Гидравлический расчет целиком. Гидравлический расчет циркуляционной системы в процессе бурения скважины

• Название: Гидравлический расчет циркуляционной системы в процессе бурения скважины
• Анкор: Гидравлический расчет целиком.doc
• Дата: 26.04.2017
• Размер: 1.93 Mb.
• Имя файла: Гидравлический расчет целиком.doc
• Тип: Документы; #5689
• страница: 2 из 4

2.5. Выбор диаметра цилиндровых втулок насоса
Из полученных значений расхода выбирается большее Qи по характеристике насоса [4, 5, 6] подбирается ближайшая суммарная производительность с учетом числа работающих насосов и принятого коэффициента β наполнения цилиндров. При этом подача насосов

(2.9)

где п — число насосов; — подача одного насоса при дан­ном диаметре втулок с учетом коэффициента наполнения.

Значение β зависит от условий работы насосов и при вса­сывании промывочной жидкости с подпором β =1; при всасы­вании технической воды из емкостей в грунте β = 0,9; при всасывании глинистого раствора из емкостей в грунте β = 0,8 [2].

В дальнейших расчетах участвует реальная подача насосов Q. Фиксируется диаметр втулок и допустимое P_Н давле­ние нагнетания насоса. Характеристика некоторых типов бу­ровых насосов приводится в прилож. 1.
2.6. Выбор типа турбобура
2.6.1. Бурение пород с неизвестными механическими свойствами
В этом случае выбор типа турбобура производится по Справочнику [1, 3] или по прилож. 2, исходя из следующих условий:

а) диаметр корпуса турбобура должен быть меньше жщк метра долота более, чем на 10 мм;

б) перепад давления на турбобуре при номинальном рас­ходе должен быть не более 6—8 МПа.

При указанных равных условиях выбирается турбобур, у которого отношение крутящего момента к числу оборотов наибольшее.

После выбора типа по формуле (2.10) определяется коэф­фициент потерь давления К_т в турбобуре:

(2.10)

где , , — справочные данные турбобура при номи­нальном режиме его работы: соответственно перепад давле­ния (МПа); расход (м³/с); плотность промывочной жидко­сти (кг/м³),при которой снималась характеристика.

Перепад давления в турбобуре Р_т (МПа), при необходи­мости может быть вычислен по формуле

(2.11)

Величину и другие параметры некоторых типов турбобу­ров можно найти в прилож. 2. Для данного случая после определения находятся расход промывочной жидкости (см. п. 2.4).
2.6.2. Бурение пород с известными механическими свойствами
Здесь выбор забойного двигателя производится с учетом установленной подачи насосов. Необходимо подобрать тип турбобура, который удовлетворяет следующим условиям:

имеет диаметр корпуса меньше диаметра долота более, чем на 10 мм;

имеет расход жидкости при номинальном режиме рабо­ты близкий к принятой подаче насосов;

развивает крутящий момент М_т не менее величины М_р. необходимого для разрушения породы (М_Т≥М_Р).

Значение крутяящего момента турбобура М_т(Н∙м) при работе на жидкости найденной плотности р и подаче насо­сов Qопределяется из соотношения

(2.12)

где , , — справочные данные турбобура при номи­нальном режиме его работы. Для некоторых типов турбо­буров они приводятся в прилож. 2.

Момент, потребный для вращения долота и разрушения породы М_P (Н∙м) ориентировочно определяется, по формуле [5]:

(2.13)

где — коэффициент, учитывающий твердость пород (см. табл. 5); — осевая нагрузка на долото, kH; , — эм­пирические коэффициенты, зависящие от диаметра долота (см. табл. 6).


Таблица 5

Значение коэффициентов m_Т

Условная твердость пород	М	МС	С	СТ	Т	ТК	К
Коэффициент mТ	1,36	1,19	1,0	0,81	0,61	0,47	0,33

Таблица 6

Значения эмпирических коэффициентов А2 и В2
Коэффи­циент			Диаметр долота, мм
	151	161	190	214	243	260	295	320	346	394	445	490
А2 в2	8,9 60	8,9 60	9,5 80	11.1 100	13 60	13,2 100	14,2 100	14,8 110	15,8 70	19,4 40	20,8 20	26,6 40

Для выбранного типа турбобура находится коэффициент потерь давления К_Т из соотношения (2.10) или по прилож. 2 и перепад давления Р_т по формуле (2.11). Последний срав­нивается с допустимым давлением нагнетания насоса Р_н на выбранных втулках.
2.7. Определение коэффициентов гидравлических сопротивлений при движении жидкости по трубам и в кольцевом пространстве
Определение внутри бурильных труб.

Сначала находится скорость движения жидкости V_ТР, м/с, в базовых трубах:

(2.14)

где — внутренний диаметр базовых труб, м; Q — приня­тая подача насосов, м³/с.

Для нахождения режима течения жидкости определяется приведенное число Рейнольдса:

(2.15)

где — структурная вязкость промывочной жидкости. Па∙с; — динамическое напряжение сдвига, Па. Для технической воды = 0,001 Па∙с, = 0

Если ≥2300, то режим течения турбулентный и находится по формуле
(2.16)

Если <2300, то режим течения структурный и

(2.17)
Определение в кольцевом пространстве.
Скорость движения жидкости в кольцевом пространстве

(2.18)

где d_H— наружный средневзвешенный диаметр бурильных труб, м. Приведенное чисто Рейнольдса находится из выражения

(2.19)
Если ≥1600, то режим течения турбулентный и

_(2.20)
Если < 1600, то режим течения структурный и

(2.21)

2.8. Нахождение эквивалентной длины бурильной колонны
Эквивалентная длина колонны по трубному пространству состоит из суммы длин, включающей длину базовых труб и эквивалентные длины всех остальных типоразмеров труб и замков, составляющих бурильную колонну. Например, для бурильной колонны, состоящей из стальных труб (они при­няты за базовые) двух типоразмеров УБТ и ЛБТ, формула, для нахождения эквивалентной длин (в м) имеет следу­ющий вид

(2.22)

где , , , — длины соответственно базовых бурильных труб. утяжеленных и легкосплавных, м; , , , — внутренние диаметры соответственно базовые бурильных труб, утяжеленных и легкосплавных, м; и — эквива­лентная длина одного замка у базовых и легкосплавных труб, м.

Эквивалентная длина замков находится как справоч­ная величина (с привязкой к диаметру базовых труб) или рассчитывается по формуле

(2.23)

где — фактическая длина замка, м; —наименьший внутренний диаметр замка, м.

Эквивалентная длина колонны определяется в конце и в начале интервала. При нахождении в форму­лу (2.22) подставляются длины бурильных труб, составля­ющие компоновку колонны в конце интервала (показано и табл. 7). При нахождении подставляются длины труб из компоновки, которой начинается бурение рассчитываемого интервала.
2.9. Определение потерь давления в конце и начале интервала
Общее выражение для определения потерь давления имеет вид

(2.24)

При определении потерь давления в конце интервала в формулу^: (2.24) вместо подставляется (для трубного пространства) и вместо Lвводится , (для затрубного пространства). Для нахождения потерь давления в начале интервала подставляются соответственно и .

Когда запланировано применение гидромониторного долота, то в формуле (2.24) величина

С=0. Если применяется долото с центральной промывкой и значение коэффициента потерь давления в промывочных отверстиях долота С изве­стно, то заключительной операцией гидравлического расчета является нахождение коэффициентов загрузки буровых насо­сов в начале и в конце интервала (К_нач и К_к):

(2.25)

Коэффициент загрузки насосов не должен быть большим 1,15. Если >1,15, то необходимо уменьшить подачу насо­сов, т. е. перейти на меньший диаметр втулок, или выбрать турбобур с меньшей потерей давления, т. е. с меньшим
2.10. Определение потерь давления в долоте и выбор гидромониторных насадок
Резерв давления, который может быть реализован в долоте, , определяется как разность между давлением, кото­рое может развить насос при выбранном диаметре втулок, , и потерей давления в конце интервала :

(12.26)

Следует учитывать, что перепад давления, реализуемый в насадках долота, не должен превышать 12—13 МПа. Это обусловлено прочностью конструктивных элементов долота и условиями запуска турбобура. По величине можно уста­новить возможность использования гидромониторного эффек­та при бурении данного интервала скважины. Для этого вы­числяется скорость истечения жидкости из насадок долота по формуле

, (2.27)

где — коэффициент расхода, значение которого следует принимать равным 0.95.

Если ≥70 м/с. то бурение рассматриваемого интерва­ла возможно с использованием гидромониторного эффекта. При меньшей скорости истечения может происходить только улучшение очистки забоя от выбуренной породы, что также увеличивает скорость бурения.

Для дальнейшего расчета принимается несколько меньшей той, которая получена по формуле (2.27). По при­нятой скорости вычисляются потери давления в долоте

(2.28)

По графику, приведенному на рис. 2, определяются—утечки промывочной жидкости через уплотнения вала турбобура в зависимости отзначения и находится площадь f₀про­мывочных отверстий долота, мм³.

(2.29)




Рис. 2 Зависимость утечек через пяту-сальник турбобура от перепада давления в долоте

По значению рассчитывается диаметр насадок dв за­висимости, от их числа п (2 или 3),мм: (2.30)

Полученный размер насадок сравнивается с выпускаемыми и берется ближайший стандартный диаметр (см. табл. 3). Если последний значительно отличается от расчетного, то вычисляется новая скорость движения жидкости в насадках (по формуле (2.31)) и перепад давления в долоте (по формуле (2.28)):

_(2.31)