logo search
Учебное пособие НБНиГС

12. Силы сопротивления перемещению труб в скважине

В искривленных скважинах вследствие прижатия труб к стенкам ствола при перемещении колонны нужно прилагать дополнительные усилия, величина которых зависит от особенностей профиля. Зная величину этих дополнительных усилий, можно определить соответствует ли нагрузка на крюке при подъеме и спуске инструмента расчетной (нет ли посадок и затяжек), а в процессе бурения задавать осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент с учетом снижения ее от потерь на трение. Кроме того, при проектировании профиля скважины необходимо стремиться к тому, чтобы дополнительные усилия, необходимые для перемещения колонны труб по стволу, были минимальными.

В общем случае сила трения Fтр, действующая на колонну труб в скважине, определяется по двучленному закону

Fтр = μP + s, (128)

где P – нормальная сила прижатия колонны к стенке скважины; μ – коэффициент трения; s – распределенная сила сопротивления перемещению, не зависящая от нормальной силы.

Однако расчеты по этой методике сложны в определении распределенной силы сопротивления. Поэтому на практике используются упрощенные формулы.

Сила прижатия колонны труб на наклонных прямолинейных участках ствола Pq определяется ее весом и рассчитывается по формуле

Pq = q · l · sin θ, (129)

где l – длина прямолинейного участка; q – вес единицы длины труб; θ – зенитный угол скважины на интервале.

Сила трения колонны труб о стенки скважины и удерживающая ее от перемещения определяется из выражения

Fтр = μ · q · l · sin θ, (130)

а осевая составляющая веса колонны Сq, стремящаяся переместить ее по стволу может быть определена по формуле

Cq = q · l · cos θ. (131)

При некотором предельном значении зенитного угла θпр колонна начнет движение.

Величина этого угла может быть найдена из условия

Сq = Fтр = q · l · cos θпр = q · l · sin θпр · μ, (132)

откуда μ = ctg θпр.

Величина коэффициента трения μ колеблется в пределах от 0,2 до 0,4 в зависимости от состояния стенок скважины, смазывающих свойств бурового раствора, свойств горных пород. Отсюда θпр = 69-79о. Таким образом, при нормальных условиях (отсутствие сужений ствола, желобов, уступов) колонна труб будет опускаться в скважину под действием собственного веса при зенитных углах по крайней мере до 69о. При больших зенитных углах потребуется ее проталкивание по скважине весом вышележащих труб, находящейся в вертикальной и с малым зенитным углом частях ствола.

На искривленных участках скважины сила прижатия колонны труб к стенке равна геометрической сумме силы прижатия за счет веса колонны Pq и силы Fн, возникающей за счет натяжения колонны. Последняя может быть определена по формуле

Fн = P(θн - θк), (133)

где P – натяжение колонны в рассматриваемом сечении; θн - θк - соответственно начальный и конечный зенитные углы интервала.

На интервалах, где зенитный угол скважины увеличивается, при натяжении колонны вверх силы Рq и Fн действуют в противоположных направлениях, в результате прижимающая сила уменьшается. На интервалах уменьшения зенитного угла ствола направление действия сил Рq и Fн совпадает.

Приращения осевых усилий в колонне бурильных труб при их движении по стволу на различных интервалах плоскоискривленной наклонно направленной скважины определяются по следующим формулам [10].

На прямолинейном наклонном участке:

Pв = Рн + q · l (cos θ + μ sin θ); (134)

Сoc = Pc + q · l (cos θ - μ sin θ). (135)

На участках увеличения зенитного угла:

Pв = Pн exp (μΔθ) + q · R [sin θк exp (μΔθ) - sin θн]; (136)

Сос = Pc exp (-μΔθ)+qR[sin (θк + 2arctg μ) – sin (θн + 2 arctg μ) exp (-μΔθ)].

(137)

На участках уменьшения зенитного угла

Pв = Pн exp (-μΔθ) + q · R [sin (θн – 2 arctg μ) – – sin (θк – 2 arctg μ) exp (-μΔθ)];

(138)

Сoc = Pc exp (μΔθ) + q · R [sin θн exp (μΔθ) – sin θк], (139)

где Pв – усилие растяжения, приложенное к верхнему концу участка колонны на рассматриваемом интервале;

Pн – усилие растяжения на нижнем конце интервала;

Pc – усилие сжатия, приложенное к верхнему концу интервала;

Сос – осевое усилие сжатия на нижнем конце интервала;

q – вес единицы длины труб с учетом сил Архимеда;

R – радиус кривизны рассматриваемого участка профиля скважины;

θ – средний зенитный угол интервала;

θн и θк – соответственно зенитные углы в начале и конце интервала;

Δθ – приращение зенитного угла на интервале (берется по абсолютной величине);

μ – коэффициент трения.

Таким образом, при бурении наклонно направленных скважин, особенно при значительных проектных отходах, возникают определенные проблемы, связанные с созданием требуемой нагрузки на породоразрушающий инструмент, увеличением крутящего момента на роторе, повышением нагрузки на буровое оборудование. Уменьшить влияние этих отрицательных факторов можно за счет снижения веса колонны бурильных труб, используя, например, ЛБТ, уменьшения коэффициента трения путем ввода в буровой раствор смазывающих добавок, оптимизации профиля скважины.

Наиболее рациональным с энергетической точки зрения профилем является максимально приближенный к цепной линии. Вид цепной линии принимает ось свободно подвешенной колонны бурильных труб, нижний конец которой отведен в сторону на некоторую величину, равную, например, проектному отходу скважины.

Как показывают расчеты по приведенной выше методике и экспериментальные исследования, нагрузка на крюке при подъеме колонны из скважины, пробуренной по трехинтервальному профилю с третьим прямолинейным участком, существенно зависит от зенитного угла скважины. Максимальное значение эта нагрузка имеет место при зенитных углах около 30о, а затем начинает снижаться. В скважинах с зенитным углом более 55о нагрузка на крюке становится меньше веса колонны. Для четырехинтервального типа профиля с участком уменьшения зенитного угла нагрузка на крюке при подъеме инструмента на 5 – 14% более, чем для скважин с трехинтервальным типом профиля при прочих равных условиях [1].