L БУРЕНИЕ СКВАЖИН ,
L А
УДК 621.644.07 © И.Е. Кирьянов, С.Ю. Торопов, В.С. Торопов, 2015
Определение зависимостей силы сопротивления движению труб в искривленной скважине от физических параметров и реологической модели бурового раствора
И.Е. Кирьянов,
С.Ю. Торопов, д.т.н.
(ТюмГНГУ),
В.С. Торопов, к.т.н.
(филиал ТюмГНГУ в г Ноябрьске)
Адреса для связи: 600906@mail.ru,
89222639334@mail.ru, 264301@mail.ru
Ключевые слова: наклонно направленное бурение, трубопровод, буровой раствор, бентонит, сила сопротивления.
Важнейшим фактором, влияющим на эффективность применения технологии наклонно направленного бурения (ННБ), является использование на всех этапах проведения работ высококачественных буровых растворов.
Широкое распространение при бурении пилотных скважин и наращивании в них колонны труб получили буровые растворы на водной основе с добавлением бентонита, т.е. глины, в которой содержится не менее 70 % монтмориллонита (высокодисперсного слоистого алюмосиликата). Кристалло-химическое строение бентонита обусловливает наличие на его поверхности ионообменных катионов, в значительной степени определяющих химические и физические свойства минерала. Другими ингредиентами бурового раствора являются полимеры, используются также добавки для улучшения химического состава воды и предотвращения налипания грунта на буровой инструмент и бурильные трубы. Бентонитовые порошки, применяемые для бестраншейного строительства, позволяют при прокладке коммуникаций методом ННБ решить проблемы, вызываемые такими особенностями грунта, как крупнозернистый песок, липкая глина и др. Основу глинистого порошка для ННБ составляет высококачественный бентонит, переработанный по специальной технологии с добавлением особых реагентов.
Для изучения взаимодействия труб в скважине с буровым раствором необходимо выбрать реологическую модель последнего. В настоящее время существует несколько различных моделей глинистого бурового раствора в зависимости от вида глинистого порошка и его концентрации в растворе.
Исследования показали, что глинистые растворы относятся к вязкопластичным неньютоновским жидкостям [1]. Особые свойства вязкопластичных жидкостей объясняются наличием в них в состоянии покоя некоторой
Define dependencies of the resistance force of moving pipeline in curved drill hole on the physical parameters and rheological model of used mud
I.E. Kiryanov, S.Yu. Toropov (Tyumen State Oil and Gas University, RF, Tyumen),
VS. Toropov (Tyumen State Oil and Gas University branch, RF, Noyabrsk)
E-mail: 600906@mail.ru, 89222639334@mail.ru, 264301@mail.ru
Key words: horizontal directional drilling, pipeline, mud, bentonite, resistance force.
The article contains dependencies of various components of the resistance force of moving pipeline on the physical parameters and behavior model of used mud, taking into account cyclical nature of pipeline pulling process during use HDD technology.
пространственной жесткой структуры, сопротивляющейся любому внешнему воздействию до тех пор, пока вызванное им напряжение сдвига не превысит соответствующее этой структуре предельное напряжение. После этого структура полностью разрушается, и жидкость начинает вести себя как обычная ньютоновская вязкая жидкость при кажущемся напряжении, равном превышению действительного напряжения х над предельным х0. При возвращении действительного напряжения к предельному значению пространственная жесткая структура восстанавливается [2]. Предельное напряжение сдвига характеризует прочность образовавшейся сетчатой структуры, а также способность раствора удерживать во взвешенном состоянии выбуренную породу при отсутствии циркуляции и утяжелитель в утяжеленных растворах.
Деформационное поведение вязкопластических жидкостей наиболее полно характеризует формула Шведова - Бингама
du
х=х0 пРи х>х0' dt
(1)
где г| - коэффициент пластической или структурной вязкости; du/dt - скорость наложения деформации; t - время; u - перемещение буровой жидкости в скважине за время t.
При х < х0 текучесть отсутствует, т.е. среда ведет себя, как твердое тело.
Таким образом, на основании выводов, изложенных в работах [1, 2], для расчетов параметров режимов технологического процесса прокладки труб с использованием технологии ННБ принимаем вязкопластичную модель бурового раствора. Технология ННБ предусматривает постепенное наращивание буровой колонны при пилотном бурении и уменьшение колонны бурильных труб путем их откручивания при расширении скважины. Это обусловливает цикличность технологического процесса.
Инерционная составляющая силы сопротивления движению бурового раствора, находящегося в скважине на участке перед колонной труб, определяется из уравнения
Рш.6 = 7К -Р.т)( - Ь-х)
й 2х
,
(2)
где Dскв - диаметр скважины^бт - диаметр бурильной трубы;1скв - длина скважины;! - длина участка колонны труб, находящейся в скважине на начало цикла; х - расстояние до буровой установки по профилю скважины; рб - плотность бурового раствора.
Зависимость Fин б от расстояния до буровой установки по профилю скважины при постоянном ускорении стра-гивания для различных диаметров стальных труб показана на рис. 1. Буровой раствор в процессе продвижения трубы будет вытесняться из скважины, соответственно будет уменьшаться Fин б.
Для того, чтобы привести в движение колонну бурильных труб, необходимо также преодолеть силу, вызываемую давлением столба буровой жидкости, находящейся в скважине. Эта составляющая силы сопротивления перемещению труб является функцией от плотности бурового раствора, диаметра скважины, разности высотных отметок и определяется из следующего выражения:
РтИ АН-Рб • g,
(3)
где АН - гидравлический перепад высоту - ускорение свободного падения.
Чтобы показать характер зависимости данной составляющей силы сопротивления от текущей координаты профиля скважины, для удобства расчетов будем исследовать профиль постоянного радиуса изгиба. Тогда сила сопротивления рассчитывается по формуле
100 80 60 40 20 0
1020
720 —--
50
100 150 200 Расстояние,м
250
300
Рис. 1. Зависимость инерционной составляющей силы сопротивления движению бурового раствора Ринб от расстояния до буровой установки по профилю скважины при постоянном ускорении страгивания для стальных труб различного диаметра D
350
300
Ж
Т
к 200
ю
и." 150
100
50
0
"""юо
720
мм
50 100 150 200 Текущая координата, н
260
300
Рис. 2. Зависимость составляющей силы сопротивления столба бурового раствора Рс6 от текущей координаты по профилю скважины для стальных труб различного диаметра Dтр
Для бурового раствора, перемещающегося в скважине, число Рейнольдса определим следующим образом [3]:
Ие =
Рб^с,
(6)
-т
Рб •
(4)
где расстояние х изменяется от -!гор/2 до !гор/2; !гор -длина горизонтального участка ствола скважины.
Полученная зависимость приведена на рис. 2. В расчете использованы одни и те же бурильные трубы диаметром 92 мм. Угол наклона скважины во всех случаях равен 15°.
Как видно из рис. 2, Fсg достигает максимального значения в середине профиля скважины, т.е. в самой глубокой точке, и равна нулю на земной поверхности.
При движении труб в скважине фактически прокачивается объем бурового раствора, находящийся перед ними. Следовательно, возникает сила гидравлического сопротивления перемещению бурового раствора по стволу скважины, которая расчитывается по формуле
= ^-Рб (скв -Ь - х)
я (в - рб. 8Св
(5)
где X - коэффициент гидравлического сопротивления.
где Vg - скорость перемещения бурового раствора.
Полученные значения числа Рейнольдса позволяют сделать вывод, что даже при минимальных скоростях движения каретки буровых установок (= 0,1 м/с) режим течения бурового раствора, находящегося в скважине перед движущимися трубами, будет турбулентным. В этом случае в соответствии с полученными значениями числа Рейнольдса при Re < 2-106 коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по следующей формуле:
X = 0,054 + 0,396 Re-0,3.
(7)
На рис. 3 приведена зависимость составляющей силы гидравлического сопротивления при перемещении бурового раствора по стволу скважины от текущей координаты по профилю для стальных труб различного диаметра. Из рис. 3 видно, как изменяются силы сопротивления перемещению труб при расчете в разных точках профиля при нулевом ускорении и постоянной скорости, равной 1 м/с. При продвижении труб по стволу скважины количество бурового раствора перед трубами уменьшается, соответственно снижается и сила гидравлического сопротивления перемещению бурового раствора по стволу скважины.
4
4
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
08'2015 49
IIй 4
^""■"-■ОО' >0
50 ШО 150 200 Текущая координата, м
250
300
Рис. 3. Зависимость составляющей силы гидравлического сопротивления Рг6 при перемещении бурового раствора по стволу скважины от текущей координаты по профилю для стальных труб различного диаметра D
Рис. 4. Зависимость составляющей силы гидравлического сопротивления Ргб перемещению бурового раствора по стволу скважины от скорости перемещения V колонны бурильных стальных труб различного диаметра Dтр
На рис. 4 показана зависимость составляющей силы гидравлического сопротивления перемещению бурового раствора по стволу скважины от скорости перемещения колонны бурильных труб. Из него видно, что скорость перемещения существенно влияет на силу гидравлического сопротивления и для снижения энергозатрат высокую скорость каретки буровой установки в процессе перемещения труб раз вивать нецелесообразно.
Для описания реологических свойств бурового раствора авторами была принята его вязкопластичная модель. Это означает, что в силу цикличности процесса протягивания труб в начале каждого цикла буровой установке необходимо преодолевать силу сопротивления тангенциальному сдвиговому напряжению бурового раствора, пропорциональную площади контакта трубы с буровым раствором.
Таким образом, сила сопротивления напряжению сдвига бурового раствора будет определяться по формуле
*с.б.р = Щр-^
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.