Данные по скважине:
Глубина по стволу/глубина по вертикали: 12031/12031 футов
Кондуктор: 2135 футов; 13-3/8 дюйма; 61 фунт/фут
Промежуточная колонна: 10786 футов; 
дюйма; 40 фунт/фут
Долото: 
дюйма
Насадки (в 1/32 дюйма): 11; 11; 11
Обвязка наземного оборудования: Вариант 3
Бурильные трубы: 
дюйма; 16,6 фунт/фут
Утяжеленные бурильные трубы: 390 футов; 7 × 
дюйма
Давление на стояке: 3000 фунт/дюйм2
Плотность бурового раствора: 12,8 фунт/галлон
Вязкость по вискозиметру Марша: 42 с/кварта
Пластическая вязкость: 19 сП
Предельное динамическое напряжение сдвига: 15 фунт/100 фут2
Начальное статическое напряжение сдвига (показания вискозиметра при 3 об/мин): 8 фунт/100 фут2
Расход: 335 галлон/мин
Порядок расчетов и дополнительные данные
При выполнении гидродинамических расчетов применяют ряд формул, которые должны использоваться последовательно. Поскольку с изменением внутреннего диаметра бурильной колонны и размеров кольцевого пространства средняя скорость потока, скорость сдвига и вязкость бурового раствора меняются, следует выполнить расчеты для всех интервалов бурильной колонны и кольцевого пространства, имеющих различный диаметр. Несмотря на то, что одни и те же гидродинамические параметры рассчитываются для бурильной колонны и кольцевого пространства скважины, формулы для расчетов применяются разные из-за различия характеристик потока в трубах и кольцевом пространстве (см. соответствующие разделы выше). Рекомендуется следующая последовательность расчетов для каждого интервала:
· Значения “n” и “K”
· Средняя скорость потока
· Эффективная вязкость
· Число Рейнольдса
· Коэффициент гидравлического сопротивления (имеются две формулы расчета коэффициента гидравлического сопротивления, выбор формулы будет зависеть от числа Рейнольдса)
· Потери давления в интервалах. Поинтервальные потери давления в кольцевом пространстве суммируются для вычисления эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора. Расчеты потерь давления в наземном оборудовании производятся по формулам для труб с использованием понятий эквивалентного гидродинамического диаметра и длины (см. в соответствующих разделах выше)
Сумма потерь давления в наземном оборудовании, бурильной колонне, элементах КНБК, долоте и в кольцевом пространстве скважины должна быть приблизительно равна величине давления на стояке.
Для проведения гидродинамических расчетов необходимо дополнить имеющиеся исходные данные по скважине расчетными данными и данными из соответствующих справочников.
Определение значения 
:
В формулах для гидродинамических расчетов, рекомендуемых API для кольцевого пространстве скважины, используются показания ротационного вискозиметра при 100 об/мин. Если есть данные замеров с использованием 6-ти скоростного вискозиметра, рекомендуется использовать не расчетную величину q100 (по приведенным выше формулам), а реальные показания вискозиметра при скорости 100 об/мин.
Дополнительные расчетно-справочные данные:
Внутренний диаметр промежуточной колонны: 8,835 дюймов
Интервал открытого ствола скважины:
глубина скважины - глубина спуска обсадной колонны =
12031 – 10786 = 1245 футов
Обвязка наземного оборудования Вариант 3:
эквивалентная длина - 610 футов
эквивалентный внутренний диаметр - 3,826 дюймов
Внутренний диаметр бурильной трубы: 3,826 дюйма
Длина бурильных труб (4 ½ ×3,826 дюйма) в скважине:
глубина скважины – длина утяжеленных бурильных труб =
12031 – 390 = 11641 футов
Геометрия кольцевого пространства
Интервал № 1:
длина - 10786 футов
внутренний диаметр обсадной колонны - 8,835 дюймов
внутренний диаметр бурильных труб - 4 ½ дюйма
Нумерация интервалов начинается от устья скважины. Первый интервал включает в себя бурильные трубы в обсадной колонне. В качестве длины первого интервала следует принять длину обсадной колонны (10786 футов), так как колонна бурильных труб длиннее, чем обсадная колонна на 11641 – 10786 = 855 футов. Эта разность используется для определения длины следующего интервала.
Интервал № 2:
длина - 855 футов
внутренний диаметр открытого ствола скважины - дюйма
внутренний диаметр бурильных труб - дюйма
Из сравнения длины участка колонны бурильных труб (855 футов) ниже башмака обсадной колонны и длины открытого ствола скважины (1245 футов) следует, что длина интервала №2 составляет 855 футов, так как открытый ствол скважины на 1245 – 855 = 390 футов длиннее, чем бурильные трубы. Эта разность (390 футов) используется при определении длины интервала №3.
Интервал № 3:
длина - 390 футов
внутренний диаметр открытого ствола скважины - дюйма
внутренний диаметр УБТ - 7 дюймов
Интервал включает в себя УБТ (390 футов) в оставшейся части открытого ствола скважины.
Расчет “n” и “K” для труб:
Обвязка наземного оборудования
Средняя скорость потока:
Эффективная вязкость:
Число Рейнольдса:
Коэффициент гидравлического сопротивления:
Потери давления:
Интервал №1 бурильной колонны (бурильные трубы)
Средняя скорость потока:
Эффективная вязкость:
Число Рейнольдса:
Коэффициент гидравлического сопротивления (т.к. 
, 
рассчитывается по формуле для турбулентного режима течения):
Потери давления:
Интервал №2 бурильной колонны (утяжеленные бурильные трубы):
Средняя скорость потока:
Эффективная вязкость:
Число Рейнольдса:
Коэффициент гидравлического сопротивления (т.к. , рассчитывается по формуле для турбулентного режима течения):
Потери давления:
Суммарные потери давления в бурильной колонне:
Расчет “n” и “K” для кольцевого пространства:
Интервал №1 кольцевого пространства (обсадная колонна диаметром 8,835 дюймов/ бурильная труба диаметром 4,5 дюйма)
Средняя скорость потока:
Эффективная вязкость:
Число Рейнольдса:
Коэффициент гидравлического сопротивления (т.к. 
, 
рассчитывается по формуле для ламинарного режима течения):
Потери давления:
Интервал №2 кольцевого пространства (открытый ствол диаметром 8,625 дюймов/ бурильная труба диаметром 4,5 дюйма)
Средняя скорость потока:
Эффективная вязкость:
Число Рейнольдса:
Коэффициент гидравлического сопротивления (т.к. , рассчитывается по формуле для ламинарного режима течения):
Потери давления:
Интервал №3 кольцевого пространства (открытый ствол диаметром 8,625 дюймов/ УБТ диаметром 7 дюймов)
Средняя скорость потока:
Эффективная вязкость:
Число Рейнольдса:
Коэффициент гидравлического сопротивления (т.к. 
, рассчитывается по формуле для турбулентного режима течения):
Потери давления:
Суммарные потери давления в кольцевом пространстве:
Эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора на забое:
Здесь: TVD - глубина скважины по вертикали, фут.
Гидродинамический режим работы долота
Потери давления на долоте:
Потери давления на долоте в процентном выражении:
Скорость истечения из насадок долота:
Сила гидроудара:
Сила гидроудара на квадратный дюйм площади долота:
Гидравлическая мощность на долоте:
Гидравлическая мощность на квадратный дюйм площади долота:
Полные расчетные потери давления
Расчетные потери давления в циркуляционной системе скважины (в обвязке наземного оборудования, бурильной колонне, долоте и в кольцевом пространстве) должны быть приблизительно равны давлению на стояке.
Расчетные потери давления достаточно близки к давлению на стояке (3000 фунт/дюйм2), что подтверждает правильность расчетов.
Рис. 1. Схематичное представление сдвигового течения жидкости:
Flowing force – сила теченияz; Opposing force – сопротивление течению
Рис. 2. Сравнение зависимостей эффективной вязкости от скорости сдвига растворов биополимера Flo-Vis и гидроксиэтилцеллюлозы (HEC): Viscosity - вязкость; Shear rate - скорость сдвига; rpm - об/мин
Рис. 3. Образование прогрессирующей и хрупкой структуры в буровых растворах: Gel strength – предельное статическое напряжение сдвига (СНС); Time - время; Progressive gels - прогрессирующая структура; структура полимерного типа; Flat gels - хрупкая структура.
Рис. 4. Реологические кривые течения тиксотропной жидкости: Shear stress – напряжение сдвига; Shear rate – скорость сдвига; Rapid increase – быстрое увеличение; Slow increase – медленное увеличение; Equilibrium curve – равновесная кривая; Rapid decrease – быстрое снижение.
Рис. 5. Ньютоновская жидкость: Shear stress - напряжение сдвига; Shear rate - скорость сдвига; rpm - об/мин; Viscosity - вязкость; Slope - угол наклона.
Рис. 6. Профиль скоростей ламинарного течения ньютоновской жидкости в трубе: Velocity profile – профиль скоростей; Zero - ноль; Slope – угол наклона; Shear rate – скорость сдвига; Average velocity – средняя скорость.
Рис. 7. Профиль скоростей ламинарного течения ньютоновской жидкости в кольцевом пространстве: Telescopic cylinders of fluid - телескопическое распределение цилиндрических слоев жидкости.
Рис. 8. Профиль скоростей течения неньютоновской жидкости в трубе: Average velocity - средняя скорость.
Рис. 9. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига неньютоновской жидкости: Shear stress - напряжение сдвига; Shear rate - скорость сдвига; Effective v iscosity lines – здесь: линии, угол наклона которых характеризует величину эффективной вязкости; Flow profile – здесь: реологическая кривая течения.
Рис. 10. Эффект разжижения неньютоновской жидкости при сдвиге: Shear stress - напряжение сдвига; Shear rate - скорость сдвига; Effective v iscosity – эффективная вязкость; Curve – кривая течения.
Рис. 11. Реологические кривые течения ньютоновской и типичного глинистого бурового раствора: Shear stress - напряжение сдвига; Shear rate - скорость сдвига; Typical mud – типичный буровой раствор; Bingham yield point – бингамовское предельное напряжение сдвига; Plug flow – пробковое течение; Transition from plug to viscous flow – переход от пробкового режима течения к вязкому; True yield point – истинное предельное напряжение сдвига; Newtonian – здесь: реологическая кривая течения ньютоновской жидкости.
Рис. 12. Определение параметров бингамовской модели по двум измерениям: Shear stress (dial units) - напряжение сдвига (показания вискозиметра); Shear rate - скорость сдвига; rpm - об/мин; Plastic v iscosity(PV) – пластическая вязкость; Slope - угол наклона; Intercept – пересечение; Yield point – предельное динамическое напряжение сдвига.
Рис.13. Модель Бингама и реологическая кривая типичной неньютоновской жидкости: Shear stress - напряжение сдвига; Shear rate - скорость сдвига; Typical non-Newtonian fluid – типичная неньютоновская жидкость; Bingham yield point – бингамовское предельное напряжение сдвига; Bingham Plastic fluid – бингамовская вязкопластичная жидкость; True yield point – истинное предельное напряжение сдвига.
Рис.14. Сравнение реологических моделей с поведением типичного бурового раствора: Shear stress - напряжение сдвига; Shear rate - скорость сдвига; Newtonian – ньютоновская жидкость; Power Law – Степенной закон; Bingham Plastic – бингамовская жидкость; Typical mud – типичный буровой раствор.
Рис.15. Реологическая кривая степенной жидкости в логарифмических координатах: Shear stress - напряжение сдвига; Shear rate - скорость сдвига; rpm - об/мин; Slope - угол наклона.
Рис. 16. Влияние показателя нелинейности n на форму реологических кривых: Shear stress - напряжение сдвига; Shear rate - скорость сдвига.
Рис. 17. Реологическое поведение жидкости в зависимости от показателя n: Shear stress - напряжение сдвига; Shear rate - скорость сдвига; Newtonian – ньютоновская жидкость; Power Law – Степенной закон; Dilatant – дилатантная жидкость; Typical mud – типичный буровой раствор.
Рис. 18. Влияние величины показателя n на распределения скоростей жидкости в потоке: Velocity - скорость жидкости.
Рис. 19. Соотношение параметров Степенного закона K и n с параметрами PV и YP модели Бингама: Shear rate - скорость сдвига; Effective v iscosity – эффективная вязкость.
Рис. 20. Сравнение реологических моделей: Shear stress - напряжение сдвига; Shear rate - скорость сдвига; Power Law – Степенной закон; Bingham Plastic model – модель вязкопластичной жидкости Бингама; Modified Power Law – модифицированный Степенной закон.
Рис. 21. Сравнение реологических моделей в логарифмическом масштабе: Shear stress - напряжение сдвига; Shear rate - скорость сдвига; Power Law – Степенной закон; Bingham Plastic model – модель вязкопластичной жидкости Бингама; Modified Power Law – модифицированный Степенной закон.
Рис. 22. Режимы течения бурового раствора в скважине: Stage - режим течения; Wellbore – скважина; Drill pipe - бурильная труба; No flow - отсутствие течения; Plug flow - поршневой режим; Incomplete streamline – здесь: переход к ламинарному течению; Сomplete streamline – здесь: развитое ламинарное течение; Transition flow – здесь: переход к турбулентному течению; Turbulent flow – развитое турбулентное течение.
|
Рис. 23. Схема циркуляционной системы скважины: Fluid in - вход раствора; Gauge - манометр; Standpipe -стояк; Top drive/Kelly - верхний привод или ведущая труба; Drill pipe - бурильные трубы; Drill collars -УБТ; Downhole tools – здесь: телесистемы, забойный гидравлический двигатель и др. элементы КНБК; Bit - долото; Open hole - открытый ствол; Liner - хвостовик; Casing/riser - техническая колонна или райзер; Fluid out - выход раствора.
Рис. 24. Упрощенная схема поинтервального изменения площади сечений циркуляционной системы.
| |||||
| |||||
|
Рис. 25. Влияние расхода бурового раствора на потери давления и гидродинамические параметры работы долота: Pressure loss - потери давления; Impact force - сила гидроудара; Hydraulic horsepower -гидравлическая мощность; Flow rate – расход бурового раствора; gpm - галлон/мин; Drillstring & annular losses - потери в бурильной колонне и кольцевом пространстве; Bit pressure loss - потери на долоте; Maximum allowable surface pressure - максимально возможное давление нагнетания раствора; Optimized - здесь: оптимизированная величина.
Рис. 26. Снижение коэффициента гидравлического сопротивления при обработке бурового раствора полимером Flo-Vis®: Pressure loss - потери давления; psi – фунт/дюйм2; Flow rate – расход бурового раствора; bpm - баррель/мин; lb/bbl – фунт/баррель; Water - вода.
