3; 5 – 7:
Ртрi = Pлi + Pмi ·
Нi
 … ∙ 105, Па
Н БТ
На участке i = 4: потеря давления на трение ПЖ в буровом долоте PД
Pтрi = PД = ρ ∙ VC2 / (2 ∙ μн) = … ∙ 105, Па,
28
где μн
– коэффициент расхода при истечении ПЖ из долота
(гидромониторных насадков долота), μн = 0,7 – 0,95.
Ртр1 = 18,39 · 105 + 0,0096 · 105 ·
1100
= 19,56 · 105 Па
9
Ртр2 = 52,02 · 105 + 0,0408 · 105 ·
1570
= 59,14 · 105 Па
9
Ртр3 = 15,74 · 105 Па
Ртр4 = 1100 · 302 / (2 · 0,82) = 7,73 · 105 Па
Ртр5 = 5,39 · 105 Па
Ртр6 = 32,08 · 105 + 0,0025 · 105 ·
2670
= 39,50 · 105 Па
9
Ртр7 = 0,02 · 105 Па
5.2.24 Механическое давление, расходуемое на подъем шлама на
всех участках
Pмехi = (ρсмi – ρ) ∙ g ∙ hi = … ∙ 105, Па.
Рмех1 = (1175 – 1100) · 9,81 · 1090 = 8,02 · 105 Па
Рмех1 = (1175 – 1100) · 9,81 · 1501,31 = 11,05 · 105 Па
Рмех1 = (1175 – 1100) · 9,81 · 28,69 = 0,21 · 105 Па
29
5.2.25 Избыточное давление при входе на все участки
Ри1 = ρсм1 · g · h1 + Ртр1 + Рмех1 = 1175 ∙ 9,81 · 1091 + 19,56 · 105 + 8,02 ·
· 105 = 153,34 02 · 105 Па = 15,33 МПа
2
2
i 1
i 1


Р и 2  g   смi  h i    Р трi  Р мехi  9,81 · 1175· ( 1090 + 1501,31) +
+ (19,56 + 8,02 + 59,14 +11,05) ·105 Па = 396,46 ·105 Па = 39,65 МПа
3
3
i 1
i 1


Р и3  g   смi  h i    Р трi  Р мехi  9,81 · 1175· ( 1090 + 1501,31 +
+ 28,69) + (19,56 + 8,02 + 59,14 +11,05 +15,74 + 0,21) ·105 Па =
= 415,75 ·105 Па = 41,58 МПа
Pи4 = Pи3 + Pтр4 = (415,75 + 7,73) ∙ 105 = 423,48∙ 105 Па = 42,35 МПа
5


Р и5  см6  g  h 6   Р трi  Р мехi  1100 · 9,81 · 2591,31 + (19,56 +
i 1
+ 8,02 + 59,14 + 11,05 + 15,74 + 0,21 + 7,73 + 5,39) ·105 Па = 406,5 · 105 Па =
= 40,65 МПа
6


Р и6   Р трi  Р мехi  (19,56 + 8,02 + 59,14 +11,05 +15,74 + 0,21 +
i 1
+ 7,73 + 5,39 + 39,50) ·105 Па = 406,5 ·105 Па = 166,34 ∙ 105 Па = 16,63 МПа
7


Р и7   Р трi  Р мехi  (166,34 + 0,02) ∙ 105 Па = 166,36 ∙ 105 Па =
i 1
= 16,64 МПа
30
5.2.26 Диаграммы избыточного давления и скорости промывочной
жидкости (в вертикальном масштабе)
Рисунок 5.1 – Диаграмма избыточного давления промывочной жидкости
Рисунок 5.2 – Диаграмма скорости промывочной жидкости
5.2.27 Давление, развиваемое насосом
Рн = Кз · Ри7 = 1,3 · 166,36 ∙ 105 = 216,268 ·105 Па = 21,63 МПа,
где Кз – коэффициент запаса давления, Кз = 1,1…1,3.
31
5.2.28 Мощность потока жидкости
N = PН ∙ Q = 216,268 ·105 ∙ 0,005652 = 122,235 · 103 Вт = 122,24 кВт
5.2.29 Мощность насоса
NН = N / η = 122,235 · 103 / 0,7 = 174,62 ∙ 103 Вт = 174,62 кВт
5.2.30 Мощность двигателя насоса
NДВ = NН / ηп = 174,62 / 0,9 = 194,02 ∙ 103 Вт = 194,02 кВт.
По рассчитанным значениям Q (л/c), Рн (МПа) и Nдв (кВт) производится
выбор насоса и сменных втулок насоса.
5.2.31 Статический напор жидкого подземного флюида (ПФ) в
скважине на подошве коллектора до откачки
Hо = hс – hо, м
Hо = 2620 – 70 = 2550 м
5.2.32 Глубина динамического уровня ПФ в скважине
h = hо + S, м
h = 70 + 5 = 75 м
32
5.2.33 Динамический напор ПФ в скважине на подошве
коллектора в процессе откачки
Hд = hс – h, м
Hд = 2620 – 75 = 2545 м
5.2.34 Пластовое давление
Pпл = ρпф ∙ g ∙ Hо = 900 · 9,81 · 2550 = 225,14 ∙ 105 Па = 22,51 МПа
5.2.35 Давление жидкого ПФ в скважине на подошве подземного
коллектора (ПК)
Pс = ρпф ∙ g ∙ Hд = 900 · 9,81 · 2545 = 224,7 ∙ 105 Па = 22,47 МПа
5.2.36 Радиус влияния откачки (радиус депрессионной воронки,
радиус контура питания скважины, радиус влияния скважины)
Эмпирическая формула В. Зихардта:
Rо = 3000 ∙ S ∙ κф · 0,5, м
Rо = 3000 ∙ 5 ∙ (2 / 86400) · 0,5 = 72,17 м
5.2.37 Радиус скважины
rс = Dс / 2 = 120,6 / 2 = 60,3 мм = 0,6 м
33
5.2.38 Коэффициент проницаемости пород подземного коллектора
κп = κф ∙ μопф / (ρпф ∙ g) = 2 · 0,03 / (900 · 9,81) = 78,65 ·10-12 м2 = 78,65
мкм2 = 77,13 · 10-1 Д = 7713 мД.
5.2.39 Объёмный расход ПФ (объёмный дебит скважины)
Формула А.Ж.-Э.Ж. Дюпюи для стационарной плоскорадиальной
фильтрации жидкого напорного подземного флюида (НПФ) к вертикальной
скважине:
Qпф = 2 ∙ π ∙ κп ∙ Нк ∙ (Pпл – Pс) / (μопф ∙ ln (Rо / rс)) = 2 · 3,14 · 78,65 · 10-12 ·
· 16 · (225,14 · 105 – 224,7 · 105 ) / 0,03 · ln (72,17 / 0,06) = 3,48 · 10-4 м3/с =
= 208,8 · 10-4 м3/мин = 12528 · 10-4 м3/ч = 30,07 м3/сут.
5.2.40 Массовый расход ПФ (массовый дебит скважины)
Мпф = ρпф ∙ Qпф, кг/с.
Мпф = 900 ∙ 3,48 · 10-4 = 0,3132 кг/с ≈ 0,31 кг/с
5.2.41 Удельный расход ПФ (удельный объёмный дебит скважины)
qпф = Qпф / S, м2/с,
qпф = 3,48 · 10-4 / 5 = 7 · 10-5 м2/с.
5.2.42 Коэффициент продуктивности скважины
κпр = Мпф / (Pпл – Pс), кг/(Па ∙ с)
34
κпр = 0,31 / (225,14 · 105 - 224,7 · 105 ) = 0,7 · 10-5 кг/(Па ∙ с)
5.2.43 Значение вертикальной координаты кривой депрессии при
r = rс
z(r) = Hд + Qпф ∙ μопф ∙ ln (r / rс) / (2 ∙ π ∙ κп ∙ ρпф ∙ g ∙ Нк), м,
z(r) = 2545+ 3,48 · 10-4 ∙ 0,03 ∙ ln (0,06 / 0,06) / (2 ∙ 3,14 ∙ 78,65 · 10-12 ∙
· 900 ∙ 9,81 ∙ 16) = 2545 м
5.2.44 Площадь поперечного сечения коллектора на границе со
стволом скважины (r = rс)
f(r) = 2 ∙ π ∙ r ∙ Нк, м2
f(r) = 2 ∙ 3.14 ∙ 0,06 ∙ 16 = 6,03 м2
5.2.45 Скорость фильтрации ПФ при входе в скважину (r = rс)
υпф(r) = Qпф / f(r), м/с
υпф(r) = 3,48 · 10-4 / 6,03 = 5,77 · 10-5 м/с
5.2.46 Действительная скорость фильтрации ПФ при входе в
скважину (r = rс)
υпфд(r) = υпф(r) / П, м/с
υпфд(r) = 5,77 · 10-5 / 0,3 = 19,23 · 10-5 м/с
35
5.2.47 Массовая скорость фильтрации ПФ при входе в скважину
(r = rс)
ρпф ∙ υпф(r) = Мпф / f(r), кг/(с ∙ м2)
900 · 5,77 · 10-5 = 0,3132 / 6,03
0,052 кг/(с ∙ м2) = 0,052 кг/(с ∙ м2).
5.2.48 Действительная массовая скорость фильтрации ПФ при
входе в скважину (r = rс)
ρпф ∙ υпфд(r) = ρпф ∙ υпф(r) / П, кг/(с ∙ м2)
900 · 19,23 · 10-5 = 900 · 5,77 · 10-5 / 0,3
1731 · 10-4 кг/(с ∙ м2) = 1731 · 10-4 кг/(с ∙ м2)
5.2.49 Давление ПФ на подошве подземного коллектора при входе в
скважину (r = rс)
P(r) = ρпф ∙ g ∙ z(r) = 900 · 9,81 · 2545 = 224,7 ∙ 105 Па = 22,47 МПа
36
Литература
1. Альтшуль А.Д., Животовский Л.С., Иванов Л.П. Гидравлика и
аэродинамика. – М.: Стройиздат, 1987.
2. Гейер В.Г., Дулин В.С., Заря А.Н. Гидравлика и гидропривод. – М.:
Недра, 1991.*
3. Беликов В.Г., Булатов А.И., Уханов Р.Ф., Бондарев В.И. Промывка
при бурении, креплении и цементировании скважин. – М.: Недра, 1974.
4. Булатов А.И., Просёлков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки
скважин. – М.: Недра, 1981.
5. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты
при бурении глубоких скважин: Справочное пособие / Под ред. А.Г.
Калинина. – М.: РГГРУ, 2007.*
6. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учеб. для
вузов. – М.: Недра, 1987.
7. Лукин В.Н. Гидрогеология и инженерная геология. Часть1.
Гидрогеология: Учебное пособие. – М.: Изд-во МГОУ, 2008.
8.
Басниев
К.С.,
Дмитриев
Н.М.,
Каневская
Р.Д.
Подземная
гидромеханика. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006.
9. Боголюбский К.А., Соловьев Н.В., Букалов А.А. Практикум по курсу
«Промывочные жидкости и тампонажные смеси» с основами гидравлики. –
М.: МГРИ, 1991.*
10. Евдокимова В.А., Кочина И. Н. Сборник задач по подземной
гидравлике: Учебное пособие для вузов. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2007.
11. Ивачёв Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси:
Учебник для вузов. – М.: Недра, 1987.*
12. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. – М.:
ЦентрЛитНефтеГаз, 2004.
37
13.
Руководство
по
определению
коэффициента
фильтрации
водоносных пород методом опытной откачки. П-717-80. Гидропроект. Сост.:
Г.К. Маменко. – М.: Энергоиздат, 1981. – 128 с.
14. Боголюбский К.А., Соловьёв Н.В., Букалов А.А. Практикум по
курсу «Промывочные жидкости и тампонажные смеси» с основами
гидравлики. – М.: МГРИ, 1991.*
15. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты
при бурении глубоких скважин: Справочное пособие./Под редакцией А.Г.
Калинина. – М.: ОАО Издательство «Недра», 2000.*
16. Ибатулов К.А. Гидравлические машины и механизмы в нефтяной
промышленности. – М.: Недра, 1972.
17. Караев М.А. Гидравлика буровых насосов. – М.: Недра, 1983.
18. Кирсанов А.Н., Зиненко В.П., Кардыш В.Г. Буровые машины и
механизмы. – М.: Недра, 1981.*
19. Симонянц С.Л. Технология бурения скважин гидравлическими
забойными двигателями: Учебное пособие. / РГУ нефти и газа им.
И.М.Губкина. – Н.Новгород, изд-во «Вектор ТиС», 2007.
* – имеется в учебном фонде библиотеки МГРИ
38