CC BY
49
Технологии разведки и разработки месторождений полезных ископаемых
УДК 622.24 (07)
Б01 10.21285/0130-108Х-2016-56-3-69-75
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАСХОДОМЕРА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ © Н.А. Буглов1, А.Д. Елисеев2, А.В. Карпиков3
1Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Расход промывочной жидкости не только является важным параметром режима бурения, значения которого отражаются на условиях очистки забоя, но и характеризует режим бурения во взаимосвязи его с энергетической характеристикой забойного двигателя.
Кроме того контроль расхода промывочной жидкости подлежит обязательному контролю при геолого-технологических исследованиях (ГТИ) с использованием информационно-измерительных систем (ИИС). Задачи ГТИ, разрешаемые с использованием ИИС (регламентированы РД 153-39.0-069-01), делят на геологические, технологические, диагностические, планово-экономические и экспериментальные.
Принимая во внимание жесткие условия эксплуатации буровых расходомеров, главным показателем их качества должна быть высокая надежность функционирования в буровых растворах с широким диапазоном изменения их параметров и свойств.
ГОСТ 14169-93 сформулированы требования к аппаратуре контроля параметров режима бурения, в том числе к расходомеру бурового раствора, его точность не должна быть хуже, чем 2,0. Эксплуатируемые в настоящее время расходомеры бурового раствора, индукционные и ультразвуковые, по показателям надежного функционирования не отвечают предъявляемым к этому требованию.
Во ВНИИБТ предложили и создали тахометрический расходомер бурового раствора для бурения нефтяных и газовых скважин. Датчик его снабжен более совершенной защитой опор тахометрического преобразователя. Однако его конструкция не обеспечивает приемлемую надежность работы прибора.
Авторами предложена конструкция датчика расходомера промывочной жидкости с более эффективной защитой опор тахометрического преобразователя, которая обеспечивает более надежное его функционирование при бурении нефтяных и газовых скважин.
Ключевые слова: расходомер, промывочная жидкость, бурение, тахометрический преобразователь, защита опор.
Формат цитирования: Буглов Н.А., Елисеев А.Д., Карпиков А.В. Совершенствование расходомера промывочной жидкости // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской академии естественных наук. Геология, поиски и разведка рудных месторождений. 2016. № 3 (56). С. 69-75. DOI 10.21285/0130-108Х-2016-56-3-69-75.
буглов Николай Александрович, кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой нефтегазового дела, тел.: (3952) 405158, e-mail: burenie@istu.edu
Buglov Nikolai, Candidate of technical sciences, Associate Professor, Head of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405158, e-mail: burenie@istu.edu
2Елисеев Александр Дмитриевич, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405278, e-mail: burenie@istu.edu
Eliseev Alexander, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405158, e-mail: burenie@istu.edu
3Карпиков Александр Владимирович, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел./факс (3952) 405659, е-mail: karpikov@istu.edu
Karpikov Alexander, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, tel./fax: (3952) 405659, е-mail: karpikov@istu.edu
IMPROVING DRILLING FLUID FLOWMETER N.A. Buglov, A.D. Eliseev, A.V. Karpikov
Irkutsk National Research Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
Consumption of drilling fluid is an important parameter of a drilling mode, the values of which influence the conditions of the bottomhole cleaning. It also characterizes the drilling mode in its relationship with the energy characteristic of a mud motor.
Besides, the drilling fluid flow monitoring is subject to obligatory control under geological and technological studies (GTS) with the use of information-measuring systems (IMS). GTS problems resolved using IMS (regulated by RD 153-39.0-069-01) are classified into geological, technological, diagnostic, planning and economic, and experimental ones.
Considering tough operating conditions of drilling flowmeters, high operational reliability in drilling fluids with a wide variation range of their parameters and properties should be accepted as their main quality indicator.
GOST 14169-93 contains requirements for the control equipment of drilling mode parameters including those to the drilling fluid flowmeter, the accuracy of which should not be less than 2.0. Induction and ultrasound flowmeters of drilling fluid that are in operation today do not meet the requirement of reliable operation.
VNIIBT has proposed and created a tachometric flowmeter of Atlas Copco company (Sweden) drilling mud that is an analogue for oil and gas well drilling. Its sensor has improved protection of tachometric converter supports. However, its design does not provide acceptable operation reliability of the device.
The authors have proposed a design of the drilling fluid flowmeter sensor with more effective protection of tachometer converter supports. This will ensure its more reliable operation in oil and gas well drilling.
Keywords: flowmeter, drilling fluid, drilling, tachometer converter, support protection
For citation: Buglov N.A., Eliseev A.D., Karpikov A.V. Improving drilling fluid flowmeter. Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences, Russian Academy of Natural Sciences. Geology, Prospecting and Exploration of Ore Deposits. 2016. No. 3 (56). Pp. 69-75. DOI 10.21285/0130-108X-2016-56-3-69-75.
Говоря о контроле расхода промывочной жидкости (ПЖ) при управлении процессом промывки, следует отметить, что скорость потока ПЖ и ее расход должны быть достаточными не только для эффективной очистки забоя от продуктов разрушения на забое, но и транспортирования шлама на дневную поверхность. Контроль и регулирование требуемого расхода ПЖ в процессе бурения (указано в геолого-техническом наряде (ГТН)) осуществляют по показаниям расходомера ПЖ.
Кроме поддержания на требуемом уровне значений расхода ПЖ в процессе бурения контроль за ним в нагнетательной линии и на выходе из скважины позволяет своевременно установить возникновение газонефтеводопроявлений, поглощений и их интенсивности, момент окончания разбуривания поглощающих и проявляющих пластов, оценить эффективность изоляционных работ, то есть свести к минимуму технико-экономические потери, связанные с осложнениями при бурении скважин.
При турбинном бурении расход ПЖ характеризует режим бурения. Знание последнего необходимо для оценки процесса разрушения горных пород в его взаимосвязи с энергетической характеристикой забойного двигателя.
Расход ПЖ является параметром, подлежащим обязательному контролю при геолого-технологических исследованиях (ГТИ) с использованием информационно-измерительных систем (ИИС). По целевому назначению основные задачи ГТИ делят на несколько классов: геологические, технологические, диагностические, планово-экономические и экспериментальные [1, 2]. К геологическим задачам относят [2] оперативное литологическое расчленение разреза, оперативное выделение пластов-коллекторов, определение характера насыщения пластов-коллекторов, определение фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов, определение продуктивности разреза, построение прогнозных моделей пластов-коллекторов, выбор метода и способа вторичного
вскрытия пласта-коллектора. К технологическим задачам относят [2] оптимизацию процесса бурения, распознование и определение продолжительности технологических операций, выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем отработки долот, оптимизацию спуско-подъемных операций (СПО); контроль гидравлической системы буровой установки при бурении, контроль поведения скважины (приток, поглощение) при проведении СПО, определение пластового и порового давления (прогнозирование аномально высокого пластового давления (АВПД), контроль и управление спуском и цеме-тированием обсадных колонн, построение прогнозных и уточненных прочностных матмоделей горной породы, определение прочностных и абразивных свойств горных пород по исследуемому разрезу, контроль и управление траекторией наклонно-направленной скважины, автоматическое управление процессом углубления скважины.
С учетом роли контроля расхода ПЖ, в том числе технико-экономических характеристик контрольно-измерительных приборов (КИП) бурения, сформулированы основные технические требования к приборам контроля параметров режима бурения нефтяных и газовых скважин [3], в том числе к расходомерам ПЖ - нагнетаемой в скважину и выходящей из скважины. Так, для них регламентированы верхние пределы контроля расходов в зависимости от разных глубин бурения, а также погрешности контроля расходов, нагнетаемых в скважину (она составляет 2,0%) и выходящих из нее (она составляет 2,5%).
Жесткие условия эксплуатации, в первую очередь связанные с широчайшими диапазонами видов и свойств ПЖ, в которых «работают» датчики расходомеров ПЖ, предъявляют особые требования к надежности их функционирования. Ниже приведены сведения о расходомерах ПЖ, применяемых в технологиях нефтегазового дела, и рекомендации по их совершенствованию.
Наиболее распространенным, выпускаемым отечественной промышленностью, в практике бурения скважин на нефть и газ является индукционный расходомер РГР-7 (РГР-100). Контролируемая среда - буровой и тампонажный раствор на водной основе с электропроводностью от 10-3 до 10 Ом/м. Он состоит из датчика и преобразовательного блока. Система магнитного возбуждения создает переменное магнитное поле. В нем по ненамагниченной и изолированной изнутри трубе протекает электропроводная жидкость. Индуцируемая в ней электродвижущая сила (ЭДС), пропорциональная средней скорости потока жидкости, измеряется двумя электродами, введенными внутрь трубы и расположенными диаметрально противоположно в одном ее сечении. ЭДС (электродвижущая сила) измерительной схемой преобразовательного блока трансформируется в измеряемое значение расхода индикатора на нем. Однако надежность прибора недостаточна: он не «работает» на непроводящих электричество жидкостях (нефти и нефтепродуктов), с буровыми растворами на нефтяной основе, а также на ПЖ, содержащих смазывающие добавки. Другой недостаток - малая величина ЭДС датчика (единицы микровольт). Это требует не только наличия мощного усилителя, но и устройства устранения помех, связанных с внешними электромагнитными полями (от электродвигателей, трансформатров и др. на буровой). Кроме того, погрешность прибора составляет 2,5%, а согласно ГОСТ 14169-93 [3] она должна быть 2,0%.
В настоящее время в практике бурения скважин на нефть и газ, в том числе в аппаратуре комплексного контроля ИВЭ-50 (модель 03.31) [4] применяется стационарный бесконтактный ультразвуковой расходомер DFM- IV с накладным датчиком (производства Швейцарии) [5]. Он предназначен для измерения расхода жидкостей, содержащих твердые частицы или газовые пузырьки, включая воду, химреагенты,
кислоты, щелочи, рассолы, суспензии, пульпы и вязкие жидкости, в трубопроводах диаметром от 12,7 мм до 4,5 м. Работает прибор на эффекте Доплера. Погрешность измерений - 2,0%. Однако надежность его функционирования также не достаточна. Анализ опыта использования прибора позволяет отметить его неработоспособность при измерении жидкостей, содержащих полимеры.
Многолетний положительный опыт эксплуатации тахометрических расходомеров ПЖ, которыми комплектуются буровые установки фирмы Лт1аБ Сорсо [6] (Швеция), обратил внимание разработчиков расходомеров ПЖ для глубокого (на нефть и газ) бурения (Всесоюзный научно-исследовательский институт буровой техники (ВНИИБТ)). Ими был создан тахометрический расходомер бурового раствора [7] при бурении нефтяных и газовых скважин, отличающийся более совершенной защитой опор тахометрического преобразователя. Однако и этот расходомер показал низкую надежность при работе на загрязненных буровых растворах из-за недостаточной защиты опор тахометриче-ского преобразователя.
Авторами был предложен расходомер ПЖ с более совершенной защитой опор тахометрического преобразователя [8]. На рис. 1 приведена схема монтажа расходомера ПЖ, на рис. 2 - разрез датчика расходомера ПЖ.
Рассмотрим работу расходомера ПЖ. Расходомер ПЖ монтируют в соответствии со схемой на рис. 1, подключают к электросети питания. ПЖ является буровой раствор на водной основе, имеющий плотность р1=1,35 г/см3. Включают буровой насос на 3-5 мин, при этом заполняется наземная система обвязки линии нагнетания ПЖ, в том числе и-образно сообщенные ветви 9 с включенным в одну из них датчиком РПЖ 4 (см. рис. 1). При этом, и-образно сообщенные ветви 9 заполнены контролируемой ПЖ, а колпаки корпуса МЭП и корпуса крыльчатки датчика (опущенные своими кромками вниз) «подперты» в нижних своих частях (у кромок колпаков) ПЖ, а их объемы заполнены воздухом. Пресс-масленку заполняют защитной жидкостью - керосином плотность Р2=0,74. Защитной жидкостью из пресс-масленок заряжают колпаки преобразователя МЭП и корпуса крыльчатки путем поочередного сопряжения
Рис. 1. Схема монтажа расходомера промывочной жидкости:
1-3 - вентили; 4 - датчик расходомера ПЖ; 5 - фильтр-сетка; 6 - показывающий прибор; 7 - кабель связи; 8 - отстойник; 9 - П-образное расположение ветвей нагнетательной линии с датчиком расходомера 4 в одной из них; 10 - контактные головки тавотницы; 11 - фланец
и
Рис. 2. Разрез датчика расходомера промывочной жидкости:
11 - фланец; 12 - отрезок трубы; 13 - скважинная жидкость; 14 - кронштейн-короб корпуса механо-электрического преобразователя (корпуса МЭП); 15 - корпус МЭП (с колпаком); 16 - кольцо с резьбой верхнее; 17 - отверстие в головке корпуса МЭП; 18 - трубка; 19 - крышка кронштейна-короба 14;
20 - головка тавотницы корпуса МЭП;
21 - канал в тавотнице корпуса МЭП;
22 и 23 - соответственно, шарик и пружина обратного клапана тавотницы корпуса МЭП; 24 - кабель от корпуса МЭП; 25 - эластичное
уплотнение; 26 - шайба уплотнения; 27 - гайка-разъем; 28 - лопасти крыльчатки; 29 - вал крыльчатки; 30, 31 - подпятники (опоры) в корпусе МЭП и в крыльчатке соответственно; 32, 33 - керны в крыльчатке
и регулировочном винте соответственно; 34 - магниты на валу крыльчатки; 35 - геркон; 36 - ячейка контроля электропроводности; 37, 38 - защитная жидкость в корпусе МЭП и в корпусе крыльчатки соответственно;
39 - отверстие в регулировочном винте 40;
40 - регулировочный винт; 41 - кронштейн-короб крыльчатки; 42 - кольцо с резьбой ни^ж-нее; 43 - винты; 44 - крышка кронштейна 41; 45 - головка тавотницы корпуса крыльчатки;
46- канал в тавотнице 45; 47, 48 - шарик и пружина обратного клапана тавотницы соответственно; 49 - трубка; 50 - корпус крыльчатки
соответствующими тавотницами 10 верхней и нижней (понимая, что, как правило, их объемы не превышают 5-7 см3). Из-за разности плотностей защитной жидкости и раствора ПЖ защитная жидкость остается в объеме колпака. После этой операции предлагаемый расходомер ПЖ готов к выполнению измерений расхода ПЖ. При этом благодаря заправке объемов колпаков корпусов МЭП и крыльчатки защитной жидкостью исключается возможность попадания в них загрязненной ПЖ из системы промывки и становятся защищенными наиболее уязвимые узлы тахометрического преобразователя датчика, повышается надежность работы прибора.
Осуществляют процесс бурения, в том числе устанавливают требуемый расход ПЖ по показывающему прибору 6.
Контролируемое значение расхода ПЖ формируется благодаря отработки измерительной цепи в определенной (следующей) последовательности. Контролируемый поток буровым насосом прокачивается через и-образно сообщенные ветви 9 (рабочий режим промывки, при этом вентиль 3 закрыт, а вентили 1 и 2 открыты), в том числе через датчик РПЖ 4, и поступает в скважину. Движущийся по датчику контролируемый поток ПЖ, воздействуя на лопасти 28 крыльчатки 50, приводит ее во вращение, а при ее вращении, при каждом обороте, установленные на ее валу магниты вызывают срабатывание геркона 35, включенного в измерительную схему показывающего прибора 6. При этом чем больше скорость потока контролируемой жидкости, тем больше частота вращения крыльчатки и срабатывания гер-кона и больше показания показывающего прибора. Конструктивное исполнение прибора таково, что после выключения бурового насоса благодаря тому, что ветви 9 и-образно сообщены между собой и остаются заполненными контролируемым раствором, этот раствор «подпирает» объемы колпаков и сохраняет (исключает истечение из колпака)
неизменным находящийся в них защитный раствор. Таким образом, исключается операция заполнения объемов колпаков прибора перед очередным (каждым) включением бурового насоса.
Предложенный расходомер ПЖ позволяет более надежно в сравнении с более близкими и известными [6, 7], в частности при функционировании в загрязненных жидкостях, с большей точностью определять и регулировать в процессе бурения важный параметр режима бурения - расход ПЖ. Его использование позволяет реализовать технологии оптимизации процесса бурения с применением ПЖ с широким диапазоном изменения их параметров и содержания в них загрязняющих включений, получать более достоверные результаты ГТИ при «работе» в составе ИИС.
Прибор может составить основу средств контроля и автоматизации одного из параметров режима бурения -расхода ПЖ - и возглавить их ряд, определяющий современный технический уровень такого назначения приборов.
Возможность надежного функционирования прибора при бурении в условиях применения ПЖ с широким диапазоном содержания в них загрязняющих включений позволяет повысить эффективность процесса бурения и производительность буровых работ.
Предложенный расходомер ПЖ может с успехом использоваться и в других отраслях народного хозяйства для контроля расхода загрязненных жидкостей, например в обогащении, строительстве, горном деле и др.
Библиографический список
1. РД 153-39.0-069-01. Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин. Тверь, 2001. 118 с.
2. Лукьянов Э.И., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М.: Нефть и газ, 1997. 688 с.
3. ГОСТ 14169-93. Системы наземного контроля процесса бурения нефтяных и газовых скважин. Общие технические требования и методы испытаний. Минск: Изд-во стандартов, 1995. 14 с.
4. Комплект измерительный ИВЭ-50. Руководство по эксплуатации, инструкция по монтажу, паспорт. 56 с.
5. Стационарный бесконтактный ультразвуковой расходомер ББМ 4,0 //
ББМ-ГУ. Ультразвуковой расходомер на эффекте Допплера. 12 с.
6. Техническое описание тахомет-рического расходомера промывочной жидкости // Инструкция по эксплуатации буровой установки «Кристонсон» фирмы «Атлас Копко».
7. А. с. СССР № 602782. Турбинный датчик расхода бурового раствора. Заяв. № 2386237 от 15.07.1976 г. МКИ 001Б1/10; 001Б15/18. Опубл. 15.04.1978 г. (Заявитель ВНИИБТ). 5 с.
8. Пат. РФ на полезную модель № 160150. Расходомер промывочной жидкости / А.Д. Елисеев. Заяв. № 2015129232/28 от 16.07.2016 г. МКИ 001Б1/00; Б21Б21/08. Опубл. 10.03.2016 г. (Автор). 8 с.
References
1. RD 153-39.0-069-01. Tekhnich-eskaya instruktsiya po provedeniyu ge-ologo-tekhnologicheskikh issledovanii neftyanykh i gazovykh skvazhin [Technical regulation for conducting geological and technological researches of oil and gas wells]. Tver, 2001. 118 p.
2. Luk'yanov E.I., Strel'chenko V.V. Geologo-tekhnologicheskie issledovaniya v protsesse bureniya [Geological and technological researches under drilling]. Moscow, Neft' i gaz Publ., 1997. 688 p.
3. GOST 14169-93. Sistemy nazem-nogo kontrolya protsessa bureniya
neftyanykh i gazovykh skvazhin. Obshchie tekhnicheskie trebovaniya i metody ispytanii [Ground-control systems of oil and gas well drilling. General technical requirements and test methods.]. Minsk, Izd-vo standartov Publ., 1995. 14 p.
4. Komplekt izmeritel'nyi IVE-50. Rukovodstvo po ekspluatatsii, instruktsiya po montazhu, passport [Measuring kit IVE-50. Operation manual, installation instructions, passport]. 56 p.
5. Statsionarnyi beskontaktnyi ul'trazvukovoi raskhodomer DFM 4,0 [Stationary non-contact ultrasonic flowmeter DFM 4.0]. DFM-IV. Ul'trazvukovoi raskhodomer na effekte Dopplera [DFM-IV. Doppler effect-based ultrasonic flowmeter]. 12 p.
6. Tekhnicheskoe opisanie takho-metricheskogo raskhodomera promyvochnoi zhidkosti [Flush fluid tachometer technical specification]. In-struktsiya po ekspluatatsii burovoi
ustanovki «Kristonson» firmy «Atlas Kop-ko» [Operating manual for Christensen core drilling rig produced by Atlas Copco].
7. A. s. SSSR № 602782. Turbinnyi datchik raskhoda burovogo raskhoda. Za-yav. № 2386237 ot 15.07.1976. MKI G01F1/10; G01F15/18. Opubl. 15.04.1978. (Zayavitel' VNIIBT) [A. p. USSR no. 602782. Turbine drilling flow rate sensor. Application no. 2386237 from 15 July 1976, MKI G01F1 / 10; G01F15 / 18 Published 15 April 1978]. 5 р.
8. Pat. RF na poleznuyu model' № 160150. Raskhodomer promyvochnoi zhidkosti / A.D. Eliseev. Zayav. № 2015129232/28 ot 16.07.2016. MKI G01F1/00; F21B21/08. Opubl. 10.03.2016 [Patent RF for utility model no. 160150. Drilling fluid flowmeter / A.D. Eliseev. Application no. 2015129232/28 from 16 July 2016, MKI G01F1 / 00; F21B21 / 08. Published 10 March 2016]. 8 р.
Статья поступила 23.04.2016 г.
Article received 23.04.2016.
