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

, (5.8)

где Р_М – 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);

Р_{б.т .}– потери напора при движении бурового раствора в бурильных трубах и замковых соединениях (потери давления зависят от глубины скважины);

Р_к.п. – потери напора при движении бурового раствора в затрубном кольцевом пространстве скважины (потери давления зависят от глубины скважины);

Р_Д – потери напора при движении бурового раствора через промывочные отверстия бурового долота;

Р_М, Р_Д –потери не зависящие от глубины скважины, а Р_б.т. и Р_к.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) , (5.9)

где λ – безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений при движении в трубах;

Q – расход бурового раствора, л/с;

γ – удельный вес раствора, г/см³;

d – внутренний диаметр бурильных труб, см;

L_э – эквивалентная длина наземный трубопроводов, которая определяется по формуле, м,

(5.10)

здесь d_н, L_н – внутренний диаметр и длина нагнетательной линии, идущей от буровых насосов к стояку;

d_с, L_с – внутренний диаметр и длина стояка в буровой;

d_ш, L_ш – внутренний диаметр и длина бурового шланга;

d_в, L_в – внутренний диаметр ствола вертлюга и его длина;

d_ф, L_э.ф. – диаметр и эквивалентная длина фильтра, устанавливаемого под ведущей трубой;

d_в.тр., L_в.тр. – внутренний диаметр и длина ведущий трубы;

L_э.п. – эквивалентная длина поворотов и изгибов нагнетательной линии;

б) потери напора, (кГс/см²), в бурильных трубах и замковых соединениях:

, (5.11)

где, L_б – длина бурильной колонны, м;

l_э – 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

,

где d_УБТ, L_УБТ – внутренний диаметр и длина УБТ, мм, м.

Тогда потери напора, (кГс/см²), в бурильной колонне будут в общем виде

.

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 , мм
	152,3 150,3 146,3		2,97 2,4 4,2
	125,3 123,3 119,3		3,6 2,94 2,84
			2,6

Продолжение табл. 5.2

			2,7 2,9 3,2
	100,3		3,3
	98,3 96,3 94,3 92,3		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
				3,4 3,6 3,9 4,7
				2,8 3,5 5,1 7,6
				3,1 3,6 4,8 5,6
				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
			4,0 3,5 5,0 7,5
			4,5 5,1 6,0 6,9
			5,0 7,0 8,0

в) потери напора (кГс/см²) в затрубном (кольцевом) пространстве скважины:

, (5.12)

где – коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в кольцевом (затрубном) пространстве;

– диаметр скважины (долота), см;

– 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):

, (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	19 15 7,75 5,24 3,08

Коэффициент С можно вычислить по формуле

, (5.14)

где – коэффициент расхода, величину которого принимают по данным табл. 5.6

– суммарная площадь сечений промывочных отверстий, см² (табл. 5.7)

Таблица 5.6

Значение коэффициента μ

Форма насадок
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 потери при 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 , см 2	Коэффициент потерь давления, С
132; 146; 165,1		0,0289	8, 9, 10, 11, 12
190,5		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 или зависит от режима (характера) движения раствора, его физических параметров, от формы и состояния стенок канала движения раствора. Правильное определение или – 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*:

, (5.15)

где υ – скорость течения воды в трубах и кольцевом пространстве, см/с;

– линейный размер сечения, см (для круглого сечения это диаметр, для кольцевого – разность диаметров);

– кинематическая вязкость воды, см²/с (стокс);

, (516)

где – динамическая (абсолютная) вязкость воды, Па∙с;

– плотность воды, г/см³

– удельный вес воды, дин/см³

– ускорение силы тяжести, см/сек²

При < 2320 в трубах – ламинарный режим течения воды, при >2320 – переход к турбулентному режиму.

Обобщенный параметр *:

а) при движении глинистого раствора в бурильных трубах

* , (5.17)

б) для кольцевого пространства

, (5.18)

где υ – средняя объемная скорость, см/с;

d, d_н.б.т – соответственно внутренний и наружный диаметры бурильных труб, см;

– диаметр скважины, см;

– удельный вес, г/см³

– структурная вязкость, Па∙с;

– ускорение силы тяжести, см/с²;

– динамическое напряжение сдвига (ДНС), Гс/см².

Значения и , определенные в лабораторных условиях в зависимости от глинистого раствора, можно взять из табл. 5.8.

Таблица 5.8

Значения параметров и в зависимости от глинистого

раствора

Количество проб	Пределы изменения удельного веса глинистого раствора , г/см3	Средние значения	Среднее квадратическое отклонение величины при определении значения
структурной вязкости , Па∙с	динамического напряжения сдвига , мГс/см2
	1,20-1,29	15,1	21,2	7,0	13,0
	1,30-1,39	16,5	24,2	6,0	12,4
	1,40-1,49	20,0	37,5	7,0	15,6
	1,50-1,59	22,0	65,05	5,4	28,5
	1,60-1,69	24,6	75,1	6,0	30,9
	1,70-1,79	27,5	87,5	8,0	36,0
	1,80-1,89	28,6	102,0	9,1	46,3
	1,90-1,99	30,2	116,4	9,4	41,5
	2,00-2,09	30,6	138,2	11,0	51,2
	2,10-2,19	32,2	144,8	10,0	56,3
	2,20-2,29	37,5	145,0	10,2	52,6
	2,30-2,39	41,7	203,5	10,0	63,0

Для более точных гидравлических расчетов необходимо знать величины и растворов, применяемых в данном районе.

При *< 2000 – 3000 соблюдается структурный режим течения глинистого раствора, при *> 2000 – 3000 – турбулентный. Для кольцевого пространства скважины переход от структурного к турбулентному наблюдается при *= 1600 ¸ 2000.

Определение коэффициентов и производится по следующим формулам:

Для воды (ньютоновских жидкостей):

– при ламинарном режиме течения ( < 2320, формула Стокса):

;

; (5.19)

– при турбулентном режиме ( >2320, формула Блазиуса):

; (5.20)

. (5.21)

Для глинистого раствора:

– при структурном режиме (если *< 2000 ¸ 3000)

; (5.22)

; (5.23)

– при турбулентном режиме (если < 1600¸2000):

(5.24)

(если *= 25000 ¸ 50000, при *³50000 можно считать =0,02=const),

(5.25)

(если > 1600¸2000).

Перепад давления (кГс/см²) в долотных отверстиях (оснащенных гидромониторными насадками):

, (5.26)

где все обозначения были приведены ранее: (), Q (), – коэффициент расхода, зависящий от конфигурации насадки, отношения длины проходного канала к диаметру и числа . Для гидромониторных долот с более совершенной конфигурацией входного участка = 0,9¸0,95; – суммарная площадь выходных сечений насадок, см².

Суммарная площадь (см²) выходных сечений насадок долот, необходимая для реализации перепада при расходе Q из формулы (5.26):

. (5.27)

Средняя скорость (м/с) истечения бурового раствора из долотных насадок:

, (5.28)

где , если ³ 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 .