книги / Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи
..pdfкоэффициентами проницаемости
ki = (й /1/ц)1 (ц/Л) = 6,68-10-9-1 -10-3/24 = 0,278-10-12 м2,
kt = 0,113-10-12 м2,
коэффициентами пьезопроводности
щ = М ц (тр„ + Рс)] = 0,278-10-12/[ 10~3 (0,15-1,5-К)-9 + Н)-10)] =
= 0,86 м2/с = 51,6 м2/мин,
и2 = 0,35 м2/с.
Радиус внутренней зоны оценим по (2.21):
R — 2 = 2 V51.6-16,07 да 58 м,
где t 4— определено по графику (см. |
рис. 2.18), на котором точка |
|
пересечения прямых соответствует |
lg [(Т + t ^ / t ^ = 1,5. Для |
|
оценки |
R в неоднородном пласте нет смысла использовать более |
|
точные |
зависимости. |
|
Для определения коэффициента С3 дополнительных потерь дав ления в призабойной зоне, вызванных изменением ее проницае мости, воспользуемся (2.51). Для этого в (2.51) вместо радиуса скважины нужно использовать приведенный радиус, учитывающий коэффициенты несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия и отклонение режима фильтрации от линейного. Индика торные линии соседних скважин, работавших с близкими дебитами, были прямыми, поэтому можно принять, что и в исследуемой сква жине инерционные потери отсутствуют и С4 = 0. Определим при веденный радиус гй
r0 = rc exp [ — (Ci + С2)] = 0,124 ехр [ — (1,8 + 3)1 = |
1,02-10_3 м. |
В (2.51) последний член в скобках является |
численным выра |
жением lg 2,25 t, где t = 60 с. При обработке результатов иссле
дования скважины масштаб времени взят в минутах, |
поэтому для |
|||
t = 1 |
мин, |
lg 2,25^ = 0,35. |
|
|
Определим коэффициент дополнительных потерь по проницае |
||||
мости |
|
|
|
|
S = с з = 1,15 [(рзаб (1) - рзаб 0)/t, - lg 0 , / г 02) - |
0,35] = |
|
||
= |
1,15 {(21,27 — 19,90)/0,13 - l g [51,6/(1,02-Ю7 3)2] - 0,35) |
= 2,86. |
||
Потери давления в призабойной зоне на преодоление дополни |
||||
тельных сопротивлений |
|
|
||
ЛрдС1 = tjCi/1,15 = 0,13 ■1,8/1,15 = 0,203 МПа; |
ДрдС2 = 0,339 МПа; |
|||
ДрдСз■= iiSI 1,15 = 0,13-2,86/1,15 = 0,323 МПа. |
|
|
||
Относительные дополнительные потери |
|
|
||
T)^i - |
10,2 %; |
'4f2= 17,0 %; |
|
|
Т1С3 = |
100Дрд<;з/(рп-рзабо) = 100-0,323/(21,90— 19,90) = |
16,2 %. |
||
Итак, только 56,6 % депрессии расходуется на движение нефти в пористой среде. Остальная энергия тратится на преодоление со противлений в призабойной зоне. Что касается потерь, вызванных
71
несовершенством скважины по степени вскрытия, они, по-види мому, неизбежны: вскрытие нефтяного пласта не на полную тол щину обусловливается обычно близостью ВНК. Другие источники дополнительных сопротивлений можно и нужно устранить, осущест вляя дополнительную перфорацию или другой вид связи сква жины с пластом для уменьшения несовершенства по характеру вскрытия, либо применяя тот или иной метод воздействия на при забойную зону для уменьшения несовершенства скважины по про ницаемости.
Коэффициент дополнительных потерь вследствие ухудшения
проницаемости |
призабойной зоны |
С3 характеризует |
качество |
вскрытия продуктивного пласта и |
освоения скважины. |
давления |
|
З а д а ч а |
2.27. Исследуют методом восстановления |
||
скважину, которая более двух месяцев работала на установившемся режиме с дебитом 80 т/сут. Забойное давление 9,7 МПа, т. е. больше давления насыщения. Эффективная толщина пласта 8 м, пористость 20 %. Плотность дегазированной нефти 850 кг/м3, объемный ко эффициент 1,2, вязкость нефти в пластовых условиях 2,7 мПа-с, коэффициент сжимаемости нефти 9,5-Ю-10 1/Па, коэффициент сжи маемости пористой среды 2-10_1° 1/Па. Радиус скважины по до лоту 0,124 м, среднее расстояние до ближайших скважин 250 м.
Определить свойства продуктивного пласта, оценить пластовое давление и коэффициент продуктивности, определить приведенный радиус скважины, долю депрессии, приходящуюся на сопротивле ния в призабойной зоне.
Р е ш е н и е . Перед остановкой скважины режим можно счи тать установившимся, а давление на забое постоянным. Поэтому обработку результатов исследования проводим в координатах Ар—lg t. В табл. 2.6 представлены данные исследования, по ко торым построена кривая восстановления давления (см. рис. 2.16)
Т а б л и ц а |
2.6 Данные для построения КВД |
|
|
||
t, с |
Др3аб. МПа |
l g t |
t, С |
Дрзаб, МПа |
18 < |
60 |
0,21 |
1,778 |
3 600 |
2,85 |
3,556 |
120 |
0,45 |
2,079 |
5 400 |
2,95 |
3,732 |
180 |
0,67 |
2,255 |
7 200 |
2,99 |
3,857 |
300 |
1,10 |
2,477 |
10 800 |
3,02 |
4,033 |
600 |
1,80 |
2,778 |
14 400 |
3,05 |
4,158 |
1200 |
2,35 |
3,079 |
18 000 |
3,07 |
4,255 |
1800 |
2,55 |
3,255 |
25 200 |
3,10 |
4,401 |
2700 |
2,75 |
3,431 |
36 000 |
3,15 |
4,556 |
Уклон линейного участка КВД
i = (Дрзаб! — Арзаб 2) / ( * g — !g <а) = (3,26 — 2,07)/(5 — 0) = 0,24 МПа.
(2.53)
Продолжение линейного участка отсекает на оси Ар отрезок А = 2,07 МПа.
72
Гидропроводность продуктивного пласта
Ш ц = 2,3<Э6/(4Я1) = 2,3-80-10* -1,2/(850-86 400-4 3,14-0,24- 10е) =
= 10-9 м3/(Па-с).
Коэффициент |
проницаемости |
|
k = (Wt/p) (ц/ft) = 10—э-2,7-10-3/8 = 0,338-10~12 м2. |
||
Коэффициент |
пьезопроводности |
|
х |
= /г/[ц (тр н + |
рс)| = 0,338-10-12/[2,7- Ю "3 (0,2-9,5- Ю "10 + 2 -10-10)] = |
= |
0,32 м2/'с. |
|
Приведенный радиус скважины
г0 =--- д / 2,25х/10/*1 = д / 2,25- 0,32/102'07'0,24 = 4,13- Ю-5 м.
Суммарный коэффициент дополнительных потерь S определяем из (2.6)
5 = In (гс/г0) = In [0,124/(4,13-10—5)[ = 8 ®.
Потерю давления на преодоление дополнительных сопротивле ний в призабойной зоне находим по (2.52)
Дрд = iS/1,15 =0,24-8/1,15 = 1,67 МПа.
Депрессию давления при работе скважины на установившемся режиме определим, решая совместно (2.2) и (2.50)
Дрзаб'о = i К(Як/то)/1.15 = 0,24 In'[250/(4,13-10-®)]/1,15 = 3,26 МПа.
|
(2.54) |
Давление на расстоянии RK = |
250 м от скважины при работе |
ее на установившемся режиме принимаем за пластовое |
|
Рил — Рзаб о “Ь Дрзаб о = 9»? -f- 3,26 = |
12,96 .МПа. |
Коэффициент продуктивности скважины
К = 0/Арзаб о = 80/3,26 = 24,5 т/(сут-МПа).
Относительная потеря депрессии на преодоление дополнитель ных сопротивлений в призабойной зоне
т] 5 = ЮОДрд/Дрзаб о = 51,2 %.
Непроизводительные потери давления в призабойной зоне ве лики. Поэтому после выяснения причин этих потерь необходимо принять меры для их уменьшения.
Покажем, что определение суммарного коэффициента допол нительных потерь 5 по (2.51) дает те же результаты:
5 = 1 , 1 5 [Дрзаб (60)// - lg (х/т2) - |
2 ,13] = |
= 1,15 [2,5/0,24 — lg (0,32/0,1242) - |
2,13[ = 8,0. |
7 3
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ МЕТОДОМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
При разработке продуктивных пластов малой проницаемости время стабилизации режима работы скважин значительно. Поэтому при исследованиях методом установившихся отборов происходят ощутимые потери в добыче, особенно, если скважина многодебит ная. Гораздо экономичнее оказывается однократное изменение ре жима работы скважины, снятие КВД и по результатам ее обработки получение коэффициента продуктивности.
Этот метод был использован в предыдущей задаче. По (2.54) определялась депрессия на пласт перед остановкой скважины. За пишем указанную формулу иначе:
Ар = i [In ( RJr c) -f S]/l,15. |
(2.55) |
Для определения коэффициента продуктивности получим выра жение
К -0/A p = l,l5P/fi [In (/?к/гс) -f S]}. |
(2.56) |
Данный метод имеет ряд существенных недостатков: услов ность в величине радиуса дренирования R K\ возможность влияния инерционных сил при работе скважины на установившемся режиме; меньшая точность, так как К. определяется по одному режиму.
Эти недостатки можно уменьшить, если хотя бы раз наряду с методом восстановления давления провести исследования на установившихся режимах. Это даст возможность определить с до статочной точностью коэффициент продуктивности, выяснить сте пень влияния инерционных сил, вычислить R л.
Выражение для коэффициента продуктивности из 'формулы
Дюпюи следующее: |
|
К = Q/Ap = 2nkh/{bH\i [\n(RK/r<) -f S)}. |
(2.57) |
Нетрудно убедиться в тождественности формул (2.56) и (2.57). Если принимать за S суммарный коэффициент дополнительных потерь энергии в призабойной зоне, то в (2.57) k является прони цаемостью пласта, не искаженной влиянием скважины. Изменение проницаемости пласта во время эксплуатации скважины происхо дит редко, чаще меняются свойства призабойной зоны 5.
Если на основании исследований при неустановившемся и уста новившихся режимах известны коэффициент продуктивности Ко,
суммарный коэффициент |
несовершенства |
скважины 5 0 и |
радиус |
зоны дренирования R K, |
а при очередных исследованиях методом |
||
восстановления давления |
определяют S,-, |
то коэффициент |
продук |
тивности на дату последнего исследования К ; можно получить на основании равенства (2.56) или (2.57) по формуле
Ki = K0[\n(RJrc) + S0H \ n ( R J r J + S.:]. |
(2.58) |
R Kопределяется из формулы (2.56) на основании результатов обоих видов исследования.
74
З а д а ч а 2.28. После освоения скважины были проведены оба вида гидродинамических исследований. КВД снимали после
изменения дебита на |
150 т/сут. |
Уклон линейного участка i = |
|
= 0,36 |
МПа, S 0 = 6,2. Индикаторная линия — прямая, коэффи |
||
циент |
продуктивности |
К о = 34 |
т/(сут-МПа). Радиус скважины |
по долоту ас = 0,124 |
м. |
|
|
Через год была снята КВД. Обработка ее дала коэффициент дополнительных потерь 5, = 8,7. Определить коэффициент про
дуктивности на дату последнего исследования. |
|
||||||||
Р е ш е н и е . |
По |
(2.56) |
вычислим |
RK: |
|
|
|||
|
|
1,15(3 |
-So |
|
1,15-150 |
— 6,2 |
|
|
|
Rк |
Асе |
(Кп |
0,124е |
0,36-34 |
= 332 м. |
|
|||
|
|
||||||||
Коэффициент {продуктивности |
|
|
|
|
|||||
к . = |
к |
\ n( RJr c) + S a |
31 In (332/0,124)+ |
6,2 |
=28,9 т/(сут. • МПа). |
||||
|
° |
In (RK/rc) + |
S i |
In (332/0,124) + |
8,7 |
||||
|
|
||||||||
3. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
Основная цель этого процесса — снижение забойного давления скважины и пуск ее в эксплуатацию. Существуют различные спо собы освоения скважин. Рассмотрим вопросы, связанные с освое нием скважины заменой жидкости на более легкую без поглощения ее пластом. К рассчитываемым параметрам относятся: забойное давление рзаб; давление закачки жидкости р3; объем закачиваемой жидкости V3\ продолжительность закачки Т3.
При расчетах этого процесса необходимо определить потери на трение не только в трубах круглого сечения, но и в кольцевых за зорах при движении как ньютоновских, так и неньютоновских вязкопластичных жидкостей при ламинарном (структурном) и тур булентном режимах.
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НА ТРЕНИЕ
Расчет потерь на трение в трубе круглого сечения
З а д а ч а 3.1. Рассчитать и сопоставить потери на трение в трубе круглого сечения при замещении вязкопластичной жидко сти (глинистого раствора) .ньютоновской жидкостью (водой) для
следующих исходных данных: длина трубы |
Я = 2000 м; внутрен |
|||
ний диаметр трубы DT= 0,076 м; плотность глинистого раствора |
||||
ргл = |
1200 кг/м3; плотность воды |
рв = 1000 кг/м3; вязкость |
воды |
|
рв = 1 |
мПа-с; объемный расход |
воды; |
= 0,003 м3/с, |
Q2 — |
=0,015 м3/с.
Ре ш е н и е . В обоих случаях глинистый раствор выдавли вается из трубы полностью. Так как глинистый раствор — вязко пластичная жидкость, то для оценки пластической вязкости п и
75
Sen
Рис. 3.1. Зависимость коэффициента 0 от параметра Сен-Венана—Ильюшина Sen:
1 — для круглого сечения; 2 — для кольцевого сечения
предельного динамического напряжения сдвига т0 воспользуемся формулами Б. С. Филатова
ц =0,033-10—Зр. |
л — 0,022, |
(3.1) |
т0 = 8,5-10—3prjI |
— 7. |
(3.2) |
В нашем случае
Т) =0,033-К Г3-1200 — 0,022 =0,0176 Па-с, т0 = 8,5-10-3- 1200 - 7 = 3,2 Па.
Рассчитаем:
критическую скорость wKp т {в трубе
шкр т = 25 -У^о/Ргл = 25Уз,2/1200 = 1,29 м/с; |
(3.3) |
фактическую среднюю скорость глинистого раствора в трубе wt = 4<?,/(я02) = 4-0,003/[3,14 (0.076)2] = 0,661 м/с.
Так как w1<.wKpT, режим движения ламинарный (структур ный). Потери на трение в трубе Артгл определяем по формуле
ДРт гл = 4ТоЯ/(ртОт), |
(3-4) |
где рт — коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана— Ильюшина Sen (рис. 3.1).
SenT= T0DT/(r| w). |
(3.5) |
Рассчитываем параметр SenT
SenT = 3,2-0,076/(0,0176 0,661) = 20,9.
По графику (см. рис. 3.1) находим рг1 = 0,61. Находим потери на трение в трубе
ДРтгл 1 = 4-3,2-2000/(0,61-0,076) = 552 200 Па = 0,552 МПа.
Для определения потерь на трение при движении в трубе воды воспользуемся уравнением Дарси—Вейсбаха
Артв = 0,81А,ЯС?2рв/£*®, |
(3.6) |
где А, — коэффициент гидравлического сопротивления.
76
Рассчитаем число Рейнольдса
ReBl = 02/I DTPB/HB = 0.661 ■0,076-1000/0,001 = 50 236.
Для определения к воспользуемся формулой Блазиуса
4 , ------ |
4 . ---------- |
(3.7) |
X! =0,3164/Р Re = |
0,3164/1/ 50 236 = 0,021. |
Потери на трение
Дрт в г =0,021 -0,81-2000 (О.ООЗ)2- 1000/(0,076)5 = 0,1225 МПа.
Суммарные потери на трение в трубе составят
Дрт 1 = Дрт гл 1 + Дрт В 1 = 0,552 —[— 0* 1225 = 0,6745 МПа.
Проведем аналогичные расчеты для расхода Q2 = 0,015 м3/с. Фактическая средняя скорость движения глинистого раствора
в трубе w 2:
W2 = 4<32/ ( лД2) = 4 . 0,015/[з, 14 (0.076)2] = 3,31 м/с.
Так как |
w2> w KpT = 1,29 м/с, -режим |
движения |
турбулент |
|||
ный. Потери на трение в трубе рассчитываем по формуле |
||||||
Дрт гл = |
0,012ргля ^ / 0 т |
|
|
(3.8) |
||
Таким |
образом |
|
|
|
|
|
Дрт гл 2 =0,012-1200-2000 (3,31)а/0,076 =4,152 МПа. |
|
|||||
Для воды |
|
|
|
|
|
|
ReB2 = ШаОтРв/цв = 3,31 -0,076-1000/0,001 = 251 600. |
|
|||||
При Ре>100 000 коэффициент |
гидравлического сопротивления |
|||||
вычисляем по формуле Кольбрука |
|
|
||||
Я = 1/(1,8 lg Re — |
1,52)2 |
|
|
(3.9) |
||
или Г. К- Филоненко |
|
|
|
|||
Я = 1/(1.82 lg Rе — |
1,64)2 |
|
|
(3.10) |
||
Расчет |
по |
(3.9) |
дает к 2 = 0,0148, а по (3.10) к 2 = |
0,0149. |
||
Потери |
на |
трение |
|
|
|
|
Дрт в 2 = |
0,0148-0,81 -2000 (0,015)2- 1000/(0,076)» = |
2,158 МПа. |
||||
Суммарные потери на трение в трубе составят |
|
|||||
Дрт 2 = |
Дрт гл 2 Ч- ДРт в г = 4,152 -{- 2,158 = 6,31 |
МПа. |
|
|||
Таким |
образом, |
увеличение |
объемного |
расхода |
жидкости в |
|
5 раз (с 0,003 до 0,015 м3/с) приводит к возрастанию потерь на тре ние в трубе примерно в 9,3 раза.
Расчет потерь на трение в кольцевом зазоре
З а д а ч а 3.2.J Рассчитать потери на трение при продавке вязкопластичной жидкости (глинистого раствора) ньютоновской жидкостью (водой) в кольцевом зазоре, образованном колоннами труб большого диаметра с внутренним диаметром D B(I = 0,1503 м и малого диаметра с наружным диаметром <^лр = 0,089 м.
77
Остальные условия взять из предыдущей задачи.
Р е ш е н и е . Критическую |
скорость для |
кольцевого (зазора |
рассчитываем по формуле |
|
|
£'кр = П^^крТРгл фвн — ^нар)1» |
|
(3.11) |
где ReKp — критическое число |
Рейнольдса, |
характеризующее |
смену режима течения жидкости, |
|
|
ReKp = 2100 -j- 7,ЗНе0,58, |
|
(3.12) |
где Не = Re-Sen — параметр Хедстрема.
Параметр Сен-Венана—Ильюшина для кольцевого зазора за писывается в виде
Senкэ — То (Овн — ^нар) 0р)- |
|
(3.13) |
||
параметр |
Рейнольдса |
|
|
|
ReK3 = w (DBH ^нар)р/Ц- |
|
(3.14) |
||
С учетом SenK3 и ReK3 выражение для Не перепишем как |
||||
Не = То/Ргл (DBн — ^нар)2/'Чг- |
|
(3.15) |
||
Рассчитываем: |
|
|
|
|
среднюю |
скорость в |
кольцевом |
зазоре при Q1 = 0,003 м3/с |
|
^'кз I — |
4(3, |
|
4-0,003 |
= 0,26 м/с; |
|
3,14(0,2259 — 0,007921) |
|||
Я (°вн-<*нар) |
|
|||
|
|
|
||
параметр |
Хедстрема |
Hex |
|
|
Не, = 3,2-1000(0,1503 — 0,089)7(0,0176)8 = 46 591;
критическое число Рейнольдса
ReKpl =2100 - 7 ,3 -4 6 5910’58 = 5823,4;
число Рейнольдса при движении гл и н и с то го раствора
Rer.nl = |
0,26(0,1503 — 0,089) 1200/0,0176 = |
1086,7. |
|
Так |
как |
RerJI1< R e Kp ь режим движения структурный. |
|
Для |
кольцевого зазора: |
|
|
потери на трение |
|
||
ДРКЗ —4т0Я [ркз (Dвн — ^нар)] > |
(3.16) |
||
где ркз — коэффициент, зависящий от |
параметра Сен-Венана— |
||
Ильюшина. |
|
|
|
Параметр Сен-Венана—Ильюшина |
|
||
Sen„а = T0(DBH — d.KZp)i{x\w). |
(3.17) |
||
Рассчитываем параметр Сен-Венана—Ильюшина |
|||
Senкз , = |
3,2(0,1503 — 0 ,089)/(0,0176-0,26) = 42,9 . |
||
По графику (см. рис. 3.1) находим ркз1 = 0,63. Рассчитываем потери на трение
Дркз гл 1 = 4-3,2-2000,[0,63 (0,1503 — 0,089)1 =0,663 МПа.
78
Для ньютоновской жидкости
Re = w ( D BH— dHap) р/ц, |
|
(3.18) |
||
■ Ар = XHw2p![(Dвн — ^нар) 2], |
ReKp в — 2320. |
(3.19) |
||
Рассчитываем число Рейнольдса |
|
|||
ReB1 =0,26(0,1503 — 0,089) 1000/0,00! = 15 938. |
|
|||
Так как |
ReB1> R e KpB, режим движения турбулентный. Коэффи |
|||
циент гидравлического сопротивления X (при |
Re<;100 000) опре |
|||
деляем |
по |
(3.7) |
|
|
X = |
0,3164/ У 15 938 = 0,0281. |
|
|
|
Определяем потери на трение Аркзв1
Аркз В1 = 0,0281 • 2000 (0,26)2 1000/[(0,1503 - 0,089) 2] = 0,031 МПа.
Суммарные потери в кольцевом зазоре при Q1 = 0,003 м8/с составляют АрКз i = 0,663 + 0,031 =0,694 МПА.
Проведем аналогичные расчеты для Q2 = 0,015 м3/с. Рассчиты ваем среднюю скорость в кольцевом зазоре
2 = 4-0,015/{3,14 [(0.1503)2 — (0.089)2]} = 1 ,3 м/с.
Параметр Хедстрема Не2 = 46 591, критическое число Рей нольдса ReKp = 5823,4. Определяем число Рейнольдса
Rerjl2 = 1,3(0,1503 — 0,089) 1200/0,0176 = 5433,5.
Так как R e„2<;ReKp, режим движения структурный. Находим
SenK3 2 = 3,2 (0,1503—0,089)/(0,0176-1,3) = 8,58. Из графика (см. рис. 3.1) ркз 2 = 0,37.
Потери на трение
Аркз гл 2 = 4-3,2-2000/(0,37 (0,1503 — 0,089)] = 1,129 МПа.
Для воды определяем число Рейнольдса ReB2
ReB1 = 1,3(0,1503 — 0,089) 1000/0,001 = 79690.
Режим движения турбулентный и X = 0,3164/79 690|/4 = 0,0188. Потери на трение
Аркз В 2 =0,0188-2000 (1,3)2. Ю00/((0,1503 — 0,089) 2] =0,518 МПа.
Суммарные потери в кольцевом зазоре при Q2 = 0,015 м3/с состав ляют Аркз 2 = 1,129 + 0,518 = 1,647 МПа.
Расчет потерь на трение в кольцевом зазоре с наличием местных сопротивлений (муфт)
З а д а ч а |
3.3. |
Рассчитать потери на трение в кольцевом за |
||||
зоре между |
концентричными колоннами труб большого диаметра |
|||||
с внутренним диаметром DBH= 0,1503 м и малого диаметра с на |
||||||
ружным диаметром |
dHap = |
0,089 |
м. |
Колонна |
малого диаметра |
|
состоит из труб длиной /т = |
8 м, соединенных |
муфтами с наруж |
||||
ным диаметром d M = |
0,107 м. Длина |
колонн Н = 2000 м. Объем |
||||
ный расход жидкости Q = 0,04 м3/с. Межтрубное пространство |
||||||
заполнено глинистым раствором с |
плотностью |
ргл = 1200 кг/м3, |
||||
79
который замещается водой с плотностью рв = 1000 кг/м3. Ранее определено, что х\ = 0,0176 Па-с, т0 = 3,2 Па.
Р е ш е н и е . Рассчитываем среднюю скорость |
движения в |
|
кольцевом зазоре |
|
|
= 4 0 /[n (D * H- d * ip) ] = |
4-0,04/(3.14-0,01467) = 3,47 |
м/с. |
Определим число Рейнольдса |
|
|
RerjI =3,47(0,1503 — 0,089) |
1200/0,0176 = 14 503. |
|
В предыдущей задаче рассчитано критическое число Рейнольдса ReKp = 5823,4. Так как RerjI> R e Kp, режим движения в межтруб ном пространстве турбулентный. Потери на преодоление гидравли ческих сопротивлений вычисляются по формуле
ДРкз = 0 ,012ргл/гэ77Е&2/(DBH— 4Нар), |
(3.20) |
где k3 — коэффициент увеличения гидравлических |
сопротивлений |
|
от муфтовых соединений |
|
|
*Э = 1 + 6 (Рвн -- 4нар)/(А./т)а |
(3.21) |
|
| — коэффициент местных сопротивлений |
|
|
5 = [(DBH- 4 a p )/(DBH- |
4 ) — I]2- |
(3.22) |
Рассчитываем: |
сопротивлений |
|
коэффициент местных |
|
|
|гл = {[(0,1503)2 — (0,089)2]/[(0,1503)2 -(0 ,1 0 7 )2J — I}2 =0,1003;|j
коэффициент гидравлического сопротивления по формуле Бла-
зиуса ^гл = 0,3164/145031/4 = 0,0288; коэффициент k3гл
кзгл = 1 +[0,1003(0,1503 — 0,089)]/(0,0288-8) = 1,0267.
Определяем потери на преодоление гидравлических сопротив лений при движении глинистого раствора
Дркз гл =0,012 1200 1,0267• 2000 (3,47)2/(0,1503 — 0,089) = 5,8ГМПа.
Рассчитываем:
число Рейнольдса при движении воды
ReB= 3,47 (0,1503 — 0,089) 1000/0,001 |
= 212711; |
|
коэффициент |
гидравлического |
сопротивления по формуле |
Г, К. Филоненко |
|
|
К = 1/(1,82 lg|212i 711 — 1,64)2 = 0,0154; |
||
коэффициент |
k3B = 1 + [0,1003 |
(0,1503—0,089)/(0,0154 - 8) ] = |
=1,05.
Определяем потери на преодоление гидравлических сопротив
лений при движении воды
Дркз в = 0,012-1000-1,05-2000 (3,47)»/(0,1503 — 0,089) = 4,95 МПа.
Таким образом, суммарные потери на преодоление гидравличе ских сопротивлений при замене глинистого раствора водой в коль цевом зазоре составляют
ДРкз = Дркз гл + ДРкз в = 5,81 + 4,95 = 10,76 МПа»
80