Наддолотный эжекторный гидронасос

Размещено на http://www.allbest.ru/

Наддолотный эжекторный гидронасос

Опыт проводки нефтяных и газовых скважин показывает, что с увеличением глубины бурения резко снижаются показатели работы долот. Основной причиной этого, по мнению большинства отечественных и зарубежных исследователей, является изменение условий разрушения горных пород на забое скважины (изменение порового, пластового, дифференциального, гидростатического и гидродинамического давлений, а также механических свойств горных пород).

Лабораторными и промысловыми исследованиями влияния вышеперечисленных факторов на разрушение горных пород установлено, что дифференциальное давление является одним из основных факторов, определяющих показатели работы долот.

Существующие в настоящее время технологии по снижению дифференциального давления заключается лишь в снижении плотности бурового раствора (бурение на равновесии, аэрация и т.п.). Рядом фирм были проведены исследования по применению наддолотных эжекторных насосов для бурения, но существенных результатов это не дало. Разработанные конструкции отличались большими габаритами, что ограничивало их применение в различных компоновках низа бурильной колонны (КНБК). Они могли применяться только при роторном бурении, максимальное увеличение механической скорости бурения составляло не более 30%

В результате анализа патентного фонда в 1989 г. была разработана и запатентована новая конструкция, которая позволила сохранить все преимущества эжекторных насосов и практически исключить все их недостатки.

Общеизвестно, что механическая скорость бурения является одним из основных факторов, влияющих на технико-экономические показатели бурения. Мы проанализировали основные тенденции развития науки и техники в этой области и создали уникальное устройство, позволяющее увеличить не только механическую скорость бурения, но и проходку на долото. Это устройство - наддолотный эжекторный насос ЭЖГ, которое может применяться при роторном бурении, при бурении с ВЗД и, даже при бурении турбобурами.

Устройство эжекторного гидронасоса.

Эжекторный гидронасос состоит из корпуса с выполненным в нем вертикальным каналом для подачи к соплам струйных насосов рабочего агента, от четырех и более активных сопел, соосных с соплами камер смешения, которые сообщаются с торцевой частью корпуса эжекторного гидронасоса посредством сквозных соединительных каналов.

Установка гидронасоса.

Оборудование гидронасоса устанавливается над долотом и спускается в скважину в составе компоновки низа бурильной колонны.

Эжекторный гидронасос работает следующим образом. В соответствие с гидравлическим расчетом в долото устанавливаются насадки одного диаметра. Затем в долото опускается один или два шарика диаметром на 3 - 4 мм больше диаметра насадки долота (для создания ассиметричной промывки). Над долотом устанавливается эжекторный гидронасос, а сверху - компоновка низа бурильной колонны. Собранная компоновка спускается на забой. После чего подается буровой раствор, при этом часть бурового раствора проходит через насадки долота и используется для очистки забоя, а другая часть обеспечивает работу ЭЖГ. При подаче бурового раствора на сопло струйного насоса высоконапорная струя поступает в камеру смешения. За счет высокой скорости смешанного потока в месте соединения камеры смешения и соединительного канала создается разряжение, и жидкость из зоны работы долота вместе со шламом через соединительные каналы выходит в кольцевое пространство, ударяется о стенку скважины, упрочняя ее. За счет высокой скорости движения жидкости в кольцевом пространстве и ограниченного расстояния между стенкой скважины и корпусом гидронасоса, в этом кольцевом пространстве создается эффект дополнительной эжекции, т.е. при работе создается двухстадийная эжекция, что позволяет создавать значительную депрессию в зоне работы долота.

Испытания гидронасоса при роторном бурении проводились на месторождениях Сахалина и Саратова.

Результаты работ показали, что прирост скорости бурения и проходки на долото зависит от перепада давления на гидронасосе, минимальный перепад давления должен составлять не менее 3,0 МПа. Увеличение скорости бурения при этом составляет 25 30%, а проходки на долото - 35 40%. При дальнейшем увеличении перепада давления прирост показателей также увеличивается: при перепаде давления на гидронасосе 6,0 МПа, увеличение скорости составляет 80-100%, проходки - 90-120%.

Широко были проведены испытания ЭЖГ при бурении гидравлическими забойными двигателями на месторождениях Западной Сибири. Среднее значение механической скорости по базовым скважинам составляет 23,9 м/ч. Среднее значение механической скорости по скважинам, пробуренным с применением эжекторного гидронасоса, составляет 41,9 м/ч. При бурении скважин турбобурами с применением гидронасоса показатели несколько ниже, так как турбобуры забирают на себя основную гидравлическую мощность насосов и перепад давления составлял не более 3,0…4,0 МПа.

Опыт проводки нефтяных и газовых скважин показывает, что с увеличение глубины бурения резко снижаются показатели работы долот. Основной причиной этого, по мнению большинства отечественных и зарубежных исследователей, является изменение забойных условий разрушения горных пород. Под этим подразумевается влияние таких факторов, как наличие порового давления, пластового, дифференциального и общего гидростатического и гидродинамического давлений, а также механических свойств горных пород.

В связи с этим были выполнены многочисленные лабораторные и промысловые исследования влияния вышеперечисленных факторов на условия разрушения горных пород, в результате которых было установлено:

1. Дифференциальное давление является одним из основных факторов, определяющих показатели работы долот;

2. Интенсивное снижение механической скорости проходки происходит в начальный момент роста дифференциального давления до 3,5 МПа. Дальнейшее повышение дифференциального давления (Р) сопровождается стабилизацией механической скорости проходки (Vм);

3. Со снижением дифференциального давления Vм возрастает;

4. С ростом нагрузки на долото повышается чувствительность Vм к изменению дифференциального давления;

5. Невозможно установить общую зависимость Vм = f (Р) по данным опытного бурения.

Таким образом, в настоящее время считается, что при существующих режимах бурения дифференциальное давление, как правило, является основным фактором, определяющим ТЭП бурения. При увеличении Р до 1,4…7,0 МПа, в зависимости от условий бурения, механическая скорость проходки может уменьшиться в 2…5 раз.

Эти вопросы важны не только для бурения скважин, но и для качественного вскрытия продуктивного пласта, его быстрого освоения и вовлечения в разработку.

По современной терминологии дифференциальное давление обуславливает статические силы, удерживающие шлам на забое, и численно равное разнице между гидростатическим давлением и пластовым (поровым). Но при циркуляции бурового раствора возникает ещё и гидродинамическое давление, которое также оказывает угнетающее давление на забой скважины. Следовательно, на забой скважины при циркуляции бурового раствора действует угнетающее давление, представляющее собой сумму дифференциального и гидродинамического давлений.

Наиболее распространёнными способами снижения дифференциального давления являются бурение на равновесии и аэрация бурового раствора.

Помимо традиционных методов минимизации гидродинамических потерь, существуют иные методы, основанные на использовании некоторых физических эффектов: использование эффекта Томса, который заключается в том, что при добавке в воду некоторых полимеров достигается значительное до 30% уменьшение потерь давления при турбулентном режиме течения. К понижающим трение веществам относятся КМЦ, полиакриламид, полиизобутелен и ряд других полимеров. Существует оптимальная массовая доля полимера, при которой достигается максимальный эффект. Она зависит от природы полимера, диаметра трубопровода, плотности жидкости и критерия Re.

Использование эффекта «ранней турбулентности» - некоторые добавки к буровым растворам снижают обобщённый параметр Рейнольдса Reкр, изменяют режим течения, вызывая «раннюю» турбулентность. При этом резко улучшается выносная и, главное, очистная способность буровых растворов. Установлено, что нефть и КМЦ-500 являются активными стимуляторами «ранней» турбулентности, причём активность КМЦ-500 значительно выше, чем нефти. Так при содержании КМЦ-500 в буровом растворе 0,35%, Reкр снизилось в 14 раз по сравнению с Reкр исходного раствора.

Опыт применения наддолотного эжекторного гидронасоса ЭЖГ

Для снижения дифференциального давления нами была разработано устройство, использующее принцип эжекции - наддолотный эжекторный насос ЭЖГ. Эта конструкция отличается малыми габаритными размерами и может применяться в различных КНБК как при роторном бурении, так и при бурении гидравлическими забойными двигателями.

Для использования ЭЖГ была разработана методика по оптимизации гидравлической программы промывки скважин, включающая в себя выбор реологических параметров бурового раствора, диаметра цилиндровых втулок и производительности буровых насосов, а также расчёт количества и диаметров насадок в долоте.

ЭЖГ работает следующим образом (рис. 3):

1. Выбирается необходимый гидравлический режим и на долото устанавливаются насадки расчётного размера. Собирается стандартная КНБК - ЭЖГ устанавливается над долотом.

2. КНБК спускается на забой, в зону работы долота и ЭЖГ подаётся буровой раствор.

3. Часть бурового раствора поступает на долото - часть на ЭЖГ. (направление движения показано стрелками).

4. В наклонном канале жидкость приобретает высокую скорость и создаётся разряжение в месте соединения наклонного и вертикального каналов. За счёт этого, жидкость из зоны работы долота, вместе со шламом, через вертикальный канал с большой скоростью поступает в наклонный, смешивается там с рабочей жидкостью и, с высокой скоростью выходит из наклонного канала. Далее, струи раствора ударяются в стенку скважины, кольматируя её, изменяют направление движения. Одновременно с этим, при вращении долота с ЭЖГ, образуется гидравлическая воронка, создавая дополнительный эффект эжекции между стенкой скважины и корпусом ЭЖГ

Испытания ЭЖГ на месторождениях Сахалина, Саратова, Республики Татарстан, Западной Сибири. Было пробурено более 100 скважин при разных способах бурения, определены критерии эффективности применения данной технологии. Результаты работ показали, что прирост скорости бурения и проходки на долото зависит от перепада давления на ЭЖГ, минимальный перепад давления должен составлять не менее 3,0 МПа. Увеличение скорости бурения составляет 20…25%, а проходки на долото - 30…35%. При дальнейшем увеличении перепада давления прирост показателей также увеличивается: при перепаде давления на ЭЖГ 6,0 МПа, увеличение скорости составляет 80…100%, проходки - 90…120%.

При роторном бурении было отмечено следующее, что при достижении перепада давления на долоте и ЭЖГ 4,5…5,0 МПа показатели бурения по механической скорости и проходке превосходят показатели бурения, полученные в этих интервалах при использовании ВЗД, но без ЭЖГ на 30%.

Также широко были проведены испытания ЭЖГ при бурении гидравлическими забойными двигателями на месторождениях Черногорское и Ершовое ОАО «Нижневартовскнефтегаз». В общем ЭЖГ был отработан на 30 скважинах в интервале 50 - 1000 м и 2200 - 2800 м. При бурении под кондуктор (интервал 50 - 1000 м) использовались долота 295,3 МЗ-ГНУ и СЗГВ. При сравнении не учитывались интервалы набора зенитного угла. Среднее значение механической скорости по базовым скважинам составляет 23,9 м/ч. Среднее значение механической скорости по скважинам, пробуренным с применением ЭЖГ, составляет 41,9 м/ч. Наиболее показательны результаты при бурении вертикальных участков, так, например, при базовом способе бурения, скважина №50916, интервал 58 - 754 м был пробурен за 27 часов, а при использовании ЭЖГ, скважина №41040, интервал 42 - 1013 м был пробурен за 24 часа.

Средние показатели работы ЭЖГ в России

При бурении под эксплуатационную колонну, для сравнения учитывался только интервал 2200 - 2800 м. В качестве базы сравнения были взяты близлежащие скважины с одинаковым отходом и азимутом ± 300. Среднее значение механической скорости по базовым скважинам составило 8,56 м/ч, по проходке - 46,6 м. Среднее значение механической скорости по скважинам, пробуренным с применением ЭЖГ, составило 11,4 м/ч, по проходке - 71,4 м. Увеличение, по сравнению с базовыми скважинами, механической скорости бурения составило 33%, а по проходке - 53%. В среднем, экономия долот в интервале 2200 - 2800 м составляет 2 шт. по каждой скважине.

При бурении турбобурами с применением ЭЖГ показатели несколько ниже, так как турбобуры забирают на себя основную гидравлическую мощность насосов и, перепад давления на долоте и ЭЖГ составлял не более 3,0…4,0 МПа.

Сравнение результатов бурения при применении ЭЖГ в Ливии

Работы проводились на двух скважинах на одном кусту.

Каверномеры до и после работы ЭЖГ на примере одной скважины:

Исходя из вышеизложенного, можно сделать следующие выводы:

1. Устойчивый режим работы ЭЖГ (т.е. увеличение показателей бурения на 25…30%) наступает при перепаде давления на нём от 3,0 МПа, при дальнейшем увеличении перепада давления прирост механической скорости бурения увеличивается практически линейно.

2. Проходка на долото также увеличивается пропорционально перепаду давления на ЭЖГ, но темп увеличения данного показателя несколько выше, чем темп увеличения механической скорости бурения, что объясняется исключением явления рециркуляции шлама в зоне работы долота. За счёт этого, резко снижается темп износа вооружения долота.

3. Применение ЭЖГ исключает образование «сальников» на долоте и по замечанию бурильщиков позволяет доходить до забоя без посадок и проработок.

4. При проведении кавернометрии было отмечено, что в интервалах пробуренных с применением ЭЖГ, диаметр ствола скважины был близок к номиналу.

Литература

1. Назаров В.И., Сидорова Т.К. и др. Использование действия высоконапорных струй при строительстве скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Обзорная информация. Сер. Бурение.

2. Пат. 2020292 Россия №5062237. (Наддолотный эжекторный гидронасос) Евстифеев С.В. Заявлено. 15.09.1992; Опубл. 30.09.1994.

эжекторный гидронасос бурение давление

Размещено на Allbest.ru