Характер вращения и формы изгиба бурильных труб
Согласно мнению многих исследователей, бурильная колонна или ее отдельные участки могут одновременно или в разные моменты времени участвовать в четырех видах вращения:
· вокруг оси скважины со скольжением по ее стенке;
· вокруг оси скважины с обратным перекатыванием;
· вокруг своей прямолинейной или изогнутой оси;
· в режиме беспорядочного биения.
Следует отметить, что ни в одном из известных источников не дано более или менее аргументированного объяснения причин , способствую-щих тому или иному виду движения, в связи с чем автор приводит свое видение этой проблемы.
В общем случае теоретически трудно предопределить вид вращения труб , он носит вероятностный характер. Можно лишь оценить вероятность того или иного вида вращения исходя из оценки степени воздействия каж-дого из факторов, влияющих на характер вращения труб. Очевидно, что в каждый момент времени бурильная колонна или ее отдельные участки бу-дут совершать тот вид вращения, на поддержание которого будет затрачи-ваться минимум мощности.
Вид вращения труб определяется такими факторами, как:
– профиль скважины;
– величина зенитного угла;
– начальная изогнутость труб, несоосность резьбовых или сварных со-единений элементов бурильной колонны;
– состояние поверхности стенок скважины;
– направление действия и характер приложения осевых сил (растяги-вающие или сжимающие, статические или динамические) к концам данного участка;
|
|
|
– интенсивность распределенной нагрузки, определяемая массовой характеристикой труб;
– изгибная жесткость труб;
– частота вращения труб;
– параметры бурового раствора и т.д.
Первый вид движения возможен в вертикальном стволе, при отсутствии желобов, резких локальных изгибов и неровностей на стенках скважи-ны, малом коэффициенте трения труб о стенки скважины f, чему способст-вуют низкая твердость горных пород ( микротвердость и размер зерен, их форма), наличие смазывающих добавок в буровом растворе, фильтрацион-ной корки, сглаживающей локальные неровности стенок скважины. Одна-ко слишком толстая и липкая корка, нормальное давление на стенки сква-жины создают дополнительное сопротивление первому виду вращения, способствуя второму и третьему видам. Вероятность первого и второго видов вращения возрастает с увеличением частоты вращения труб п , сни-жением ее изгибной жесткости EI0 ( E – модуль упругости первого рода, I0–осевой момент инерции сечения труб).
При втором виде вращения бурильная колонна совершает планетарное движение при котором частота вращения долота 
является частотой переносного движения 
, частота вращения труб 
связана с соотношением
|
|
|
(6.1)
а при первом и тертьем видах вращения 
.
При наклонном или искривленном стволе первый и второй виды вращения менее вероятны. Они маловероятны также при действии сжимающей силы Fсж и невозможны, если полуволна или полувиток не вписываетс искривленный интервал. Наиболее вероятным в таких случаях является третий вид вращения, т.е. вращение труб вокруг собственной изогнутой оси.
С увеличением f, концевой растягивающей силы Fp вероятность второго вида вращения возрастает. Наличие Fсж, начальная изогнутость и перекос в соединениях труб снижает эту возможность и увеличивает вероятность третьего вида вращения. С увеличением Fсж, зенитного угла α вращение вокруг оси скважины вообще или с непрерывным контактом по всей окружности маловероятно.
Возможно вращение, когда участок колонны будет описывать непол-ные круги (эллипсы), не достигая верхней стенки. При этом возрастает вероятность четвертого вида движения как переходного режима от одного вида к другому.
Первый и второй виды вращения связаны с перемещением ( закручи-ванием) значительных объемов бурового раствора наподобие вихревого насоса, а четвертый вид движения – с возмущением жидкости, на что за-трачивается значительная мощность. Последний режим сопровождается частыми и спонтанными ударами труб о стенки скважины или обсадной колонны, вызывая вибрации, обрушение стенок необсаженной скважины. Мощность при этом затрачивается главным образом на преодоление инер-ционных сил и сил трения.
|
|
|
Наименее энергозатратным на наклонных или искривленных участках при низком коэффициенте трения (например, в обсаженной скважине) яв-ляется третий вид вращения.
Может иметь место также чередование отдельных видов движения и по длине бурильной колонны, и в пределах одного оборота долота. Наи-более вероятным видом вращения труб утяжеленного низа, расположенно-го в наклонной скважине, является вращение вокруг своей изогнутой оси.
Несмотря на большое многообразие факторов, влияющих на вид дви-жения участков бурильной колонны и на изгиб труб, важнейшими из них являются зенитный угол скважины α и частота вращения труб ω.
Вращение растянутых труб вокруг оси скважины невозможно, если зенитный угол 
достигает предельного значения 
, равного
, (6.2)
|
|
|
где а определяется по формуле
, (6.3)
- коэффициент облегчения труб в жидкости, определяется по формуле
; (6.4)
и 
– соответственно плотность жидкости и материала тела,
погруженного в жидкость;
– гравитационная постоянная;
– коэффициент формы изгиба труб, равный единице при спиральном изгибе и 
– при плоском;
– максимальная стрела прогиба труб, равная полуразности диаметров
скважины Dc (или внутреннего диаметра обсадной колонны) и труб D тр
. (6.5)
Вращение сжатых силой Fсж труб вокруг оси скважины невозможно, если зенитный угол достигает предельного значения, равного
, (6.6)
где 
и 
– масса 1 м и жесткость труб на изгиб.
Если 
, то трубы могут вращаться вокруг оси скважины либо со скольжением по стенке ее, либо с обратным перекатыванием, что зависит от большого множества факторов, отмеченных ранее, в частности, от соотношения коэффициентов трения при этих видах вращения. Трубы могут вращаться в режиме обратного перекатывания при условии, если
, (6.7)
где 
и 
– коэффициент трения при вращении труб в режиме обратного перекатывания и со скольжением по стенке скважины.
Форма изгиба труб теснейшим образом связана с видом вращения труб и, кроме того, зависит от направления действия и величины сил, при-ложенных к концам труб. Различают две формы изгиба труб:
– плоский изгиб с образованием полуволн, когда полуволна лежит в од-ной плоскости;
– спиральный продольный изгиб с образованием полувитков, если на изогнутую полуволну действует достаточный крутящий момент М кр. Растянутые невращающиеся бурильные трубы не могут изгибаться иначе, как от действия поперечных сил в искривленном интервале. Спиральный изгиб вращающихся труб невозможен, если зенитный
угол на данном участке больше предельного, определяемого (6.2) или (6.6). Изгиб труб по винтовой спирали можно представить как последовательную реализацию двух процессов: продольный изгиб под действием центробежных и осевых сжимающих сил и скручивание в винтовую спираль с образованием своего рода пружины малого диаметра и с большим, увеличивающимся кверху шагом, под действием крутящего момента. В этом случае задача должна решаться как для пружины, и роль Мкр в возможности образования винтовой спирали возрастает.
С целью определения наиболее вероятного вида вращения и характера изгиба труб произведен расчет значений α пр по (6.6) для УБТ178×90 и УБТ146×74 при F сж = 100, 150 и 200 кН, п = 60, 90 и 120 об/мин при плоской и спиральной формах изгиба УБТ, которые представлены в табл. 6.1.
Из таблицы следует, что α пр и для вращающихся, и для невращаю-щихся труб зависит от величины Fсж и п. Так, при Fсж = 200 кН α пр для УБТ146×74 равен 4,57°, а для УБТ178 он составляет всего 0,83° при плоской форме изгиба и 1,30° –при спиральной. Влияние п на α пр во много раз сильнее, чем влияние Fсж, причем степень влияния сильно зависит от величины п (вследствие возрастания центробежных сил пропорционально частоте вращения).
Таблица 6.1
Значения предельного зенитного угла 
|
Частота вращения труб, ω, с -1, п (об/мин) | Изгиб | |||||
| по спирали | по плоской кривой | |||||
| величина сжимающей силы F сж ,кН | ||||||
| 100 | 150 | 200 | 100 | 150 | 200 | |
| УБТ178х90 | ||||||
0
| 0,33 7,44 16,54 30,1 | 0,73 7,86 16,97 30,6 | 1,30 8,43 17,56 31,25 | 0,21 4,73 10,44 18,63 | 0,47 5,00 10,71 18,90 | 0,83 5,36 11,78 19,29 |
| УБТ146х74 | ||||||
0
| 1,79 13,30 28,61 55,78 | 4,04 15,61 31,20 60,00 | 7,20 18,90 34,94 67,04 | 1,14 8,42 17,75 31,76 | 2,57 9,87 19,25 33,46 | 4,57 11,90 21,39 35,89 |
При обычно применяющихся режимах бурения и КНБК ( долотом диаметром 215,9 мм, УБТ178×90, Gд ≈100...200 кН, п ≈ 60 об/мин ) величина α пр в целом невелика: (4,73…5,36)°при плоском и(7,44…8,43)°при спиральном изгибе . Поэтому если фактический зенитный угол больше предельного, то трубы не могут вращаться вокруг оси скважины и изги-баться с образованием пространственной спирали.
При вращении труб вокруг собственной оси центробежные силы исче-зают, поэтому при практических расчетах такие трубы следует рассматривать как невращающиеся.
Для невращающихся УБТ любая форма изгиба на наклонно-прямолинейном участке с приходом их в контакт с верхней стенкой прак-тически невозможна, поскольку в скважине, считающейся вертикальной, фактический зенитный угол, не регистрируемый инклинометрическими приборами, может составлять по меньшей мере 2- 3°, что значительно больше , чем значения, приведенные для этих условий в табл. 6.1. Следова-тельно, наиболее вероятный вид вращения УБТ при этом – это вращение труб вокруг своей оси, при котором центробежные силы отсутствуют. Поэтому при определении α пр в интервале расположения утяжеленных труб последние следует рассматривать как невращающиеся . Длина полуволны или полувитка определяется видом, частотой вращения и характером изгиба труб, направлением действия, величиной концевых сил и величиной крутящего момента, что зависит также от местоположения КУБТ в бурильной колонне.
Из решения уравнения Гринхилла, связывающего длину полуволны с крутящим моментом М кр, следует, что имеющие место в процессе буре-ния значения М кр практически ( с погрешностью менее 0,01 %) не влияют на длину полуволн или полувитков. Следовательно, последние можно оп-ределять без учета М кр при любых зенитных углах.
Длину полуволны или полувитка 
вращающейся колонны в скважине с любым зенитным углом можно найти по формуле Р.Х. Санникова [3]
, (6.8)
где все величины известны из предыдущего.
Знак перед F в подкоренном выражении берется плюс для растягивающих сили минус – для сжимающих. Перед внутренним корнем знак берется из условия существования решения.
Коэффициент а вычисляется по (6.3).
Для труб, нагруженных осевыми растягивающими силами, при зенитных углах 
, меньших предельного, определяемого по (6.2), перед внутренним корнем должен быть взят знак плюс. При увеличении с нуля до 
величина увеличивается со значения, определяемого выражением
, (6.9)
до бесконечности независимо от величины F. Это означает, что с этого момента
изгиб вращающихся труб невозможен даже в отсутствии растягивающих сил. Трубы в дальнейшем будут вращаться только вокруг своей оси, центробежные силы при этом исчезнут.
Для растянутых невращающихся труб (6.8) запишется в виде
. (6.10)
Нетрудно усмотреть, что при любом знаке перед внутренним корнем уравнение (6.10) решения не имеет. Это означает, что невращающиеся растянутые трубы под действием растягивающих сил изгибаться не могут.
Для сжатых вращающихся труб перед F должен быть взят знак минус. До тех пор, пока 
, решение уравнения существует лишь при положительном знаке перед внутренним корнем. Следовательно, уравнение для этого случая будет иметь вид
. (6.11)
При увеличении с нуля до 
величина непрерывно растет со значения, определяемого выражением
, (6.12)
до значения 
. (6.13)
При дальнейшем увеличении до 
, определяемого (6.6), выражение под внутренним корнем уравнения (6.11) становится равным нулю, и последнее принимает вид
. (6.14)
Для сжатых невращающихся труб (6.8) запишется в виде
. (6.15)
Легко увидеть, что решение (6.15) существует лишь при знаке минус перед внутренним корнем. При увеличении с нуля до , равного
, (6.16)
будет увеличиваться со значения, определяемого (6.13) до значения (6.14).
При дальнейшем увеличении зенитного угла, определяемого (6.2) для растянутых труб, (6.6) – для сжатых вращающихся труб и (6.16) – для сжатых невращающихся труб, выражения под квадратными корнями в (6.11), (6.12), (6.10) и (6.15) становятся отрицательными. Это означает, что нарушились исходные предпосылки относительно влияния зенитного угла на вращение и изгиб труб. Трубы при этом опрокидываются на нижнюю стенку скважины и занимают безразличное к зенитному углу положение. Поскольку в условиях действия сжимающих сил трубы не могут сохранить прямолинейную форму равновесия, то они изгибаются по плоской форме с образованием полуволн. Полуволны при этом располагаются в одной плоскости, проходящей через ось и горизонтальный диаметр скважины (при отсутствии перекосов в соединениях труб), что известно под названием « изгиб змейкой». При этом полуволны имеют возможность вращаться только вокруг своей продольно изогнутой оси.
В дальнейшем α перестает влиять на lпв. Поэтому, полагая в (6.8) и во
всех последующих формулах α 0 и ω = 0, получим формулу (6.13). На-чиная с этого момента длина lпв будет оставаться постоянной при условии,
что будет оставаться неизменной Fсж. Это имело бы место в том случае, если Fсж представляла собой сосредоточенную силу , приложенную к верхнему концу полуволны – именно из этих условий и была получена формула (6.13). Однако, поскольку Fсж представляет собой распределенную по длине УБТ осевую сжимающую силу, то Fсж по мере увеличения α будет уменьшаться, а lпв, соответственно, – увеличиваться в направлении снизу вверх. Поэтому следует определять последовательно длины нескольких полуволн.
В частном случае, если основная ступень УБТ состоит лишь из одной полуволны (например, при малой нагрузке на долото), т.е. 
, то подставляя в (6.17) и (6.18) значение сжимающей нагрузки одной полуволны 
и решая последние относительно 
, получим:
; (6.17)
(6.18)
В общем виде (6.17) и (6.18) можно записать как
(6.19)
Следовательно, моменту скачкообразного уменьшения 
соответствует снижение коэффициента 
со значения 2,70 до значения 2,15.
В формулах (6.17) – (6.19) 
- осевая составляющая веса УБТ в среде жидкости, определяется с учетом величины зенитного угла в данном интервале:
, (6.20)
- коэффициент, учитывающий зенитный угол и силы трения при спуске бурильной колонны (или бурении), определяется по формуле
. (6.21)
Отметим, что в технической литературе значения коэффициента , полученные расчетным путем, могут изменяться от 1,94 (при наличии над сжатыми трубами растянутого участка длиной не менее 
) до 2,65.
Приведенные результаты справедливы для бурильных труб, располо-женных на наклонно-прямолинейных участках скважины. Есть и другие особенности вида вращения и формы изгиба труб на искривленных участ-ках. Так, вращение труб вокруг оси скважины маловероятно, если полувол-на или полувиток не вписываются по геометрическим параметрам в эти участки.
Другая особенность состоит в изгибе сжатых труб на участках сниже-ния зенитного угла. На них предельный зенитный угол прихода изогнутых труб в контакт с верхней стенкой участка зависит, кроме отмеченных выше факторов, еще и от радиуса искривления участка, угла охвата труб, коэффициента трения, точнее – от сочетания численных значений этих факторов. Этот вопрос будет более подробно рассмотрен ниже, после объяснения движения сжатых бурильных труб на этом участке.
Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 1775; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!