CC BY
54
БУРЕНИЕ
УДК 622.24 65
Исследование и оценка влияния неравномерности давления промывочной жидкости на работу бурового инструмента
м.С. Габдрахимов
д.т.н., профессор, зав. кафедрой НПМО1
Т.Н. миннивалеев
аспирант2 timxn@vandex.ru
Р.м. Галимов
нач.отдела технологического сопровождения строительства скважин3
1 филиал Уфимского
государственного нефтяного технического университета, Октябрьский, Россия
2 ФГБОУ ВПО УГНТУ, Уфа, Россия
3 Азнакаевское предприятие буровых работ ООО «Бурение», Азнакаево, Россия
Технология бурения скважин требует непрерывной циркуляции бурового раствора. Статья посвящена влиянию пульсаций давления промывочной жидкости на работу бурового инструмента в процессе бурения скважин и оценка их значимости. Приводится разработанный компенсатор промывочной жидкости, позволяющий сгладить пульсацию потока.
материалы и методы
Исследование пульсаций давления и расхода промывочной жидкости на процесс бурения скважин, анализ данных, полученных с буровой, разработка компенсатора и методики его расчета.
Ключевые слова
скважина, трубопровод, турбобур, долото, промывочная жидкость, колебания давления, компенсатор
Поршневые буровые насосы являются источником неравномерности расхода и давления бурового раствора, приводящим к появлению вибрации, знакопеременных нагрузок в бурильной колонне, неравномерной работе турбобуров и винтовых забойных двигателей, а, значит, и неравномерному вращению долота и разбуриванию породы [1]. При бурении глубоких скважин пуск и остановка буровых насосов может сопровождаться кратковременными, резкими повышениями давления в циркуляционной системе (гидравлическими ударами), возникающими как над турбобуром, так и на любом участке бурильного инструмента, что также негативно влияет на работу буровой установки. Об этом свидетельствуют периодические срабатывания предохранительных клапанов и разрывы диафрагм компенсаторов буровых насосов.
Компьютеризированная станция «ГЕОТЕСТ» позволяет контролировать основные параметры бурения, производить оценку ситуации и предотвращать осложнения, документировать процесс бурения.
Датчик давления станции «ГЕОТЕСТ» позволяет вести непрерывные замеры колебаний промывочной жидкости в процессе бурения скважины. Монтаж датчика давления к нагнетательной линии осуществляется через средоразделитель штатного манометра посредством тройника.
Компьютеризированной станцией «ГЕОТЕСТ» производились замеры технологических параметров в процессе проводке скважины №7063 Холмовской площади, бурящейся ООО «Бурение». Исследования проводились в интервале 355-1410 метров. Технические параметры бурения (Рвх — давление промывочной жидкости, Wd — нагрузка
на долото, Умех — механическая скорость бурения, Урейс — рейсовая скорость бурения) скважины №7063 и применяемые при этом долота представлены в таблице 1.
Зарегистрированные в процессе бурения значения величин давления промывочной жидкости на входе (график 1), нагрузки на долоте (график 2) и скорость проходки (график 3) представлены на рис.2 в интервалах: а) 355-570 метров; б) 570-850 метров; в) 850-1120 метров; г) 1120-1410 метров.
Анализируя рис. 2, график 1 которого представляет изменение давления промывочной жидкости в процессе бурения, становится очевидным, что величина неравномерности давления промывочной жидкости в процессе бурения является значительной величиной.
В процессе бурения долото также является источником колебаний давления и вибраций. При бурении скважин в Азнакаевском ПБР отмечено, что в среднем при бурении нефтяной скважины из строя выходит 1 диафрагма компенсатора бурового насоса, давление в котором устанавливают равным 2/3 от рабочего давления. Однако, при бурении в Серпуховско-окском горизонте, имеющем трещиноватый характер породы, вызывающий обрушение горной породы и забивку проходных отверстий долота и его заклинивание, в результате разрыва приходится производить замену до 3-4 диафрагм компенсаторов, что вызывает простой буровой более чем на 1 час на каждый порыв диафрагмы.
Исходя из этого, можно сделать вывод, что применяемые в бурении диафрагмен-ные компенсаторы не позволяют должным образом гасить колебания давления в бурильной колонне, а, следовательно, в компоновку надо устанавливать дополнительные компенсаторы.
Интервал Начало
Конец
Pвх мПа
Wd
т
Долото Тип/размер
Vмех Урейс Номер м/ч м/ч
метр
354 616 100 18 215,9 ТЗГН 442 29,1 15,2
616 792 105 17 11-15 215,9 1 44 16,6
792 980 90 16 11-15 215,9 43 20,4 9,1
980 1069 89 10 ^05 215,9 ТЗГНУ 19 8,9 3,7
1069 1081 90 12 ^05 215,9 ТЗГНУ 19 4,8 1,6
1081 1136 95 15 ^05 215,9 ТЗГНУ 19 13,7 3,3
1136 1164 85 20 ^05 215,9 ТЗГНУ 49 8,8 1,9
1164 1236 110 10 ^05 215,9 ТЗГНУ 49 5,5 3,6
1236 1267 88 15 ^05 215,9 ТЗГНУ 55 2,5 0,7
1267 1337 90 19 ^05 215,9 ТЗГНУ 55 3,1 2,1
1337 1357 81 14 11203М144 4,9 1
1357 1391 89 13 1^203М120 3 1,4
1391 1420 92 22 |}ЕЕО/120,7 120 1,3 0,7
Рис. 1 — Монтаж датчика давления промывочной жидкости
Табл. 1 — Технические параметры бурения и применяемые долота
Нами разработан компенсатор промывочной жидкости [2], который позволяет гасить колебания давления и расхода в бурящихся скважинах большого диаметра. Для скважин малого диаметра решение проблемы сглаживания неравномерности давления бурового раствора можно осуществить применением модернизированного компенсатора промывочной жидкости, оснащенного корпусом 1, пружиной 2, замкнутой камерой з, образованной под-пружинным поршнем 4 и перегородкой 5. Замкнутая камера соединяется каналами 6 с затрубным пространством (рис. 3).
Для определения основных размеров модернизированного варианта компенсатора, определения степени гашения пульсаций давления решили задачу динамики работы математической модели данного компенсатора.
Ниже представлена последовательность выполнения расчета компенсатора.
Исходные данные: й, ^ в - вес поршня; Pв=Pв(f) — давление в верхней части потока; Рс — давление в затрубном пространстве (для упрощение расчетов принимается постоянным); с — коэффициент жесткости пружины.
В дальнейшем принимается общий закон изменения P :
= A $fji <#t + К (i)
где А — амплитуда колебаний; В — среднее давление; ш — круговая частота; t— время
Требуется определить закон изменения давления в области потока, расположенного ниже поршневого компенсатора, т.е. P0.
Составим дифференциальное уравнение движения поршня. Силы действующие на поршень (основные силы):
Fo — сила давления потока на верхнюю часть поршня, F =P S ,
г ' в в п'
где \ - ■—площадь поверхности поршня
F^ — сила упругости пружины, которая определяется по формуле:
где Al — деформация пружины; с — коэффициент жесткости пружины.
Fc — сила давления на поршень снизу (из камеры под поршнем, где давление принимается равным затрубному), F=P S ',
— площадь поверхности давления
где = поршня снизу
G — сила тяжести поршня;
т - , —масса поршня Дифференциальное уравнение движения поршня будет иметь вид:
~ = + (2)
Вводим обозначения ^ ^ а:
^ - и; Д = Р,ш + Ва
т ■
Решая уравнение (2), получаем:
ft
.A^kt + ^L
к£ к*—сii
'Sinttít 4- — к£
(з)
При этом скорость движения поршня будет:
„ _ Лх _ -Aat
п - ~at ~ -41
г eos kt +
, А ■ I .. , Лй Л1
+ -smírf +——ríosftit
Для установления зависимостей между средними скоростями жидкости в различных сечениях потока, выделим некоторый объем жидкости и применим к нему теорему об изменении количества движения за бесконечно малый отрезок времени Л, в результате получим искомое уравнение, определяющее давление промывочной жидкости на выходе из компенсатора:
где р — плотность жидкости
При помощи уравнения (5), задаваясь геометрическими параметрами компенсатора и зная закон изменения давления промывочной жидкости в сечении, расположенном на входе в компенсатор, можно определить давление промывочной жидкости на выходе из компенсатора.
Решая обратную задачу, определили оптимальные размеры разработанного компенсатора.
Таким образом, неравномерность давления и расхода жидкости в бурильной колонне достигает значительных величин и отрицательно сказывается на процессе бурения в целом. Поэтому, разработка компенсаторов, позволяющих снизить неравномерность давления бурового раствора в бурильной колонне является актуальной задачей. Разработанный нами компенсатор является одним из способов решения данной проблемы.
Итоги
Предложено техническое решение для уменьшения амплитуды колебания давления промывочной жидкости.
Выводы
Анализируя приведенные в статье данные, становится очевидным, что колебания давления промывочной жидкости негативно влияют на техническое состояние различных
Рис. 2 — Записанные параметры бурения скважины №7063
Рис. з — Принципиальная схема ступени поршневого компенсатора
элементов бурильной колонны и бурового инструмента и на процесс бурения скважин в целом. Разработанный компенсатор позволяет устанавливать его на любом участке бурильной колонны, тем самым, гасить амплитуду колебаний давления, идущих
Abstract
Wells drilling technology requires steady circulation of the drilling mud. The article is devoted to the influence of pressure fluctuation of drilling fluid on working of the boring tool while drilling wells and evaluation of its quantity. The paper provides designed compensator which allowind to damp fluctuation of the stream.
Materials and methods
Investigation of the influence of pressure
от забоя, на месте их возникновения.
Список используемой литературы
1. Караев М.А. Гидравлика буровых насосов. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1983. 208 с.
and discharge fluctuation of drilling fluid on drilling, analysis of data received from a drilling rig, designing of the compensator and its calculation methodology.
Results
A technical solution for decreasing of amplitude of pressure fluctuation of drilling fluid is suggested.
Conclusions
By analyzing shown in this article data, it
2. Габдрахимов М.С., Сулейманов Р.И., Шаисламов В.Ш., Миннивалеев Т.Н. Пат. 2464404, РФ, МПК Е 21 В 21/00. Компенсатор промывочной жидкости (РФ). 2010152927; Заявлено 23.12.2010; Опубл. 27.06.2012.
UDC 622.24
becomes evident that pressure fluctuation of drilling fluid adversely affects the technical condition different parts drilling string and boring tools and also adversely affects the operation of the drilling wells in general.
Keywords
well, drilling mud pump, turbodrill, bit, drilling fluid, pressure fluctuation, compensator
ENGLISH DRILLING
Investigation and evaluation of the influence of pressure fluctuation of drilling fluid on working of the boring tool
Authors:
Mavlitzyan S. Gabdrakhimov — Doctor of Technical Sciences, professor, head of oilfield machinery and equipment chair1 Timur N. Minnivaleev — post-graduate student2; timxn@yandex.ru Rif M. Galimov — head of the department of technological maintenance of building wells3
1Affiliate of Ufa State Petroleum Technological University, Oktyabrskiy, Russian Federation 2Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russian Federation 3Aznakaevsky company drilling works "Burenie", Aznakaevo, Russian Federation
References
1. Karaev M.A. Gidravlika burovykh nasosov. 2-e izd., pererab. i dop. [Hydraulics of Drilling Mud Pumps. 2-nd edition rev. and enlarged]. Moscow: Nedra, 1983, 208 p.
2. Gabdrakhimov M.S., Suleimanov R.I., Shaislamov V.Sh., Minnivaleev T.N. Pat. 2464404, RF, MPK E 21 V21/00. Kompensator promyvochnoy zhidkosti (RF). 2010152927;
Zayavleno 23.12.2010; Opubl. 27.06.2012. [Pat. 2464404, Russia, IPC E 21 V 21/00. Compensator washing fluid (RF). 2010152927; Announced 23.12.2010, published 27.06.2012].
Itfruo
nitpo.ru
МЕЖДУНАРОДНЫЕ НАУЧНО - ПРАКТИЧЕСКИЕ КОНФЕРЕНЦИИ §§ www oilgasconference.ru
Современные технологии каяншального ремонта скаижин н новышеиня нефтеотдачи илаанрт Перспективы paieшипя
27 мая - 1 июня 2013 г., Геленджик ремонтно-изоляционные работы в нефтяных и газовых скважинах;
повышение нефтеотдачи пластов, моделирование и оценка технологической эффективности МУН;
Интенсификация доб«ни нефти и газа; гидрс-ргирыв г.лэсга;
глушение скважин временная блокировка продуктивных пластов;
вторичное вскрытие;
крепление призабойных зон слабоцементировашных коллекторов;
ликвидация осложнений при бурении скважин: ззрсзка вторых стволов;
роль геоло гс-промысловых исследований при ремонте скважин;
применение колтюбинговых технологий внутрискваженный инструмент ы технологическое оборудование;
организация сервисных услуг;
технико-экономический анализ проектов, супервзйэинг, управление;
информа цион ные технологии.
ЧЕРНОМОРСКИЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ КОНФЕРЕНЦВИ
тагазэзнз^щш шз д
информационны партнеры
muas
con Гвго-пс в
■ ИТЛ:"
ftwTna
Hum l'.'í.i актуальное .1/есторожден не: инновационные технологии от скважины <lt> магистральной трубы
16 - 21 сентября 2013 г., Анапа neft^^oiadi.ni nitpo.ru передовые технологии сбора и обработки геологической и геофизической информации, создание геологической модели, цифровая модель керна;
моделирование разработки местороиадений: инновационно подходы, интегрированное модолирование, программные комплексы; проектирование высокотехнологичных скважин; удаленный мониторинг буровых работ, инновации в бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин, боковых стволов; технологии «интеллектуального» зананчивзния скважин, многостадийные ГРП;
проектирование, мониторинг и управление линте/тлектуальнойи разработкой нефтяного месторождения, планирование МУН; интеллектуальный контроль скважин в процессе добычи нефти и газа, системы логружной телеметрии;
материя ям, реагенты и технологии для «интеллектуальных» скважин, пакерное и вспомогательное оборудование; оптимизация работы промысловых объектов нефтегазодобычи с помощью внедрения высокотехнологичных систем измерений и контроля, станции дистанционного управления; автомати зи ровзн ные си гтем ы ул раялен ия технолотическ ими процессами (АСУ ТП) нефтегазодобывающего производства; знергоэффективные технологии в добыче нефти и газа; технологии к интеллектуальных« скважин на ПХГ; «интеллектуэльные»трЕнзжеры для обучения специалистов нефтегазового комплекса,
CD Eurasia
Ю)ТЙ>:,-ехс
¡^юпнгдт^« нЁотьгпз
-1*
Инжиниринг
НЕФТЬ
Б
£и*паини
по&опросдмучлстпяоб РДЩ4 йтрсь Q +7 (861) 248-94-51 (-54), 216-83-63 [-64. -65) (3) i ufo @ о i I gastonference. ru
[Wfl^j кн
ТегСсеет
