Определение характера вращения колонны с помощью сравнения двух моментов.
Определим характер вращения колонны при следующих исходных данных: бурение ведется алмазными коронками в скважине диаметром 76 мм и глубиной 800 м при различных частотах вращения n = 118, 254, 460, 800 об/мин, осевая нагрузка 9 кН. Диаметр бурильной колонны d = 54 мм, вес единицы длины трубы q = 5,49 даН/м.
I. Вращающий момент колонны бурильных труб у устья скважины:
,
где n – частота вращения, мин-1; Nу – мощность, развиваемая КБТ при вращении в устье скважины, кВт.
,
Nт – мощность, развиваемая при преодолении трения коронки о забой, кВт;
,
- усилие подачи, 
μ0 – коэффициент трения породоразрушающего инструмента по горной породе, μ0 = 0,2; Rи - средний радиус коронки, м
- внутренний диаметр алмазной коронки.
ω – угловая скорость, с-1
Таблица 1
Угловая скорость при различных частотах вращения.
| n, об/мин | 118 | 254 | 460 | 800 |
| ω, с-1 | 12,35 | 26,59 | 48,15 | 83,73 |
Nр – мощность, развиваемая при разрушении породы, кВт;
N – мощность, развиваемая при холостом вращении КБТ, кВт.
φ – коэффициент динамического трения (φ = 0,2÷0,3);
λу – поправочный коэффициент, учитывающий влияние упругих сил и собственного веса КБТ при вращении (λу = 0,6÷0,9);
Dс – диаметр скважины, м
Отсюда:
;
;
Тогда
Результаты вычислений моментов вращения колонны бурильных труб на устье скважины при других частотах вращения приведены ниже в таблице 2.
|
|
|
Таблица 2
| n, об/мин | 118 | 254 | 460 | 800 |
| Mк, даН ·см | 1089,56 | 2231,76 | 5606,85 | 15408,68 |
II. Момент вращения колонны бурильных труб в сжатой части, когда колонна ведет себя как жесткое тело.
,
где Dс – диаметр скважины, см; F0 – суммарная сила трения гребней полуволн при их скольжении по стенкам скважины, даН.
,
φ – коэффициент динамического трения, φ = 0,2; l' – длина сжатой части КБТ, м
,
где C – осевая нагрузка на забой; k – коэффициент, учитывающий вес замковых соединений (k = 1,05); q – вес 1 м бурильных труб, q = 5,49 даН/м; γ и γж – соответственно удельный вес стали и промывочной жидкости (в качестве промывочной жидкости примем воду).
P – сила прижатия гребня единичной полуволны к стенкам скважины, даН
,
q - вес единицы длины трубы, q = 5,49 даН/м; 
;
z – координата расчетного участка КБТ относительно нейтрального сечения;
l – длина полуволны, м
где EI – жесткость на изгиб, даН·м2
ωe – переносная скорость вращения КБТ, с-1;
,
kω – коэффициент уменьшения угловой скорости ω в точках касания КБТ стенок скважины; 
Отсюда, при k = 0,4 и n = 118 об/мин:
Результаты вычислений переносной скорости вращения при различных значениях частот вращения и коэффициента уменьшения скорости приведены в таблице 3.
|
|
|
Таблица 3
| n | ω k | 0 | 0,4 | 0,8 | 1 |
| 118 | 12,35 | -30,24 | -13,20 | 3,83 | 12,35 |
| 254 | 26,59 | -65,09 | -28,42 | 8,25 | 26,59 |
| 460 | 48,15 | -117,88 | -51,47 | 14,94 | 48,15 |
| 800 | 83,73 | -205,00 | -89,51 | 25,99 | 83,73 |
Следовательно:
Результаты вычислений длины полуволны при различных значениях частот вращения и коэффициента уменьшения скорости приведены в таблице 4.
Таблица 4.
| n k | 0 | 0,4 | 0,8 | 1 |
| 118 | 7,5 | 10,4 | 14,0 | 10,6 |
| 254 | 5,3 | 7,7 | 12,0 | 7,9 |
| 460 | 4,0 | 5,9 | 9,9 | 6,1 |
| 800 | 3,1 | 4,6 | 8,0 | 4,7 |
Используя данные таблиц 3 и 4 вычислим силу прижатия гребня единичной полуволны к стенкам скважины, как пример расчета вычисления проведем при k = 0,4 и n = 118 об/мин. Полученные данные занесем в таблицу 5
Таблица 5
| n k | 0 | 0,4 | 0,8 | 1 |
| 118 | 22,32 | 7,79 | 2,77 | 7,22 |
| 254 | 67,73 | 22,09 | 5,76 | 20,29 |
| 460 | 158,19 | 48,84 | 10,23 | 44,56 |
| 800 | 354,8 | 106,43 | 19,71 | 96,76 |
Отсюда, зная силу прижатия гребня единичной полуволны к стенкам скважины вычислим суммарную силу трения гребней волны в сжатой части колонны бурильных труб при их скольжении по стенкам скважины, полученные результаты занесем в таблицу 6.
|
|
|
Таблица 6
| n k | 0 | 0,4 | 0,8 | 1 |
| 118 | 106,44 | 26,8 | 7,1 | 24,32 |
| 254 | 456,28 | 102,58 | 17,2 | 91,6 |
| 460 | 1413,13 | 295,12 | 36,8 | 261,17 |
| 800 | 4147,6 | 833,27 | 88,14 | 733,91 |
Обладая всеми необходимыми данными, вычислим момент вращения колонны бурильных труб в сжатой части, и результаты вычислений занесем в таблицу 7.
Таблица 7
| n k | 0 | 0,4 | 0,8 | 1 |
| 118 | 404,47 | 101,84 | 26,9 | 92,4 |
| 254 | 1733,8 | 389,8 | 65,24 | 348,06 |
| 460 | 5369,8 | 1121,4 | 139,8 | 992,45 |
| 800 | 15761,02 | 3166,4 | 334,95 | 2788,87 |
Для того чтобы сделать вывод о том можно ли зная крутящие моменты на устье скважины и в сжатой части определить характер вращения бурильной колонны (т.е. будет ли прямая или обратная прецессии) сопоставим результаты таблиц 2 и 7.
Таблица 8
| n k | 0 | 0,4 | 0,8 | 1 |
| 118 | 404,47 | 101,84 | 26,9 | 92,4 |
| 1089,56 | ||||
| 254 | 1733,8 | 389,8 | 65,24 | 348,06 |
| 2231,76 | ||||
| 460 | 5369,8 | 1121,4 | 139,8 | 992,45 |
| 5606,85 | ||||
| 800 | 15761,02 | 3166,4 | 334,95 | 2788,87 |
| 15408,68 | ||||
|
|
|
По данным приведенным в таблице 8 можно сказать о том что, при больших частотах вращения (n = 460; 800 об/мин), если крутящий момент на устье скважины превышает крутящий момент в сжатой части колонны бурильных труб в 5 и более раз, то бурильная колонна будет вращаться вокруг оси скважины в том же направлении, в котором вращается ротор, т.е. наблюдается прямая прецессия. При низких же частотах вращения (n = 118 об/мин) прямая прецессия будет возникать при превышении крутящего момента на устье скважины над крутящим моментом в сжатой части более чем в 11 раз.
III. Момент вращения колонны бурильных труб в сжатой части, когда колонна ведет себя как гибкое тело.
,
где Dс – диаметр скважины, см; F0 – суммарная сила трения гребней полуволн при их скольжении по стенкам скважины, даН.
,
φ – коэффициент динамического трения, φ = 0,2; l' – длина сжатой части КБТ, l' = 179м; P – сила прижатия гребня единичной полуволны к стенкам скважины, даН
,
q - вес единицы длины трубы, q = 5,49 даН/м; 
; z – координата расчетного участка КБТ относительно нейтрального сечения, z = 129 м; l – длина полуволны, м
, где 
β – коэффициент, учитывающий увеличение сил инерции за счет промывочной жидкости в бурильных труб и веса замковых или ниппельных соединений (β = 1,33);
q – вес 1 см труб, даН/см; I – осевой момент инерции КБТ, см4.
Отсюда:
Следовательно:
Результаты вычислений длины полуволны при различных значениях частот вращения приведены в таблице 9.
Таблица 9.
| n, об/мин | 118 | 254 | 460 | 800 |
| l, м | 7,9 | 5,4 | 4 | 3 |
ωe – переносная скорость вращения КБТ, с-1;
,
k – коэффициент уменьшения угловой скорости ω в точках касания КБТ стенок скважины; 
Отсюда, при k = 0,4 и n = 118 об/мин:
Результаты вычислений переносной скорости вращения при различных значениях частот вращения и коэффициента уменьшения скорости приведены в таблице 10.
Таблица 10
| n | ω k | 0 | 0,4 | 0,8 | 1 |
| 118 | 12,35 | -30,24 | -18,14 | -6,05 | 0,00 |
| 254 | 26,59 | -65,09 | -39,05 | -13,02 | 0,00 |
| 460 | 48,15 | -117,88 | -70,73 | -23,58 | 0,00 |
| 800 | 83,73 | -205,00 | -123,00 | -41,00 | 0,00 |
Используя данные таблиц 9 и 10 вычислим силу прижатия гребня единичной полуволны к стенкам скважины, как пример расчета вычисления проведем при k = 0,4 и n = 118 об/мин. Полученные данные занесем в таблицу 11
Таблица 11
| n k | 0 | 0,4 | 0,8 | 1 |
| 118 | 23,06 | 10,83 | 4,71 | 3,94 |
| 254 | 66,33 | 27,57 | 8,19 | 5,77 |
| 460 | 154,91 | 60,75 | 13,68 | 7,79 |
| 800 | 344,12 | 130,53 | 23,74 | 10,39 |
Отсюда, зная силу прижатия гребня единичной полуволны к стенкам скважины вычислим суммарную силу трения гребней волны в сжатой части колонны бурильных труб при их скольжении по стенкам скважины, полученные результаты занесем в таблицу 12.
Таблица 12
| n k | 0 | 0,4 | 0,8 | 1 |
| 118 | 104,52 | 49,07 | 21,34 | 17,87 |
| 254 | 439,73 | 182,79 | 54,32 | 38,26 |
| 460 | 1386,47 | 543,75 | 122,39 | 69,72 |
| 800 | 4106,54 | 1557,68 | 283,26 | 123,95 |
Обладая всеми необходимыми данными, вычислим момент вращения колонны бурильных труб в сжатой части, и результаты вычислений занесем в таблицу 13.
Таблица 13
| n k | 0 | 0,4 | 0,8 | 1 |
| 118 | 397,18 | 186,46 | 81,09 | 67,92 |
| 254 | 1670,96 | 694,59 | 206,40 | 145,38 |
| 460 | 5268,57 | 2066,25 | 465,09 | 264,95 |
| 800 | 15604,84 | 5919,19 | 1076,37 | 471,02 |
После приведенных вычислений можно сделать вывод о том, что если колонна ведет себя как гибкий вал, то она перекатывается по стенке скважины в сторону, противоположную движению вращателя, т.е. можно сказать о том, что возникает обратная прецессия.
Заключение.
О характере вращения бурильной колонны в скважине имеются различные мнения. Многочисленные наблюдения показывают, что износ бурильной колонны в скважинах имеет часто односторонний характер, поэтому можно предполагать, что в этом случае изогнутая колонна вращается в основном вокруг оси скважины.
Проведя ряд расчетов по определению крутящих моментов в сжатой части колонны бурильных труб можно сказать о том что, зная только значения крутящих моментов на устье скважины и в ее сжатой части нельзя с точностью определить характер вращения, т.е. будет ли это прямая или обратная прецессия, а можно высказать лишь предположения, которые в свою очередь не всегда могут оправдать наши ожидания. Если говорить именно об определении характера вращения с учетом стенок скважины, то, я считаю, что лучше непосредственно воспользоваться методикой определения коэффициента уменьшения скорости, которая позволит точнее определить характер вращения бурильной колонны в скважине.
Список литературы.
1. Расчет бурильных труб в геологоразведочном бурении / Е.Ф. Эпштейн, В.И. Мацейчик, И.И. Иванихин, А.Ш. Асатур. М.: Недра, 1979.
2. Шелковников И.Г. Прикладная буровая механика: Учеб. пособие. Ч.1. СПб: Санкт-Петербургский горный ин-т, 1997.
Приложение 1
а)
 |
б)
 | ||||||||||||||
 | ||||||||||||||
| ||||||||||||||
| ||||||||||||||
 | ||||||||||||||
 | ||||||||||||||
| ||||||||||||||
| ||||||||||||||
Рис. 1. Распределение скоростей в поперечном сечении колонны в случае, когда она ведет себя как жесткое тело.
 |
а)
 |
б)
 | |||||||||||||||
 | |||||||||||||||
| |||||||||||||||
| |||||||||||||||
 | |||||||||||||||
 | |||||||||||||||
| |||||||||||||||
| |||||||||||||||
[1]Аладинская Г. К. Некоторые особенности работы бурильной колонны в горизонтальной скважине. — «Изв. вузов. Сер. Геология и разведка», 1975, № 10, с. 137—143
Дата добавления: 2021-03-18; просмотров: 116; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!