Проектирование конструкции скважины Талаканского месторождения (ОАО ННГК «Саханефтегаз»), страница 14

За ТБПВ-89 на вертикальном участке и участке набора кривизны:

;

за УБТС2-120:

;

за ТБПВ-89 на горизонтальном участке:

.

Скорости течения на однородных участках кольцевого канала определим из выражения

.                                                                         (7.7)

За ТБПВ-89 на вертикальном участке и участке набора кривизны:

 м/с;

за УБТС2-120:

 м/с;

за ТБПВ-89 на горизонтальном участке:

 м/с.

Определим потери давления в заколонном пространстве по формуле (7.6)

За ТБПВ-89 на вертикальном участке:

 МПа;

за УБТС2-120:

 МПа;

за ТБПВ-89 на участке набора кривизны:

 МПа;

за ТБПВ-89 на горизонтальном участке:

 МПа;

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве определяется из выражения

,                                                      (7.8)

где l_Т – средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м; d_М – наружный диаметр замкового соединения, м; l – длина секции бурильных труб одинакового размера, м.

Определим местные потери от замков ЗУ-120 при длине труб 12 м

На обсаженном участке кольцевого пространства:

 МПа;

на необсаженном участке:

 МПа.

Суммируя значения DP_КП, получим S(DP_КП), необходимую для вычисления r_КР по условию (7.1):

 МПа.

Определим r_КР по формуле (7.1):

=1264 кг/м³.

Так как полученное значение r_КР больше принятого r = 1200 кг/м³, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

Вычислим потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критическое число Рейнольдса внутри труб по формуле

.                                                          (7.9)

Число Рейнольдса вычислим для  колонны с наибольшим внутренним диаметром (ТБПВ-89)

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле

.                                                                                  (7.10) 

В ТБПВ-89:

;

в УБТС2-120:

.

Так как ТБПВ-89 Re_Т  > Re_КР, то на участке УБТ с меньшим внутренним диаметром это неравенство будет и подавно  справедливо. Таким образом, внутри колонны везде течение турбулентное.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле

.                                                              (7.11)

В ТБПВ-89:

;

в УБТС2-120:

.

Потери давления внутри колонн ТБПВ и УБТ рассчитаем по формуле

.                                                                            (7.12)

В ТБПВ-89:

 МПа;

в УБТС2-120:

 МПа.

Потери давления в наземной обвязке определяются из выражения

,                                                       (7.13)

где a_C,a_Ш,a_В,a_К, – коэффициенты гидравлических сопротивлений в стояке, буровом рукаве, вертлюге и ведущей трубе соответственно, взятые из таблицы 6.1 [10].

 МПа.

Определим сумму потерь давления во всей циркуляционной системе (потери давления в ВЗД и долоте 10 МПа)

 МПа.

8. Расчет конструкции и цементирования эксплуатационной обсадной колонны.

8.1. Расчет цементирования.

8.1.1. Определение верхнего и нижнего допустимых пределов плотности тампонажного раствора.

Плотность следует выбирать с учетом следующих ограничений [3]:

                                                                         (8.1)

где r_НП – нижний допустимый предел плотности, кг/м³;

r_ВП – верхний допустимый предел плотности, кг/м³.

,                                                                           (8.2)

Dr – необходимое превышение головной порции тампонажного раствора над плотностью вытесняемой промывочной жидкости, кг/м³;

r_бр – плотность промывочной жидкости для бурения под эксплуатационную колонну, r_ВП = 1200 кг/м³.

 кг/м³.                                                                 (8.3)

 кг/м³.

Верхний предел плотности тампонажного раствора, при котором статическое давление в конце цементирования равно предельно допустимому.