CC BY
141
Оригинальная статья / Original article
УДК: 622.24+621.694.2
DOI: 10.21285/1814-3520-2016-11-43-52
НАДДОЛОТНАЯ ЭЖЕКТОРНАЯ СИСТЕМА ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
© А.П. Мельников1, Н.А. Буглов2
1Геологоразведочный техникум ИРНИТУ, 640074, Россия, Иркутск, ул. Лермонтова, 104.
2Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
РЕЗЮМЕ. ЦЕЛЬ. Повышение эффективности использования, а также регулировка режима работы скважинных струйных насосов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин. МЕТОДЫ. Использовалось математическое моделирование процесса с применением законов сохранения, непрерывности массы и количества движения жидкости потоков. Применялась теория распределения потоков в разветвленной и замкнутой гидравлических системах. РЕЗУЛЬТАТЫ. Предложена полезная модель гидравлической системы наддолотного устройства для бурения нефтяных и газовых скважин. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Ценность работы заключается в разработке общих принципов регулировки режима работы эжекторной системы на отдельных этапах сооружения нефтегазовых скважин. Ключевые слова: бурение, струйный насос, эжектор, относительный напор, коэффициент эжекции, первичное вскрытие, депрессия пласта.
Формат цитирования: Мельников А.П., Буглов Н.А. Наддолотная эжекторная система для бурения скважин // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2016. Т. 20. № 11. С. 43-52. DOI: 10.21285/1814-3520-2016-11 -43-52
NEAR BIT EJECTOR SYSTEM FOR BOREHOLE DRILLING A.P. Melnikov, N.A. Buglov
Geological Prospecting College of Irkutsk National Research Technical University, 104 Lermontov St., Irkutsk, 640074, Russia.
ABSTRACT. The PURPOSE of the work is to improve operation efficiency and adjust the operation mode of downhole jet pumps under drilling of oil and gas wells. METHODS. The following methods are used: mathematical modeling of the process with the use of the conservation laws of mass and the momentum of fluid flows; the theory of flow distribution in bifurcated and closed-circuit hydraulic systems. RESULTS. A useful model of the hydraulic system of the near bit device for drilling oil and gas wells is proposed. CONCLUSION. The contribution of the work is as follows: general principles of adjusting ejector system operation mode at specific stages of oil and gas well construction have been developed. Keywords: drilling, jet pump, ejector, relative pressure head, ejection coefficient, initial opening, reservoir drawdown
For citation: Melnikov A.P., Buglov N.A. Near bit ejector system for borehole drilling. Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2016, vol. 20, no. 11, pp. 43-52. (in Russian) DOI: 10.21285/1814-3520-2016-11-43-52
Введение
Механическая скорость бурения является одним из важнейших факторов, влияющих на технико-экономические показатели бурения. Гидравлические схемы с использованием струйных насосов в бурении нефтегазовых скважин позволяют создавать депрессию на пласт, а именно,
снижать дифференциальное давление в скважине. Как известно [1], дифференциальное давление является одним из основных факторов, определяющих показатели работы долота:
1) интенсивное снижение механической скорости проходки происходит в
1
Мельников Александр Павлович, преподаватель, e-mail: melnikov200910@yandex.ru Melnikov Aleksandr, Lecturer, е-mail: melnikov200910@yandex.ru
2Буглов Николай Александрович, кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой нефтегазового дела, е-mail: bna@istu.edu
Buglov Nikolai, Candidate of technical sciences, Associate Professor, Head of the Department of Oil and Gas Business, е-mail: bna@istu.edu
начальный момент роста дифференциального давления до 3,5 МПа;
2) дальнейшее повышение дифференциального давления сопровождается стабилизацией механической скорости проходки;
3) механическая скорость бурения возрастает со снижением дифференциального давления;
4) чувствительность механической скорости бурения к изменению дифференциального давления повышается с ростом нагрузки на долото.
Возможность струйного насоса создавать депрессию пласта в призабойной зоне бурения позволяет использовать струйные насосы в зонах поглощения бурового раствора. Возможность струйного насоса интенсифицировать промывки скважин наряду с предупреждением поглощения бурового раствора привела к использованию струйных насосов в процессе первичного вскрытия пласта.
Струйные насосы в бурении нефтяных и газовых скважин применялись на месторождениях Сахалина, Саратова, Республики Татарстан, Западной Сибири.
Исследование в этом направлении является актуальной задачей, имеющей практическое значение не только при буре-
нии скважин, но и при использовании струйных насосов в других отраслях.
Известны работы, посвященные струйным насосам, таких авторов, как Р.С. Яремийчук [2], Ю.А. Сазонов 3, П.Н. Каменев [3], Ю.Л. Кирилловский [4], Е.Я. Соколов [5] и других.
Целью работы является повышение эффективности использования скважинных струйных насосов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин.
Основные задачи исследования:
- разработать гидравлическую схему эжекторного устройства для бурения скважин с возможностью регулировать режим работы струйного насоса для различных условий бурения с минимальным числом спускоподъемных операций;
- определить методику расчета разработанной гидравлической системы.
Объект исследования: скважинный струйный насос для бурения скважин.
Предмет исследования: эксплуатация скважинных струйных насосов для первичного вскрытия продуктивного горизонта при бурении нефтегазовых скважин.
В ходе исследования применялась теория распределения потоков в разветвленной и замкнутой гидравлических системах.
Методы и обсуждения
Устройство и принцип действия наддолотной эжекторной системы для бурения скважин. Наддолот-ная эжекторная система (НЭС) для бурения скважин изображена на рис. 1. НЭС состоит из струйного насоса (рабочая насадка 1, камера смешивания 2, диффузор 3), гидромониторных насадок долота 4 и сопла 5. Данная схема характерна дополнительным соплом 5, с помощью которого регулируют количество жидкости на рабочей насадке 1 струйного насоса, т.е. режим работы струй-
ного насоса. Число сопел 5 может быть больше одного.
Принцип действия НЭС следующий. Рабочий поток жидкости на НЭС подается от буровых насосов по каналу бурильных труб. Дальше, в зависимости от соотношения выходных диаметров рабочей насадки 1 и сопла 5, поток разделяется на заданное количество потоков, которое зависит от числа сопел в НЭС. Поток жидкости на выходе рабочей насадки 1
3Сазонов Ю.А. Разработка устройства, снижающего дифференциальное давление на забое скважины и повышающего скорость бурения: дис. ... канд. техн. наук: 130602. М., 1989. 176 с. Sazonov Y.A. Development of a device reducing the differential pressure at the borehole bottom and increasing the speed of drilling: Candidate's dissertation in technical sciences: 130602. M., 1989. 176 p.
Рис. 1. Наддолотная эжекторная система для бурения скважин: 1 - рабочая насадка струйного насоса; 2 - камера смешивания; 3 - диффузор;
4 - долото с гидромониторными насадками; 5 - сопло; - расход жидкости
через гидромониторные насадки долота; Qm - количество инжектируемой жидкости;
Qp - рабочий поток жидкости; Qm - подача буровых насосов; QH - расход жидкости через сопло;
Q3 - расход жидкости в затрубном пространстве Fig. 1. Near Bit ejector system for borehole drilling: 1 - jet pump working nozzle; 2 - mixing chamber; 3 - diffuser; 4 - jet nozzle bit; 5 - nozzle; Q^ - fluid flow through the jet nozzles of the bit; QH - amount of the
injected fluid; Q - working fluid flow; Q - mud pump rate; Q - fluid flow through the nozzle;
Q3 - fluid flow in the annulus
создает разрежение на входе в камеру смешения 2 и тем самым инжектирует жидкость из затрубного пространства.
Смешанный поток жидкости от диффузора 3 поступает на гидромониторные насадки долота 4. Струя на выходе
сопла 5 может быть использована для интенсификации выноса выбуренной породы из забоя, для охлаждения долота или же кальматирования пласта в зависимости от технологии бурения.
Инжектируя жидкость , НЭС создает обратное местное промывание в призабойной зоне скважины, снижая дифференциальное давление на забое скважины, что делает данную систему достаточно эффективной при бурении в зонах поглощения бурового раствора, а также позволяет повысить механическую скорость бурения.
Одно из возможных технических решений гидравлической схемы, изображенной на рис. 1, представлено далее (рис. 2).
Рис. 2. Наддолотная эжекторная система для бурения скважин: 1 - долото; 2 - гидромониторная насадка НЭС; 3 - камера смешения; 4 - регулировочный канал; 5 - эжекторная втулка; 6 - регулировочная насадка (отверстие); 7 - колона бурильных труб; 8 - вставка с рабочими насадками; 9 - корпус; 10 - диффузор; 11 - напорная камера; 12 - гидромониторные насадки долота; 13 - опорная втулка Fig. 2. Near Bit ejector system (NBES) for borehole drilling: 1 - bit; 2 - jet nozzle NBES; 3 - mixing chamber; 4 - adjusting channel; 5 - ejector bushing; 6 - adjusting nozzle (hole); 7 - drill string; 8 - insert with head pieces; 9 - body; 10 - diffuser; 11 - pressure chamber; 12 - jet nozzles of the bit; 13 - supporting sleeve
Основы расчета эжекторной системы для бурения скважин. Далее приведем известное выражение, чтобы определить необходимое давление на выходе буровых насосов для создания заданного уровня депрессии на пласт (давления в приемной камере струйного насоса) для гидравлической схемы, изображенной на рис. 1 [2]:
Ркп ~ЛРкп ~ЛРд
Рбн =-
h
-рбк +
+ДРбк +^Рр -
, (1- h)
(1)
где рш - статическое давление столба
жидкости в кольцевом пространстве между бурильной колонной и стенками скважины (обсадной колонной), Па; Лрт - гидравлические потери давления на транспортировке смеси бурового раствора и шлама из забоя на устье скважины, Па; Лрд - потери
давления на гидромониторных насадках долота, Па; рБК - статическое давление столба жидкости в канале бурильных труб над струйным насосом, Па; ЛрБК - значение гидравлических потерь на перекачивание бурового раствора по каналу бурильных труб, Па; Лрр - потери давления в рабочей насадке струйного насоса, Па;
р - давление в приемной камере струйного насоса, Па; К - относительный напор струйного насоса (аппарата).
Для сравнительного анализа различных схем компоновок скважинных струйных насосов рационально использовать графоаналитический метод. Характеристику циркуляционной системы буровой установки в компоновке со скважинным струйным насосом можно получить, воспользовавшись уравнением
Р - Р
h = рД-ри
Рр - РИ
(2)
где р - давление рабочего потока жидкости, который подается буровым насосом на рабочую насадку струйного насоса; р - давление смешанного потока жидкости на выходе из диффузора струйного насоса; р - давление потока жидкости,
инжектированной скважинным насосом из затрубного пространства бурильной колонны.
Давление рабочего потока жидкости, который подается буровым насосом на рабочую насадку струйного насоса,
Рр + Аркп + Ард +Лрр, (3)
где р - плотность промывочной жидкости; Ь - текущая глубина интервала бурения; g - ускорение свободного падения.
Давление смешанного потока жидкости на выходе из диффузора струйного насоса
РД = PgL + ДРкп + ДРд •
(4)
Давление потока жидкости, инжектированного скважинным насосом из за-трубного пространства бурильной колонны,
РИ =PgL + ДРкп.
(5)
Уравнение (5) не учитывает гидравлических потерь во всасывающей линии,
поскольку для принятой конструкции струйного насоса они незначительны.
С целью упрощения полученных уравнений введем обозначения:
К =
P
■ fpP
К„ =
P
К =-
■ n2 ■ /Д
■ р^ L
ж2 (D - dн ) ■(D + dн )
(6)
(7)
(8)
где = 0,95 - коэффициент потери
рабочей насадки; / - площадь поперечного сечения рабочей насадки струйного насоса; / - площадь поперечного сечения рабочей насадки гидромониторного долота; Б - диаметр скважины; - наружный диаметр бурильной колонны; п - число насадок гидромониторного долота; Л3 - коэффициент гидравлического трения
в кольцевом сечении скважины.
Коэффициент сопротивления рабочей насадки (6) и рабочих насадок гидромониторного долота (7) получен по формуле Бордо, а сопротивления канала затрубного пространства (8) по формуле Дарси - Вейсбаха.
С учетом принятых обозначений, а также формулы для определения гидростатического давления систему уравнений (3)-(5) перепишем в виде:
Рр = Кр ■ QP + КД ■ ОД +
+Кз ■ Q + PgL;
Рд = Кд ■ ОД + Кз ■ Q3 + pgL;
Ри = Кз ■ Q2 + pgL,
(9)
(10)
(11)
где - расход жидкости на рабочей насадке струйного насоса; - расход
жидкости на выходе диффузора; в - расход жидкости в кольцевом сечении скважины.
Учитывая упомянутые соотношения и подставив уравнения (9)—(11) в уравнение (2), получим уравнение для определения характеристики НЭС (см. рис. 1)
h =
' к Л1 1 + кр-(1+i Y2
к
(12)
где i - коэффициент инжекции.
Определение расходов жидкости и достижимого коэффициента инжекции. Необходимо определить расход жидкости в характерных сечениях гидравлической системы (см. рис. 1):
0>, вн, вн, вд, вэ.
Запишем уравнения распределения напора и расхода для гидравлической схемы, изображенной на рис. 1:
вБН = вР + вН
. (13)
НБН = НР = НН
После решения системы уравнений (13) определим расход жидкости через рабочую насадку струйного насоса
вБН
Qp =
p (
1+
fp
х
(14)
РН J
Остальные расходы определяются по известным зависимостям:
вН = вр^ = вБН - вР
fpH
Qu = i - Qp Q„ = Qp (i+1)
(15)
Q3 = Qp
1+
fn
= Q
БН
/рн У
Достижимый коэффициент инжекции определяется по известной зависимости [5]
. -b + ylb2 - 4ac
1 = ■
2a
(16)
Коэффициенты уравнения (16) рекомендовано [5] определять по формулам:
a = 1,19--
0,78
K
V Kch 1J
b = 2,38
(17)
= -[0,86/h -1,19]
где - основное геометрическое соотношение струйного насоса.
Следует отметить, что при определении значений коэффициентов (17) было допущено, что удельные объемы рабочей и инжектированной жидкости равны, хотя общеизвестно, что в практике бурения это не так. Поэтому данный вопрос требует промышленного исследования.
Определение рабочих параметров НЭС. Для того чтобы подобрать оптимальные параметры НЭС, требуется:
• определить необходимую подачу бурового насоса согласно геолого-технического наряда (ГТН);
• определить плотность бурового раствора для дальнейшего расчета согласно ГТН;
• определить значения давлений рабочего, смешанного и инжектированного потоков, используя формулы (3)—(11);
• определить относительный напор струйного насоса по формуле (2);
• определить основное геометрическое соотношение струйного насоса [5];
• определить достижимое значение коэффициента инжекции струйного насоса по формулам (16), (17);
• рассчитать сечение и диаметр рабочей насадки струйного насоса [5];
• рассчитать сечение и диаметр камеры смешения струйного насоса [5];
• определить расстояние от выходного сечения рабочей насадки до вход-
ного сечения в камеры смешения струйного насоса [5];
• определить длину и выходной диаметр диффузора струйного насоса [5];
• определить диаметр насадок гидромониторного долота;
• определить необходимое давление буровых насосов по формуле (1).
Далее частично приведен пример расчета НЭС.
Пример расчета НЭС. Исходные
о
данные (согласно ГТН). 0БН = 0,02 м3/с; р = 1200 кг/м3.
Так как для определения рабочего давления струйного насоса, а также давления на выходе диффузора струйного насоса необходимо знать сечения рабочей насадки и гидромониторных насадок долота, производим расчет по формулам (3), (4) с запасом 20%. Определим значения давлений в характерных сечениях струйного насоса: Р = 61 МПа, Я = 52,4 МПа,
Д
р = 50 МПа.
Перепад давления на струйном насосе Лр = 11МПа.
Относительный напор струйного насоса И = 0,22.
Оптимальное основное геометрическое соотношение струйного насоса [5]
Ксн =
0,88 0,88
h 0,22
= 4.
Достижимый коэффициент инжекции 0 = 0,926.
Массовый расход рабочей жидкости при равных сечениях рабочей и регулировочной насадок
Г —П ~ — ОБН ' р
gp = Qp •р = у-
1+
А fp
РН J
0,02 '1200 -(ТйГ
= 12 кг/с.
потока
Массовый расход инжектируемого
Ои = Ор .I = 12• 0,926=11,1 кг/с.
Площадь сечения рабочей насадки [5]
f - Gp fp
0,95 \
1
2Дрр 'P
12
1
= 78 '10-6 м2.
0,95 V2 11' 106 '1200
Диаметр рабочей насадки
=10 мм.
Диаметр камеры смешения [5] = 20 мм.
Расстояние выходного сечения рабочей насадки от входного сечения камеры смешения [5] /р = 23,4 мм.
Длина цилиндрической камеры смешения [5] /к = 120 мм.
Выходной диаметр диффузора ^ = 34 мм.
Длина диффузора /д = 91 мм.
Схема продольного сечения струйного насоса изображена на рис. 3.
Диаметр насадок долота можно определить, решив уравнение (12)
dp(1+i)
V
-1
n
(18)
где п - число насадок долота.
Диаметр гидромониторных насадок долота (3 шт.) = 12,0 мм, принимаем
стандартную насадку гидромониторного долота PDC = 12,7 мм.
Потери давления на гидромониторных насадках долота определяются по формуле [2]
( Л 2
^-"(1 + 0 . (19)
ДРд = 8 P
ж' /лн' d„ ' n
Рис. 3. Продольное сечение струйного насоса НЭС Fig. 3. Longitudinal cross section of the NBES jet pump
Потери давления на долоте ЛРД = 1,7 МПа.
Потери давления на рабочей насадке струйного насоса [2]
' - V
ho =
k
CH
APP = 8p
Qp
1,76 + 0,7-
kCH 1
■-1,07
(1 + ' )2
(21)
(20)
Потери давления на рабочей насадке ЛРр = 10,8 МПа.
Для проверки расчета изобразим совмещенные характеристики НЭС и струйного насоса, уточним рабочую точку гидравлической системы.
Характеристика струйного насоса определяется уравнением [5]
Поэтому характеристика струйного насоса НЭС (см. рис. 3) записывается уравнением
И0 = 0,44 + 0,058/2 - 0,067 (1 +/)2. (22)
С учетом вышеизложенных расчетов и уравнения (12), характеристика НЭС
h =
1 + 23,41(1 + i )-
(23)
Совмещенная характеристика НЭС и струйного насоса изображена на рис. 4.
1
X
Рис. 4. Совмещенная характеристика струйного насоса и НЭС Fig. 4. Combined characteristics of the jet pump and NBES
Как видно из рис. 4, рабочая точка НЭС смещена правее / = 0,926 и ниже h = 0,22, что объясняется тем, что стандартный диаметр насадок долота PDC несколько больше расчетного. Реальный коэффициент инжекции не будет превышать значения / = 0,926, а относительный напор будет ниже значения 0,22 ф = 0,13), т.е. КПД струйного насоса будет небольшой,
приблизительно равен 13,8% [5]. Однако следует отметить, что причиной низкого КПД струйного насоса является слабое гидравлическое сопротивление насадок долота, что с учетом тяжелых условий работы на забое скважины может стать определенным запасом на случай скопления шлама на забое.
Заключение
Научная новизна работы заключается в следующем: усовершенствован характер распределения потоков в гидравлической системе скважинного струйного насоса. В дальнейшем это позволит усовершенствовать схему гидравлических связей элементов эжекционной системы для бурения скважин.
Ценность работы заключается в разработке общих принципов создания математических моделей работы эжекцион-ной системы на отдельных этапах сооружения нефтегазовых скважин.
Таким образом, с помощью данного анализа удалось усовершенствовать конструкцию наддолотной эжекторной системы для бурения скважин. Данная наддолотная эжекторная система позволяет повысить циркуляцию бурового раствора возле забоя скважины при меньших значениях нагрузки на буровое оборудование, чем для известных аналогов [6, 7]. Интенсивность промывки забоя скважины повысится приблизительно на 33% при аналогичной нагрузке на буровое оборудование в случае без использования НЭС, что позволит повысить технико-экономические показатели бурения.
1. Инновационные технологии [Электронный ресурс]. URL: http://innoil.com/Innov/uvelichenie-skorosti-bureniya/ (14.09.2016).
2. Яремийчук Р.С. Создание депрес^й на пласт с помощью струйных аппаратов // Нефтяное хозяйство. 1981. № 11. С. 12-14.
3. Каменев П.Н. Гидроэлеваторы в строительстве. М.: Стройиздат, 1970. 416 с.
4. Кирилловский Ю.Л., Подвидз Л.Г. Рабочий процесс и основы расчета струйных насосов // Труды ВИГМ. М., 1960. Вып. 26. С. 96-135.
кии список
5. Соколов Е.Я. Зингер Н.М. Струйные аппараты. 3-е изд. перераб. М.: Энергоатомиздат, 1989. 352 с.
6. Мельников А.П., Буглов Н.А. Эжекторное устройство для первичного вскрытия продуктивного горизонта // Вестник ИрГТУ. 2015. № 12 (107). С. 75-79.
7. Мельников А.П., Паневник А.В. Эксплуатация струйных насосов на буровых предприятиях нефтегазовой отрасли // Нефтяное хозяйство. 2014. № 4. С. 46-47.
References
1. Innovatsionnye tekhnologii [Innovative technologies]. Available at: http://innoil.com/Innov/uvelichenie-skorosti-bureniya/ (accessed 14 September 2016).
2. Yaremiichuk R.S. Sozdanie depresii na plast s pomoshch'yu struinykh apparatov [Creation of reservoir drawdown by means of jet devices]. Neftyanoe kho-zyaistvo [Oil industry]. 1981, no. 11, pp. 12-14. (In Russian)
3. Kamenev P.N. Gidroelevatory v stroitel'stve [Hydraulic elevators in construction works]. Moscow, Stroiizdat Publ., 1970, 416 p. (In Russian)
4. Kirillovskii Yu.L., Podvidz L.G. Rabochii protsess i osnovy rascheta struinykh nasosov [Operation and calculation bases of jet pumps]. Trudy VIGM [Proceedings of All-Union Institute of Hydraulic Machine-Building]. Moscow, 1960, no. 26, pp. 96-135. (In Russian)
5. Sokolov E.Ya. Zinger N.M. Struinye apparaty [Jet
Vestnik IrGTU [Proceedings of Irkutsk State Technical
devices]. Moscow, Energoatomizdat Publ., 1989, 352 p. (In Russian)
6. Mel'nikov A.P., Buglov N.A. Ezhektornoe ustroistvo dlya pervichnogo vskrytiya produktivnogo gorizonta [Ejector device for production horizon primary opening].
Критерии авторства
Мельников А.П., Буглов Н.А. разработали общие принципы регулировки режима работы эжекторной системы на отдельных этапах сооружения нефтегазовых скважин, провели обобщение и написали рукопись. Мельников А.П. несет ответственность за плагиат.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Статья поступила 20.08.2016 г.
University]. 2015, no. 12 (107), pp. 75-79. (In Russian) 7. Mel'nikov A.P., Panevnik A.V. Ekspluatatsiya stru-inykh nasosov na burovykh predpriyatiyakh nefte-gazovoi otrasli [Operation of jet pumps at drilling enterprises of oil and gas industry]. Neftyanoe khozyaistvo [Oil industry]. 2014, no. 4, pp. 46-47. (In Russian)
Authorship criteria
Melnikov A.P., Buglov N.A. have developed general principles of adjusting ejector system operation mode at specific stages of the construction of oil and gas wells, summarized the material and wrote the manuscript. Melnikov A.P. is responsible for plagiarism.
Conflict of interests
The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.
The article was received 20 August 2016
