Вибір та розроблення схеми НЦС

В процесі буріння глибина свердловини збільшується з нуля до максимального значення, а діаметр поступово зменшується. Залежно від технологічних вимог бурильна колона, крім бурильних труб з замками й долота, включає центручі елементи, перехідники, обважені бурильні труби (ОБТ), розширювачі, вибійний двигун, а долото може оснащуватися гідромоніторними насадками.

Параметри, що характеризують ефективність циркуляційної системи - число і місткість ємностей, пропускна здатність вібросита, центрифуги, дегазатора, визначаються параметрами бурящейся свердловини і класом бурової установки.

На рис. 6.1 представлені основні елементи насосно-циркуляційного комплексу (НЦК) при оснащенні бурових установок двохциліндровими насосами двосторонньої дії (дуплекс) (а) і трициліндровим насосами односторонньої дії (триплекс) (б), а на рис. 6.2- схема трубопровідної системи НЦК.

Очищений розчин з приймальні ємності 7 (рис. 6.1) самопливом (мал. 13.1. а) або за допомогою підпірного насоса 6 (мал. 13.1. б) подається в буровий насос 1. Потім бурової насос нагнітає розчин під високим тиском (до 40 МПа) за нагнітального лінії через маніфольд зі стояком 5 (рис. 6.2), гнучкий рукав 6, провідну трубу (квадрат) 7 в бурильну колону 8 і забійному двигуна з долотом 9.

Виходить з великою швидкістю розчин з насадок долота, очищає забій і долото від вибуреної породи. Підйом вибуреної породи здійснюється за рахунок високої швидкості розчину в кільцевому просторі 10.

Піднятий на поверхню розчин проходить по трубопроводу в блок очищення, що включає вібросито 10 (рис. 6.1), пісковідділювач 9, дегазатор 8. Далі очищений буровий розчин надходить у пристрої для відновлення його властивостей і направляється в приймальну ємність 7.

Таким чином, буровий розчин в насосно-циркуляційному комплексі переміщається по замкненому колу, що включає нагнітальні лінію і низьконапірну частину.

а)

б)

Рисунок 6.1 - Компонування НЦК бурових установок при її оснащенні насосами типу дуплекс (а) і триплекс (б):

1- буровий насос, 2 і 3 – пнемокомпенсатори; 4 - система очищення та охолодження циліндра; 5 - всмоктуюча лінія; 6 - підпірний насос; 7 - приймальня ємність; 8 - дегазатор; 9 – пісковідлілювач; 10 - вібросито; 11, 12 - засувки

Нагнітальна лінія (рис. 6.2) складається з трубопроводів високого тиску, за яким розчин з бурових насосів подається до маніфольду з стояком, гнучкого рукаву, провідною трубою і далі бурильної колони, забійному гідравлічному двигуна, долоту і затрубному кільцевому простору. Ця лінія забезпечена запірною арматурою, запобіжним клапаном і контрольно-вимірювальною апаратурою.

Низьконапірна частина (рис. 6.1) циркуляційної системи обладнується пристроями для очищення розчину від вибуреної породи, піску, мулу і газу, змішувальними пристроями для відновлення та регулювання його властивостей і приготування нового розчину. Всі пристрої з'єднані з ємностями системою трубопроводів, забезпечені засувками, перекачувальними і підпірними насосами.

Рисунок 6.2 - Схема трубопровідної системи насосно-циркуляційного комплексу:

1 - бурової насос; 2 - підпірний насос; 3,4- пневмокомпенсатори;

5 – маніфольд з стояком; 6 - гнучкий шланг; 7 - провідна труба;

8 - колона бурильних труб; 9 - вибійний двигун з долотом;

10 - кільцеве затрубний простір

Виходячи з викладеного, основними параметрами НЦК є подача і тиск нагнітання бурових насосів, місткість ємностей і степінь очищення промивної рідини від твердих часток і газу.

Подача бурових насосів визначається швидкістю руху промивної рідини в затрубному кільцевому просторі, в насадках долота і потужністю вибійного двигуна.

Швидкість руху розчину в затрубному просторі визначається за формулою

v_зп= Q_c/ F, (6.1)

де Q_c - сумарна подача працюючих насосів;

F = (D²_d - d²_m) - площа перетину кільцевого простору;

D_d; d_m - відповідно діаметри долота і бурильних труб.

Швидкість підйому розчину в кільцевому просторі повинна знаходиться в межах 0,3-1,2 м/с. Вона залежить від фізико-механічних властивостей розчину і породи, розмірів і кількості вибуренних часток породи, діаметра і глибини свердловини. При зниженні швидкості розчину частина вибуреної породи осідає на вибій, що може призвести до прихоплення колони. Надмірне збільшення швидкості розчину понад 0,9-1,2 м/с при одночасному збільшенні втрат тиску може призвести до розмивання стінок свердловини і розриву пласта з подальшим поглинанням розчину.

Гідравлічна потужність, що підводиться до долота, впливає на ефективність буріння, тому насоси повинні забезпечувати підведення до долота 0,4-0,8 кВт на 1 см² поверхні вибою. Цю потужність доцільно підвищити шляхом збільшення перепаду тиску на насадках, а не збільшувати подачу Qc, оскільки втрати потужності в елементах циркуляційної системи пропорційні кубу подачі.

Початковий діаметр стовбура свердловини в 2-3 рази більший кінцевого, а площа вибою на початку буріння в 4-9 разів більша, ніж в кінці. Практикою встановлено, що для ефективного буріння подача розчину на вибій повинна становити до 0,6 м³/с для свердловин великих діаметрів і до 1 м³/с на 1 м вибою для свердловин малих діаметрів. Тому бурові насоси повинні мати здатність змінювати подачу в потрібному діапазоні регулювання R = Q_maх/Q_min = 2-3.

Тиск нагнітання бурових насосів залежить від гідравлічного опору циркуляційної системи (рис. 6.2) і дорівнює сумі гідравлічних втрат в її окремих елементах

Р_н==Р_м +Р_к+Р_вд+Р_д+Р_зп, (6.2)

де Р_м, Р_к, Р_вд, Р_д, Рзп - відповідно втрати напору в маніфольдній лінії, колоні бурильних труб, вибійному двигуні, долоті і затрубному кільцевому просторі.

Втрати напору Р_і в елементах циркуляційної системи залежать від густини, в'язкості, швидкості руху розчину, шорсткості труб і обчислюються за формулою Дарсі-Вейсбаха

Р_і= =, (6.3)

де - безрозмірний коефіцієнт гідравлічних опорів (зазвичай =0,02-0,03);

- густина розчину;

l_i, d_i - довжина і гідравлічний діаметр i -тої ділянки напірного трубопроводу;

- швидкість течії розчину на i -тій ділянці;

- площа перерізу i -тої ділянки.

Втрати тиску в долоті і вибійному двигуні визначаються за формулою

Р_д(т)=, (6.4)

де , - коефіцієнти місцевого опорів долота та турбобура;

, - площі витікання рідини в долоті і турбобурі.

Корисна гідравлічна потужність пропорційна насосів подачі і тиску нагнітання

N_c=P_нQ_c=, (6.5)

де Р_н - тиск нагнітання;

- площа прохідного перерізу бурильних труб;

- сумарний коефіцієнт гідравлічних опорів циркуляційної системи, приведений до діаметру бурильних труб.

Оскільки діаметр свердловини поступово зменшується із збільшенням її глибини, з умови обмеження потужності та граничного тиску нагнітання визначаються межі ступеневого та безступеневого регулювання подачі Q_c і тиску Р_н у кожному інтервалі. Ступеневе регулювання Р_н і N_c досягається зміною діаметрів поршнів, перерізу насадок долота і числа одночасно працюючих насосів.

Сумарний об’єм ємностей циркуляційної системи вибирається в межах 2-3 об’ємів свердловини.

Густина і в'язкість робочої рідини вибираються виходячи з умови забезпечення технологічних вимог при бурінні і освоєнні свердловини. З метою зниження негативних наслідків впливу високої густини й в'язкості обмежується швидкість рідини у всмоктуючих трубопроводі, а циркуляційна система (ЦС) бурової установки при її оснащенні швидкохідними трициліндровим насосами комплектується підпірними насосами (рис.6.1).

Вміст газу і твердих частинок в робочої рідини викликані специфічними умовами самого процесу проведення свердловин. З метою зниження змісту газу і твердих частинок ЦС бурової установки оснащується блоком очищення (рис. 6.1), що включає вібросито, піско- і муловідділювач (гідроциклонна установка), дегазатор.

Компонування насосно-циркуляційної системи (НЦС) бурової установки і параметри нафтопромислового насоса багато в чому визначаються властивостями робочої рідини, а також особливостями конструкції самих насосів: нерівномірне всмоктування і нагнітання робочої рідини, застосування самодействующих клапанів. Якщо уявити роботу промислового насоса тільки на спеціальній гідравлічної рідини, то для нормальної роботи двоциліндрового насоса буде потрібно лише пневмокомпенсаторы, а для бензинового насоса - ще й подпорный насос. Виходячи з цього можна зробити висновок, що ускладнення структури НЦС пов'язано, з одного боку, специфічними властивостями робочої рідини, з іншого - конструктивними особливостями (недоліками) самого насоса. Тому при проектуванні насосів порівняння техніко-економічних показників варіантів має здійснюватися з урахуванням всіх додаткових функціональних вузлів (ФУ), що сприяє нормальній роботі насоса. В ідеальному випадку компонування ЦС повинна враховувати лише технологічні вимоги проведення свердловин, що обмежують зміст газу і твердих включень.

Найбільший тиск нафтопромислових насосів майже в 4 рази перевищує тиск загальнотехнічних насосів, а подача бурових насосів більш ніж на порядок вище подачі загальнотехнічних насосів. Таким чином, нафтопромислові насоси відрізняються великою подачею і надвисоким тиском нагнітання, а бурові - значною подачею та високим тиском нагнітання. Основні конструктивні параметри (діаметр циліндра і довжина ходу поршня) для кожного типу насоса перебувають у прямій залежності від найбільшої подачі і числа ходів поршнів.

Конструктивно-кінематичні параметри двоциліндрових насосів двосторонньої дії (дуплекс) і трьохциліндрових насосів односторонньої дії (триплекс) різко відрізняються один від одного за кількістю ходів поршнів. Порівняно з загальнотехнічними насосами швидкість (число ходів поршня) у цих насосів відповідно менше в 2 і 4 рази, діаметр сідла і тарелі клапана більше в 3 рази, а довжина напірної лінії - приблизно в 5 разів.

Значна об'ємна подача перекачуваного бурового розчину є головною причиною збільшення робочого обсягу циліндрів бурових насосів. Основними конструктивними особливостями зазначених насосів є:

- перетворювач руху поршня від корінного валу, виконаний у вигляді кривошипно-повзунного механізму;

- застосовуються самодіючі тарілчасті клапани з конічною посадковою поверхнею;

- приводний вал виконаний у вигляді ексцентрикового вала з опорами кочення;

- регулювання подачі здійснюється шляхом заміни циліндричної втулки.

В останні роки багато західних фірм почали випускати насоси з колінчастим валом з підшипниками ковзання, а регулювання подачі здійснюється шляхом заміни гідравлічного блоку на інший типорозмір. Це дозволило різко знизити масу насоса, нерівномірність всмоктування і подачі, підвищити об'ємну подачу. Однак заміна гідравлічної частини насоса пов'язана із значними монтажними роботами і можлива лише в стаціонарних умовах.

Розглянемо вплив значній об'ємної подачі і фізичних властивостей робочої рідини на конструктивні особливості насосів. При незмінних конструктивно-кінематичних параметрах збільшення об'ємної подачі, тобто масштабного фактора, призводить до збільшення робочого обсягу циліндра приблизно в 10 разів, а його зростання в 4 рази викликано зменшенням швидкохідності бурових насосів порівняно з загальнотехнічними насосами.

Відносно низьке число ходів поршня викликано наступними обставинами:

- перекачування специфічної промивної рідини, що володіє значною густиною, в'язкістю і містить абразивні частинки;

- значне запізнювання закриття клапанів, яке пропорційно діаметру тарелі і густини рідини;

- довжина напірної лінії, особливо колекторних патрубків на лінії

всмоктування, пропорційна розмірами насоса, а точніше, діаметра циліндра;

- режим течії рідини під всмоктуючої та напірної лінії стає турбулентним внаслідок значного їх діаметра.

Таким чином, конструктивні особливості бурових насосів викликані двома основними факторами: перекачування спеціальної промивної рідини і значна об'ємна подача. Збільшення габаритних розмірів додатково знижує технічні характеристики, а погіршення техніко-економічних показників насосів викликано ще конструктивною їх недосконалістю, викликаною значними розмірами клапанів і "шкідливим" об'ємом циліндра. Крім того, напірна лінія бурового насоса має значну довжину.

Завданням проектування є вибір технічних рішень і конструктивних параметрів, що дозволяють за зазначених умовах експлуатації і основних параметрах досягти необхідних техніко-економічних показників насоса, звівши одночасно до мінімуму негативні наслідки, викликані специфічними вихідними даними.

Для цього необхідно вирішити наступні проблеми:

1. Виявити раціональний діапазон числа ходу поршня бурових насосів в залежності від умов експлуатації та конструктивних особливостей насоса.

2. Визначити залежність об'ємної подачі від режиму всмоктування, зокрема, від миттєвого тиску в циліндрі при всмоктуванні.

3. Визначити параметри нерівномірності подачі і всмоктування з урахуванням кутів запізнювання відкриття клапанів, що залежать в основному від пружності робочого середовища в циліндрі.

4. Оцінити залежність довжини напірної трубопровідної лінії від пульсації тиску на виході насоса.

Перекачування промивної рідини зі значною в'язкістю, густиною і вмістом газу, великі об'єми робочої камери та розміри клапанів, довга напірна лінія істотно впливають на характер робочого процесу бурових насосів.

Збільшення максимальної подачі бурових насосів в 10 разів призводить до зростання робочого об’єму циліндра в середньому в 40 разів.

Внаслідок значних габаритів гідравлічні і інерційні втрати тиску у всмоктуючої та напірної лінії бурових насосів у 2-3 рази більші, ніж у насосах загальнотехнічного призначення. Об’єм шкідливого простору циліндра бурових насосів в 2.5-4.0 рази перевищує об’єм, що призводить до збільшення запізнювання відкриття клапанів до 20°-30°. У момент зрушення тарілки клапана і рідини в колекторних лініях швидкість поршня складає до 0.4-0.6 м/с, і тому характер руху рідини і тарілці клапана не може бути визначений кінематикою руху поршня.

Значні інерційні втрати під напірної лінії, особливо в момент відкриття клапана, можуть привести до істотного зниження тиску в циліндрі і виникнення кавітації. З метою кількісної оцінки зазначених явищ на подачу насоса модель повинна враховувати зміну миттєвого утримання газу в циліндрі.

Величина пульсації тиску на вході і виході насоса залежить не тільки від процесів в циліндрах, але і розмірів колекторних ліній, патрубків компенсаторів, а також каналів циліндра. Вплив зазначених параметрів на поточні витрати і тиск може бути досягнуто шляхом обліку гідравлічних, інерційних втрат тиску і пружності робочої рідини в трубопроводах.

Рух рідини по довжині напірної трубопровідної системи бурового насоса може бути описано рівняннями з розподіленими параметрами.

Виходячи з зазначеного, при розробці математичної моделі робочого процесу бурових насосів слід враховувати значну в'язкість, Густина і газовміст робочої рідини, поточне утримання газу в циліндрі і динаміку клапанів. Крім того, повинні бути враховані гідравлічні, інерційні втрати тиску і пружність робочої рідини в каналах циліндра і колекторних лініях, нестаціонарні процеси в довгій напірної лінії.

Дата добавления: 2013-12-14