Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Краткий анализ бурения наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками 9
1.1 Основные методы снижения сил трения при бурении наклонно направленных скважин с горизонтальными участками 12
Выводы по главе I 21
Глава II. Технические средства механического метода снижения сил трения 22
2.1 Основные причины прихватоопасности бурильных труб при бурении скважин с большими отходами от вертикали 22
2.2 Краткий обзор существующих компоновок низа бурильной колонны при бурении скважин с горизонтальным окончанием 27
2.3 Снижение сил трения применением динамических процессов в скважине 42
2.3.1 Кинематические схемы технических средств снижения сил трения 49
2.4 Схема конструкции скважинного осциллятора 57
Выводы по главе II 58
Глава III. Теоретические и лабораторные исследования работы скважинного осциллятора 59
3.1 Анализ действующих сил при работе скважинного осциллятора в статических условиях 59
3.2 Анализ действующих сил при работе скважинного осциллятора при динамических условиях 60
3.3 Разработка кинематической схемы работы скважинного осциллятора, оснащенного клапаном. Определение рабочих параметров 61
3.4 Разработка условий равновесия и уравнений движения при работе скважинного осциллятора, оснащенного перекидным клапаном 65
3.5 Определение перепада давления, возникающего при работе скважинного осциллятора по формулам Дарси-Вейсбаха и Жуковского 68
3.6 3D - моделирование скважинного осциллятора 73
3.7 Теоретическое определение влияния длины клапана на перепад давления и частоту скважинного осциллятора 75
3.8 Обзор методик исследования, применяемых при проведении испытаний наддолотных механизмов 77
3.9 Разработка стенда для проведения лабораторных испытаний скважинного осциллятора 81
3.10 Результаты лабораторных испытаний скважинного осциллятора 83
Выводы по главе III 93
Глава IV. Проведение промысловых испытаний скважинного осциллятора, снижающего коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины 94
4.1 Промысловые испытания поличастотных осцилляторов 94
42 Программа проведения промыслового испытания моночастотного скважинного осциллятора 95
4.3 Методика расчета экономического эффекта от внедрения скважинного осциллятора 98
4.4 Расчет экономического эффекта от внедрения скважинного осциллятора 107
Выводы по главе IV 108
Основные выводы 109
Список использованных источников 111
Приложения 128
- Основные методы снижения сил трения при бурении наклонно направленных скважин с горизонтальными участками
- Кинематические схемы технических средств снижения сил трения
- Результаты лабораторных испытаний скважинного осциллятора
- Методика расчета экономического эффекта от внедрения скважинного осциллятора
Введение к работе
Актуальность темы
В соответствии с энергетической стратегией России на период до 2030 г. необходимо создание условий для надежного топливного снабжения рынков по устойчивым ценам. Решение этой проблемы невозможно без обеспечения приростов запасов за счет строительства нефтяных и газовых скважин. Наиболее рентабельным, на сегодняшний день, является бурение наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками и многозабойными окончаниями.
Одной из основных задач при бурении скважин, особенно с горизонтальным участком ствола, является снижение значительной силы трения и обеспечение доведения необходимой нагрузки на долото. Известно, что доля наклонно-направленных скважин со смещением от вертикали более 1500 м, при строительстве которых необходимо применение буровых растворов с улучшенными фильтрационными, структурно-реологическими и смазочными свойствами, составляет около 40%, а в исследованиях Б.В.Байдюка отмечается, что на образование трещин при единичном цикле разрушения породы расходуется только 8-12% подведённой энергии, а 68-76% энергии расходуется на трение на поверхностях, упругую деформацию породы и т.д.
В связи с этим необходимы дальнейшие теоретические и экспериментальные исследования для разработки новых технических и технологических решений для снижения силы трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.
Цель диссертационной работы – повышение эффективности бурения путем снижения прихватоопасности бурильных труб при бурении скважин с большими отходами от вертикали за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.
Объект исследования – наклонно-направленные скважины с горизонтальными участками.
Предмет исследования – способы снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины
Основные задачи исследования
-
Анализ методов снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважин.
-
Обоснование повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.
-
Разработка способа повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны наддолотным осциллятором.
-
Разработка скважинного осциллятора с помощью 3D-моделирования и изготовление опытного образца.
-
Теоретические и лабораторные исследования влияния основных энергетических параметров и апробация скважинного осциллятора.
Методы исследования
При проведении экспериментальных исследований и математического моделирования использовались программа Компас 3D, а также стандартные методы согласно программе опытно-промысловых работ по испытанию скважинного осциллятора. Обработка результатов экспериментальных исследований осуществлялась методами математической статистики с использованием компьютерных программ Microsoft Excel и др.
Научная новизна
-
Разработана классификация методов, снижающих коэффициент трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины, для их научно-обоснованного выбора.
-
Предложен способ повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны наддолотным скважинным осциллятором, включенным в компоновку бурильной колонны (патент РФ №96160).
-
Выявлена количественная взаимосвязь между расходом промывочной жидкости и перепадом давления, создаваемого скважинным осциллятором.
Основные защищаемые научные положения
-
Повышение энергии, подводимой к долоту в скважинах с горизонтальными участками, за счет уменьшения трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины созданием дополнительных продольных виброперемещений колонны бурильных труб наддолотным скважинным осциллятором.
-
Результаты экспериментальных и промысловых исследований по обоснованию оптимальных условий функционирования скважинного осциллятора.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечена высокой степенью сходимости результатов экспериментальных исследований и математического моделирования значений параметров скважинного осциллятора, анализом и апробацией его на стенде.
Практическая значимость и реализация результатов работы
Разработано технико-технологическое решение, включающее в компоновку низа бурильной колонны наддолотный скважинный осциллятор, способствующий снижению силы трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины, путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны скважин с горизонтальными участками.
Экспериментальными исследованиями обоснованы минимальное пороговое значение расхода промывочной жидкости, необходимое для работы скважинного осциллятора, а также рациональный режим работы.
Стендовыми испытаниями была подтверждена работоспособность скважинного осциллятора. Подготовлена программа испытаний, утвержденная начальником управления бурения ОАО «Татнефть» имени В.Д.Шашина.
Личный вклад автора заключается в определении цели и постановке задач, проведении теоретических исследований, стендовых испытаний скважинного осциллятора и математической обработки полученных результатов.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на: Молодежной научно-практической конференции, посвященной 60-летию Ромашкинского месторождения; VIII Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (г.Туапсе, 2011); XІ Молодежной научно-практической конференции молодых работников ОАО «Татнефть», посвященной 55-летию НГДУ «Азнакаевскнефть» (г.Азнакаево, 2011); ІІ Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин» (г.Уфа, 2010); научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института по итогам 2008 и 2009 г.г.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 13 научных статей, в том числе 2 статьи - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ, получен 1 патент РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, содержит 137 страниц машинописного текста, в том числе 50 рисунков и 16 таблиц, список использованных источников из 146 наименований.
Автор выражает особую признательность и искреннюю благодарность научному руководителю Хузиной Лилие Булатовне, коллективу кафедры БНГС АГНИ и специалистам Бугульминского механического завода, института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» им. В.Д.Шашина (г. Бугульма), помогавшим в выполнении работы.
Основные методы снижения сил трения при бурении наклонно направленных скважин с горизонтальными участками
Одной из актуальных задач при бурении скважин с горизонтальным окончанием является снижение прихватоопасности бурильных колонн, особенно на горизонтальном участке. Опыт бурения скважин с горизонтальным окончанием показывает, что одной из основных причин, приводящей к низким технико-экономическим показателям является зависание бурильной колонны на стенках скважины, вызванное прихватом скважинного инструмента, колонны труб и другого технологического оборудования (рис. 1.1.1). Так, исходя из приведённого рисунка видно, что наиболее значительными по количеству затраченных средств на ликвидацию аварий с бурильным инструментом, среди которых аварии с долотом, с ГИС, попадание посторонних предметов в скважину, являются осложнения, связанные с прихватом бурильного -инструмента. На их долю приходится 3320 тысяч рублей, что составляет более 46 %.
Среди влияющих факторов на возникновение дифференциального прихвата можно выделить значительную силу трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины. В результате чего в некоторых случаях могут возникнуть такие условия, что процесс бурение станет просто невозможным. Особенно остро это проявляется при строительстве битумных скважин [17,48,58,84], где горизонтальный участок находится на небольшой глубине. Также необходимо исключить опасность возникновения прихвата и обрыва бурильной колонны, которая «лежит» на стенке скважины без движения при бурении забойным двигателем [1,3,8,14,19]. Многими исследователями подчёркивается, что сила трения может составлять 20 и более процентов от веса инструмента. В сильно искривленных скважинах большая часть веса бурильной колонны приходится на нижнюю стенку ствола. Возникающее в результате этого трение требует большей мощности на вращение бурильной колонны и увеличивается опасность истирания замков, износа. В мягких породах это может привести к желобообразованию на нижней стенке ствола [38,39,40].
Одним из направлений снижения затрат энергии при спуско-подъемных операциях, предупреждения затяжек и прихватов бурильных колонн и приборов в скважинах является повышение смазочных свойств буровых растворов. Зарубежный и отечественный опыт показывает, что применение промывочных жидкостей с улучшенными антифрикционными (противоприхватными) свойствами оказывает положительное влияние на работоспособность породоразрушающих инструментов, следовательно, влияет на технико-экономические показатели бурения. Рассмотрим наиболее известные на сегодняшний день смазочные добавки, применяемые в России и за рубежом [79,80,81,82,83,84].
Одной из распространенных смазочных добавок для предотвращения и ликвидации прихватов является нефть. Установлено, что ввод 5... 10% нефти в необработанный буровой раствор уменьшает силу трения между металлической поверхностью и глинистой коркой на 20...30%. Кроме того, нефть за счет находящихся в ней естественных поверхностно-активных веществ (ПАВ) адсорбируется на твердых частицах корки и вскрываемых пластов, ослабляя силы когезионного и адгезионного взаимодействия между ними при контакте бурового инструмента с коркой. В результате сила сопротивления страгиванию инструмента относительно корки уменьшается, следовательно, уменьшается и вероятность дифференциального прихвата. Введение в нефть графита в количестве 0,6% позволяет снизить количество прихватов, уменьшить время на их ликвидацию в 1,5...5 раз и увеличить проходку на долото на 5...10%. Однако, с учетом современных природоохранных требований, запрещающих применение токсичных и загрязняющих технологий, применение нефти ограничено.
Также в качестве смазочных добавок применяются реагенты Т-66 и Т-80, относящиеся к классу диоксанов. Оптимальное содержание реагента в буровом растворе Т-80 составляет 2...3%. При этом, в среде минерализованного бурового раствора коэффициент трения снижается более интенсивно, чем в среде пресного раствора.
Имеется опыт использования для улучшения смазочных свойств раствора и снижения прихватоопасности в процессе бурения скважин ПАВ. ПАВ классифицируются на неионогенные и анионоактивные. К неионогеннм ПАВ относятся алкилфенолы, хорошо растворимые в пресных и пластовых водах. При добавлении ПАВ в буровой раствор в количестве 0,01...0,03% снижается коэффициент трения между металлом и фильтрационной коркой на 15% [100].
Г.В.Конесевым, Т.Д.Дихтярь были разработаны составы смазочных добавок для улучшения противоприхватных свойств полимерглинистого раствора, в которых было применено модифицирование цинковой или бариевой солью диалкилдитиафосфорной кислоты (многофункциональные присадки ИНХП-21 и ВНИИНП-360). В основе был применён принцип гидрофобизации из водной среды поверхностей контакта металл - фильтрационная корка, обеспечивающий за счет уменьшения прочности адгезионной связи минимальное сопротивление сдвигу. Было установлено, что эффективность применения для повышения триботехнических свойств полимерглинистых растворов смазочных добавок, представляющих собой натриевые соли кубовых остатков СЖК (ОСЖК), а также ОСЖК модифицированных на стадии их приготовления многофункциональными присадками ИНХП-21 и ВНИИНП достигается за счет обеспечения стойких изменений электронных свойств поверхности металла в результате хемосорбционных процессов. Сравнение эффективности применения смазочных добавок проводилось с добавками РЖС, графит, эмультал. При этом было достигнуто снижение коэффициента трения пары сталь-фильтрационная корка в зависимости от процента ее ввода для ОСЖК до 50%, для РЖС - до 40%, для графита - до 25%. Модифицирование ОСЖК присадками ИНХП-21 и ВНИИНП-360 привело к улучшению триботехнических свойств раствора. Добавка (ОСЖК+ИНХП-21) обеспечивала наибольшее снижение коэффициента трения, и скорости изнашивания стали как для замковой, так и для долотной стали [29].
В качестве добавок к буровым растворам можно использовать химические соединения на основе предельных и непредельных карбоновых (жирных) кислот, а также их производных. Представителями смазочных добавок данного класса является смазочная добавка СМАД-1, частично омыленные жирные кислоты (ОЖК), омыленные омеднённые жирные кислоты (ОЖКМ), СПРИНТ и др.
Рациональное содержание СМАД-1 в буровом растворе нормальной плотности - 1...2%, в утяжеленном - 2...4%. По результатам проведенных испытаний применение СМАД-1 в буровом растворе позволяет увеличить проходку на долото на 25...40% , повысить механическую скорость бурения на 20...25%, сократить количество прихватов и затраты времени на их ликвидацию. Эффективность использования СМАД-1 возрастает при добавлении графита, который позволяет снизить коэффициент трения. Но, применение СМАД-1 ограничивается высокой температурой застывания реагента, низкой стойкостью к солевой агрессии, щелочностью. Смазочная добавка СПРИНТ, разработанная во ВНИИКРнефть, при введении которой в буровой раствор 0,3...0,5% достигается снижение коэффициента сдвига корки -60...80%, а коэффициента трения - 50...60%. Основным недостатком смазочной добавки СПРИНТ является снижение плотности бурового раствора из-за пенообразования и необходимость применения антивспенивателей [81,82].
На сегодняшний день известны смазочные добавки, полученные на основе продуктов растительного и животного происхождения и прошедшие промысловые испытания, такие как: легкое талловое масло (ЛТМ), гудроны соапстока растительных или животных жиров, а также их смеси (СГ), растительное масло борносиликатное (РАМБС), смазочная добавка экологически безвредная (СДЭБ).
Согласно проведенным исследованиям, ЛТМ является хорошей смазочной добавкой, позволяющая снизить липкость фильтрационной корки, а также повысить противоизносные свойства раствора. Концентрация в буровом растворе - 0,5-4% по объему, в зависимости от типа и плотности бурового раствора и желаемой величины коэффициента трения. По мере углубления скважины часть реагента адсорбируется на поверхности выбуренного шлама и стенках скважины, поэтому требуются периодические дообработки раствора для поддержания требуемой концентрации реагента и смазывающей способности раствора. ЛТМ позволяет снизить коэффициент трения в системе буровой инструмент - стенки скважины (обсадной колонны), существенно уменьшает опасность возникновения дифференциальных прихватов, снижает интенсивность сальникообразования, моменты при вращении колонны бурильных труб, облегчает движение бурового инструмента, особенно в субгоризонтальных и горизонтальных участках ствола скважины, увеличивает срок службы буровых долот и обеспечивает рост скоростей бурения. Согласно проведенным промысловым испытаниям было установлено, что применение ЛТМ позволяет снизить коэффициент трения 0,5%-го водного раствора - не менее 80%.
Известны смазочные добавки на основе отходов рыбожирового производства. Согласно проведенным исследованиям содержание смазочной добавки в буровом растворе 0,3...1,0% обеспечивает снижение коэффициента трения на 30...50% по сравнению с исходным глинистым раствором, что соответствует значениям коэффициента трения при содержании в растворе 5... 17% нефти. Использование РЖС в комбинации с графитом 1:1 позволяет сократить расход РЖС на 30...50% [83].
Разработаны и прошли промысловые испытания смазочные добавки СДЭБ и РАМБС. Оптимальная величина ввода добавок - 0,5...1% от объема бурового раствора. Испытания в Тюменской области показали возможность 1,5...2 кратного уменьшения коэффициентов трения при добавке в раствор 0,7... 1% РАМБС - 3.
Кинематические схемы технических средств снижения сил трения
Для основных видов технических средств снижения сил трения разработаем примерные кинематические схемы.
На рисунке 2.3.3. приведена примерная кинематическая схема устройства «Эндергейдж Лимитед», применение которого в компоновке низа бурильной колонны на Ашальчинском месторождении природных битумов позволило преодолеть силы трения «покоя» и трения бурильной колонны о стенки скважины, довести динамическую нагрузку на долото, увеличить механическую скорость бурения.
Данное устройство работает под действием промывочной жидкости, создавая пульсацию жидкости, которая приводит к возникновению продольных колебаний низа бурильной колонны, что в свою очередь способствует снижению силы трения. Положительным моментом данного устройства является повышение механической скорости бурения, недостатком - высокая стоимость изготовления данного устройства, усложненная конструкция.
Известны также, вибрационные устройства, такие как: осциллятор, вибродемпферы, вибраторы и т.д. Применение вибродемпферов, вибраторов и т.д. на Сармановской, Бавлинской, Абдрахмановской площадях Республики Татарстан и Туймазинской площади Республики Башкортостан и др., как следует из результатов промысловых испытаний, проведённых Б.З.Султановым, М.С.Габдрахимовым, А.С.Галеевым, Л.Б.Хузиной, Р.И.Сулеймановым дали положительные результаты, как при бурении роторным способом, так и при бурении забойными двигателями. [63,64,65,67,68,69,70,71]
На рис 2.3.4. представлена примерная кинематическая схема скважинного вибратора [69]. Основными его элементами являются балансир, пружина, ударник.
Скважинный вибратор работает под действием промывочной жидкости, создавая импульсное воздействие на призабойную зону скважины, что приводит к возникновению продольных колебаний, следовательно, к уменьшению сил трения бурильной колонны [129]. Преимущества: невысокая стоимость изготовления, увеличение механической скорости проходки, недостаток - наличие пружинных элементов, усложнённая конструкция. Бурение скважинным вибратором проводилось на Абдрахмановской площади скважины №1118 «Д». В результате было получено превышение механической скорости турбинного бурения на 7%, проходки на долото - на 31,7%. [33,64]
На рис 2.3.5. показана примерная кинематическая схема вибрационного устройства. Основными элементами устройства являются гидравлические камеры 1, маятник 2, тарелка 3, канал 4. Устройство для вибрационного бурения скважин основано на воздействии промывочной жидкости на маятник, в результате чего создаются гидравлические силы, и маятник начинает совершать колебательные движения, обеспечивая доведение нагрузки на долото, следовательно, и увеличение механической скорости бурения. К недостаткам можно отнести: усложненную конструкцию и недолговечность при эксплуатации.
На рис.2.3.6. представлена кинематическая схема устройства для вибрационного бурения скважин. Основными элементами данного устройства являются ниппель, пружина, ударник, долото. Работа данного устройства основана на взаимодействии промывочной жидкости на ниппель и пружину, в результате чего создаются гидравлические силы, и возникают продольные колебания, способствуя снижению сил трения в процессе бурения. Преимуществами устройства являются увеличение нагрузки на долото и механической скорости бурения. Недостатками данного устройства являются усложненная конструкция, недолговечность при эксплуатации.
На рис.2.3.7. представлена кинематическая схема устройства для вибрационного бурения скважин. Основными элементами являются шток, пружина, ударник. Работа устройства основана также на подаче промывочной жидкости. При попадании промывочной жидкости на шток, а далее на пружину возникают гидравлические силы, способствующие возникновению продольных колебаний. Преимущества: увеличение динамической нагрузки на долото, снижение сил трения. Недостатки: сложная конструкция, наличие пружинных элементов.
Таким образом, проведя обзор применяемых наддолотных механизмов для снижения силы трения в процессе бурения скважин, можно сделать вывод, что необходимы дальнейшие разработки и исследования.
Из приведенного выше небольшого обзора видно, что применение вибрационных устройств, таких как вибраторы, вибродемпферы, осцилляторы оказывают положительное влияние на снижение коэффициента трения, увеличивают проходку на долото и механическую скорость бурения, но на сегодняшний день отсутствуют надежные в работе и недорогие по стоимости наддолотные механизмы, позволяющие снизить силы трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины, поэтому необходимы дальнейшие теоретические и экспериментальные исследования.
Вышеуказанные методы снижения сил трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны являются достаточно эффективными средствами на протяженных участках скважин, но для устранения трения и снижения прихватоопасности в проблемных локальных участках необходимы разработки технических устройств с продольными виброперемещениями. В этом случае виброударное возмущение, создаваемое устройством импульсного действия, передается на зону прихвата, при этом изменяются реологические свойства среды, создаётся псевдоожиженный слой на границе между стенками бурильной колонны и стенками промежуточной обсадной колонны или ствола скважины. Среда разжижается, а, следовательно, уменьшается прочность ее на сдвиг и коэффициент трения, что способствует ликвидации прихвата.
Ниже приводятся пример расчета траектории ствола скважины без использования и с использованием генератора колебаний. Из рис.2.3.8 видно, что применение осциллятора колебаний приводит к увеличению длины горизонтального участка. В первом примере (рис.2.3.8) удлинение 390,01м. и нагрузка была снижена от 1483 кг до 124,6 кг и далее наблюдаются отрицательные значения нагрузки, что говорит о недоведении нагрузки на долото. Во втором примере (рис.2.3.9) при применении осциллятора колебаний удлинение ствола скважины увеличилось до 744,52м, что говорит о снижении коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины и доведении нагрузки на долото.
При возникновении трения бурильных замков о стенки скважины в процессе углубления долота, возникают продольные релаксационные автоколебания, которые приводят к ухабообразности забоя скважины с амплитудой грунтовых колебаний, к истиранию замков, износу, что значительно увеличивает силу трения, а также существенно влияет на механическую скорость бурения, на истирание замков и износ.
Результаты лабораторных испытаний скважинного осциллятора
При лабораторных испытаниях рассматривались различные режимы и частоты работы насоса (II и III скорость насоса). Длина перекидного клапана в конструкции скважинного осциллятора - 0,125м.
Объем вытекающей жидкости из насоса за двойной ход поршня составил 2,783 м3. Тогда погрешность определения объема составит где 0,1 - цена деления мерной емкости, при помощи которой замерялся расход; 2,783 - объем вытекающей жидкости из насоса за двойной ход поршня.
Время измерялось секундомером с ценой деления 0,1с, при измерении расхода от 0,00216 м /с до 0,0054 м /с. Время замера секундомером изменялось от 80 до 25 секунд. Следовательно, погрешность измерения расхода жидкости определится из выражения
Частота работы скважинного осциллятора с перекидным клапаном определялась с помощью вибродатчика ДВ2-1. Погрешность измерений данного прибора составляет 5%.
Изменения амплитуды давления жидкости подвержены случайным ошибкам, поэтому большое значение имеет способ статистической обработки серий измерений [4].
Для этого рассчитаем среднее значение по формуле
Среднеквадратичное отклонение в /-ом опыте определяется по формуле
Ниже приводятся таблицы результатов лабораторных испытаний, в которых отражены значения амплитуды пульсации давления скважинного осциллятора с длиной клапана 0,125м. при различных режимах работы насоса.
Среднеквадратичное отклонение 5 = 0,1 Дисперсия измерений составила а = 0,01 Относительная погрешность S = 4,3%
Далее определим коэффициент местного гидравлического сопротивления по формуле [43,56] где Р1-Р2 - разность (перепад) давлений, МПа; Q - объемный расход жидкости,
Определим коэффициент местного гидравлического сопротивления для следующих условий [5,37,121]:
1. При работе бурового насоса на III скорости и частота работы 50 Гц, расход промывочной жидкости 0,0054 м3/с; площадь проходного сечения равна 0,00478м ; перепад давлений АР=0,93 МПа, плотность промывочной жидкости
2. При работе бурового насоса на III скорости и частота работы 40 Гц, расход промывочной жидкости 0,00324 м3/с; площадь проходного сечения равна 0,00478м2; перепад давлений АР=0,847МПа, плотность промывочной жидкости 1000 кг/м :
3. При работе бурового насоса на III скорости и частота работы 30 Гц, расход промывочной жидкости 0,00216 м /с; площадь проходного сечения равна 0,00478м2; перепад давлений АР=0,39 МПа, плотность промывочной
Коэффициентгидравлическогосопротивления 145,7 268,7 281,9
Как видно из таблицы 3.11, значения коэффициентов гидравлического сопротивления согласуются с опытными данными, полученные Вейсбахом [5].
В результате лабораторных исследований было установлено, что с увеличением расхода жидкости от 0,00216 до 0,00540 м7с амплитуда давления, создаваемого осциллятором растет от 1,06 МПа до 3,06 МПа. Относительная погрешность проведённых экспериментальных исследований составила = 4,6% .
Для определения перепада давления ЛР, возникающее в скважинном осцилляторе необходимо определить давление гидравлического удара, которое возникает в процессе перекрытия проходного сечения втулки. Для этого можно воспользоваться формулой Жуковского для определения гидроудара при полном закрытии клапана: где АРГ - перепад давления в скважинном осцилляторе, МПа; р - плотность промывочной жидкости, кг/м3; с - скорость распространения гидроударных волн, м/с; 0 - скорость движения промывочной жидкости, м/с.
Скорость движения промывочной жидкости определяется по формуле: где Q - расход промывочной жидкости, м /с; Fnp - площадь проходного сечения, м2.
Тогда с учетом (3.20) формула для определения перепада давления при работе скважинного осциллятора определится по формуле:
Также перепад давления АР при работе скважинного осциллятора, оснащенного перекидным клапаном можно определить по формуле Дарси-Вейсбаха: где АР - перепад давлений, возникающий при работе скважинного осциллятора, МПа; , - коэффициент местного гидравлического сопротивления.
Таким образом, по формуле Жуковского можно определить давление при гидравлическом ударе, создаваемом скважинным осциллятором, а по формуле Дарси-Вейсбаха определяется давление как местное гидравлическое сопротивление потоку движущейся промывочной жидкости.
Частота работы скважинного осциллятора, оснащенного перекидным клапаном, определяется в рабочем состоянии по формуле: где L - длина перекидного клапана.
Расход промывочной жидкости при работе скважинного осциллятора можно определить по формуле: где V - объем жидкости, поданный в нагнетательную линию, м ; t - время подачи жидкости, с.
По формуле Жуковского где АРГ - перепад давления в скважинном осцилляторе, МПа; р - плотность промывочной жидкости, кг/м3; с - скорость распространения гидроударных волн, м/с; Э - скорость движения промывочной жидкости, м/с.
Скорость движения промывочной жидкости определяется по формуле: где Q - расход промывочной жидкости, м /с; Fnp - площадь проходного сечения, м2.
Определим перепад давления АР при работе скважинного осциллятора, оснащенного перекидным клапаном по формуле (3.22), где = 44,5; р = 1000кг I мг.
Результаты сопоставления теоретических расчетов и экспериментальных значений приведены на рисунке 3.19. Из рисунка 3.19 видно, экспериментальные значения находятся в диапазоне значений между определёнными по формулам Дарси-Вейсбаха и Жуковского, что подтверждает сходимость результатов математического моделирования и экспериментальных исследований.
Методика расчета экономического эффекта от внедрения скважинного осциллятора
Расчет экономического эффекта производится согласно требованиям «Положение по определению экономической эффективности внедрения результатов интеллектуальной деятельности», который проводится с обязательным использованием приведения разновременных затрат и результатов к единому для всех вариантов моменту времени - расчетному, году где 3t - экономический эффект мероприятий за расчетный период; Pt -стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за расчетный период; 3t - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за расчетный период. Стоимостная оценка результатов: где Pt - стоимостная оценка результатов в t-ом году расчетного периода, т.р., at - коэффициент приведения по фактору времени; t„, tK - начальный и конечный год расчетного периода.
Стоимостная оценка результатов (Pt) определяется как сумма основных (р) и сопутствующих (/ ,с) результатов.
Затраты (3t) на реализацию мероприятия за расчетный период включают затраты при производстве [3") и при использовании продукции (з,я) без учета затрат на приобретение.
Затраты на производство (использование) продукции: з;(и) .а, = X (я;(Я) + К И) + Л и))-а(, где 3"{и) - величина затрат всех ресурсов в году t, включая затраты на получение сопутствующих результатов; И "(м) - текущие издержки при производстве (использовании) продукции в году t (без учета амортизационных отчислений на реновацию); К"{и) - единовременные затраты при производстве (использовании) продукции в году t; Л "{и) - остаточная стоимость (ликвидационное сальдо) основных фондов, выбывающих в году t.
На основании формулы (4.1) стоимостная оценка результата осуществления мероприятия полученной от реализации дополнительной добычи нефти рассчитывается по формуле: где Ц - средневзвешенная цена предприятия за 1 т нефти, руб.; AQH -дополнительная добыча нефти от внедрения мероприятия определяться по фактически отработанному времени, т.т. ; Зу.пер. - условно-переменная часть себестоимости добычи 1 т. нефти, руб.
Таким образом, формула (4.1) примет вид: где 3t - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия, складывающаяся из затрат на приобретение, установку устройств манжетного цементирования и затрат на НИОКР.
Чистая прибыль (ЧП), остающаяся в распоряжении предприятия определяется как разность между экономическим эффектом (3t) (экономией эксплуатационных затрат ДС ) и налога на прибыль (Н):
ЧП = Э,-Н, (4.6)
Налог на прибыль составляет 20%:
Н = Э, 0,2 (4.7)
Основными показателями экономической эффективности внедрения мероприятий по развитию техники, технологии и организации производства в бурении являются: сокращение продолжительности строительства скважин и рост скорости бурения скважин; снижение себестоимости 1 метра проходки; рост производительности труда; снижение удельных капитальных вложений.
Рассмотрим методику расчета каждого из этих показателей.
1. Первый показатель - изменение времени и скорости бурения скважин.
В бурении большая часть затрат, составляющих себестоимость строительства скважин, зависит от времени бурения, а внедрение нового оборудования, как правило, направлено на сокращение сроков строительства скважины.
При оценке эффективности новой буровой техники необходимо учитывать дополнительный эффект, полученный за счет досрочного окончания строительства скважины: где к - коэффициент, учитывающий разновременность капитальных вложений в строительство скважины; SCM - сметная стоимость строительства скважины, тыс.руб.; Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; ДТ - сокращение продолжительности строительства скважины за счет внедрения новой техники, час.
В свою очередь, изменение времени строительства отдельной скважины определяется по формуле: где ДТВ, ДТб, ДТИ - изменение продолжительности вышкомонтажных работ, бурения и крепления, испытания скважины, час.
Изменение различных слагаемых времени бурения отразится на коммерческой скорости бурения Vk, которая определяется как отношение проходки Н (по скважине) к календарному времени бурения Т:
Величина изменения коммерческой скорости бурения ДУк равна АГ Сокращение продолжительности строительства отдельных скважин обеспечивает: снижение их себестоимости; сокращение капитальных вложений на бурение; уменьшение капитальных вложений, находящихся в незавершенном производстве; сокращение стоимости производственных фондов буровых предприятий.
2. Второй показатель эффективности мероприятий - снижение себестоимости 1 м проходки.
Если для внедрения новой техники не требуются дополнительные капитальные вложения, а экономический эффект формируется за счет снижения затрат, то необходимо использовать следующую формулу: где Сі и Сг - себестоимость проходки по законченной строительством скважине соответственно до и после внедрения новой техники, т.р.; А2 - годовой объем проходки по законченным строительством скважинам в метрах после начала внедрения мероприятия.
Одним из основных источников снижения себестоимости строительства скважин является снижение расхода материалов, топлива и электроэнергии на 1 скважину. Это обусловлено тем, что в себестоимости строительства скважин эти затраты составляют почти половину всех затрат.
При расчете экономической эффективности затраты по базовой и вновь внедряемой технике определяются, исходя из сметной стоимости фактически выполненного объема работ, по всем статьям расходов сметы.
Так, если в результате внедрения мероприятия сокращаются затраты на сырье и материалы, то экономия определяется по формуле: Э = 3,-32, (4.10) где Зі — З2 - затраты на сырье и материалы до и после внедрения мероприятия, тыс. руб.
Затраты на сырье, материалы и др. определяются на основе данных технических проектов, исходя из норм расхода на единицу продукции, цен и годового объема: где Нм - норма расхода материалов; Цм - оптовая цена единицы материала, тыс.руб.; K-rp - процент транспортно - заготовительных расходов; В - объем использования.
Изменение затрат, связанных с промывочными жидкостями (глинопорошками, химическими реагентами, утяжелителями), определяется по где Зчі 3Ч2 - сметная стоимость глинопорошков, химических реагентов, утяжелителей по базовому и внедряемому вариантам на 1 час работы буровой установки, тыс.руб; Qi и Q2 - количество глинопорошков, химических реагентов, утяжелителей по базовому и внедряемому вариантам, т; Ц - цена глинопорошков, химических реагентов, утяжелителей, руб; 3-ф - транспортные затраты по доставке до буровой этих материалов, руб/т; Рн Рпл - коэффициенты, учитывающие накладные расходы и плановые накопления; Ті Т2 - время бурения скважины (интервала) по базовому и новому вариантам, сут.
Расходы на обсадные трубы устанавливаются умножением количества метров обсадных труб определенного диаметра, марки и толщины стенок на соответствующую отпускную цену 1 м обсадных труб.
Затраты на тампонажный цемент определяются умножением количества тонн цемента, необходимого для крепления стенок скважин в плановом году, на отпускную цену 1 т цемента соответствующего качества. Количество и качество цемента определяются по данным технических проектов на строительство скважин.
Такие статьи затрат, как «Глинистый раствор или глина», «Материалы для обработки глинистого раствора», рассчитывают умножением потребного количества, установленного в техническом проекте, на стоимость единицы.
