ИССЛЕДОВАНИЕ ДВИЖЕНИЯ ПОТОКА БУРОВОЙ ЖИДКОСТИ В ВЕРТИКАЛЬНОЙ ПЛОСКОСТИ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

БУРЕНИЕ

УДК 622.24.051.55

К.А. Мягков1; Д.Ю. Сериков2, e-mail: serrico@rambler.ru; А.А. Васильев2

1 ООО «Идеал ПЛМ СиАйЭс» (Москва, Россия).

2 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).

Исследование движения потока буровой жидкости в вертикальной плоскости в процессе бурения скважины

В статье представлены основные результаты исследования гидравлических процессов, протекающих в эжекторах и струйных насосах. В рамках исследования, в частности, рассмотрены трудности применения теории жидкостного агрегатора, обусловленные особенностями размещения эжектора в наддолотном пространстве в калибрующем центраторе. Определены параметрические характеристики эжектора, выведено основное уравнение процесса смешения. Установлено, что падение статического давления в смесительной трубе равно инерционному перепаду плюс потери давления от трения. Представлена формула для расчета полезного давления (повышения полного давления) эжектора. Выведены формулы для определения относительного напора эжектора, а также коэффициента полезного действия эжектора. Полученные формулы позволяют построить характеристики любого струйного насоса. Представлен пример применения выведенных формул в случае, когда оси активного и пассивного потоков совпадают. Осуществлено математическое моделирование процесса массопереноса буровой жидкости. Результаты моделирования сопоставлены с опытными данными. Получены величины абсолютного давления на поверхности забоя скважины, представленные для наглядности в табличном формате. Определен диапазон высот для наиболее эффективной работы калибрующего эжекционного агрегата, составивший 306-450 мм.

Ключевые слова: гидравлический процесс, эжектор, характеристика струйного насоса, бурение нефтяных и газовых скважин, математическое моделирование, STAR CCM+.

K.A. Myagkov1; D.Yu. Serikov2, e-mail: serrico@rambler.ru; A.A. Vasiliev2

1 Ideal PLM CIS LLC (Moscow, Russia).

2 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).

The Study of the Flow of Drilling Fluid in a Vertical Plane During Drilling

The article presents the main results of studies of hydraulic processes in ejectors and jet pumps. In the framework of the studies, in particular, the difficulties of applying theories of a fluid aggregate due to the peculiarities of the placement of an ejector in a near-bit space in a calibration central apparatus are considered. The parametric characteristics of the ejector are determined, the basic equation of the mixing process is derived. It was found that the pressure drop of the static pressure in the mixing pipe is equal to the inertial differential plus pressure loss from friction. The formula for calculating the useful pressure (increase in total pressure) of the ejector presents. Formulas are derived for determining the relative action of the ejector. The resulting formulas allow to build the characteristics of any jet pump. An example of the application of the derived formulas in the case when the axes of the active and passive flows coincide is presented. Mathematical modeling of the mass transfer of the drilling fluid carried out. The simulation results are compared with the experimental data. The absolute pressure values on the bottomhole face are obtained, presented for clarity in a tabular format. The range of heights for the most efficient operation of the calibrating ejection unit was determined, amounting to 306-450 mm.

Keywords: hydraulic process, ejector, jet pump characteristic, oil and gas well drilling, mathematical modeling, STAR CCM+.

26

№ 10 октябрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

DRILLING

ВВЕДЕНИЕ

Изучение взаимодействия потоков на рабочих поверхностях долота показывает, что интенсивность очистки поверхности забоя скважины зависит от распределения общего потока жидкости, подводимого к долоту, по его поверхности [1, 2]. В свою очередь это распределение связано:

• с размещением источников и стоков подводимой промывочной жидкости;

• с соотношением расходов жидкости в каждом из них.

При выбранном положении отверстий на торце долота разветвление потока по источникам регулируется гидравлическими сопротивлениями отдельных нагнетательных отверстий [3-5]. Дальнейшее распределение жидкости зависит от соотношения поглощающих способностей стока и контура, охватывающего рабочую поверхность и представляющего собой чередование проемов и узких зазоров между лопастями долота и стенками скважины [6, 7]. Поглощающая способность стока зависит от гидравлического сопротивления отводящих каналов, которое при конструировании долота можно регулировать [8, 9], в том числе, что особенно важно, делать его отрицательным с помощью установки на линии отвода струйного насоса. Струйный насос должен быть таким, чтобы его характеристика была согласована с гидравлической характеристикой системы всех каналов долота при заданном конструктивно соотношении расходов жидкости в его проемах. Для этого необходимо построить характеристику струйного насоса, а затем связать ее с характеристикой гидросистемы так, как это обычно делается при анализе работы насоса на трубопровод [10]. После анализа гидравлической схемы, имеющей перечисленные особенности, необходимо оптимизировать такие геометрические параметры, как диаметры сопла и смесительной камеры эжектора, размеры подводящих каналов, а также диаметры нагнетательных отверстий [11, 12].

Теория жидкостного эжектора детально разработана в трудах отечественных авторов, в частности П.И. Каменева [13], В.К. Темнова [14], Л.Г. Подвидза [15], Ю.Л. Кирилловского, В.Г. Цегель-ского [16], Б.Ф. Лямаева [17], Ю.А. Сазонова [4, 18] и др. [15, 19-26]. Применение данной теории к рассматриваемому случаю сопряжено с некоторыми трудностями, обусловленными особенностями размещения эжектора в наддо-лотном пространстве в калибрующем центраторе. В отличие от эжектора обычной конструкции такой эжектор имеет неудовлетворительные формы подвода пассивного и отвода активного потоков и лишен диффузора стандартной геометрии, поскольку жидкость из межлопастных каналов выбрасывается непосредственно в кольцевое наддолотное пространство [27], а далее попадает в межлопастные каналы калибратора, имеющие свои конструктивные геометрические особенности (рис. 1).

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ХАРАКТЕРИСТИК ЭЖЕКТОРА

Для определения параметрических характеристик эжектора введем основные обозначения:

ю, юа, сап - площадь сечения смесительной камеры,сопла эжектора и входа пассивного потока в смесительную камеру соответственно, м2; При этом площади соотносятся следующим образом:

00 to

сра, (рп - углы наклона осей активного и пассивного потоков к оси смесительной камеры,

0а, 0п - объемный расход жидкости в активном и пассивном потоках соответственно, м3/с;

О

а = — - коэффициент эжекции;

ра, рп, р2 - плотность жидкости в активном и пассивном потоках и на выходе

Рис. 1. Общий вид бурового калибрующего эжекционного агрегата: L - расстояние от забоя бурящейся скважины до плоскости выхода из эжекционных насадок в калибраторе, мм

Fig. 1. General view of the drilling calibrating ejection unit:

L - the distance from the bottomhole face of the well being drilled to the exit plane from the ejection nozzles in the calibrator, mm

из смесительной камеры соответственно кг/м3;

та, тп, т2 - массовый расход жидкости в активном и пассивном потоках и на выходе из смесительной камеры соответственно, кг/с;

Ссылка для цитирования (for citation):

Мягков К.А., Сериков Д.Ю., Васильев А.А. Исследование движения потока буровой жидкости в вертикальной плоскости в процессе бурения скважины // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 10. С. 26-34.

Myagkov K.A., Serikov D.Yu., Vasiliev A.A. The Study of the Flow of Drilling Fluid in a Vertical Plane During Drilling. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(10):26-34. (In Russ.)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 October 2019

27

БУРЕНИЕ

Рис. 2. Схема подвода пассивного потока к смесительной камере: h - относительный напор эжектора; рп -угол наклона оси пассивного потока к оси смесительной камеры, tpmax - максимальное значение угла, ur - радиальная составляющая скорости пассивного потока на границе смесительной трубы, м/с Fig. 2. Scheme for supplying a passive flow to the mixing chamber: h - the relative pressure of the ejector; (рп - the angle of inclination of the axis of the passive flows to the axis of the mixing chamber, cp - the maximum value

max

of the angle, ur - radial component of the passive flow velocity at the boundary of the mixing pipe, m/s

г и z, шах ГТы

ndj 2

Рис. 3. Эпюра осевых составляющих скоростей:

uz,uzmax - объемная, средняя по сечению и максимальная скорость жидкости в проекции на ось z, м/с; ds - диаметр эжектора, мм

Fig. 3. Diagram of axial velocity components: и, и - volumetric, cross-sectional average

z' z,max ' °

and maximum fluid velocity in projection onto the z axis, m/s; ds - ejector diameter, mm

a. о .

* <D

m си

Ï £ s .i

u ti о w

Œ

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5

Коэффициент эжекции a Ejection ratio a

По модели = 0,06; ^ = 0,15; = 0,219 According to model data f;a = 0.06; ^ = 0.15; SBX = 0.219 По опытным данным According to experimental data

Рис. 4. Характеристики эжекторов нормальной конструкции, где ¡;вх, - коэффициенты местного сопротивления при подводе активного потока к соплу, пассивного потока к входному окну, от трения в смесительной трубе соответственно.

Fig. 4. Characteristics of ejectors of normal design, where ¡;а, ¡;вх, - local resistance coefficients when the active flow is supplied to the nozzle, the passive flow to the inlet window, from friction in the mixing pipe, respectively

иа, 1)п, 1)2 - скорость жидкости (объемная, средняя по сечению) в активном, пассивном потоках и на выходе из смесительной камеры соответственно, м/с; p - статическое давление жидкости, Па; p1 и p2 - статическое давление жидкости в начале и конце смесительной трубы, Па;

ДРа, ДPп, ДPтр - перепад полных давлений (разность между давлениями на входе и выходе) в активном и пассивном потоках, а также перепад давления, затрачиваемый на преодоление трения в смесительной трубе, Па; £а, £вх, £тр - коэффициент местного сопротивления при подводе активного потока к соплу, пассивного потока к входному окну, от трения в смесительной трубе соответственно. Для вывода основного уравнения процесса смешения определим импульс пассивного потока при входе в смесительную трубу. Примем, что радиальная составляющая и скорости пассивного потока на границе смесительной

трубы одинакова по всему сечению (рис. 2):

<I

х> =-

со„

(1)

Можно считать приближенно, что закон распределения осевой скорости линеен (рис. 3), и тогда проекция на ось z импульса, вносимого пассивным потоком в смесительную трубу, составит:

И = m,

п п'

• я 1

На рис. 2 видно, что:

Q . Qcos<p = — С^Фшх = 1

-nd3h 2 3

(2)

(3)

где dэ - диаметр эжектора, мм; h - относительный напор эжектора. Поэтому

28

№ 10 октябрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

DRILLING

1 Q

Ип = -т„—cos9max = mnu„cos9n , (4)

2 ®n

где фп - угол, определяемый из условия:

С0Бфп = -С05фтах.

Проекция на ось эжектора импульсов смешивания потоков и сил (рис. 4) выражается формулой

тгь2 - тах>а С05фа - тпип С0Бфп = -(А-А)а>-Л/*рт, , (5)

причем левая часть уравнения - приращение импульса во времени, правая -проекция сил давления и трения. Потерю давления от трения в смесительной камере представим как 2

(6)

•О,

A/5„h = P2I>20>2-'OI).

(9)

Pi-P2 = A/1+A/V

(10)

Рис. 5. Схема взаимодействия двух потоков в камере смешения:

ЧУ Фп - углы наклона осей активного и пассивного потоков к оси смесительной камеры,

иа, 1)п, и2 - скорость жидкости (объемная, средняя по сечению) в активном, пассивном потоках

и на выходе из смесительной камеры соответственно, м/с

Fig. 5. Scheme of the interaction of two flows in the mixing chamber:

(ра, <рп - angles of the axes of the active and passive flows to the axis of the mixing chamber,

иа, 1)п, u2 - fluid velocity (volumetric, cross-sectional average) in the active, passive flows

and at the outlet of the mixing chamber, respectively, m/s

Осредненная (по проекциям импульсов) скорость смеси в сечении I рассчитывается как

РяшРг~Рх + Рг~

pbl ГП 2 ^ВХГП 2

ь=(1+£тр)(1+р„);

(11)

и1 . тг

Из формул (6) и (7) следует, что Е

Р1-Р2 = Р2Ми2-1)1)+уР2,и22. (8)

Первое слагаемое в правой части полученного уравнения - инерционный перепад давления в смесительной трубе, обусловленный изменением по ее длине суммы импульсов смешиваемых потоков:

с =

(7) Используя значение p2 - p1, получаем: £

СОБф ^

о„2 a qTP

Рп.

Рассчитаем безразмерное полезное давление эжектора:

Р„ = Паг(а-Ьа-саг) ,

(13)

= Р2Ч

рДД).С05ф. + рДД)пС05фп

рг1)гсо

Ьр.

Таким образом, падение статического давления в смесительной трубе равно инерционному перепаду плюс потери давления от трения:

-Р21>2 +р2 2 ~ 2 P2^2 ~

2 2 - Рп -у - ^вхРп у = РЛЧ СОБфа +

+ РпЧЧ СОБф„ - -р21)22 (1 + ^ )-

-|p„V (1 + £вх ) = Pa^a2Qa СОБфа -

(рА + рАЖ + W+b*)

где а - коэффициент эжекции, а также рабочее давление эжектора (падение полного давления в активном потоке)

р* = р1-рг;

(14)

Если поток ускоряется (и, > и1), статическое давление снижается (р1 > р2). При замедлении потока (о^ > и2) статическое давление либо возрастает, либо не меняется.

Полезное давление эжектора (повышение полного давления в пассивном потоке) рассчитывается как:

+ РЛ

2ю

апсоБфп

(12)

Обозначим вторичные параметры эжектора:

и разность полных давлений активного и пассивного потоков

Р1-Р1 = Р'„-Рг + Рг~Р\ = Р, + Р<г (15) при том, что

2 2

и

2 2 Рп=Р1 + Рп-у+^Рп-у.

Подставим значения соответствующих полных давлений в формулу (15) и получим:

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 October 2019

29

БУРЕНИЕ

а) a) б) b) в) c) г) d) д) e) е) f)

Рис. 6. Положение эжекционной камеры относительно плоскости забоя (L - расстояние от забоя бурящейся скважины до плоскости выхода из эжекционных насадок в калибраторе, мм; dn - диаметр долота, мм):

а) L = 1,54dn = 277 мм; б) L = 1,7dn = 306 мм; в) L = 2,1dn = 378 мм; г) L = 2,4dn = 432 мм; д) L = 2,5dn = 450 мм; е) L = 2,8dn = 504 мм

Fig. 6. The position of the ejection chamber relative to the face plane (L is the distance from the bottomhole face of the well being drilled to the exit

plane from the ejection nozzles in the calibrator, mm; dn is the bit diameter, mm):

a) L = 1.54d = 277 mm; b) L = 1.7d = 306 mm; c) L = 2.1d = 378 mm; d) L = 2.4d = 432 mm; d) L = 2.5d = 450 mm; f) L = 2.8d = 504 mm

P, + Pn =

a n

f г г\

' 1) t Da Pl + Pa-^+^aPa-J

Г D2 D2>l

(16)

P+P.

1).

f V

VUay

(1+U =

= l+^a"P„

f V

CO

V®n7

(I+^bx)«2-

(17)

Обозначим дополнительно: d = 1 + $.;

e= Pn Тогда:

г \2 00

P+P = d-ea\

-a:

—-~a+ ba + П2

Ьа- са2) =

/

е 2

с- - а

\ £2 2 "а

(18)

. (19)

h —

P„ „ 2 a-ba-ca2

P + P

= Q;

d-ea2 '

(20)

а коэффициент полезного действия эжектора составит:

h

Л =

РР

п а

РА 1-Л

-а.

(21)

а также безразмерное выражение разности полных давлений:

По полученным формулам можно построить характеристики любого струйного насоса. Используем их для частного случая, когда оси активной и пассивной струй совпадают Фа = фп = 0, т. е. сопло расположено соос-но с камерой смешения), а смешиваемые жидкости имеют одинаковую плотность. Введя дополнительные обозначения геометрических параметров эжектора:

со,

получаем:

а-2(1 + К.)-(1 + $,р) ;

с=(1 + Кп)

е =

ч

1 + S™--+1

и 1+кп ,

При этом относительный напор эжектора будет равен:

1 + К.

(1 + U.

Если кромки сопла очень острые, можно принять, что

Ю = СО, + (0„

и тогда

"■'к

причем

и тогда 2

е = Кп2(1 + и.

При наличии диффузора за камерой смешения полученные выражения коэффициентов а, Ь, с применяются с той лишь разницей, что вместо подставляется сумма + где Ид - коэффициент сопротивления в диффузоре. На рис. 4 представлены графики зависимости Л от а для двух значений Ка - 2 и 5. Зависимость построена по формуле и сравнивается с опытными кривыми [20]. Почти полное совпадение теоретических и опытных кривых подтверждает достаточную правильность расчета теоретических характеристик.

Как показал расчет, эжекторный эффект в зоне над калибратором незначителен, и его можно не учитывать, приняв приближенно, что Рп ~ 0. В этом случае полезное давление после камеры смешения можно приближенно вычислить по формуле:

(22) Рпз = Рп-Ра = Р„-^(1 + а)2Па2.

(23)

30

№ 10 октябрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

DRILLING

Рис. 7. Поля распределения абсолютного давления в забое бурящейся скважины:

а) L = 1,54dn; б) L = 1,7dn; в) L = 2,1dn; г) L = 2,4dn; д) L = 2,5dд; е) L = 2,8dn

Fig. 7. Fields of distribution of absolute pressure in the bottomhole face of a well being drilled:

a) L = 1.54d ; b) L = 1.7d ; c) L = 2.1d ; d) L = 2.4d ; d) L = 2.5d ; f) L = 2.8d

Падение полного давления Ра соответствует потере кинетической энергии после камеры смешения. Если диффузор отсутствует, потеря наибольшая: = 1. Наличие диффузора уменьшает потери, и в этом случае суммарный коэффициент сопротивления диффузора, приведенный к скорости в камере смешения, Ъ, < 1. Таким образом, данный коэффициент учитывает потери расширения потока и трения в диффузоре, а также потери на выходе струи в надкалибра-торное пространство.

ПРИМЕР РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ В НАСАДКАХ БУРОВОГО КАЛИБРУЮЩЕГО ЭЖЕКЦИОННОГО АГРЕГАТА

Изложенные зависимости были использованы для расчета параметров распределения объемов промывочной жидкости в насадках бурового кали-

брующего эжекционного агрегата (рис. 1). Для количественной оценки перепадов давления было проведено исследование процесса массопере-носа буровой жидкости от насадок, установленных в долоте до выхода потока в пространство над буровым калибрующим эжекционным агрегатом, при помощи математического моделирования в программном средстве Star CCM+.

На рис. 1 показан изменяемый параметр L - расстояние от забоя бурящейся скважины до плоскости выхода из эжек-ционных насадок в калибраторе. В процессе моделирования данный параметр постепенно изменял свою величину от 277 до 504 мм. Исследование при помощи математического моделирования было направлено на выявление зависимости изменения давления на поверхности забоя от увеличения расстояния между забоем бурящейся скважины и плоскостью выхода из эжекционных

насадок в калибраторе, т. е. увеличение значения параметра L. Величина параметра L также связана со значением диаметра долота dд, используемого в агрегате. Его наименьшее значение, составляющее 277 мм, соответствует L = 1,54dд. Все рассмотренные положения эжекционной камеры относительно плоскости забоя представлены на рис. 6. В качестве исходных данных, принятых условий и допущений были взяты настройки расчета согласно [28]:

• длина расчетной области - 1500 мм от забоя скважины до самой верхней точки;

• диаметр стенки забоя - 213 мм;

• в качестве материала рабочей среды была принята буровая жидкость плотностью 1000 кг/м3;

• процесс являлся изотермическим.

В качестве основных параметров процесса бурения были взяты данные с испытаний [29, 30]:

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 October 2019

31

БУРЕНИЕ

Осредненные величины абсолютного давления на поверхности забоя бурящейся скважины Averaged absolute pressure values on the bottomhole face of a well being drilled

Удаленность от забоя скважины L The distance from the bottom of the well L Абсолютное давление Рабс, МПа Absolute pressure, MPa Перепад абсолютного давления АРабс, МПа Absolute pressure drop АРабс, MPa

1,54d 4,035132 1,944893

1,70d 4,081623 1,897885

2,10d 4,152371 1,843575

2,40d 4,315063 1,684647

2,50d 4,571178 1,555892

2,8d 4,908931 1,379617

QJ 1Л C= 1Л л i

5.0 4,9 4,8 4,7 4,6 4,5 4,4 4,3 4,2

4.1 4,0

1,7 с/ 306 мм (mm)

2,Id 378 мм (mm)

2,4 d 432 мм (mm)

2,5 d 450 мм (mm)

2,8 d 504 мм (mm)

Расстояние от забоя скважины L The distance from the bottom of the well L

Рис. 8. Динамика абсолютного давления на поверхности забоя в зависимости от положения эжекционной камеры

Fig. 8. The dynamics of the absolute pressure on the bottomhole face depending on the position of the ejection chamber

• расход буровой жидкости на входе в расчетную область - 69 л/с;

• давление на выходе - 6 МПа. Сгенерированные конечно-объемные сетки для каждого положения эжек-ционной камеры имели размерность не менее 1,2 млн ячеек.

В процессе решения отслеживалось выполнение условия неразрывности потока буровой жидкости, а сходимость оценивалась по целевой функции - массовому расходу. Погрешность решений не превышала 0,15 %. Основной отслеживаемый параметр -величина абсолютного давления на поверхности забоя бурящейся скважины. Дополнительный параметр -перепад давления между величиной абсолютного давления в сечении пространства после бурового калибрующего эжекционного агрегата, расположенного на расстоянии 350 мм от выхода из эжекционной камеры, и величиной абсолютного давления на поверхности забоя бурящейся скважины.

Распределение абсолютного давления в забое бурящейся скважины для каждого положения эжекционной камеры показано на рис. 7.

Осредненные величины абсолютного давления на поверхности забоя бурящейся скважины, а также изменение величины перепада абсолютного давления между сечением в пространстве после бурового калибрующего эжекционного агрегата, расположенного на расстоянии 350 мм от выхода из эжекционной камеры, и поверхностью забоя бурящейся скважины представлены в таблице. Эти же данные приведены на рис. 8 и 9.

По графикам на рис. 8 и 9 отчетливо видно, что при удалении эжекционной камеры от забоя бурящейся скважины абсолютное давление на поверхности скважины увеличивается согласно полиномиальному закону, а перепад давления между сечением в пространстве после бурового калибрующего эжекционного агрегата, расположенного на расстоянии 350 мм от выхода из эжекционной камеры, и поверхностью забоя бурящейся скважины, наоборот, падает согласно аналогичному закону.

32

№ 10 октябрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

DRILLING

I Q. at о

m "o

m

<ч

m (л e ф

o-ф

1,9 1,8 17 1,6 1,5 1,4 1,3

^94- >893

—1 ,89/t аь— 6ЫЬ

W)?

,3796 17—

1,54 d 277 мм (mm)

1,7c/ 306 мм (mm)

2,1 d 378 мм (mm)

2,Ad 432 мм (mm)

2,5 d 450 мм (mm)

2,8 d 504 мм (mm)

Расстояние от забоя скважины L The distance from the bottom of the well L

Рис. 9. Динамика перепада давления в зависимости от положения эжекционной камеры Fig. 9. The dynamics of the pressure drop depending on the position of the ejection chamber

ВЫВОДЫ

Наиболее эффективное расположение эжекционной камеры относительно поверхности забоя в вертикальной плоскости заключается в диапазоне высот L от 1,54^д до 2,5^д, при этом использование крайнего наименьшего по вы-

соте положения эжекционной камеры не представляется возможным ввиду особенностей резьбового соединения долота и калибрующего эжекционного агрегата. При моделировании данное соединение было упрощено, а высота £ = 1,54 с/д использовалась как дополни-

тельная точка на графике зависимости величины абсолютного давления на поверхности забоя бурящейся скважины от высоты расположения эжекционной камеры для уточнения характера данной зависимости. Наименьшей фактической высотой, соответствующей всем геометрическим характеристикам конструкции долота и калибрующего эжекционного агрегата, является £ = 17д. Крайнее наибольшее по высоте положение эжекционной камеры в вертикальной плоскости было выбрано из условия, что увеличение абсолютного давления при увеличении расстояния эжекционной камеры от поверхности забоя не должно превышать 10 % величины, полученной на высоте £ = 1^д, поскольку именно в данном положении эжекционной камеры расчетное абсолютное давление приняло наименьшее, а следовательно, наиболее предпочтительное значение при рассмотрении наивысшей эффективности работы бурового калибрующего эжекционного агрегата. Такое положение по высоте соответствует величине параметра £ = 2,5^.

Следовательно, фактический диапазон высот для наиболее эффективной работы бурового калибрующего эжекционного агрегата заключается в диапазоне

£ от до 2,5ё .

д" д

Литература:

1. Вышегородцева Г.И., Васильев А.А., Сериков Д.Ю. Пути повышения эффективности очистки забоя при бурении шарошечными долотами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. № 6. С. 12-17.

2. Сериков Д.Ю. Шарошечные долота для реактивно-турбинного бурения. М.: Нефть и газ, 2016. 240 с.

3. Богомолов Р.М., Сериков Д.Ю., Гринев А.М., Дедов Н.И. Бурение дополнительных боковых стволов долотами PDC // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2018. № 2. С. 17-20.

4. Сазонов Ю.А., Сазонова Р.В. Расчеты струйных насосов: учеб. пособие. М.: Государственная академия нефти и газа имени И.М. Губкина, 1997. 52 с.

5. Богомолов Р.М., Сериков Д.Ю. Виброгаситель-калибратор // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2018. № 3. С. 39-43.

6. Васильев А.А., Вышегородцева Г.И., Сериков Д.Ю. Исследование влияния схемы промывки шарошечного бурового долота на очистку забоя скважины // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. № 5. С. 25-28.

7. Васильев А.В., Сериков Д.Ю. Совершенствование схем промывки шарошечных буровых долот. М.: Нефть и газ, 2015. 160 с.

8. Сериков Д.Ю., Васильев А.А. Анализ конструктивных особенностей систем промывки шарошечных буровых долот и их влияния на качество очистки забоя скважины // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2015. № 3. С. 27-32.

9. Васильев А.А., Сериков Д.Ю., Близнюков В.Ю. Совершенствование буровых долот различных типов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2019. № 6. С. 28-31.

10. Мягков К.А., Танненберг Н.В., Гаффанов Р.Ф., Сериков Д.Ю. Оценка напряженно-деформируемого состояния участка трубопровода с установленным на нем стабилизатором давления в условиях возникновения и распространения гидравлического удара // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2018. № 1. С. 46-52.

11. Сериков Д.Ю., Сморкалов Д.В. Совершенствование центрального промывочного узла трехшарошечного бурового долота // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 12. С. 20-25.

12. Сериков Д.Ю., Серикова У.С. Повышение эффективности очистки шарошечных буровых долот // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 4. С. 18-22.

13. Каменев П.Н. Гидроэлеваторы в строительстве. М.: Стройиздат, 1970. 414 с.

14. Темнов В.К. Основы теории жидкостных эжекторов. Челябинск: Челябинский политехнический институт им. Ленинского комсомола, 1971. 87 с.

15. Подвидз Л.Г., Кирилловский Ю.Л. Расчет струйных насосов и установок // Труды ВНИИгидромаш. 1968. Т. 38. С. 44-96.

16. Цегельский В.Г. Струйные аппараты. М.: Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2017. 573 с.

17. Лямаев Б.Ф. Гидроструйные насосы и установки. Л.: Машиностроение, 1988. 277 с.

18. Сазонов Ю.А. Расчет и конструирование струйных аппаратов. Учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2016. 64 с.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 October 2019

33

БУРЕНИЕ

19. Темнов В.К., Спиридонов Е.К. Расчет и проектирование жидкостных эжекторов: учеб. пособие. Челябинск: Челябинский политехнический институт, 1984. 44 с.

20. Зангер Н.Л. Экспериментальное исследование различных водоструйных насосов с малым отношением площадей поперечных сечений сопла и камеры смешения // ТОИР. 1970. Вып. 1. С. 12-25.

21. Фридман Б.Э. Гидроэлеваторы. М.: МАШГИЗ, 1960. 323 с.

22. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. М.: Энергоатомиздат, 1989. 352 с.

23. Справочник по гидравлическим расчетам / Под ред. П.Г. Киселева. М.: Энергия, 1974. 312 с.

24. Кулак А.П., Шестозуб А.Б. Уточнение уравнения характеристики струйных аппаратов // Прикладная гидромеханика. 2007. Т. 9 (81). № 4. С. 73-76.

25. Гидравлика, гидромашины и гидроприводы: Учебник для машиностроительных вузов / Т.М. Башта, С.С. Руднев, Б.Б. Некрасов и др. 4-е изд., стереотипное, перепечатка со 2-го изд. 1982 г. М.: Издательский дом Альянс, 2010. 423 с.

26. Лойцянский Л.Г. Механика жидкостей и газов. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Наука, 1970. 904 с.

27. Спиридонов С.В., Сериков Д.Ю. Математическое моделирование процесса износа вооружения бурильного инструмента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2014. № 10. С. 37-41.

28. Сериков Д.Ю., Васильев А.В., Мягков К.А. Новая конструкция наддолотного прямолопастного калибратора-эжектора. Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 7-8. С. 14-19.

29. Новиков А.С., Сериков Д.Ю., Гаффанов Р.Ф. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Нефть и газ, 2017. 307 с.

30. Сериков Д.Ю. Повышение эффективности шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением: дис. ... докт. техн. наук. М., 2018. 433 с.

References:

1. Vyshegorodtseva G.I., VasiLiev A.A., Serikov D.Yu. Ways of Perfecting Efficiency of Bottom Hole Cleaning while Drilling by Rolling Cutter Drill Bit. StroiteL'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more = Construction of Oil and Gas Wells on Land and Offshore. 2015;(6):12-17. (In Russ.)

2. Serikov D.Yu. Rolling Cutter Rock Bits for Reactive Turbo-Drilling. Moscow: Neft' i gaz [Oil and Gas]; 2016. (In Russ.)

3. BogomoLov R.M., Serikov D.Yu., Grinev A.M., Dedov N.I. Drilling of Additional Sidetracks by Poly-Crystalline Diamond Cutter (PDC) Bits. Oborudovaniye i tekhnoLogii dLya neftegazovogo kompLeksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry. 2018;(2):17-20. (In Russ.)

4. Sazonov Yu.A., Sazonova R.V. Calculations of Jet Pumps: textbook. Moscow: Gubkin State Academy of Oil and Gas; 1997. (In Russ.)

5. BogomoLov R.M., Serikov D.Yu. Vibration Damper-Calibrator. Oborudovaniye i tekhnoLogii dLya neftegazovogo kompLeksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry. 2018;(3):39-43. (In Russ.)

6. VasiLiev A.A., Vyshegorodtseva G.I., Serikov D.Yu. The Research of Influence of Washing Scheme of Rolling-Cutter Drill Bit on Bottom Hole Cleaning. StroiteL'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more = Construction of Oil and Gas Wells on Land and Offshore. 2015;(5):25-28.

7. VasiLiev A.V., Serikov D.Yu. Improving Flushing of Cone Drill Bits. Moscow: Neft' i gaz [Oil and Gas]; 2015. (In Russ.)

8. Serikov D.Yu., VasiLiev A.A. Analysis of Structural Specific Features of Washing Systems of Rolling-Cutter Drill Bits and Their Effect on the Quality of a Well Bottom Cleaning. Oborudovaniye i tekhnoLogii dLya neftegazovogo kompLeksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry. 2015;(3):27-32. (In Russ.)

9. VasiLiev A.A., Serikov D.Yu., BLiznyukov V.Yu. Improvement of Drill Bits of Different Types. StroiteL'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more = Construction of Oil and Gas Wells on Land and Offshore. 2019;(6):28-31. (In Russ.)

10. Myagkov K.A., Tannenberg N.V., Gaffanov R.F., Serikov D.Yu. Estimation of the Stressed-Deformed State of a Pipeline Section with the Pressure Self-Stabilizer, Set on It, in Conditions of Occurrence and Distribution of a Hydraulic Shock. Oborudovaniye i tekhnoLogii dLya neftegazovogo kompLeksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry. 2018;(1):46-52. (In Russ.)

11. Serikov D.Yu., SmorkaLov D.V. Improving the Central Flushing Unit of the Three-Cone Drill Bit. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2014;(12):20-25. (In Russ.)

12. Serikov D.Yu., Serikova U.S. Cleaning Efficiency Enhancement of Roller-Cutter Bits. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2018;(4):18-22. (In Russ.)

13. Kamenev P.N. HydroeLevators in Construction. Moscow: Stroyizdat; 1970. (In Russ.)

14. Temnov V.K. Fundamentals of the Theory of Liquid Ejectors. Chelyabinsk: Chelyabinsk Polytechnic Institute named by the Leninist Young Communist League; 1971. (In Russ.)

15. Podvidz L.G., KiriLLovsky Yu.L. Calculation of Jet Pumps and Installations. Trudy VNIIgidromash = Proceedings of the ALL-Union Scientific-Research Institute of Engineering and Technology of the Hydraulic Machinery Construction. 1968;38:44-96. (In Russ.)

16. TsegeLsky V.G. Inkjet Apparatus. Moscow: Publishing house of the Bauman Moscow State Technical University; 2017. (In Russ.)

17. Lyamaev B.F. Waterjet Pumps and Installations. Leningrad: Mashinostroeniye [Engineering]; 1988. (In Russ.)

18. Sazonov Yu.A. Calculation and Design of Jet Unit. Tutorial. Moscow: Gubkin Russian State University of OiL and Gas; 2016. (In Russ.)

19. Temnov V.K., Spiridonov E.K. Calculation and Design of Liquid Ejectors: textbook. Chelyabinsk: Chelyabinsk Polytechnic Institute; 1984. (In Russ.)

20. Sanger N.L. An Experimental Study of Various Water-Jet Pumps with a SmaLL Ratio of the Cross-SectionaL Areas of the NozzLe and Mixing Chamber. TOIR = Maintenance And Repair. 1970(1):12-25. (In Russ.)

21. Friedman B.E. Hydro ELevators. Moscow: Mashgiz [State pubLishing house "Mashinostroeniye" = MechanicaL engineering industry; 1960. (In Russ.)

22. SokoLov E.Ya., Singer N.M. Jet Inits. Moscow: Energoatomizdat; 1989. (In Russ.)

23. Handbook of HydrauLic CaLcuLations. Edited by P.G. KiseLev. Moscow: Energiya [Energy]; 1974. (In Russ.)

24. KuLak A.P., Shestozub A.B. Refinment of Equation of Devices Characteristics. PrikLadnaya gidromakhanika = AppLied Hydromechanics. 2007;9(81(4)):73-76. (In Russ.)

25. Bashta T.M., Rudnev S.S., Nekrasov B.B., et aL. HydrauLics, HydrauLic Machines and HydrauLic Drives: textbook for engineering universities. 4th edition, stereotyped, reprinted from the 2nd edition (1982). Moscow: ALLiance PubLishing House; 2010. (In Russ.)

26. Loitsyansky L.G. Mechanics of Liquids and Gases. 3rd ed., revised. and add. Moscow: Nauka; 1970. (In Russ.)

27. Spiridonov S.V., Serikov D.Yu. Wear-Out of DriLL-Bit Cutting Structures. StroiteL'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more = Construction of OiL and Gas WeLLs on Land and Offshore. 2014;(10):37-41. (In Russ.)

28. Serikov D.Yu., VasiLiev A.V., Myagkov K.A. A New Design for Straight BLade Above-Bit CaLibrator and Ejector. Territorija "NEFTEGAS" = OiL and Gas Territory. 2019;(7-8):14-19. (In Russ.)

29. Novikov A.S., Serikov D.Yu., Gaffanov R.F. DriLLing OiL and Gas WeLLs. Moscow: Neft' i gaz [OiL and Gas]; 2017. (In Russ.)

30. Serikov D.Yu. Improving the Efficiency of Cone DriLLing TooLs with HeLicaL Arms. Ph.D. thesis in Engineering Science. Moscow; 2018. (In Russ.)

34

№ 10 октябрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ