Гидравлическая нагрузка на бурильные трубы

⇐ ПредыдущаяСтр 75 из 97Следующая ⇒

Для одноступенчатой бурильной колонны гидравлическая нагрузка на трубы F _г в произвольном сечении z , обусловленная потерями и пере-падами давления по ее длине при подъеме с промывкой, определяется по формуле

(6.86)

где Р _у – давление на устье скважины (по манометру на стояке), МПа; Р _кп –потери давления в затрубном пространстве,МПа;

р _тр –потери давления на единице длины трубного пространства,МПа;

– расстояние от устья до рассматриваемого сечения, МПа;

₁₀ – площадь проточного канала бурильных труб, МПа.

Величина р _тр может быть представлена как

		(6.87)

где L₁и Р₁–соответственно длина бурильных труб и потери давления

в них.

Для бурильной колонны, состоящей из нескольких ступеней, отли-чающихся или по диаметру, или по толщине стенок, либо по плотности материала, гидравлическая нагрузка на трубы в произвольном сечении z определяется следующим образом. Если до сечения z расположено (п – 1) полных ступеней с суммарной длиной L _тр= l₁ +l ₂ _, + + l _n₋₁ , в которых n−1

суммарные распределенные потери давления составляют Р _тр= P _i , i=1 и часть п-й ступени, то F _г вычисляется по формуле

		(6.88)
где

S _n₀–площадь сечения проходного канала п-й ступени,м².

Перепады и потери давления внутри бурильной колонны и в КП сква-жины вычисляются по общепринятой методике.

Гидравлическая нагрузка на трубы по формуле (6.86) или (6.88) вы-числяется для двух значений z: z = 0 (для устья) и z = Δl _n = h _в (для глуби-ны начала искривления скважины).

В случаях , когда распределенные по длине колонны потери давления составляют не более 5 % от Р _у, допускается Р _г вычислять с учетом лишь

суммы	сосредоточенных перепадов давления в забойном двигателе	Δ Р _зд ,
долоте	Δ Р _д и потерь давления в УБТ Р₀:
		(6.89)

Определение изгибающих и крутящих моментов

Изгибающие моменты возникают в растянутых трубах на искривлен-ных участках, а в сжатых трубах также из-за продольного изгиба труб при потере устойчивости. Изгибающий момент в растянутых трубах на ис-кривленных участках определяется по формуле

М _и =	1	E I ,	(6.90)
	R

где ЕI – жесткость труб на изгиб;

R –радиус искривления скважины,где расположены трубы.

Выше отмечалось, что крутящий момент М _кр в элементах бурильной колонны возникает в процессе выполнения любых видов работ в скважине с вращением труб. При роторном бурении он обусловлен моментом на долоте М _д и моментом трения труб о стенки скважины и буровой рас-

твор М _тр.

Бурильную колонну периодически вращают также в процессе бурения ЗД ( в целях предупреждения прихвата), в процессе промывки скважины перед ее подъемом ( для лучшей очистки ствола скважины от шлама, стенок от рыхлой фильтрационной корки и т.д.), при подходе к забою новым долотом.

последние годы бурение конечных участков скважин с большими зенитными углами ( СГО, БС, СПП) с использованием ЗД стали произво-дить также с постоянным вращением бурильной колонны для лучшего вы-носа шлама, снижения сил трения труб о стенки скважины. Часто и подъем колонны из таких участков осуществляют с вращением бурильной колон-ны. Следовательно, вращение бурильной колонны в настоящее время свя-зано не только со способом, но и с общей технологией бурения. В таких случаях помимо напряжений растяжения и изгиба необходимо учитывать также касательные напряжения, обусловленные крутящим моментом – как при роторном бурении. Причем продолжительность вращения колонны

точки зрения механической прочности труб не имеет значения, она влия-ет, главным образом, на износ труб.

Крутящий момент по длине колонны распределен неравномерно и за-висит от множества факторов. Наибольшие его значения приходятся на трубы у устья скважины. При бурении без вращения труб на последние пе-редается реактивный момент, наибольшие значения которого испытывают трубы, расположенные непосредственно над ЗД.

Распространяясь от забоя, реактивный момент постепенно гаснет из-за трения труб о стенки скважины и буровой раствор. Если момент трения по длине колонны М _тр М _д ( например, при большой глубине бурения), он гаснет, не достигая устья скважины. При М _тр М _д реактивный момент

достигает устья и при незастопоренном роторе вызывает его левое враще-ние. Обычно это имеет место при малой текущей глубине бурения, в вер-тикальных скважинах, при бурении высокомоментными забойными двига-телями и долотами.

Крутящий момент на вращение долота можно найти по формуле

, (6.91)

где М_уд и М_х– соответственно удельный момент на долоте и момент на вращение ненагруженного долота; G _д – осевая нагрузка на долото.

Значения М_уд в зависимости от свойств горных пород и соответствующих им буровых долот различных конструкций могут быть приняты следующие:

– для трехшарошечных долот 3 – 5, 4 – 8 и 7 – 12 Нм/кН при бурении

соответственно твердых, средней твердости и мягких пород;

– для одношарошечных долот 10 – 20 Нм/кН;

– для лопастных, типа PDC, алмазных и фрезерных долот 15 – 25 Нм/кН.

Нижние значения М_уд принимаются для более твердых, а верхние – для более мягких пород.

Величину М_х можно приближенно найти по эмпирической формуле

Нм, (6.92)

где D _д – диметр долота, м.

При бурении обычным роторным способом или с использованием верхнего привода М_кр у устья скважины можно представить в виде

, (6.93)

где М_тр – суммарный момент трения по всей длине колонны.

Величина М_тр определяется силами прижатия труб к стенке скважины F_пр и коэффициентом трения при вращении f_вр в контакте между ними. F_пр и f_вр сами зависят от множества факторов, но при прочих равных условиях определяются характером вращения и формой изгиба труб. Последние, в свою очередь, зависят от диаметра скважины и величины зенитного угла на участке расположения труб, частоты вращения бурильной колонны, геометрических и массовых характеристик труб. Однако этот вопрос изу-чен пока недостаточно , отсутствует хоть какая-либо приемлемая методика расчета М_тр. В связи с этим ниже приводится разработанная автором мето-дика приближенного расчета М_тр применительно к процессу бурения и СПО с вращением бурильной колонны.

При расчете М_тр приняты следующие допущения:

– вид вращения и характер изгиба труб в общем случае носят вероятностный характер и принимаются в зависимости от конкретных условий с учетом описанных выше положений и ограничений;

– М_тр определяется прижимающими силами F _пр (к стенкам скважины или ранее спущенной обсадной колонны), радиусом вращения труб R _вр и f _вр между контактирующими поверхностями;

– F _пр распределяется по длине колонны пропорционально массовой характеристике труб и других элементов бурильной колонны;

- при вращении труб вокруг оси скважины F _пр зависит от частоты переносного движения , вклад которого в F _пр пропорционален ;

– удельный момент трения труб М_т.уд. от величины F _пр, R _ври не зависит и определяется по характерным участкам бурильной колонны;

- значения коэффициента трения труб при выполнении различных видов работ в скважине определяются, исходя его базового значения f _баз, найденного экспериментально для различных горных пород. Так как в одном и том же интервале могут залегать различные по механическим и абразивным свойствам породы, то предварительно его значения уточняются (осредняются) с учетом доли каждого вида отложений в данном интервале (т.е. их весовых характеристик);

- коэффициент трения при вращении труб может быть ориентировочно принят: при подъеме бурильной колонны в открытом стволе ; при спуске ; при подъеме и спуске в обсаженной скважине в зависимости от смазывающих свойств бурового раствора;

- коэффициент трения при бурении: в открытом стволе без вращения труб (благодаря большей динамичности процесса при работе ЗД), с вращением труб , так как при вращении труб заклинивающий и скоблящий эффекты (как при СПО) практически отсутствуют; в обсаженной скважине в зависимости от смазывающих свойств бурового раствора. За базовые значения коэффициента трения f _баз могут быть приняты данные, которые приведены в табл. 6.16 для различных горных пород.

– R_вр определяется характером вращения и изгиба труб и выбирается в зависимости от конкретных условий следующим образом:

– при вращении труб вокруг оси скважины за R_вр можно принять половину диаметра скважины:

. (6.94)

– при вращении растянутых труб вокруг своей оси можно принять

, (6.95)

где D_з₁ и D₁– наружные диаметры бурильного замка и труб;

– для сжатой КНБК за R_врпринимается наружный радиус УБТ и ЗД

. (6.96)

Приведенные выше значения коэффициента трения следует рассматривать как первую попытку учета фактора вращения труб при расчете сил и моментов трения и могут уточняться по мере накопления фактических данных скважинных измерений. Аналогично обстоят дела и с радиусом вращения труб.

Таблица 6.16

Базовые значения коэффициента трения труб о горные породы

	Поверхность пород
Горная порода			покрытая
Горная порода	сухая	смоченная	глинистым
			раствором
Глина жирная	0,13÷0,17	0,08÷0,11	0,06÷0,09

Глина песчаная	0,24÷0,27	0,20÷0,25	0,17÷0,21

Глинистый сланец	0,20÷0,25	0,15÷0,20	0,10÷0,12

Мергель	0,20÷0,26	0,17÷0,24	0,19÷0,23

Известняк	0,33÷0,38	0,32÷0,36	0,30÷0,33

Доломит	0,36÷0,40	0,34÷0,38	0,32÷0,36

Ангидрит	–	0,37÷0,43	0,35÷0,38

Песчаник слабосцементированный
с остроконечными зернами	0,30÷0,40	0,26÷0,38	0,23÷0.33
Песчаник слабосцементированный
с окатанными зернами	0,21÷0,32	0,20÷0,29	0,17÷0,24
Песчаник крепкий	0,41÷0,46	0,41÷0,43	0,38÷0,41
Песчаник крепкий	0,41÷0,46	0,41÷0,43	0,38÷0,41

Кварцит	0,44÷0,46	0,46÷0,48	0,40÷0,42

Гранит	0,45÷0,53	0,44÷0,51	0,43÷0,48

Каменный уголь	0,36÷0,40	0,31÷0,34	0,29÷0,32

Суммарный М_тр при вращении труб определяется как сумма моментов трения М_трi на характерных участках

. (6.97)

Величину М_тр при вращении труб можно найти, умножив F _пр на R_вр. В

свою очередь, значение F _пр получим, поделив найденные выше силы трения при осевом движении труб на коэффициент трения при этом же виде движения . Тогда будем иметь .

Теперь, если силы трения при осевом движении труб определить сразу же при коэффициенте трения ,то получим формулы для расчета М_тр.вр_.

Ниже приведены формулы для расчета М_тр применительно к процессам СПО и бурения. Индексы при М означают: пвр, свр и бвр – подъем, спуск и бурение с вращением; пр –прямолинейный участок; нзу – участок набора зенитного угла; сзу – участок снижения зенитного угла. н.ст и в.ст. – при прижатии труб соответственно к нижней и верхней стенке скважины;

Из (6.27), (6.31), (6.6.40) и (6.56) можно получить формулы для расчета момента трения при подъеме бурильной колонны с вращением:

. (6.98)

; (6.19)

(6.100)

(6.101)

Аналогично, из (6.44), (6.48), (6.62), (6.66), (6.72) и (6.78) получаем расчетные формулы для определения М_тр при бурении или спуске бурильной колонны с вращением (в формулах индексы поставлены для процесса бурения):

1) растянуты трубы

. (6.102)