Осевые и скручивающие нагрузки

Определяющие факторы

Осевые и скручивающие нагрузки определяют:

• · Оборудование, требуемое на буровой
• · Траекторию скважины
• · Состав КНБК (тип долота, тип вращательного механизма, яс)
• · Нейтральную точку компоновки
• · Параметры бурового раствора

В итоге совокупность этих факторов определяет буримость скважины и её экономическую целесообразность.

Главными причинами нагрузок на бурильную колонну являются силы, действующие от стенок ствола скважины: силы трения, силы реакции опоры. Эти силы зависят от:

• · Веса бурильной колонны
• · Силы натяжения буровой колонны
• · Жесткости бурильных труб
• · Динамической вибрации
• · Гидравлики (плавучести)
• · Литологии
• · Температуры

Потери на трение

Существует два типа фрикционных потерь во время бурения:

• · Потери крутящего момента
• · Потери веса

Потери момента определяются, как разница между моментом, измеренным на буровой площадке и моментом на долоте — потери на трение при вращательном движении (вектор силы трения находится в плоскости, ортогональной оси бурильной колонны).

Потери веса определяются, как разница между весом бурильной колонны в воздухе и весом во время спускоподъемных операций — потери на трение при скольжении (вектор силы трения направлен вдоль оси бурильной колонны).

Теоритически, эти трения должны быть равны, но на практике невозможно сделать такой вывод в виду того, что эти величины могут быть измерены лишь косвенно (как разница на долоте и над забоем). На практике трение при скольжении, как правило, меньше, чем трение при вращении, так как вибрации бурильной колонны вызывают отскоки от стенок скважины, частично устраняя трение.

Коэффициент трения определяется смазывающей способностью бурового раствора, обсадкой скважины и литологией и варьируется, как правило, от 0.1 до 0.5. Коэффициент трения масляного бурового раствора на 0,05−0,1 меньше, чем водного. Также роторное бурение легче безроторного, так как не приходится постоянно преодолевать трение покоя.

Коэффициенты трения можно косвенно определить, используя скорость проходки и скорость вращения, а также забойную нагрузку на долоте и момент на забое.

Таблица 1.

Эмпирически полученные коэффициенты трения стенок бурильной колонны от ствола скважины в некоторых регионах.

Существует великое множество различных мероприятий в той или иной степени снижающих коэффициент трения в той или иной степени. Это и различные присадки, добавляемые в буровой раствор, и твердые лубриканты (шарики могут уменьшить трение, но их требуется постоянно добавлять, так как они плохо вымываются из скважины), также банальное добавление нефти или отработанного масла в раствор.

Одним из наиболее эффективных методов является оптимизация траектории скважины, то есть уменьшение её кривизны, плавный набор зенитного угла и изменение азимута (особенно актуально в скважинах с большим отходом). Данный курс мероприятий положительно сказывается на условиях бурения, однако следует учитывать, что бурильщику тяжело удерживать постоянным зенитный угол менее 10 градусов, также компоновка в силу действия сил упругости испытывает тенденцию к набору/сбросу угла в зависимости от оборудования компоновки и углов залегания пластов пород. Если пласт залегает под малым углом по отношению к компоновке, велика вероятность скольжения долота по его поверхности и, как следствие, отклонение от плановой траектории.

Ещё один способ уменьшения трения — это использование переводников, которые содержат невращающуюся муфту, установленную на подшипниках.

Также резкое уменьшение потерь наблюдалось после использования высоких концентраций волокнистых материалов, предназначенных для ликвидации поглощений, которые, по-видимому, формируют «подложку», которая намного уменьшает трение о стенки (получено эмпирически).

Прочие методы уменьшения трения:

• · Очистка ствола скважины
• · Использование протекторов со сверхнизкими коэффициентами трения
• · Использование стабилизаторов
• · Роторное бурение. Следует учитывать, что такой способ бурения не является «панацеей», так как трение обсадной колонны может быть критическим, ограничивающим фактором в скважинах с большим отходом. — [1]

Рис. 1. Стабилизаторы