Метод. указан. по Мех. сплошн. среды

Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию

Южно-Российский государственный технический университет
(Новочеркасский политехнический институт)







А.Я. Третьяк, Ю.М. Рыбальченко, А.Д. Вейсман





МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
к практическим работам
по курсу «Механика сплошной среды»

















Новочеркасск 2006

УДК 622.244 (076.5)
ББК 33.1я 73
Т 66




Рецензент – д-р геол.–минер. наук И.А. Богуш









Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М., Вейсман А.Д.

Т 66 Методические указания к практическим работам по курсу «Механика сплошной среды» / Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. – Новочеркасск: ЮРГТУ, 2006. - 48 с.
Приведена методика решения основных задач механики сплошной среды применительно к сооружению нефтяных и газовых скважин, а также их эксплуатации. Содержатся варианты заданий и методика проведения расчетов по основным темам дисциплины.
Предназначены для студентов II курса специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» всех форм обучения.






УДК 622.244 (076.5)
ББК 33.1я 73

©Южно-Российский государственный
технический университет, 2006
© Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М.,
Вейсман А.Д., 2006
Введение

Механика сплошной среды – наука о движении газообразных, жидких и твердых, деформируемых тел. Газ, жидкость, твердое деформированное тело рассматриваются как среда, непрерывно (сплошным образом) заполняющая часть пространства, занятого телом, т.е. говорят, что является непрерывным КОНТИНУУМОМ. Эта идеализация необходима, в частности, для использования аппарата математического анализа.
В бурении представлен широкий спектр научных проблем по механике и физике, химии и физической химии. И все же определяющей служит механика. С позиции механики буровой и цементный растворы, горные породы и содержащиеся в них флюиды, материал из которых изготовлены бурильные и обсадные трубы, – сплошные среды. Поэтому их движение, деформирование, устойчивость и разрушение изучаются на основе законов гидромеханики, теории фильтрации, механики разрушения и других разделов механики сплошной среды.
Если твердые тела в бурении (бурильные и обсадные трубы, долота, металлические конструкции, канаты, валы, зубчатые и цепные передачи и др.) испытывают в процессе эксплуатации деформации растяжения – сжатия, сдвига, изгиба и кручения, то основной вид деформации для жидкостей и газов – течение.
В теоретической механике изучаются движения материальных точек и абсолютно твердого тела. В механике сплошной среды с помощью и на основе методов и данных, развитых в теоретической механике, рассматриваются движения тел с изменяющимися расстояниями между точками во время движения.
Механика сплошной среды возникла в связи с решением таких простейших задач, как установление закономерностей истечения жидкостей из сосудов, просачивания жидкости через грунт, прогиба балок, находящихся под нагрузкой, и т.д.
В настоящее время механику сплошной среды разделяют на две крупные области:
- механику жидкости и газа (гидромеханику);
- механику твердых деформируемых тел.
Гидромеханика включает в себя разделы:
- механика идеальной жидкости;
- механика вязкой, или ньютоновской жидкости;
- механика невязкой, или неньютоновской жидкости;
- механика турбулентных течений;
- механика фильтрационных течений;
Механика деформируемых тел состоит из:
- теории упругости;
- теории пластичности;
- теории ползучести;
- механики сыпучих тел;
- теории прочности и механики разрушения.

































Практическое занятие № 1

Тема. Определение величины гидростатического (гидромеханического) давления создаваемого на забое скважины при проведении работ на ней.

Основные теоретические положения

Нефтяная (газовая) скважина в процессе сооружения (бурения), эксплуатации (добычи УВ) и капитального ремонта (КРС) всегда заполнена жидкостью до устья или на какую-то высоту от забоя (рис. 1.1):
– при бурении – циркулирующим или покоящимся промывочным (буровым) раствором определенной плотности
·ж и свойств (параметров);
– при цементировании (креплении) – циркулирующим или покоящимся тампонажным (цементным), буровым, буферным, продавочным растворами;
– при испытании на продуктивность пластов (вызове притока) и освоении скважины – циркулирующими или находящимся в покое технологическими жидкостями, глинистым или аэрированными растворами, водой, нефтью или газовым конденсатом;
– при КРС – циркулирующими или покоящимися технологическими жидкостями различной плотности
·ж и других параметров (жидкости глушения и освоения). Поэтому технологу – нефтянику всегда необходимо знать, какое по величине гидростатическое (гидромеханическое) давление создается на забое скважины при выполнении вышеперечисленных работ.
















Рис. 1.1
Для этого применяется основное уравнение гидростатики:
13 EMBED Equation.3 1415, (1.1)
где Рг.ст – гидростатическое давление столба жидкости на забой, Па;
13 EMBED Equation.3 1415 – плотность жидкости, кг/м3;
13 EMBED Equation.3 1415 - сила тяжести, Н/кг;
13 EMBED Equation.3 1415 – высота столба жидкости, м;
13 EMBED Equation.3 1415 – давление на свободной поверхности (атмосферное давление), Па.
В случае покоящейся жидкости (когда к ней приложена только сила тяжести) давление во всех точках одной и той же горизонтальной плоскости будет одинаковым (зависит только от глубины погружения Н или вертикальной координаты точки).
Давление Рг.ст., Па. – пропорционально глубине погружения Н.
Выражение (1.1) получается особенно простым для манометрического (избыточного) давления внутри жидкости со свободной поверхностью без учета атмосферного давления 13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415,
Уровни жидкости в скважине бывают статические hст и динамические hдин, м.
Статический уровень – уровень столба жидкости, при котором пластовое давление Рст уравновешивается гидростатическим Рг.ст давлением столба жидкости в скважине (Рпл=Рг.ст, скважина в покое), м;
13 EMBED Equation.3 1415 – понижение (расстояние между статическим и динамическим уровнями), м.
Динамическим уровнем – называется уровень жидкости, который устанавливается в скважине при откачке жидкости из нее или при подливе жидкости в нее.
Задача № 1. Определить гидростатическое давление на забой нефтяной скважины глубиной Н, заполненной жидкостью, имеющей плотность
·ж до устья (необходимые данные принять по вариантам, табл. 1.1)
Таблица 1.1

Варианты заданий
№ п/п
Параметры скважины
Варианты



1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12

1
Глубина Н, м.
1450
1580
1360
1640
1880
1550
1920
1340
1730
1860
2650
3150

2
Вид жидкости
Глинистый раствор






Полимербентонитовый раствор



Нефть








Вода








Аэрированный раствор





Утяжеленный раствор






Глинистый раствор






Глинистый раствор






Нефть








Утяжеленный раствор






Утяжеленный раствор






Утяжеленный раствор







3
Плотность жидкости
·ж, (кг/м3)
1200
1050

850
1000
950
1450
1220
1180
780
2100
1650
2100





Практическое занятие №2

Тема. Определение веса колонны бурильных и обсадных труб в скважине, заполненной промывочной жидкостью (буровым раствором). Определение нагрузки, создаваемой весом данной колонны, на крюк талевой системы. Выбор диаметра и расчет длины утяжеленных бурильных труб (УБТ) для роторного и турбинного бурения.

Задача 1. Определить вес колонны бурильных труб, спущенной для роторного и турбинного бурения до забоя в скважину, заполненную промывочной жидкостью до устья, по данным (по вариантам) табл.2.1

Примечание. Колонна подвешена на талевой системе без разгрузки на забой. Диаметр бурильных труб и тип турбобура принять самостоятельно по справочнику: Иогансен К.В. Спутник буровика, М.: Недра, 1981. Недостающие данные взять из работы Элияшевский И.В. и др. Типовые задачи и расчеты в бурении, М.: Недра, 1982.

Подбор наружного диаметра бурильных труб dб.тр., мм, производится таким образом, чтобы выполнялось следующее условие:
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – диаметр (номинальный) долота, мм.
Вес колонны бурильных труб Qб.тр., кг, или обсадных труб в скважине, заполненной промывочной жидкостью, определяется:
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – вес (приведенный теоретический) 1 м трубы, кг (3, с. 52 табл. 24(.
L – длина колонны труб, м.
13 EMBED Equation.3 1415,13 EMBED Equation.3 1415 – соответственно плотность бурового раствора и материала бурильных труб, кг/ м3;
13 EMBED Equation.3 1415(L – вес колоны в воздухе, кг;
13 EMBED Equation.3 1415 – коэффициент облегчения (плавучести или архимедовой силы).

Задача 2. Определить нагрузку, создаваемую весом колонны труб, на крюк талевой системы буровой установки.
Нагрузка на крюк талевой системы буровой установки Q, кг, создаваемая весом данной колонны будет:
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – коэффициент, учитывающий силы трения колонны труб о стенки скважины, а также возможный прихват ее породой (при подъеме бурильной колонны 13 EMBED Equation.3 1415=1,25(1,5; при расхаживании обсадной колонны – 13 EMBED Equation.3 1415=1,5(2,0).

Задача 3. Выбрать диаметр и рассчитать длину УБТ для роторного и турбинного бурения по условиям задачи №1.
Диаметр УБТ определяют, исходя из условий обеспечения наибольшей жесткости в данных условиях бурения, а длину – исходя из нагрузки на долото:
а) определяем диаметр (мм) УБТ из соотношения
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – диаметр долота (скважины), мм;
б) определяем длину (м) УБТ для роторного способа бурения по формуле
13 EMBED Equation.3 1415,
где 1,25 – коэффициент завышения веса УБТ;
13 EMBED Equation.3 1415 – нагрузка на долото, кг;
13 EMBED Equation.3 1415 – вес 1 м УБТ, кг;
в) определяем длину (м) УБТ для турбинного способа (при бурении забойными двигателями):
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – вес забойного двигателя, кг.


Вариант

Параметры
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12

1. Глубина скважины L, м.
1780
1650
1890
1790
1670
1750
1850
1870
1920
1840
1810
1950

2. Статический уровень Н,м
1710
1620
1890
1660
1610
1750
1820
1770
1820
1790
1810
1940

3. Диаметр скважины (долота), dд, мм.
190,5
215,9
190,5
215,9
190,5
215,9
190,5
215,9
190,5
215,9
190,5
215,9

4. Плотность бурового раствора
·ж, кг/м3
1180
1160
1170
1190
1200
1210
1150
1180
1170
119*0
1210
1200

5. Плотность материала бурильных труб, 13 EMBED Equation.3 1415, кг/м3 (сталь или Д-16Т алюминиевый сплав)
2700
7800
2700
7800
2700
7800
2700
7800
2700
7800
2700
7800

6. Осевая нагрузка на долото, Рд, тс
16
18
16
18
16
18
16
18
16
18
16
18

Таблица 2.1

Варианты заданий


Практическое занятие №3

Тема. Расчет тонкостенных цилиндрических сосудов (обсадных, бурильных труб, насосно-компрессорных труб (НКТ).
Определение предельного максимально допустимого давления жидкости внутри труб и минимально допустимой толщины стенки труб, погруженных в скважину, заполненную жидкостью.

Основные теоретические положения

Для упрощения расчетов будем учитывать только гидростатическое давление Рг.ст действующее изнутри на полуцилиндрическую поверхность в площадках по диаметрическому сечению (наружным сминающим давлением на внешнюю поверхность труб пренебрегаем, его не учитываем).
Согласно уравнению прочности выводим формулу (выражение) для определения толщины стенки сосуда (трубы). Рассмотрим давление жидкости на криволинейную стенку.
1. Уравнение прочности как для участка трубопровода:
13 EMBED Equation.3 1415, Н
где 13 EMBED Equation.3 1415 – разрывающее усилие, Н;
13 EMBED Equation.3 1415 – площадь сечения стенки, по которой возможен разрыв, м2;
13 EMBED Equation.3 1415 – допускаемое напряжение на растяжение (предел текучести), Па.
Разрывающие усилие 13 EMBED Equation.3 1415 в данной задаче определяется как горизонтальная составляющая полного давления на полуцилиндрическую поверхность (рис.3.1). При этом изменением давления по высоте пренебрегаем и ведем расчет по наибольшему давлению Рг.ст., Па,
13 EMBED Equation.3 1415
у основания сосуда, т.е. в районе забоя скважины (башмака обсадных труб).
С другой стороны разрывающее усилие 13 EMBED Equation.3 1415 будет равно давлению на проекцию полуцилиндрической поверхности на плоскость, перпендикулярную к направлению 13 EMBED Equation.3 1415, т.е перпендикулярно стенкам труб:
13 EMBED Equation.3 1415, а 13 EMBED Equation.3 1415,
тогда 13 EMBED Equation.3 1415=13 EMBED Equation.3 1415.
Теперь для определения толщины стенки сосуда 13 EMBED Equation.3 1415, м,обсадных труб имеем условие 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 (левые части равны , будут равны и правые). Приравняем их: 13 EMBED Equation.3 1415=13 EMBED Equation.3 1415 (13 EMBED Equation.3 1415– площадь сечения стенок, по которой возможен разрыв, т.к. разрыв возможен одновременно по двум сечениям 1-1 и 2-2 ( 13 EMBED Equation.3 1415),
тогда: 13 EMBED Equation.3 1415=13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 1415=13 EMBED Equation.3 1415;
откуда 13 EMBED Equation.3 1415, (3.1)
Это выражение для определения минимальной толщины (min допустимой) стенки труб у башмака обсадной колонны (основание сосуда). Выше башмака могут быть трубы с меньшей толщиной стенки (однако нужен дополнительный расчет на страгивание резьбы верхнего муфтового соединения данной колонны на устье).
Сделать вывод: трубы конкретного диаметра выпускаются с определенной толщиной стенки (находят по справочнику). Если по расчету (3.1) окажется, что толщина 13 EMBED Equation.3 1415 меньше реально выпускаемых промышленностью труб (трубопрокатными заводами), то это значит, что эти трубы выдержат давление 13 EMBED Equation.3 1415 в самом низу обсадной колонны (в призабойной зоне скважины).
Задача №1. Определить минимально допустимую толщину стенки обсадных труб, если колонна, составленная из них, спущена на глубину Н. Колонна заполнена промывочной жидкостью плотностью 13 EMBED Equation.3 1415. Диаметр обсадных труб – 13 EMBED Equation.3 1415. Допускаемое напряжение на растяжение материала труб 13 EMBED Equation.3 1415 или 13 EMBED Equation.3 1415 предел текучести взять из справочника. Сароян А.Е. и др. Справочник специалиста. Трубы нефтяного сортамента. М.: Недра, 1987 г. с 488 (3-е изд.).
Данные принять по вариантам табл. 3.1:
Таблица 3.1

Варианты заданий


Вариант
Параметры
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11

1. Глубина скважины Н, м.
2. Диаметр обсадных труб D , мм..
3. Плотность промывочной жидкости 13 EMBED Equation.3 1415, кг/м3
4. 13 EMBED Equation.3 1415 или 13 EMBED Equation.3 1415 (МПа), Па
5.Сталь (группа прочности)
1780

146

1180






Д
2760

146

1160






К
1890

168

1190






Е
3100

146

1210






Л
800

245

1300






Д
1200

219

1170






Е
550

245

1190






Д
2850

168

1220






М
3200

146

1320






Р
650

245

1180






Д
2900

146

1170






Т
2700

168

1190






Е


Практическое занятие №4

Тема. Определение режима движения жидкости в бурильных трубах и затрубном (кольцевом) пространстве скважины.

Основные теоретические положения
Одна из основных задач практической гидромеханики – оценка (определение) потерь напора (давления) на преодоление гидравлических сопротивлений, возникающих при движении реальных жидкостей в различных гидравлических системах. В бурении такой задачей является выбор бурового насоса, который служит для нагнетания промывочной жидкости на забой скважины.
Чтобы правильно определить гидравлические сопротивления, надежно произвести расчеты, связанные c использованием гидравлической мощности, создаваемой буровыми насосами, необходимо, прежде всего, составить ясное представление о механизме самого движения жидкости.
В 1883 г. известный английский физик Осборн Рейнольдс опубликовал результаты своих экспериментальных исследований, весьма наглядно иллюстрирующих существование в природе двух режимов движения жидкости: ламинарного и турбулентного. Для глинистых буровых растворов существует еще и структурный режим.














Рис. 4.1

На практике в большинстве случаев наблюдается турбулентный режим (движение воды в трубах, каналах, реках, бурового раствора в бурильных трубах). Ламинарный режим – реже, например, при движении очень вязких жидкостей в трубах (нефтепроводы), глинистого раствора в желобной системе буровой установки и др.
Сущность опытов Рейнольдса сводится к следующему. Имеется бак A, к которому присоединена горизонтальная стеклянная труба B, снабженная краном С (рис. 4.1). Над баком устанавливается сосуд D с окрашенной жидкостью, подаваемой в трубу В по тонкой трубке Е. Перед проведением опытов бак заполняют водой (например, из водопровода через трубу F), и ее уровень поддерживают постоянным при помощи сливной линии Н. Затем, открывая кран С, в трубе В создают поток жидкости, а открывая кран К на трубе Е, в этот поток подают тонкую струю окрашенной жидкости.
Постепенно все более открывая кран С, можно повышать расход и, следовательно, скорость течения жидкости в трубе В. При этом можно наблюдать следующую картину: при небольших скоростях течения в трубе В окрашенная жидкость движется в виде отчетливо выраженной тонкой струйки (рис. 4.2, а), не смешиваясь с потоком неокрашенной воды; при повышении скорости течения окрашенная струйка начинает колебаться и принимает волнообразные очертания. Затем на отдельных ее участках начинают появляться разрывы, она теряет отчетливую форму и, наконец, при каком-то определенном значении скорости полностью разрывается, целиком размываясь жидкостью (рис. 4.2, б). При этом отдельные частицы красящего вещества смешиваются со всей массой жидкости, равномерно ее окрашивая.

Рис. 4.2

Если в этом случае подмешать в поток жидкости мелкие твердые частицы такой жe плотности, что и сама жидкость, перемещение этих частиц будет происходить по весьма сложным криволинейным траекториям.
При проведении опыта в обратном порядке, т.е. при постепенном, закрытии крана, наблюдаемые явления повторяются в обратном порядке, но обычно при несколько других значениях скоростей.
Движение жидкости при малых скоростях, кода отдельные струйки жидкости движутся параллельно оси потока, называют ламинарным (от латинского слова «ламина» слой), или струйчатым. Ламинарное движение можно рассматривать как движение отдельных слоев жидкости, происходящее без перемешивания частиц.
Второй вид движения жидкости, наблюдаемый при больших скоростях, называют турбулентным («турбулентус» по-латински вихревой). В этом случае в движении жидкости нет видимой закономерности. Отдельные частицы перемешиваются, между собой и движутся по самым причудливым, все время изменяющимся траекториям. Такое движение также называют беспорядочным. В действительности, при турбулентном режиме имеют место определенные закономерности.

Число Рейнольдса

Обобщив результаты своих опытов, проведенных на круглых трубах, а также исходя из некоторых теоретических соображений, Рейнольдс нашел общие условия, при которых возможно существование того или иного режима и переход от одного режима к другому. Он установил, что основными факторами, определяющими характер режима, являются: средняя скорость движения жидкости 13 EMBED Equation.3 1415, диаметр трубопровода d, плотность жидкости 13 EMBED Equation.3 1415, ее абсолютная вязкость 13 EMBED Equation.3 1415. При этом чем больше размеры поперечного сечения и плотность жидкости и чем меньше ее вязкость, тем легче, увеличивая скорость, осуществить турбулентный режим.
Для характеристики режима движения жидкости Рейнольдс ввел безразмерный параметр Re, учитывающий влияние перечисленных выше факторов, называемый числом (или критерием) Рейнольдса:
13 EMBED Equation.3 1415. (4.1)
Так как 13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415, где 13 EMBED Equation.3 1415 – кинематическая вязкость,
формулу (4.1) можно записать в виде
13 EMBED Equation.3 1415 (4.2)
Границы существования того или иного режима движения жидкости определяются двумя критическими значениями числа Рейнольдса: нижним Reкр.н и верхним Reкр.в. Значения скорости, соответствующие этим значениям числа Рейнольдса, также называют критическими. При ReReкр.в – только турбулентный; при Reкр.нВ опытах самого Рейнольдса были получены следующие значения: Reкр.н = 2000, Reкр.в= 12000. Многочисленные эксперименты, проведенные в более позднее время, показали, что критические числа Рейнольдса не являются вполне постоянными и в действительности при известных условиях неустойчивая зона может оказаться значительно шире.
В настоящее время при расчетах принято исходить только из одного критического значения числа Рейнольдса – Reкр = 2300. При Re<2300 режим всегда считается ламинарным, а при Re>2300 – всегда турбулентным. При этом движение жидкости в неустойчивой зоне исключается из рассмотрения, что приводит к некоторому запасу и большей надежности в гидравлических расчетах.
Без особого труда могут быть получены значения Re также для сечения любой формы, не только круговой. Имея в виду, что при круговом сечении гидравлический радиус R = d/4, подставим в формулу (4.2) вместо d его значение, равное AR. Тогда получим формулу для числа Рейнольдса, выраженного через гидравлический радиус:
13 EMBED Equation.3 1415, (4.3)
откуда
13 EMBED Equation.3 1415.

Задача. Какой режим движения бурового (глинистого) раствора будет иметь место в бурильных трубах при следующих данных: наружный диаметр труб dнар (мм), производительность бурового насоса (подача насоса или расход жидкости) Q (л/с), плотность раствора 13 EMBED Equation.3 1415 (кг/м3), динамический коэффициент вязкости 13 EMBED Equation.3 1415, Па
·с.

Ход решения

1. Определяют среднюю скорость движения глинистого раствора в бурильных трубах из уравнения расхода для потока жидкости:
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 – расход потока, (м3/с);
13 EMBED Equation.3 1415 – площадь поперечного сечения потока, м2;
13 EMBED Equation.3 1415 – средняя скорость потока, м/с,
13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415,
2. Определяют число Рейнольдса и устанавливают режим движения жидкости:

13 EMBED Equation.3 1415.
3. Формулировка вывода.
Все расчеты производить в системе СИ.
Данные для задач по вариантам приведены в табл. 4.1







Таблица 4.1

Данные задачи по вариантам

Вариант
Параметры
Номер варианта


0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12

1. Расход жидкости (производительность насоса) Q, л/с
15
16
17
18
19
20
19
18
17
16
21
22
25

2. Наружный диаметр бурильных труб 13 EMBED Equation.3 1415,мм
114
127
140
114
127
140
114
127
140
114
127
140
114

3. Плотность глинистого раствора 13 EMBED Equation.3 1415, кг/м3
1250
1240
1230
1220
1210
1200
1190
1180
1170
1180
1190
1200
1210

4. Коэффициент динамической вязкости глинистого раствора 13 EMBED Equation.3 1415, сПз (сантипуаз)
6
5
4
6
5
4
6
5
4
6
5
4
6

Практическое занятие № 5

Тема. Гидравлический расчет промывки скважины при роторном способе бурения

Задание: 1. Определение гидравлических потерь давления во всех элементах циркуляционной системы буровой установки. 2. Выбор бурового насоса.

Основные теоретические положения
Известно, что одна из основных задач практической гидромеханики – определение потерь напора (давления) на преодоление гидравлических сопротивлений, возникающих при движении реальных жидкостей в различных гидравлических системах.
В бурении гидравлические расчеты сводятся к определению: технологически необходимого расхода бурового раствора, определению потерь давления в циркуляционной системе, гидравлической мощности буровых насосов, выбору насосов и путей более эффективного использования этой мощности.

1. Определение технологически необходимого расхода
очистного агента
Расход очистного агента (бурового раствора) Q, являясь одним из главнейших параметров режима бурения, оказывает большое влияние на технико-экономические показатели (ТЭП) бурения, на успех проходки скважин, особенно при бурении в осложненных условиях. Увеличение значения Q почти всегда положительно сказывается на проходке скважины и с точки зрения очистки забоя, долота и ствола скважины не имеет критического значения. Однако превышение подачи бурового раствора после определенного разумного предела уже не будет оправдано экономически, т.к. возрастут бесполезные затраты гидравлической мощности, износ гидравлической части насоса, размыв стенок скважины. Поэтому надо стремиться к тому, чтобы полная очистка забоя скважины достигалась при возможно меньшей подаче раствора, а резерв гидравлической мощности и давления насосной установки использовался для применения гидромониторных долот, для увеличения забойной мощности турбобура в турбинном бурении или винтового двигателя.
Технологически необходимый расход очистного агента определяется из условий очистки забоя и ствола скважины.
1.1. Определение расхода из условий очистки ствола скважины

1. Расход, обеспечивающий необходимую скорость восходящего потока для достижения своевременной, бесперебойной и качественной очистки ствола скважины.Технологически необходимый расход бурового раствора, л/с,
13 EMBED Equation.3 1415, (5.1)
где
·min – минимальная скорость восходящего потока, при которой в данном районе работ не возникает осложнений, связанных с неудовлетворительной очисткой ствола скважины, дм/с;
Dд – диаметр долота, дм;
Dн.б.т. – наружный диаметр бурильных труб, дм.
Практикой установлено, что в большинстве случаев бурение идет нормально, если
·min=9 ч 13 дм/с (0,9 ч 1,3 м/с) при бурении в глинах, глинистых сланцах и песках и 7 ч 10 дм/с (0,7 ч 1,0 м/с) при разбуривании скальных пород.

2. Расход, обеспечивающий вынос частиц без переобогащения раствора частицами выбуренной породы (шламом). Подача бурового раствора, (л/с) которая не допускает чрезмерного обогащения раствора породой, определяется по формуле В.С. Федорова:
13 EMBED Equation.3 1415, (5.2)
где
· – скорость восходящего потока бурового раствора, см/с;
u – скорость оседания частиц шлама под действием силы тяжести, определяемая из условия отсутствия движения раствора, см/с;
с – скорость подъема частиц породы в кольцевом пространстве, см/с;

·п,
·ж,
· – удельные веса соответственно: разбуриваемой породы, раствора в кольцевом пространстве (выходящего из скважины) и раствора, закачиваемого в бурильную колонну, г/см3;

·мех – механическая скорость бурения, см/с;
dп – расчетный диаметр частицы, т.е. наибольший диаметр частиц, составляющих основной объем шлама, см. Для нешарообразных частиц под dп понимается диаметр шарообразной частицы, равновеликой по объему данной частице;
k – коэффициент , зависящий в основном от формы частиц. Для частиц, имеющих форму шаров и кубиков, при промывке глинистым раствором k равен соответственно 40 и 32. При промывке водой для шаров, правильных многогранников и кубиков k равен соответственно 50, 40 и 30;
а – коэффициент стеснения потока в кольцевом пространстве, величина которого принимается в пределах 1 – 1,14;

·' – коэффициент, учитывающий винтообразное движение жидкости при роторном бурении. Принимается (по данным В.С. Федорова) в пределах от 1,25 до 1,27. При бурении забойными двигателями
·'=1;
Fз – площадь забоя, см2;
Fф – фактическая площадь кольцевого пространства, см2. Обогащение бурового раствора можно допускать в следующих пределах:
а) при возможности постоянно разбавлять глинистый раствор
·ж-
·=0,02 ч 0,03, г/см3;
б) при возможности периодически разбавлять раствор водой
·ж-
·=0,01 ч 0,02, г/см3;
в) при невозможности разбавлять раствор водой
·ж-
·
· 0,01, г/см3.

3. Расход, обеспечивающий турбулентный режим движения раствора в кольцевом пространстве. При бурении скважин в осложненных условиях, особенно при проходке неустойчивых глинистых пород, важным средством предупреждения возможных осложнений (сальникообразований, затяжек, посадок и прихватов инструмента) является создание в кольцевом (затрубном) пространстве турбулентного режима движения глинистого раствора. Для этого подача его должна быть не менее величины, определенной по формуле (л/с):
13 EMBED Equation.3 1415, (5.3)
где Dc – диаметр скважины, см;
dн.б.т. – наружный диаметр бурильных труб, см;
(Re*к.п.)кр – критическое значение обобщенного параметра Рейнольдса (при отсутствии уточненных данных следует принимать (Re*к.п.)кр=1200 ( 8000, чем больше принятая численная величина, тем вероятнее турбулизация потока);

·0 – динамическое напряжение сдвига раствора, г/см2;
g – ускорение свободного падения, см/с2;

· – удельный вес глинистого раствора, г/см3.


1.2. Определение расхода из условий очистки забоя скважины

Расход, обеспечивающий требуемое давление струи на забой
Качественная очистка забоя от выбуренной породы обеспечивается в том случае, когда поток жидкости достигает забоя и оказывает на него давление 5 – 6 кг/см2 (0,5 – 0,6 МПа). Подача бурового раствора (л/с) обеспечивающая требуемое давление:
13 EMBED Equation.3 1415, (5.4)
где е0 – число промывочных отверстий долота;
f01 – площадь одного отверстия, м2;
Р3 – требуемое давление струи на забой, кГс/м2,
Р3=5 ч 6 кг/см2 = (5 – 6)
·104кГс/м2;
g – ускорение свободного падение, м/с2;

· – плотность бурового раствора, кг/м3;

· – угол поворота отраженной струи (90є<
·<180є) можно принять
·=120є;

·0 – угол наклона оси отверстия к вертикали (можно принять
·0 =45є);

·0 – коэффициент, учитывающий уменьшение давления на оси струи с увеличением расстояния от выхода из насадки,
13 EMBED Equation.3 1415, (5.5)
где ас – коэффициент расширения струи (при отсутствии уточненных данных величина ас для ходовых типов насадок может быть принята равной 0,3 ч 0,35; для насадок без скругления и для круглых долотных отверстий без насадок ас=0,4 ч 0,45);
m – отношение расстояния от выхода из насадок до забоя к диаметру выходного отверстия насадок (для разных диаметров долот принимается в пределах – 8 ч 15), можно принять 10.
Примечание: диаметр насадок практически 10 ч 24 мм (бывают сменные).
Расход, обеспечивающий достаточную подачу очистного агента на единицу площади забоя. Этот расход (л/с) определяется по формуле
13 EMBED Equation.3 1415, (5.6)
где q – требуемый удельный расход, л/с
·см2;
F3 – площадь забоя, см2.
Опытом бурения установлено, что максимальный удельный расход раствора, превышение которого уже не ведет к заметному росту механической скорости проходки, при бурении всеми типами долот, кроме фрезерных и алмазных, составляет 0,057 ч 0,065 л/с
·см2.
При бурении фрезерными и алмазными долотами q
·0,1 л/с
·см2 (при промывке водой и неутяжеленными глинистыми растворами – для алмазного долота).
При использовании утяжеленных растворов для алмазного бурения q не должен превышать:
а) 0,04 ч 0,052 л/с
·см2 – для долота диаметром 140 мм;
б) 0,065 ч 0,075 л/с
·см2 – для долот диаметрами 188 и 212 мм.

Расход, обеспечивающий вынос частиц с забоя без опасности захвата их зубцами набегающих шарошек. Этот расход (л/с) определяется по формуле С.Ф. Завьялова:
13 EMBED Equation.3 1415, (5.7)
где Dд – диаметр долота, дм;
еш – число шарошек долота;
n – скорость вращения долота, об/мин;

· – угол между осью шарошек и осью долота (можно принять 45є);
Fср – средняя площадь сечения потока, выносящего частицы с забоя в промежутках между шарошками, дм2.
Значения Fср для долот разных диаметров приведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1
Параметры долот

Dд, мм
Fср., дм2

190,5
1,0

215,9
1,06

243
1,83

269
2,35

295
2,76

Формула (5
·.7) имеет наибольшее значение при бурении высокооборотными забойными двигателями гидравлический забойный двигатель (ГЗД), турбобур, винтовой забойный двигатель (ВЗД).
Для обоснованного выбора потребного расхода очистного агента необходимо определить величину Q, исходя из всех рассмотренных технологических условий, и выявить наибольшее значение Qмакс. Если в конкретных проектируемых условиях бурение с расходом Qмакс не создает технических трудностей, следует принять именно эту величину. Если же осуществить такой расход практически невозможно, то необходимо выделить те технологические условия, которые наиболее важны в данных условиях, и проверить возможность обеспечения наибольшего расхода, найденного по отобранным формулам.
При всех условиях расход не может быть меньше величин, определенных по формулам (5.1) и (5.6), т.е. не может быть меньше величины Qmin, при которых еще обеспечивается удовлетворительная очистка забоя и ствола скважины от шлама.
Условие Q
·Qmin является обязательным технологическим условием.
Рассмотренные методы вычисления технологически необходимого расхода очистного агента в принципе верны для всех способов бурения. Однако при некоторых способах бурения дополнительно должны учитываться определенные технические требования. Например, при турбинном бурении и бурении винтовым забойным двигателем необходимо определять расход, обеспечивающий эффективную работу турбобура на забое, а при применении гидромониторных долот – расход, обеспечивающий работу их в избранном (форсированном) режиме.


2. Определение потерь давления (напора) в элементах
циркуляционной системы буровой установки

Зная потери давления в циркуляционной системе можно выбрать наиболее рациональную компоновку бурильного инструмента, обоснованно подобрать буровые насосы и полнее использовать их потенциальные возможности (гидравлическую мощность).
Потери напора (кГс/см2) в циркуляционной системе буровой при роторном бурении определяются по формуле
13 EMBED Equation.3 1415, (5.8)
где РМ – потери напора при движении бурового раствора в наземных трубопроводах от насосной части до колонны бурильных труб, включая стояк в буровой, буровой шланг, а также вертлюг и ведущую трубу (потери напора в наружной обвязке буровой – манифольде);
Рб.т. – потери напора при движении бурового раствора в бурильных трубах и замковых соединениях (потери давления зависят от глубины скважины);
Рк.п. – потери напора при движении бурового раствора в затрубном кольцевом пространстве скважины (потери давления зависят от глубины скважины);
РД – потери напора при движении бурового раствора через промывочные отверстия бурового долота;
РМ, РД –потери не зависящие от глубины скважины, а Рб.т. и Рк.п. – увеличиваются с глубиной скважины.
При циркуляции очистного агента потери напора (кГс/см2) различны при прокачке воды и глинистого раствора и зависят от их свойств и расхода:
а) 13 EMBED Equation.3 1415, (5.9)
где
· – безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений при движении в трубах;
Q – расход бурового раствора, л/с;

· – удельный вес раствора, г/см3;
d – внутренний диаметр бурильных труб, см;
Lэ – эквивалентная длина наземный трубопроводов, которая определяется по формуле, м,
13 EMBED Equation.3 1415 (5.10)
здесь dн, Lн – внутренний диаметр и длина нагнетательной линии, идущей от буровых насосов к стояку;
dс, Lс – внутренний диаметр и длина стояка в буровой;
dш, Lш – внутренний диаметр и длина бурового шланга;
dв, Lв – внутренний диаметр ствола вертлюга и его длина;
dф, Lэ.ф. – диаметр и эквивалентная длина фильтра, устанавливаемого под ведущей трубой;
dв.тр., Lв.тр. – внутренний диаметр и длина ведущий трубы;
Lэ.п. – эквивалентная длина поворотов и изгибов нагнетательной линии;
б) потери напора, (кГс/см2), в бурильных трубах и замковых соединениях:
13 EMBED Equation.3 1415, (5.11)
где, Lб – длина бурильной колонны, м;
lэ – эквивалентная длина замковых соединений, м;
l – расстояние между замковыми соединениями (длина одного типоразмера труб), м.
При наличии УБТ с уменьшенным проходным сечением нужно определить эквивалентную длину (м) их по формуле
13 EMBED Equation.3 1415,
где dУБТ, LУБТ – внутренний диаметр и длина УБТ, мм, м.
Тогда потери напора, (кГс/см2), в бурильной колонне будут в общем виде
13 EMBED Equation.3 1415.
Эквивалентная длина замковых соединений по опытным данным Б.С. Филатова приведена в табл. 5.2.

Таблица 5.2

Эквивалентная длина замковых соединений

Номинальный диаметр бурильных труб, мм
Внутренний диаметр бурильных труб, мм
Наименьший диаметр проходного отверстия, мм
Эквивалентная длина замковых соединений при 13 EMBED Equation.3 1415, мм

1
2
3
4


168
152,3
150,3
146,3
127
127
118
2,97
2,4
4,2


141
125,3
123,3
119,3
101
101
91
3,6
2,94
2,84

127
113
95
2,6


Продолжение табл. 5.2
1
2
3
4


111
109
107
91
87
83
2,7
2,9
3,2

114
100,3
82
3,3

114
98,3
96,3
94,3
92,3
78
74
70
68
3,4
4,2
5,6
5,9

В табл. 5.3 и 5.4 приведена эквивалентная длина муфтовых и замковых соединений бурильных труб по данным Р.И. Шищенко.

Таблица 5.3

Значения эквивалентных длин для бурильных труб с высаженными внутрь концами (ГОСТ 631-75)

Наружный диаметр бурильных труб, мм
Толщина стенки, мм
Внутренний диаметр бурильных труб, мм
Минимальный диаметр в высаженной части, мм
Эквивалентная длина муфтового соединения, мм

1
2
3
4
5

168
8
9
10
11
152
150
148
146
132
128
124
118
3,4
3,6
3,9
4,7

141
8
9
10
11
125
123
121
119
105
101
97
91
2,8
3,5
5,1
7,6

127
8
9
10
11
111
109
107
105
91
87
83
79
3,1
3,6
4,8
5,6

114
8
9
10
98
96
94
78
74
70
5,0
7,0
8,0







Таблица 5.4

Значения эквивалентных длин для замковых соединений бурильных труб типа ЗШ

Наружный диаметр бурильных труб, мм
Толщина стенки, мм
Внутренний диаметр бурильных труб, мм
Эквивалентная длина муфтового соединения, мм

141

8
9
10
11
125
123
121
119
4,0
3,5
5,0
7,5

127

8
9
10
11
11
109
107
105
4,5
5,1
6,0
6,9

114

8
9
10
98
96
94
5,0
7,0
8,0


в) потери напора (кГс/см2) в затрубном (кольцевом) пространстве скважины:
13 EMBED Equation.3 1415, (5.12)
где 13 EMBED Equation.3 1415 – коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в кольцевом (затрубном) пространстве;
13 EMBED Equation.3 1415– диаметр скважины (долота), см;
13 EMBED Equation.3 1415– наружный диаметр бурильных труб, см.
Потери давления от замковых соединений в кольцевом пространстве составляют небольшую величину, поэтому ею обычно пренебрегают;
г) потери напора (кГс/см2) в долоте зависят от конфигурации промывочных отверстий, от количества и площади их сечения, расхода очистного агента (бурового раствора):
13 EMBED Equation.3 1415, (5.13)
где С – коэффициент, характеризующий потери напора в промывочных отверстиях долота.
Значения коэффициента С для серийных долот с цилиндрическими промывочными каналами (на основании экспериментальных данных ВНИИ бурнефти) приведены в табл. 5.5.
Таблица 5.5

Значение коэффициента С

Диаметр долота, мм
С

190,5
215,9
243
269
295
1913 EMBED Equation.3 1415
1513 EMBED Equation.3 1415
7,7513 EMBED Equation.3 1415
5,2413 EMBED Equation.3 1415
3,0813 EMBED Equation.3 1415


Коэффициент С можно вычислить по формуле
13 EMBED Equation.3 1415, (5.14)
где 13 EMBED Equation.3 1415 – коэффициент расхода, величину которого принимают по данным табл. 5.6
13 EMBED Equation.3 1415 – суммарная площадь сечений промывочных отверстий, см2 (табл. 5.7)

Таблица 5.6
Значение коэффициента
·


Форма насадок
13 EMBED Equation.3 1415

Цилиндрические сверления с остроугольными кромками
Сверления с коническим входом
У – образная щель
Насадки с округленным входом и конусностью (для гидромониторных долот, насадки УфНИИ и т.д.)

0,64 – 0,66

0,8 – 0,9
0,7 – 0,75

0,9 – 0,95


Определяя потери13 EMBED Equation.3 1415при турбинном бурении необходимо учитывать, что не весь буровой раствор проходит через долото, часть его уходит через зазор в ниппеле турбобура (утечка составляет 15 – 20% – для новых ниппелей и 40% и более – для изношенных ниппелей).




Таблица 5.7

Показатели промывочных отверстий

Диаметр долота по ГОСТ(20692-75), ТУ 26-02-874-80, мм
Долото с центральной промывкой
Диаметр стандартных насадок гидромониторных долот, мм


Суммарная площадь промывочных отверстий 13 EMBED Equation.3 1415, см 2
Коэффициент потерь давления, С


132; 146; 165,1
6
0,0289
8, 9, 10, 11, 12

190,5
10
0,0104
10, 11, 12, 13, 14, 15

215,9
13,05
0,0061
11, 12, 13, 14, 15, 16

244,5; 269,9; 295,3
17,00
0,0036
12, 13, 14, 15, 16, 17, 18

320; 349,2; 393,7
21,00
0,0023
13, 15, 17, 18, 20

444,5
21,00
0,0023
14, 15, 17, 18, 19, 20, 22


Коэффициент гидравлических сопротивлений 13 EMBED Equation.3 1415 или 13 EMBED Equation.3 1415 зависит от режима (характера) движения раствора, его физических параметров, от формы и состояния стенок канала движения раствора. Правильное определение 13 EMBED Equation.3 1415 или 13 EMBED Equation.3 1415 – одно из основных условий получения реальных (сходных с фактическими) результатов расчета потерь напора по формулам квадратичной зависимости (5.9 – 5.12).
Наиболее приемлемым критерием для определения изменения режима течения ньютоновских жидкостей (вода) является параметр Рейнольдса Re, а для вязкопластических, неньютоновских, аномальных жидкостей (глинистые растворы, коллоиды, суспензии, масла, нефтепродукты при низких t(C) – обобщенный параметр Рейнольдса - Re(:
13 EMBED Equation.3 1415, (5.15)
где
· – скорость течения воды в трубах и кольцевом пространстве, см/с;
13 EMBED Equation.3 1415– линейный размер сечения, см (для круглого сечения это диаметр, для кольцевого – разность диаметров);
13 EMBED Equation.3 1415– кинематическая вязкость воды, см2/с (стокс);

13 EMBED Equation.3 1415, (516)
где 13 EMBED Equation.3 1415 – динамическая (абсолютная) вязкость воды, Па
·с;
13 EMBED Equation.3 1415 – плотность воды, г/см3
13 EMBED Equation.3 1415 – удельный вес воды, дин/см3
13 EMBED Equation.3 1415 – ускорение силы тяжести, см/сек2
При 13 EMBED Equation.3 1415( 2320 в трубах – ламинарный режим течения воды, при 13 EMBED Equation.3 1415(2320 – переход к турбулентному режиму.
Обобщенный параметр 13 EMBED Equation.3 1415*:
а) при движении глинистого раствора в бурильных трубах

13 EMBED Equation.3 1415(13 EMBED Equation.3 1415, (5.17)
б) для кольцевого пространства

13 EMBED Equation.3 1415, (5.18)
где
· – средняя объемная скорость, см/с;
d, dн.б.т – соответственно внутренний и наружный диаметры бурильных труб, см;
13 EMBED Equation.3 1415– диаметр скважины, см;
13 EMBED Equation.3 1415– удельный вес, г/см3
13 EMBED Equation.3 1415– структурная вязкость, Па
·с;
13 EMBED Equation.3 1415– ускорение силы тяжести, см/с2;
13 EMBED Equation.3 1415– динамическое напряжение сдвига (ДНС), Гс/см2.
Значения 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415, определенные в лабораторных условиях в зависимости от 13 EMBED Equation.3 1415 глинистого раствора, можно взять из табл. 5.8.







Таблица 5.8

Значения параметров 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 в зависимости от 13 EMBED Equation.3 1415 глинистого
раствора

Количество проб
Пределы изменения удельного веса глинистого раствора 13 EMBED Equation.3 1415, г/см3
Средние значения
Среднее квадратическое отклонение величины при определении значения



структурной вязкости 13 EMBED Equation.3 1415, Па
·с
динамического напряжения сдвига 13 EMBED Equation.3 1415, мГс/см2






13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415

274
1,20-1,29
15,1
21,2
7,0
13,0

300
1,30-1,39
16,5
24,2
6,0
12,4

191
1,40-1,49
20,0
37,5
7,0
15,6

180
1,50-1,59
22,0
65,05
5,4
28,5

181
1,60-1,69
24,6
75,1
6,0
30,9

195
1,70-1,79
27,5
87,5
8,0
36,0

200
1,80-1,89
28,6
102,0
9,1
46,3

207
1,90-1,99
30,2
116,4
9,4
41,5

204
2,00-2,09
30,6
138,2
11,0
51,2

200
2,10-2,19
32,2
144,8
10,0
56,3

200
2,20-2,29
37,5
145,0
10,2
52,6

175
2,30-2,39
41,7
203,5
10,0
63,0


Для более точных гидравлических расчетов необходимо знать величины 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 растворов, применяемых в данном районе.
При 13 EMBED Equation.3 1415(( 2000 – 3000 соблюдается структурный режим течения глинистого раствора, при 13 EMBED Equation.3 1415(( 2000 – 3000 – турбулентный. Для кольцевого пространства скважины переход от структурного к турбулентному наблюдается при 13 EMBED Equation.3 1415(= 1600 ( 2000.
Определение коэффициентов 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 производится по следующим формулам:
Для воды (ньютоновских жидкостей):
– при ламинарном режиме течения (13 EMBED Equation.3 1415( 2320, формула Стокса):
13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 1415 ; (5.19)
– при турбулентном режиме (13 EMBED Equation.3 1415(2320, формула Блазиуса):
13 EMBED Equation.3 1415; (5.20)
13 EMBED Equation.3 1415. (5.21)
Для глинистого раствора:
– при структурном режиме (если13 EMBED Equation.3 1415(( 2000 ( 3000)
13 EMBED Equation.3 1415; (5.22)
13 EMBED Equation.3 1415; (5.23)
– при турбулентном режиме (если 13 EMBED Equation.3 1415( 1600(2000):
13 EMBED Equation.3 1415 (5.24)
(если 13 EMBED Equation.3 1415(= 25000 ( 50000, при 13 EMBED Equation.3 1415((50000 можно считать 13 EMBED Equation.3 1415=0,02=const),

13 EMBED Equation.3 1415 (5.25)
(если 13 EMBED Equation.3 1415( 1600(2000).

Перепад давления (кГс/см2) в долотных отверстиях(оснащенных гидромониторными насадками):
13 EMBED Equation.3 1415, (5.26)
где все обозначения были приведены ранее: 13 EMBED Equation.3 1415(13 EMBED Equation.3 1415), Q (13 EMBED Equation.3 1415),13 EMBED Equation.3 1415– коэффициент расхода, зависящий от конфигурации насадки, отношения длины проходного канала к диаметру и числа 13 EMBED Equation.3 1415. Для гидромониторных долот с более совершенной конфигурацией входного участка 13 EMBED Equation.3 1415= 0,9(0,95; 13 EMBED Equation.3 1415– суммарная площадь выходных сечений насадок, см2.
Суммарная площадь (см2) выходных сечений насадок долот, необходимая для реализации перепада 13 EMBED Equation.3 1415при расходе Q из формулы (5.26):
13 EMBED Equation.3 1415. (5.27)
Средняя скорость (м/с) истечения бурового раствора из долотных насадок:
13 EMBED Equation.3 1415, (5.28)
где 13 EMBED Equation.3 1415, если 13 EMBED Equation.3 1415( 70 м/с, то бурение рассматриваемого интервала возможно с использованием гидромониторного эффекта (дополнительный эффект разрушения мягких пород за счет ударного действия струи). При меньшей скорости истечения может происходить только улучшение очистки забоя от выбуренной породы, что также увеличивает скорость бурения 13 EMBED Equation.3 1415.

Выбор бурового насоса
Буровой насос для промывки скважины в конкретных геолого-технических условиях выбирается (проверяется) по технологически необходимому Q и развиваемому при этом давлению Р для преодоления потерь напора в элементах циркуляционной системы буровой. Принимаются втулки соответствующего диаметра с учетом коэффициента наполнения 13 EMBED Equation.3 1415 (коэффициента подачи или объемного КПД) и числа двойных ходов.
Исходные данные для гидравлического расчета циркуляционной системы приведены в табл. 5.9.
Выбор насоса производится по табл. 5.10 «Техническая характеристика буровых насосов большой мощности» и табл. 5.11 «Техническая характеристика буровых насосов малой мощности».

БУРОВЫЕ НАСОСЫ
Буровой насос предназначен для нагнетания промывочной жидкости под высоким давлением в скважину при геолого–разведочном, глубокоразведочном и эксплуатационном бурении.
Буровые насосы эксплуатируются в очень тяжёлых условиях. Они перекачивают при температуре 40 – 70 °С вязкие глинистые растворы, нередко утяжелённые добавками барита или гематита, содержащие химические реагенты (каустическую соду, известь, кислоты, соли и др.) и абразивные частицы выбуренной породы.
Буровой насос должен:
быть легко транспортабельным, надёжным в эксплуатации;
позволять быструю смену цилиндровых втулок, поршней, штоков клапанов, сальников для возможности в 2 – 3 раза увеличивать или уменьшать (регулировать) подачу и давление (напор) за период бурения скважины;
допускать кратковременное повышение давления для продавки пробок и сальников, образующихся в скважине (т. е. не снижать производительности при увеличении сопротивления потока; промывочной жидкости в нагнетательной линии);
обеспечивать достаточную равномерность подачи;
иметь ресурс не менее 10 тыс. часов.
Многолетней практикой глубокого бурения установлено, что требованиям технологии проводки скважин в жёстких полевых условиях удовлетворяет только поршневой горизонтальный насос.
В практике бурения геолого–разведочных, глубоких разведочных и эксплуатационных скважин применяют (ГОСТ 6031 - 81) поршневые насосы с гидравлической мощностью 32, 50, 80, 125, 190, 235, 300, 375, 475, 600, 75С 950, 1180 и 1840 кВт с максимальной подачей 40 – 50 л/с, развивающие максимальное давление 90 МПа при минимальных подачах.
Регулирование производительности насоса от 5 – 20 л/с до максимальной осуществляется ступенчато сменой поршней и цилиндровых втулок различных диаметров (108 – 200 мм).
ГОСТ 16293 - 82 «Установки буровые комплектные для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения» предусматривают переход на комплектацию буровых установок насосами трёхпоршневыми (триплекс) одностороннего действия. В настоящее время этот переход завершён, но ещё 10 – 12 лет в глубоком бурении будут эксплуатироваться насосы двухстороннего действия (УНБ – 600), а в геолого–разведочном бурении, на хозяйственных нуждах глубокого бурения, на спецработах и промыслах нефтедобычи – двухпоршневые (дуплекс) двухсторонего действия насосы малой мощности, а именно: НБ – 32; НБ – 50; НБ – 8С НБ – 125; 9Т.
Применяемость насосов трёхпоршневых одностороннего действия распределяется следующим образом:
1. НБТ–475.–БУ 1600/100 ЭУ; БУ 1600/100 ДГУ.
НБТ – 600: БУ 2500/160 ДГУ–М; БУ 2500/160 ДЭП–1 БУ 2500/160 ЭП–1;БУ 2500/160 ЭПК.
Таблица 5.9
Практическое занятие №5 Гидравлический расчет промывки скважины
Исходные данные для гидравлического расчета циркуляционной системы
при бурении скважины роторным способом
Варианты
Параметры
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13

1. Глубина бурения L, м
2800
2700
2800
2700
2800
2700
2800
2700
2800
2700
2800
2700

2. Плотность разбуриваемых пород
·п, кг/м3
2400
2300
2400
2300
2400
2300
2400
2300
2400
2300
2400
2300

3. Осевая нагрузка на долото G, кН
140
150
140
150
140
150
140
150
140
150
140
150

4. Механическая скорость бурения
·мех., м/с
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01

5. Плотность очистного агента (бурового раствора)
·р, кг/м3
1450
1350
1450
1350
1450
350
1450
1350
1450
1350
1450
1350

6. Реологические показатели очистного агента (бурового раствора):
а) динамическое напряжение сдвига (ДНС)
·0, Па
б) структурная вязкость
·, Па·с
в) условная вязкость (по СПВ-5) Т, с.


2,0
0,01
24


2,5
0,01
25


2,0
0,01
26


2,5
0,01
24


2,0
0,01
25


2,5
0,01
26


2,0
0,01
24


2,5
0,01
25


2,0
0,01
26


2,0
0,01
24


2,5
0,01
25


2,0
0,01
26

7. Количество буровых насосов, шт.
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1

8. Диаметр долота Дд, мм
190,5
215,9
190,5
215,9
190,5
215,9
190,5
215,9
190,5
215,9
190,5
215,9

9. Элементы бурильной колонны в конце интервала бурения:
а) УБТ: длина LУБТ, м
наружный диаметр dн.УБТ, мм
внутренний диаметр dв.УБТ, мм


110
178
80


120
146
68


110
178
80


120
146
68


110
178
80


120
146
68


110
178
80


120
146
68


110
178
80


120
146
68


110
178
80


120
146
68

б) бурильные трубы ТБПВ
длина lБ.Т., м

770

670

770

670

770

670

770

670

77

670

770

670


Продолжение табл. 5.9
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13

наружный диаметр dн.Б.Т., мм
внутренний диаметр dв.Б.Т., мм
127
107
127
107
127
107
127
107
127
107
127
107
127
107
127
107
127
107
127
107
127
107
127
107

г) ЛБТ (из сплава Д16Т)
длина lЛБТ., м
наружный диаметр dн.ЛБТ, мм
внутренний диаметр dв.ЛБТ., мм

1920
129
107

1910
129
107

1920
129
107

1910
129
107

1920
129
107

1910
129
107

1920
129
107

1910
129
107

1920
129
107

1910
129
107

1920
129
107

1910
129
107

























Таблица 5.10
Техническая характеристика буровых насосов большой мощности (ГОСТ 16293-82)


Тип бурового насоса
Гидравлическая мощность, кВт ((=0,9)
Мощность привода кВт
Полезная мощность, кВт
КПД насосной установки
Внутренний диаметр цилинровых втулок, мм
Допускаемое рабочее давление, МПа
Производительность, л/с ((=0,9)
Число двойных ходов
Пневмокомпенсатор
Масса насоса со шкивом, кг

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11

НБ-375 (БРН-1) горизонтальный двухпоршневой двойного действия (дуплекс)
375
365
330
0,75
180
170
160
150
140
130
9,8
11,0
12,5
14,4
16,9
20,0
30,8
27,3
24,0
20,8
16,4
15,0
72
ПК-40-200
14700

УНБ-600 А (У8-6МА2) горизонтальный двухпоршневой двойного действия (дуплекс)
600
585
500
0,75
200
190
180
170
160
150
140
130
10,0
11,1
12,5
14,3
16,3
19,0
22,3
25,0
50,9
45,5
40,4
35,5
31,0
26,7
22,7
18,9
66
ПК-70-250
25450

У8-7МА2 горизонтальный двухпоршневой двойного действия (дуплекс)
860
825
700
0,8
200
190
180
170
14,2
15,9
18,0
20,4
50,2
44,8
39,8
35,0
66
сферический поршневой
33700

Продолжение табл. 5.10
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11






160
150
140
23,4
27,2
32,0
30,5
26,3
22,3




УНБТ-600 горизонтальный трехпоршневой (триплекс) одностороннего (простого) действия
600
585
475
0,8
180
170
160
150
140
130
120
11,3
12,7
14,3
16,2
18,7
21,6
25,0
42,9
38,3
33,9
29,8
26,0
22,3
19,1
135 (расчетное максимальное)
ПК-40-250
20090

УНБТ-750 горизонтальный трехплунжерный (триплекс) одностороннего (простого) действия
750
731
600
0,8
180
170
160
150
140
130
120
13,5
15,2
17,1
19,6
22,4
26,0
35,0
39,6
35,3
31,4
27,5
23,7
20,7
17,1
125
ПК-70-50
21450

УНБТ-950горизонтальный трехпоршневой (триплекс) одностороннего (простого) действия
950
926
750
0,8
180
170
160
150
140
19,0
21,0
24,0
27,5
32,0
46,0
41,0
36,4
31,9
27,8
125

ПК-70-350
23939

УНБТ-1180А1 горизонтальный трехплунжерный (триплекс) одностороннего (простого) действия
1180
1150
1060
0,8
180
170
160
150
140
23,5
26,5
30,0
32,0
32,0
46,0
41,0
36,4
31,9
27,8
125
ПК-70-400
24100

Таблица 5.11
Техническая характеристика буровых насосов малой мощности
Тип бурового насоса
Гидравлическая мощность, кВт ((=0,9)
Мощность привода кВт
Полезная мощность, кВт
КПД насосной установки
Внутренний диаметр цилинровых втулок, мм
Допускаемое рабочее давление, МПа
Производительность, л/с ((=0,9)
Число двойных ходов
Пневмпокомпенсатор
Мас-са насоса со шкивом, кг

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11

НБ-32 горизонтальный двухпоршневой (дуплекс) двойного действия
32
32
0,75
25
110
100
90
80
2,6
3,2
4,0
4,0
9,9
8,1
6,4
4,0
105
Сферический диафрагменый
1040

НБ-50 горизонтальный двухпоршневой (дуплекс) двойного действия
50
50
0,75
40
120
110
100
90
3,4
4,1
5,0
6,3
11,9
9,9
8,1
6,4
105
Сферический диафрагменый
1040

НБ-80 горизонтальный двухпоршневой (дуплекс) двойного действия
80
80
0,75
70
120
110
100
90
80
4,3
5,2
6,3
8,0
10,4
14,9
12,4
10,1
8,0
6,1
105
Сферический диафрагменый
1220

НБ-125-1 (9МГР) горизонтальный двухпоршневой (дуплекс) двойного действия
125
77
0,75
110
127
115
100
90
80
3,5
5,3
7,8
13,5
16,0
16,0
12,1
8,1
5,2
3,7
90
Сферический диафрагменый
2750

УНБТ – 950 (Уралмашевский насос буровой трёхпоршневой мощностью 950 кВт): БУ 3200/ 200 ДГУ–1; БУ 3200/200 ЭУ–1 БУ 3200/200 ЭУК–2М; БУ 5000/320 ЭУ–1; БУ 5000/320 ДЭР–1 БУ 5000/320 ЭР–1; БУ 5000/320 ДГУ–1; БУ 6500/400 ДЭР.
УНБТ – 1180: БУ 8000/500 ЭР.
Эти насосы, по сравнению с двухпоршневыми двойного действия имеют ряд преимуществ:
обеспечена большая (почти в 2 раза) равномерность подача бурового раствора;
уменьшена пульсация раствора в результате использования шаровых диафрагменных компенсаторов;
уменьшена на 25–30 % масса насоса и улучшена монтажеспособность и условия ремонтных работ;
увеличен срок службы при высоких давлениях и производительности.

Практическое занятие № 6

Задание: определить необходимую плотность очистного агента (бурового раствора) для:
1) создания противодавления на вскрытый нефтегазонасыщенный пласт;
2) уменьшения гидростатического давления на поглощающий горизонт.
Основные теоретические положения
1. Тип и параметры буровых растворов выбираются с учетом:
геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их литологического и химического составов;
устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора;
наличия проницаемых пластов, их толщины (мощности) и пластовых давлений;
давлений гидравлического разрыва;
накопленного опыта, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора.
В зависимости от перечисленных условий и глубины скважины раствор иногда приходится выбирать не только для каждого района, участка или отдельно скважины, но и для бурения различных интервалов в отдельной скважине.
Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями (ТЭП), а также качество вскрытия продуктивных горизонтов.
Плотность бурового раствора
·б.р. выбирается, исходя из условий создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых флюидов, и предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов с последующим поглощением.
Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 6.1 с учетом глубины скважины и коэффициента аномальности пластового давления Ка (проектного или фактического).

Таблица 6.1

Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора в зависимости от глубины скважины

Глубина скважины (интервал), м
Минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым (репрессия)
·Рmin, МПа


для нефтенасыщенных пластов
для газонасыщенных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин


·1000
1001 – 2500
2501 – 4500

·4500
1
1,5
2,0
2,5
1,5
2,0
2,25
2,7


К указанному в табл. 6.1 значению репрессии добавляется величина
·Р’, Па,
13 EMBED Equation.3 1415, (6.1)
где КСПО – коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при спускоподъемных операциях (СПО); КСПО = 0,9 при диаметре скважины Dc
·215,9 мм и КСПО=0,3 при Dc>215,9 мм.

Суммарная репрессия на пласт 13 EMBED Equation.3 1415, Па,
13 EMBED Equation.3 1415. (6.2)
Величину
·б.р., кг/м3, необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения
13 EMBED Equation.3 1415, (6.3)
где 13 EMBED Equation.3 1415, Па; (6.4)

·в – плотность воды, кг/м3.

2. Давление циркулирующего бурового раствора не должно приводить к раскрытию трещин наиболее слабых пород и возникновению поглощения.
Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощение бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.
Условие предупреждения гидроразрыва (кг/м3):
13 EMBED Equation.3 1415, (6.5)
где Ргр – давление гидроразрыва (критическое давление бурового раствора в скважине, при котором возможен разрыв горной породы, или раскрытие трещин), Па;

· Рож – ожидаемое повышение давления в скважине, Па.
Рациональная плотность (кг/м3) аэрированного бурового раствора (АБР) вычисляется из уравнения
13 EMBED Equation.3 1415 или 13 EMBED Equation.3 1415, (6.6)
где 13 EMBED Equation.3 1415 – плотность исходного бурового раствора, кг/м3
13 EMBED Equation.3 1415 – статический уровень в скважине, м.

Задача 1. Скважиной диаметром Dc на глубине 13 EMBED Equation.3 1415 вскрывается газонасыщенный горизонт с коэффициентом аномальности Ка. Определить требуемую плотность бурового раствора.

Данные принять по вариантам табл. 6.2.




Таблица 6.2
Данные к задаче № 1

Вариант
Парам.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11

1.Диам. скважины Dc, мм
190,5
161
215,9
190,5
161
215,9
190,5
161
215,9
190,5
161
190,5

2.Глубина скважины Н, м
3150
3200
2760
2950
4480
2450
2850
3500
1780
2360
3150
3060

3.Коэффициент аномальностиКа
1,5
1,6
1,4
1,5
1,6
1,4
1,3
1,6
1,3
1,5
1,6
1,5


Задача 2. При бурении скважины на глубине 13 EMBED Equation.3 1415возникло поглощение бурового раствора плотностью
·б.р. Статический уровень в скважине установился на глубине hст. Для ликвидации поглощения решено было уменьшить гидростатическое давление бурового раствора на поглощающий горизонт снижением его плотности путем аэрации. Определить рациональную плотность АБР (аэрированного бурового раствора).
Данные принять по вариантам табл. 6.3

Таблица 6.3
Данные к задаче № 2


Вариант
Параметр
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13

1.Глубина скважины, поглощающего горизонта Н, м.
880
750
940
650
790
850
460
580
590
630
780
870

2.Плотность бурового рас
твора 13 EMBED Equation.3 1415, кг/м3
1180
1100
1150
1130
1160
1140
1100
1120
1130
1180
1160
1140

Продолжение табл. 6.3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13

3.Статический уровень в скважине, hст, м
60
50
40
45
55
46
35
45
65
80
75
55











































рекомендуемый библиографический список

Основной
Рабинович Е.З. Гидравлика. – М.: Недра, 1980.
Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. – М.: Недра, 1989.
Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. – М.: Недра, 1982.

Дополнительный
Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. – М.: Недра, 1977.
Степанов Н.В. Моделирование и прогноз осложнений при бурении скважин. – М.: Недра, 1989.
Есьман Б.Н., Габузов Г.Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. – М.: Недра, 1991.
Ильюшин А.А., Ломакин В.А., Шмаков А.П. Задачи и упражнения по механике сплошной среды. – М.: Изд-во Моск. ун-та, 1979.





















ОГЛАВЛЕНИЕ

13 TOC \o "1-1" \h \z \u 1413 LINK \l "_Toc154559178" 14Введение 13 PAGEREF _Toc154559178 \h 1431515
13 LINK \l "_Toc154559179" 14Практическое занятие № 1 13 PAGEREF _Toc154559179 \h 1451515
13 LINK \l "_Toc154559180" 14Практическое занятие №2 13 PAGEREF _Toc154559180 \h 1481515
13 LINK \l "_Toc154559181" 14Практическое занятие №3 13 PAGEREF _Toc154559181 \h 14111515
13 LINK \l "_Toc154559182" 14Практическое занятие №4 13 PAGEREF _Toc154559182 \h 14141515
13 LINK \l "_Toc154559183" 14Практическое занятие № 5 13 PAGEREF _Toc154559183 \h 14201515
13 LINK \l "_Toc154559184" 14Буровые насосы 13 PAGEREF _Toc154559184 \h 14351515
13 LINK \l "_Toc154559185" 14Практическое занятие № 6 13 PAGEREF _Toc154559185 \h 14421515
13 LINK \l "_Toc154559186" 14Рекомендуемый библиографический список 13 PAGEREF _Toc154559186 \h 14471515
15















































Учебно-методическое издание

Третьяк Александр Яковлевич,
Рыбальченко Юрий Михайлович,
Вейсман Анатолий Данилович

Методические указания к практическим работам по курсу
«Механика сплошной среды»

Редактор А.А. Галикян


Темплан 2006 г. Подписано в печать 09.11.2006.
Формат 60Ч84 1/16 . Бумага офсетная.
Ризография. Усл.-печ.л. 2,56. Уч.-изд.л. 2,5.
Тираж 50. Заказ


Южно-Российский государственный технический университет
Редакционно – издательский отдел ЮРГТУ
Типография ЮРГТУ
Адрес ун-та и типоргафии:
346428, г. Новочеркасск, ул. Просвещения, 132










13PAGE 15


13PAGE 14415


13PAGE 15


13PAGE 144915





Забой

Устье

hдин

hст

S


·ж



41



Рис. 3.1



40



39

8

38



37



19



13



10

7

11

14

20



42

43




Приложенные файлы

  • doc 7939102
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 1

Добавить комментарий