В работе представлены результаты моделирования центратора-турбулизатора, разработанного на Кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Альметьевского государственного технологического университета. Разработка устройства была направлена на решение одной из ключевых проблем строительства нефтяных и газовых скважин с наклонно-направленными и горизонтальными участками – сокращение непроизводительного времени, связанного с ликвидацией осложнений и аварий в процессе бурения.
В ходе проектирования центратора было выполнено моделирование течения промывочной жидкости для девяти наиболее распространённых профилей устройства. По результатам исследований установлено, что максимальная скорость потока достигается в центральной части центратора. Применение моделирования позволяет заранее определять необходимые конструктивные и гидродинамические характеристики устройства, что способствует снижению материальных затрат на разработку и создание прототипов.
Разработанный центратор-турбулизатор формирует интенсивный турбулентный поток промывочной жидкости с высокой частотой и амплитудой локальных пульсаций скорости. Такой режим течения препятствует оседанию шлама на стенках скважины и, как следствие, снижает вероятность механических прихватов. Уменьшение числа подобных осложнений позволяет сократить непроизводительное время при строительстве скважин и повысить экономическую эффективность нефтесервисных компаний.
This paper presents the results of modeling a centralizer-turbulator developed at the Department of oil and gas well drilling at Almetyevsk state technological university. The device was developed to address one of the key challenges in the construction of oil and gas wells with deviated and horizontal sections: reducing non-productive time associated with the elimination of complications and accidents during drilling.
During the centralizer design, drilling fluid flow modeling was performed for nine of the most common device profiles. The study revealed that the maximum flow velocity is achieved in the centralizer's central section. The use of modeling allows for the pre-determination of the necessary design and hydrodynamic characteristics of the device, which helps reduce development and prototyping costs.
The developed centralizer-turbulator generates an intense turbulent drilling fluid flow with high frequency and amplitude of local velocity pulsations. This flow regime prevents cuttings from settling on the wellbore walls and, consequently, reduces the likelihood of mechanical sticking. Reducing the number of such complications allows for a reduction in non-productive time during well construction and increases the economic efficiency of oilfield service companies.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.