Проектирование системы охлаждения бурового раствора на морских нефтедобывающих платформах

лист_2_06_pub.dwg

ДП.НО-58.00.00.000 СХ
КР.15.04.02.164195.17.001.СБ
Пластинчатый теплообменный аппарат
Технические характеристики
Тепловая нагрузка - 1.24 МВт; 2. Общая теплообменная поверхность - 230 м2; 3. Количество пластин - 341; 4. Площадь одной пластины - 60 дм2; 5. Тип пластин - FF 6мм6мм
Толщина пластины - 0.5 мм; 7. Поперечное сечение канала - 3.01·10-3 м2; 8. Приведенная длина канала - 1.354 м; 9. Номер рамы - 5; 10. Диаметры портов - Ду150
Профиль пластин для загрязнённых и вязких сред
Резиновый уплотнитель

лист_1_08_pub.dwg

ДП.НО-58.00.00.000 СХ
Гидроциклонный илоотделитель
Специальное вибросито
Бункеры пневмотранспорта
Эжекторный гидросмеситель
Гидравлический перемешиватель
Механический перемешиватель
Мерная колонка резервуара
Манифольд превентора
Гидроциклонный глиноотделитель
Агрегат воздушного охлаждения
Конденсатор холодильной машины
Теплообенник охладителя I и II ступ.
Циркуляционный насос
Терморасширительный вентиль
Нагнетательная линия
КР.15.04.02.164195.17.001.С3
Технологическая схема циркуляции бурового раствора

КР_25_pub.docx

Федеральное агентство по рыболовству
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
«Астраханский государственный технический университет»
Система менеджмента качества в области образования воспитания науки и инноваций сертифицирована DQS
по международному стандарту ISO 9001:2015
Кафедра «Технологические машины и оборудование»
Направление: 15.04.02 Технологические машины и оборудование
Направленность «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов»
по дисциплине «Проектирование машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов»
Тема «Проектирование системы охлаждения бурового раствора
на морских нефтедобывающих платформах»
Исполнитель: студент группы ОЗНТММ-21
Руководитель: должность ученая степень
Результаты защиты отчета
«Технологические машины и оборудование»
д.т.н. доцент Максименко Ю.А.
(ученая степень звание фамилия)
на выполнение курсовой работы
студенту учебной группы
(фамилия имя отчество)
ТЕМА КУРСОВОЙ РАБОТЫ
Проектирование системы охлаждения бурового раствора
на морских нефтедобывающих платформах
Проектирование эффективной системы охлаждения
бурового раствора для повышения качества очищаемого раствора со снижением
экологических и производственных рисков
буровой раствор на углеводородной основе
Megadril" максимальная температура р-ра 80°С расход бурового р-ра 240 м3ч
Основные вопросы расчетно-пояснительной записки:
Цель и задачи разработки системы охлаждения. Аналитический обзор научно-технической литературы научных статей и объектов интеллектуальной собственности по технологиям и оборудованию охлаждения бурового раствора. Анализ принятой технологии. Расчетная часть. Определение конечных температур охлаждения. Тепловой и гидравлический расчет теплообменника. Определение основных конструктивных параметров оборудования. Оценка основных технико-экономических показателей. Общие вопросы безопасности жизнедеятельности и экологической безопасности. Общие выводы и заключение. Список использованных источников.
Технологическая схема циркуляции бурового раствора (1 лист формата А1)
Чертеж общего вида основного теплообменника (1 лист формата А1)
Введение. Цель и задачи
Анализ научно-технической и патентной литературы .. .
1 Аналитический обзор научно-технической литературы научных статей и объектов интеллектуальной собственности по технологиям технологическим машинам и оборудованию
2 Анализ принятой технологии и производственного оборудования. .
1 Основные технологические показатели оборудования.
2 Исходные данные для расчёта. .
3 Выбор значения конечной температуры бурового раствора на выходе из скважины
4 Определение температуры подаваемого раствора
5 Расчет мощности охладителя
6 Тепловой расчет и подбор пластинчатого теплообменника первой ступени охладителя
7 Гидравлический расчет пластинчатого теплообменника первой ступени охладителя
Оценка технико-экономических показателей
Безопасность жизнедеятельности и экологическая безопасность..
Список использованных источников .
Введение. Цель и задачи
В последние несколько лет как в российской так и в мировой нефтегазодобывающей отрасли наметились две тенденции:
– увеличение дебитов скважины за счет технологий повышения нефтеотдачи и нефтеизвлечения как на уже разрабатываемых так и на новых месторождениях;
– разработка месторождений которые не эксплуатировались ранее по причине сложных горно-геологических технологических климатических и экологических условий например шельфовых месторождений.
Один из способов повышения нефтеизвлечения и нефтеотдачи это внедрение строительства скважин с большим отходом от вертикали скважин с большим горизонтальным окончанием и многозабойных (многоствольных) скважин делая особый акцент на технологии первичного вскрытия. Большее значение при этом приобретает тип и качество бурового раствора. Традиционно используемые буровые растворы на водной основе все чаще становятся малопригодны для бурения в указанных условиях. Обеспечить нужное качество бурения и вскрытия способны эмульсионные буровые растворы которые позволяют сохранить проницаемость призабойной зоны пласта исключить затяжки инструмента обеспечить устойчивость ствола скважины и вынос шлама.
Практика кустового бурения на шельфе северного Каспия с применением инвертных эмульсий на углеводородной основе показала что при определенных режимах бурения температура выходящего из скважины бурового раствора может достигать 80-90°С. Высокая температура бурового раствора приводит к следующему:
Интенсивное парообразование в помещении с оборудованием очистки бурового раствора в помещении перемешивателей и цистерн бурового раствора. Потеря дорогостоящих компонентов раствора вследствие испарения изменение его состава и свойств.
Прямое ухудшение реологических характеристик бурового раствора при повышенных температурах.
Воздействие высоких температур на измерительное оборудование (инклинометрия) и возможная потеря связи с ним.
Большое количество углеводородов в воздухе рабочих зон помещений с оборудованием очистки раствора и перемешивателей затрудняет работу обслуживающего персонала.
Опасность вспышки летучих компонентов бурового раствора на очистных устройствах при достижении температуры самовоспламенения.
Эти факторы особенно проявляются при бурении скважин с повышенными забойными температурами.
Цель работы проектирование эффективной системы охлаждения бурового раствора для повышения качества очищаемого раствора со снижением экологических и производственных рисков.
Задачи работы – определение оптимальной температуры и способа охлаждения бурового раствора для условий морской платформы.
Анализ научно-технической и патентной литературы
1 Аналитический обзор научно-технической литературы научных статей и объектов интеллектуальной собственности по технологиям и технологическим машинам и оборудованию
При проведении буровых работ таких как бурение нефтяных и газовых скважин используются системы циркуляции и очистки бурового раствора. Буровой раствор выполняет множество функций и служит для нескольких целей. Основные из них [4]:
вынос выбуренной породы с забоя скважины и освобождение от нее в циркуляционной системе;
перенос энергии от насоса к забойному двигателю;
отвод тепла от долота на забое скважины;
предотвращение проникновения в ствол газа нефти и воды противодействие пластовому давлению;
сохранение устойчивости стенок скважины;
уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины.
На температуру бурового раствора при бурении влияет множество факторов. Нагрев раствора начинается с подпорных и буровых насосов затем по мере движения раствора по трубам раствор продолжает нагреваться от гидравлического трения о стенки труб. Проходя вниз по скважине раствор начинает принимать тепло горных пород.
Геостатическая температура горных пород Тг это температура в естественных условиях залегания пород в земной коре. С увеличением глубины залегания пород ниже нейтрального слоя (ближайший к дневной поверхности слой породы температура которого не изменяется при суточных и сезонных колебаниях температуры атмосферного воздуха) она возрастает.
Поток бурового раствора (в бурильной колонне) на протяжении своего движения получает тепло от восходящего потока бурового раствора (через стенки бурильной колонны) и поэтому постепенно нагревается: на устье скважины он имеет минимальную температуру а на выходе из долота максимальную; при прочих равных условиях эта температура повышается по мере увеличения глубины скважины.
На протяжении своего движения восходящий поток раствора (в кольцевом пространстве) отдает тепло нисходящему потоку а начиная с некоторой глубины - и стенкам скважины; до этой глубины (на которой температура бурового раствора равна температуре стенок скважины) восходящий поток получает тепло от стенок скважины. Таким образом циркулирующий раствор при движении от забоя до указанной глубины нагревается а при движении от указанной глубины до устья скважины охлаждается (рис. 1).
Рис. 1 Изменение температуры бурового раствора в скважине при бурении
Впервые в мировой практике инвертно-эмульсионные растворы были применены в 1953 году при перфорационных работах на скважине №1 Дункан Лавс-Юнит [1]. Для бурения инвертно-эмульсионные впервые были применены на скважине №16 Картер-Киокс. Несмотря на более высокую стоимость этих растворов доля расходов приходящаяся на их приготовление и обработку оказалась ниже чем при использовании растворов других типов. Полученные результаты подтвердили технологическую целесообразность их использования.
В нашей стране применение эмульсионных систем началось с 70-х годов. До 1970 года основной объем работ с углеводородными системами приходился на безводные РУО (загущенные нефти или суспензии с небольшим содержанием твердой фазы). Однако еще в 1964 году профессором Л.К. Мухиным [2] были определены способы получения высокостабильных эмульсионных растворов а в 1967 году они были использованы при вскрытии продуктивных пластов на 6-ти скважинах Арланского месторождения.
По мере усложнения условий бурения в том числе сопряжённого с выходом российских нефтяных компаний на новые месторождения Восточной Сибири начала разработки сложнопостроенных залежей Заполярья и развития морского бурения всё острее встает вопрос использования неводных буровых растворов. За последние три года количество скважин строящихся с использованием РУО возросло почти на порядок [3].
Температура бурового раствора может существенно повышаться в процессе бурения скважины. Высокая температура бурового раствора приводит к износу оборудования системы циркуляции что потенциально ведет к его преждевременному выходу из строя уменьшает межремонтный период что в свою очередь приводит к простоям и снижает эффективность оборудования и в целом влияет на стоимость бурения. Дополнительно высокая температура бурового раствора отрицательно влияет на работу измерительного оборудования например ослабление сигнала или даже потеря связи с приборами инклинометрии.
До недавнего времени охлаждение бурового раствора наиболее часто применялось для обеспечения устойчивости скважин при бурении в условиях мерзлых грунтов [6 7] а также для удерживания температуры раствора ниже температуры вспышки при бурении HPHT (High Pressure High Temperature) скважин. К последним относятся скважины с забойной температурой свыше 150°С и давлением свыше 138 МПа [5].
Международный опыт бурения скважин в многолетнемерзлых породах показывает что в настоящее время существует несколько способов охлаждения бурового раствора [8 9 10]:
Естественное охлаждение;
Охлаждение с помощью твердых хладагентов (эвтектический лёд);
Принудительное охлаждение специальным оборудованием.
В 2010 г. при бурении разведочных скважин на месторождении газовых гидратов Мохэ провинции Хэйлунцзян (Китай) расположенном на территории криолитозоны с нижней границей залегания многолетнемерзлых пород 124 м применялась система охлаждения бурового раствора представленная на рисунке 2.
Рис. 2 Структура системы охлаждения бурового раствора при бурении скважин в многолетемерзлых грунтах
Рассмотрим схему системы охлаждения бурового раствора наиболее часто используемую в мировой практике бурения наземных скважин (рис.3).
При бурении горячий буровой раствор с параметрами 10a смешивается с выбуренной породой и пройдя сборку ПВО 3 и устьевую воронку 4 поступает через выкидную линию 5 на оборудование очистки бурового раствора 6 (вибросита ситогидроциклонные сепараторы и центрифуги). На очистных устройствах от раствора отделяется буровой шлам который поступает в ёмкости (контейнеры) хранения бурового шлама 7. Очищенный буровой раствор с параметрами 10h поступает из отстойника вибросит 9 в цистерну горячего бурового раствора 11h. Как правило цистерна горячего бурового раствора это емкость с открытым верхом поэтому часть тепла раствора здесь может рассеяться пассивным способом. К слову сказать такой способ охлаждения не применим для буровых растворов на углеводородной основе т.к. согласно ВППБ 01-04-98 [11] желобная система и приемные емкости должны закрываться с целью предотвращения испарения легких углеводородных фракций. В некоторых случаях температура горячего бурового раствора выходящего из устьевой воронки может достигать температур 80-110°С и выше. В случае пассивного охлаждения бурового раствора необходимо понимать что эффективность охлаждения зависит от температуры и относительной влажности окружающего воздуха и что такого охлаждения может оказаться недостаточно.
Когда требуется дополнительное охлаждение раствора применяется охладитель 30 (рис. 3). Насос 31 прокачивает горячий раствор из ёмкости 11h через змеевик охладителя. При этом насос 34 подает воду из емкости 35 на форсунки установленные в охладителе над змеевиком с раствором. Вода по трубкам стекает вниз против потока воздуха создаваемого вентиляторами.
Рис. 3 Типовая схема охлаждения бурового раствора:
– ствол скважины; 3 – противовыбросовый превентор; 4 –устьевая воронка; 5 – выкидная линия; 6 – оборудование очистки; 8 – шламовый контейнер; 9 – отстойник раствора; 10 – буровой раствор; 11h – ёмкость горячего раствора; 11c – ёмкость холодного раствора; 14 – подпорный насос; 16 – буровой насос; 19 – вертлюг; 20 – келли-штанга; 21 – буровая колонна; 30 – охладитель; 31 34 41– насос; 35 – ёмкость воды; 42 – оборудование пополнения воды
Контактируя с трубками и испаряясь вода охлаждает буровой раствор. Собранная в поддоне охладителя 40 вода возвращается в ёмкость 35 насосом 41.
Описанный способ охлаждения позволяет понизить температуру бурового раствора на 8-11°С. Здесь следует отметить что эффективность испарительного охлаждения сильно зависит от относительной влажности воздуха которая в условиях морского климата как правило высока.
В некоторых вариантах системы (рис. 3) охлаждённый в охладителе буровой раствор с параметрами 10с поступает в ёмкость холодного бурового раствора 11с. В ёмкости холодного раствора он может при необходимости обрабатываться с добавлением необходимых веществ для получения необходимых реологических и других характеристик. После описанных выше операций буровой раствор поступает из ёмкости холодного раствора 11с на буровые насосы 16. В некоторых случаях применяется подпорный насос 14. Буровые насосы подают буровой раствор с высоким давлением через вертлюг 19 и келли-штангу 20 в колонну буровых труб 21. Далее буровой раствор дойдя до долота (на рис.3 не показано) охлаждает его и вместе с буровым шламом возвращается по затрубному пространству на дневную поверхность.
В других вариантах система (рис. 3) может не иметь ёмкости холодного раствора или ёмкость может быть исключена из системы байпасированием. В этом случае охлажденный буровой раствор сразу после охладителя поступает на всасывающий коллектор буровых насосов. Аналогично может быть байпасирован охладитель раствора. При этом горячий буровой раствор с параметрами 10h будет поступать из ёмкости горячего раствора 11c в ёмкость холодного раствора 11с по линии 30b. Такой режим работы используется когда необходимо выполнить ремонт или обслуживание охладителя 30 либо когда текущий режим бурения не требует охлаждения бурового раствора.
Резюмируя вышесказанное по системе (рис. 3) следует отметить что помимо снижения эффективности охлаждения при высоких значениях относительной влажности и температуры окружающего воздуха данная система требует постоянного пополнения емкости пресной воды из-за потерь воды на испарение. Как показывает практика [12] величина потерь воды может составлять до 5 м3ч. На морских объектах это количество воды должно быть выработано на месте опреснительными установками либо привезено судами обеспечения и в конечном итоге влияет на стоимость буровых работ. Также следует отметить эффект "коксования" бурового раствора на внутренних стенках змеевика охладителя. На внутренних поверхностях трубок образуется прочный слой вещества который снижает теплопередачу. Для восстановления рабочих параметров охладителя необходимо периодически выводить охладитель из работы для прочистки трубок змеевика. Система с испарительным охлаждением (рис.3) может быть предложена для использования на береговых скважинах в условиях сухого климата.
Для повышения эффективности охлаждения предложенный выше охладитель может быть разделен на два последовательно установленных охладителя один из которых представляет собой простой воздушный охладитель а второй служит для дополнительного охлаждения при высоких температурах окружающей среды и представляет собой охладитель с холодильной машиной.
Рис. 4 Улучшенная схема охлаждения бурового раствора:
– ствол скважины; 3 – противовыбросовый превентор; 4 –устьевая воронка; 5 – выкидная линия; 6 – оборудование очистки; 8 – шламовый контейнер; 9 – отстойник раствора; 10 – буровой раствор; 11h – ёмкость горячего раствора; 11c – ёмкость холодного раствора; 14 – подпорный насос; 16 – буровой насос; 19 – вертлюг; 20 – келли-штанга; 21 – буровая колонна; 30 – охладитель; 31– циркуляционный насос; 32a 32b – теплообменники I и II контуров охладителя; 50 – воздушный охладитель; 70 – охладитель с холодильной машиной
Рассмотрим схему (рис. 4) системы охлаждения бурового раствора с двойным охладителем и несколько иным чем на схеме рис. 3 путём движения потока бурового раствора.
После очистки буровой раствор с параметрами 10h поступает в ёмкость горячего раствора 11h. В ёмкости 11h раствор может смешиваться с охлажденным раствором 10z который поступает из охладителя 30. При этом в ёмкости 11h формируется смесь буровых растворов которая имеет параметры 10x. Полученная смесь растворов поступает затем в ёмкость холодного раствора 11c. Циркуляционный насос бурового раствора 31 может быть использован для обеспечения циркуляции части раствора через теплообменники охладителя 30 и ёмкости 11h и 11c. Другая часть раствора который мы условно считаем охлажденным с параметрами 10c подпорным насосом 14 подается на всасывающий коллектор буровых насосов 16 для подачи в скважину.
Схема (рис. 4) также может быть сконфигурирована таким образом что циркуляция охлажденного бурового раствора будет обеспечиваться через ёмкость 11c по линии 30b. При этом ёмкость горячего раствора 11h из контура циркуляции исключается. Как и на схеме (рис. 3) в этой схеме охладитель бурового раствора может быть выведен из работы для ремонта или обслуживания. При этом буровой раствор пускается по обводной линии (на схеме не показана).
На производственном объекте ёмкости горячего и холодного растворов могут быть реализованы в одной ёмкости разделённой на отсеки. Более того в свою очередь эти отсеки могут также состоять из нескольких отсеков. Разделение на отсеки необходимо для одновременного хранения и подготовки растворов с различными характеристиками.
Рассмотрим подробнее конструкцию охладителя бурового раствора 30 предложенную в патенте [12] (рис. 5).
Рис. 5. Конструкция охладителя бурового раствора:
– буровой раствор; 32a 32b – теплообменники первой и второй ступеней; 33a 33b – циркуляционные насосы; 50 – охладитель первой ступени 54 – воздухоохладитель; 61 81 – буферные ёмкости; 70 – охладитель второй ступени; 71 – двухконтурный испаритель; 77a 77b – ресиверы; 73a 73b – компрессоры; 74 – конденсатор
Горячий буровой раствор с параметрами 10h или 10y входит в теплообменник первой ступени 32a который термически связан с охладителем 50. В теплообменнике буровой раствор отдает часть тепла теплоносителю первой ступени. В качестве теплоносителя охладителя первой ступени может использоваться вода или водно-гликолевая смесь. Для обеспечения циркуляции теплоносителя используется насос 33a. После того как теплоноситель первой ступени заберет часть тепла бурового раствора он поступает на змеевик воздухоохладителя 54. Следует отметить что в этой системе не используется распыление воды на охладителе и соответственно не требуется периодическое пополнение её запасов. Для обдува змеевика наружным воздухом используется один или несколько вентиляторов. В некоторых вариантах исполнения охладителя замкнутая система теплоносителя может включать буферную ёмкость 61.
Охлажденный в теплообменнике первой ступени буровой раствор входит в теплообменник второй ступени 32b где он при необходимости может быть охлажден дополнительно. Теплообменник второй ступени термически связан с системой охлаждения 70. В качестве теплоносителя второй ступени также может использоваться вода гликолевый раствор или другие подходящие для этой цели жидкости. Циркуляцию теплоносителя второй ступени обеспечивает насос 33b. Теплоноситель второй ступени проходит через испаритель 71 где отдает тепло взятое у бурового раствора холодильному агенту. Холодильная машина может быть двухконтурной как показано на рисунке 5. Холодильная машина содержит компрессоры 73a73b конденсаторы 74 ресиверы 77ab и терморасширительные вентили. Два контура необходимо для более гибкого регулирования температуры бурового раствора и возможности поочередного вывода агрегатов из работы для проведения ремонтных работ и обслуживания.
2 Анализ принятой технологии и производственного оборудования
Система охлаждения бурового раствора с двухступенчатым охлаждением (рис. 4 5) сочетает в себе возможности использовать свободное охлаждение бурового раствора в первой ступени и при необходимости дополнительно охлаждать раствор во второй ступени с применением искусственного охлаждения.
Буровой раствор пройдя оборудование очистки содержит в себе механические примеси размером до 12 мкм. Это необходимо учитывать при выборе типа теплообменников первой и второй ступеней. Теплообменник должен быть разборной конструкции для легкой очистки поверхностей. Также необходимо принять меры против эффекта "коксования" бурового раствора который возможен при небольших скоростях движения раствора и при малых расстояниях между поверхностями.
Кожухотрубные теплообменники и теплообменники типа "труба в трубе" мало подвержены загрязнению [13] но при этом имеют большие удельные габариты. В условиях морской платформы вопросы массы и габаритов оборудования имеют одно из первостепенных значений. Пластиначатые и кожухопластинчатые теплообменники относятся к наиболее эффективным и компактным теплообменникам но из-за малого расстояния между пластинами наиболее подвержены загрязнению.
С точки зрения удобства очистки под наши задачи подходят листотрубные теплообменники (панельные охладители) у которых теплоноситель находится внутри трубок а листы с трубками собраны в пакет с образованием щелевидных полостей между листами [14 15]. При этом пакет может легко выниматься из корпуса для очистки. Внешний вид такого теплообменника показан на рисунке 6.
Рис. 6 Листотрубный теплообменних для загрязненных сред
Буровой раствора на углеводородной основе с утяжелителем имеет большую вязкость и число Прандтля. Течение такой смеси почти всегда проходит при ламинарном режиме [21] и поэтому коэффициенты теплоотдачи имеют небольшие значения. Рассмотренная выше конструкция теплообменника не позволяет обеспечить высокую скорость бурового раствора в зоне теплообмена и выполнить условие для перехода течения жидкости в турбулентный режим. В связи с этим конструкция листотрубного охладителя для наших условий будет иметь значительные габаритные размеры что в условиях морского объекта недопустимо.
Известны различные методы интенсификации теплообмена. Один из методов основан на турбулизации потока с помощью различных внутренних устройств например оребрения пластин пластинчатого теплообменника. Существует конструкция пластинчатого теплообменника имеющего отдельный канал для загрязнений или содержащей твердые частицы среды. Количество точек соприкосновения пластин у него уменьшено точки соприкосновения расположены в один ряд. Данную конструкцию возьмём за основу нашей разработки.
В качестве теплоносителя первой и второй ступеней выбираем водно-гликолевый раствор. Такой теплоноситель позволит эксплуатировать установку при низких температурах наружного воздуха и исключит возможность размораживания теплообменника зимой при перерывах в бурении.
Холодильную машину выбираем парокомпрессионного типа как наиболее компактную с воздушным охлаждением конденсатора. Выбор типа охлаждения конденсатора обусловлен тем что охлаждение морской водой потребует учета таких факторов как: отложение солей в конденсаторе загрязнение песком илом и морскими организмами коррозия.
Материалы теплообменников первой и второй ступеней должны быть химически устойчивы к воздействию горячего бурового раствора на углеводородной основе. Исполнение корпусов оборудования должно быть рассчитано на воздействие морского влажного климата.
1 Основные технологические показатели оборудования
К основным техническим параметрам охладителя бурового раствора (рис. 5) относятся:
производительность агрегата воздушного охлаждения;
холодопроизводительность холодильной машины;
производительность циркуляционных насосов;
параметры теплообменников первой и второй ступеней (температурный перепад расход теплоносителя и бурового раствора).
Для вычисления приведенных выше параметров при известном расходе бурового раствора и его начальной температуре необходимо определить оптимальную конечную температуру раствора выходящего из охладителя. При циркуляции бурового раствора в системе ёмкость-охладитель а также по системе в целом (включая ствол скважины) его температура будет снижаться.
Температура бурового раствора выходящего из скважины в устоявшемся режиме должна обеспечивать выполнение условий:
минимальны потери компонентов бурового раствора при испарении влияющие на его состав и свойства;
реологические параметры раствора соответствуют условиям бурения;
концентрация паров углеводородов в воздухе зон обслуживания очистного оборудования не превышает требований санитарных норм;
исключена возможность самовоспламенения паров раствора на очистных устройствах.
2 Исходные данные для расчета
Принимаем схему охлаждения бурового раствора с двумя теплообменниками предложенную в патенте [12]. Буровой раствор последовательно проходит теплообменники I и II ступеней (рис.7). В теплообменнике I буровой раствор охлаждается теплоносителем первой ступени в теплообменнике II – теплоносителем второй ступени.
Рис. 7 Схема движения бурового раствора в охладителе
Буровой раствор состоит из базового минерального масла марки DF-1 – 70 75% об. либо другого аналогичного водного раствора хлорида кальция – 20 25% эмульгатора специальной глины полимера для контроля фильтрации сульфата бария и др.
Температура бурового раствора Т1' = 80°C;
Расход массовый 316800 кгч (общий расход в системе циркуляции);
Расход объёмный 240 м3ч (общий расход в системе циркуляции).
Температура наружного воздуха Тнв = +30°С принята для летнего периода для района Каспийского моря в соответствии с ГОСТ 24389-89 [17].
Базовое минеральное масло – основа бурового раствора представляет собой углеводородную фракцию с интервалом температур кипения 200 250 °С. Физические свойства базового масла в интересующем нас диапазоне температур представлены в таблице 1.
Физические свойства базового минерального масла в зависимости от температуры
Удельная теплоёмкость
Коэффициент теплопроводности
3 Выбор значения конечной температуры бурового раствора на выходе из скважины
В работах [3 18 19] проводились исследования влияния температуры РУО на его реологические характеристики седиментационную устойчивость а также интенсивность испарения раствора и изменение его компонентного состава. В объеме исследований рассчитан возможный объем испарения компонентов РУО на основе минерального масла и на основе дизельного топлива:
)Исследование испарения бурового раствора на основе минерального масла (соотношение фаз – 7030 содержание водной фазы по реторте – 24% плотность раствора 1320 кгм3 минерализация 40 гл.). На рисунке 8 представлен график зависимости объёма испарившейся жидкости от температуры.
Рис.8 Зависимость объёма испарившейся жидкости от температуры в эмульсионном растворе на основе минерального масла
)Исследование испарения бурового раствора на основе дизельного топлива. На рисунке 9 представлен график зависимости объёма испарившейся жидкости от температуры.
Рис.9 Зависимость объёма испарившейся жидкости от температуры в эмульсионном растворе на основе дизельного топлива
Как видно из представленных выше графиков характер испарения фаз у растворов на основе минерального масла и на основе дизельного топлива различен. Дизельное топливо испаряется более интенсивно чем масло. На скважине №1206 Самбургского месторождения при бурении на эмульсионном растворе Enviromul на основе дизельного топлива с соотношением фаз 7228 при циркуляции 160м3 бурового раствора за сутки на испарение уходило около 3.2 м3 раствора из них 2.56 м3 – дизельное топливо.
Применяемый при бурении на северном Каспии буровой раствор Megadril может быть приготовлен как на основе базового минерального масла так и на основе дизельного топлива. В любом случае испарение как углеводородной составляющей так и водной приводит к изменению компонентного состава раствора и соответственно к изменению его свойств. Соответственно при выборе конечной устоявшейся температуры бурового раствора на выходе из скважины необходимо ориентироваться на кривую полного испарения жидкости.
Для предварительного подбора оборудования зададимся температурой бурового раствора на устье .
Исходя из графиков (рис.8 9) объём испарившейся жидкости с поверхностей очистного оборудования и желобной системы при исходной температуре раствора 80°С (без охлаждения) составил бы 13м3сут. Аналогичная величина при подаче охлажденного раствора с температурой составит 3.2 м3сут. Таким образом потери компонентов раствора при его охлаждении сократятся в 4 раза.
4 Определение температуры подаваемого раствора
На графике (рис. 10) показано изменение температур бурового раствора поступающего на скважину от буровых насосов и выходящего на устье. График построен на основе реальных данных бурения скважины на шельфе северного Каспия.
Рис.10.1 Изменение температуры бурового раствора при бурении
Периодические резкие снижения температуры раствора при забоях 327м 880м и 1512м обусловлены технологическими перерывами в бурении такие как спуск колонны цементаж смена бурового инструмента и т.д. За время этих перерывов буровой раствор остывал. Также резкое снижение температуры может быть вызвано добавлением в систему порции свежеприготовленного раствора.
При охлаждении подаваемого раствора можно ожидать пропорционального сжатия графиков по шкале температур вниз.
Построим график ожидаемых температур бурового раствора с учетом охлаждения раствора до достижения температуры на устье 80°С (рис. 11).
Рис.10.2 Ожидаемые температуры бурового раствора при бурении с охлаждением раствора
Анализируя график ожидаемых температур определяем что для того чтобы температура бурового раствора на устье скважины не превысила 60°С температура подаваемого раствора должна быть не более 52°С.
5 Расчет мощности охладителя
Используя реальные данные бурения зная перепад температуры бурового раствора и его мгновенный расход можем определить количество теплоты получаемое раствором в скважине.
При максимальной температуре раствора на устье 80°С нагрев в скважине составлял 15°С мгновенный расход раствора при этом был равен 2000 лмин. Количество тепла получаемое раствором в скважине:
где – расход бурового раствора в скважине;
– удельная теплоемкость раствора;
– перепад температуры раствора в скважине.
Буровой раствор Megadril является дисперсной системой основные компоненты которой это минеральное масло и вода. Для определения физических и термодинамических параметров содержанием остальных компонентов можно пренебречь. В таком случае удельная теплоёмкость раствора может быть определена по формуле [20]:
где4190 Дж(кг·град) – удельная теплоёмкость воды при 70°С;
– массовая доля дисперсной фазы (воды) в растворе;
= 1943 Дж(кг·град) – удельная теплоёмкость масла при 70°С.
Расход бурового раствора в скважине:
Количество тепла получаемое буровым раствором:
Примем что всё тепло получаемое буровым раствором в скважине необходимо отвести охладителем. Распределение мощности между теплообменником первой ступени (естественное охлаждение) и теплообменником второй ступени (искусственное охлаждение) ориентировочно примем 3:1.
6 Тепловой расчет и подбор пластинчатого теплообменника первой ступени охладителя.
Расход бурового раствора через теплообменник определяется производительностью циркуляционных насосов и не зависит от режима бурения. Зададимся расходом бурового раствора через теплообменник:
Расход бурового раствора – 260 м3ч;
Температура входящего раствора ;
Температура выходящего раствора .
Параметры теплоносителя:
Температура входящего теплоносителя ;
Температура выходящего теплоносителя .
Движение теплоносителей в пластинчатом теплообменнике принимаем противоточное. На рисунке 11 показано изменение температур сред.
Рис. 11 Изменение температур сред
Средняя температура теплоносителя °C:
Средняя разность температур K:
Средняя температура бурового раствора:
Теплофизические свойства сред
Расход бурового раствора массовый:
Тепловая нагрузка Q Вт:
Расход пропиленгликоля кгс
Ориентировочное значение коэффициента теплопередачи принимается по данным табл. 4.8 [22]. При вынужденном движении при теплопередаче от жидкости к жидкости (углеводороды масла) рекомендуется принимать Вт(м2·К) а при движении воды Вт(м2·К). Примем:
Ориентировочная поверхность теплопередачи Fор м2:
Для охлаждения бурового раствора выбираем пластинчатый теплообменник сделанный по технологии Free-Flow. Такой теплообменник используется для сред содержащих частицы которые могут забивать каналы обычных разборных пластинчатых теплообменников. Особенность конструкции – это увеличенные до 12 мм проточные каналы между пластинами и отсутствие точек соприкосновения смежных пластин. Благодаря особой форме образующихся между пластинами каналов пластинчатые теплообменники Free Flow намного превосходят кожухотрубные теплообменники по тепловой эффективности и имеют меньшие габариты. Примеры схем потоков в теплообменниках Free Flow показаны на рис. 12.
Рис. 12 Схемы потоков в теплообменниках Free Flow
Рассмотрим теплообменник "Ридан" НН-62-165-341-FF со следующими характеристиками:
Площадь одной пластины – 60 дм2;
Максимальное давление – 16 атм.;
Номер рамы –5 масса 2160 кг;
Количество пластин – 341;
Тип пластин – FF 66
Толщина пластины – 0.5 мм;
Поперечное сечение канала – 3.01·10-3 м2;
Приведенная длина канала – 1.354 м;
Общая теплообменная поверхность – 230 м2;
Диаметры портов – Ду 150.
6 Гидравлический расчет пластинчатого теплообменника первой ступени охладителя.
Выбираем компоновку пластин по следующей схеме:
где в числителе показано число пакетов (ходов) для бурового раствора а в знаменателе число пакетов для пропиленгликоля. Увеличенное число пакетов для бурового раствора необходимо для создания более высокой скорости движения и обеспечения турбулентного режима.
Скорость движения бурового раствора в пакете (m1 = 17 – семнадцать каналов) w1 мс:
Критерий Прандтля Pr:
Эквивалентный диаметр канала
Критерий Рейнольдса Re:
т.е. режим турбулентный.
Критерий Нуссельта Nu:
где множитель учитывающий направление теплового потока принимаем равным единице так как температуры жидкости и стенки не сильно отличаются. Определим коэффициент теплоотдачи от бурового раствора к стенке:
Скорость движения пропиленгликоля в пакете (m2 = 17 – семнадцать каналов) w2 мс:
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пропиленгликолю Вт(м2·K):
– [22 таблица XXXI] – тепловая проводимость загрязнений со стороны бурового раствора;
– [22 таблица XXXI] – тепловая проводимость загрязнений со стороны пропиленгликоля;
– [22 таблица XXXVIII] – теплопроводность нержавеющей стали;
– – толщина гофрированной пластины;
Общее термическое сопротивление Rпт:
Коэффициент теплопередачи K:
Расчетная поверхность теплопередачи Fр:
Расчетная поверхность теплопередачи не превышает площадь теплообменной поверхности принятого теплообменника (230 м2) т.е. теплообменник подобран верно.
Коэффициент гидравлического сопротивления теплообменника при турбулентном режиме движения бурового раствора :
Гидравлическое сопротивление теплообменника для бурового раствора :
где – число пакетов пластин включенных последовательно – приведенная длина канала.
Коэффициент гидравлического сопротивления теплообменника при турбулентном режиме движения пропиленгликоля :
Гидравлическое сопротивление теплообменника для пропиленгликоля :
Оценка технико-экономических показателей
Для оценки технико-экономических показателей рассчитаем экономию затрат на приготовление бурового раствора необходимого для пополнения объёма испарившегося бурового раствора.
Рассмотрим конструкцию скважины (рис. 13) наиболее часто используемую на шельфе Каспийского моря:
Конструкция скважины и режимы бурения
Конструкция скважины
Система бурового раствора
Основные параметры бурового раствора
Водоотделяющая колонна
Морская вода с прокачкой бетонитовых пачек
Плотность 1.08 гсм3;
Условная вязкость (API) 60-100 сек.
Плотность 1.28 гсм3;
Условная вязкость (API) 90-120 сек.
Первая промежуточная
Плотность 1.28-1.30 гсм3;
Эксплуатационно-промежуточная
Плотность 1.30-1.48 гсм3;
Условная вязкость (API) 55-85 сек.
Эксплуатационный хвостовик
Плотность 1.45-1.52 гсм3;
Условная вязкость (API) 55-80 сек.
Стоимость материалов для приготовления бурового раствора для бурения одной скважины приведена в таблице 4:
Стоимость материалов для приготовления бурового раствора
Наименование реагента
Стоимость за уп. руб.
Суммарная стоимость материалов 220.5 млн. руб. Из них стоимость жидких компонентов 173 млн. руб. Объём жидких компонентов необходимый для бурения скважины 793.8 м3. Стоимость 1 м3 жидких компонентов 217.9 тыс. руб.
Примем общее время активного бурения – 20 сут. а характер испарения компонентов по зависимости представленной на рисунке 8. В этом случае за период бурения скважины без охлаждения бурового раствора потери жидких компонентов составят 40 м3. Потери в денежном выражении 8.7 млн. руб. При использовании охладителя бурового раствора как было определено ранее потери компонентов при испарении сокращаются в 4 раза. Экономия средств составит 6.5 млн руб.
В текущем расчете не учтена стоимость добавляемого оборудования и его эксплуатационные затраты.
Дополнительная выгода может быть получена за счёт того что при снижении температуры бурового раствора увеличивается ресурс основного бурового оборудования: насосов арматуры долота и т.д.
Безопасность жизнедеятельности и экологическая безопасность
Безопасность персонала на буровой является приоритетом. С повышением температуры промывочной жидкости существует повышенный риск возможных травм. По данным американской Ожоговой Ассоциации прикосновение человека к поверхности с температурой выше 68°С может привести к ожогу 2-й степени менее чем за одну секунду. Охлаждение бурового раствора до температуры 52°С снижает риски ожогов.
Согласно правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности п.220 [24]: температура вспышки раствора на углеводородной основе должна на 50°С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины. По отчету сертифицированной лаборатории температура вспышки в открытом тигле бурового раствора Megadril равна 151°С. Соответственно применение раствора на углеводородной основе Megadril с температурой на поверхности выше 101°С невозможно. Охлаждение раствора снижает риски самовоспламенения паров бурового раствора.
Согласно ГОСТ 12.1.005-88 содержание углеводородов (керосиновая дизельная фракции) в воздухе рабочей зоны не должно превышать 300 мгм3 а в воздухе населенных мест 50 мгм3. Предварительные расчеты показывают что без охлаждения бурового раствора может происходить четырехкратное превышение содержания углеводородов в помещении очистки бурового раствора. Для оценки воздействия паров бурового раствора на окружающую среду проведены расчеты на ПЭВМ с применением программного обеспечения УПРЗА «Эколог» версии 3 «Газ». Результаты проведенных расчетов рассеивания показали что при работе по предлагаемой схеме концентрации всех загрязняющих веществ выделяющиеся в воздушный бассейн не достигают своего предельно допустимого уровня.
В работе выполнен обзор тематической литературы патентный поиск проанализированы научные статьи. На основе изученных материалов выбрана технологическая схема установки и конструкция охладителя бурового раствора. По имеющимся зависимостям объёма испарения раствора от температуры определена оптимальная температура подаваемого в скважину бурового раствора и рассчитаны мощности охладителей.
Для охладителя первой ступени охлаждения работающего совместно с агрегатом воздушного охлаждения определен тип теплообменника подходящего для работы с буровым раствором и выполнен его тепловой и гидравлический расчёт.
Определена величина сокращения потерь бурового раствора при испарении и рассчитан экономический эффект от применения оборудования.
Проведена оценка снижения экологических и производственных рисков при использовании охлаждающего оборудования.
Применение охладителя позволяет снизить температуру бурового раствора до приемлемого уровня что приводит к прямым и косвенным преимуществам:
– снижение затрат на потери компонентов раствора;
– улучшение качества воздуха сокращение выбросов в атмосферу;
– безопасность персонала снижено воздействие на глаза и кожу;
– улучшение условий труда;
– сокращение рисков воспламенения или взрыва паров раствора.
Список использованных источников
Грей Д. Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. Дж. Р. Грей Г.С.Г. Дарли. – М.: Недра 1985. - 509 с.
Мухин Л.К. Промывочные растворы на нефтяной основе Л.К. Мухин Труды Украинской научно-технической конференции по термо - и солеустойчивым жидкостям и тампонажным растворам.- Киев.: АН УССР 1970.
Тирон Д.В. Совершенствование технологии эмульсионных растворов для бурения скважин в условиях повышенных забойных температур: автореферат кандидата технических наук. Ухтинский государственный технический университет Ухта 2017.
Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам.- Оренбург: Летопись 2005. - 664 с.
Керимов В. Ф. Севастьянов Е. А. Аносов Е. А. Бурение скважин в мерзлых породах. В кн.: Всероссийская научно-техническая конференция "Техника и технология строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин Тюмень 2015": материалы. Тюмень: Тюменский. государственный нефтегазовый университет 2015. С. 44–47.
Яковлев А.А. Турицына М.В. Обоснование применения и исследование составов газожидкостных смесей для промывки скважин в условиях аномально низких пластовых давлений Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 42–48.
Chen C. Chen D. Feng X. Application of Mud Cooling System for Gas Hydrate Exploration in Permafrost Наукові праці ДонНТУ. Гірничо-геологічна. – 2011. – Вип. 14(181). – С. 97–101.
Gao H. Liu H. Concept Design for Drilling Fluid Cooling System [J] Oil Field Equipment. – 2007. – № 36(6). – C. 31–32.
Zhang Y. Sun J. Jia Z. Research and Application for China Land Permafrost Gas Hydrate Drilling [J] Exploration Project. – 2009. – № 36(S1). – C. 22–28.
Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности: ВППБ 01-04-98: нормативно-технический материал. – Москва: 1998. – 64 с.
Пат. AU2015287875A1 Австралия Closed loop dr заявитель и патентообладатель Nat O заявл. 08.03.17. – 15 с.
А.с. 626341 СССР МПК F 28 D 502. Листотрубный теплообменник Вдовиченко В.В. Тонконогий А.В. (СССР). – 354616024-06; заявлено 26.01.83; опубл. 15.05.84 Бюл. 18. – С. 2.
А.с. 681316 СССР МПК B 28 D 904. Теплообменник Коротаев В.М. (СССР). – 291830624-06; заявлено 19.03.80; опубл. 15.01.82 Бюл. 2. – С. 2.
Амиров Ю. Д. Основы конструирования. Творчество – стандартизация – экономика: справ. Ю. Д. Амиров. – М.: Изд-во стандартов 1991. – 392 с.
ГОСТ 24389-89 Системы кондиционирования воздуха вентиляции и отопления судов. Расчетные параметры воздуха и расчетная температура забортной воды. – Взамен ГОСТ 24389-80; введ. 25.10.89 – М.: Изд-во стандартов 1990. – 20 с.
Тирон Д.В. Исследование процесса испарения фаз в буровых растворах на углеводородной основе Д.В. Тирон Н.М. Уляшева Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2016. – Т. 327 №4. – С. 97-107.
Коныгин С.Б. Крючков Д.А. Макроскопические свойства дисперсных систем: Учеб.-метод.пособ. Самарский государственный технический университет. Самара 2007. – 22 с.
Афанасьев Е.П. Фарахов Т.М. Расчет охладителя масла с хаотичными теплообменными элементами. В кн. Сборник материалов ХXXII Международной научно-практической конференции. Под общей редакцией С.С. Чернова. 2017 "Фундаментальные и прикладные исследования: проблемы и результаты" Новосибирск 2017: материалы. Казань: Казанский государственный энергетический университет 2017. С. 53–58.
Павлов К.Ф. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии [Текст] К.Ф. Павлов П.Г. Романов А.А. Носков. Л.: Химия 1987. 575 с.
ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны. – Взамен ГОСТ 12.1.005-76; введ. 01.01.89 – М.: Стандартинформ 2008. – 77 с.
Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности": Серия 08 выпуск 19: нормативный документ в сфере деятельности Федеральной службы по экологическому технологическому и атомному надзору. – М: 2013. – 288 с.
Шишкин Н.Д. Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий. – Астрахань: АГТУ. 2007. (Библиотека АГТУ –26 экз.).
Шишкин Н.Д. Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа. Электронное учебное пособие. – Астрахань: АГТУ. 2015. (Библиотека АГТУ – 15 экз.).
Шишкин Н. Д. Основы изобретательской деятельности и патентоведения. Электронное учебное пособие. Астрахань 2011. (Библиотека АГТУ – 23 экз.).
Макушкин Д.О. Проектирование машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов. Электронное учебное пособие. – Красноярск: ИПК. СФУ. 2009.