| | Введение Одним из важнейших факторов, принимаемых во внимание при проектировании КНБК, является общее количество УБТ и толстостенных бурильных труб, необходимое для создания требуемой нагрузки на долото. Согласно общепринятой практике бурения вертикальных скважин, обычные бурильные трубы на должны подвергаться воздействию сжимающих нагрузок (рекомендации Лубинского (Lubinski), 1950 г.). Для этого необходимо обеспечить, чтобы вес УБТ и толстостенных труб в буровом растворе превышал максимальную нагрузку на долото. Данный подход применялся и в отношении наклонно-направленных скважин с малым углом отклонения. Следует помнить, что в наклонно-направленных скважинах сила тяжести направлена вертикально вниз, поэтому нагрузку на долото обеспечивает только составляющая веса элементов КНБК, направленная по оси ствола. Исходя из этого следует, что для обеспечения высокой нагрузки на долото при бурении скважины с большим углом отклонения от вертикали необходимо использовать дорогостоящую КНБК большой длины, способную исключить сжатие бурильной трубы. Однако в соответствии с общепринятой практикой, бурение такой скважины производится с использованием КНБК практически такого же веса, как и при выполнении скважины с малым углом отклонения. Для расчета требуемого веса КНБК для бурения скважин с большим углом отклонения использовались различные эмпирические формулы. Данные формулы не имеют научного обоснования, а нацелены только на подтверждение общепринятых идей. В действительности при выполнении скважин с большим углом отклонения бурильные трубы подвергались большим сжимающим нагрузкам. Результаты анализов искривления бурильных труб, проведенных рядом исследователей (в частности, Досоном (Dawson) и Пэсли (Paslay)), показывают, что бурильные трубы могут выдерживать значительные сжимающие нагрузки в скважинах малого диаметра с большим углом отклонения ввиду наличия опоры, обеспечиваемой нижней стенкой ствола. При бурении горизонтальных скважин бурильная труба практически всегда подвергается воздействию сжимающих нагрузок, что не приводит к повреждению трубы. |
| 9.1 | Составляющие силы, направленные по оси ствола |
| | Возьмем, к примеру, элемент КНБК небольшой длины с массой W. Действительный вес в буровом растворе = W(BF), где BF = коэффициент потери веса в буровом растворе. Составляющая веса, действующая по оси ствола = W(BF) cos Q, где Q — угол отклонения ствола от вертикали. |
| | Примечание. В данной главе Q обозначает угол отклонения от вертикали, а I обозначает осевой момент инерции. |
| | Если КНБК не вращается, то сила трения FFR, воздействующая на элемент КНБК вверх по стволу, определяется по формуле: FFR = μ N где μ — коэффициент трения, N — сила противодействия между элементом КНБК и стенкой скважины, направленная по нормали. Если нормальная сила противодействия зависит только от собственного веса элемента КНБК, то N = W(BF) sin Q и, следовательно, FFR = m W(BF) sin Q Таким образом, эффективная доля веса данного элемента КНБК в нагрузке на долото определяется следующим образом: WBIT = W(BF)(cos Q – m sinQ) |
| | | |
| | Рис. 9-1 |
| 9.2 | Требуемый вес КНБК для роторных компоновок |
| | При относительном движении двух контактирующих поверхностей сила трения скольжения на каждой поверхности действует вдоль линии этого движения и направлена в противоположную сторону. Таким образом, при вращении КНБК силы трения преимущественно действуют по окружности в направлении, противоположном направлению вращения (крутящего момента), причем вдоль оси ствола (осевая нагрузка) действует лишь незначительная составляющая данной силы. Результаты скважинных измерений нагрузки на долото инструментами ИПБ подтверждают, что при вращении КНБК осевое сопротивление приводит лишь к незначительному уменьшению нагрузки на долото. Для принятия в расчет данного явления в упрощенной форме может вводиться коэффициент запаса. Расчет нагрузки на долото для всей КНБК без учета осевого сопротивления может быть выполнен следующим образом: WBIT = WBHA(BF) cos Θ где WBHA — полный вес КНБК в воздухе, а WBIT — нагрузка на долото. Таким образом, если не предполагается использование бурильных труб для работы в условиях сжатия, то |
| | Требуемый вес КНБК (в воздухе) | = | максимальная нагрузка на долото ´ коэффициент запаса |
| | коэффициент потери веса в буровом растворе ´ cos Q |
| | cos Q — косинус угла отклонения скважины от вертикали. |
| | Коэффициент запаса = 1+ | запас в процентных долях | |
| | | |
| | К примеру, при запасе 10% результат расчета коэффициента запаса по данной формуле составит 1,1. Пример При бурении скважины диаметром 17‑1/2 дюйма для выполнения участка набора кривизны с углом отклонения 30° требуется обеспечить нагрузку на долото 45 000 фунтов. При этом необходимо рассчитать требуемый вес КНБК в воздухе для исключения воздействия сжимающих нагрузок на бурильную трубу. Плотность бурового раствора составляет 10 фунтов/галл. Запас принимается равным 10%. |
| | Требуемый вес КНБК = | 45 000 ´ 1,1 | |
| | 0,847 ´ cos 30° | |
| |  Требуемый вес в воздухе = 67 500 фунтов (приблизительно). Принимается, что колонна состоит из труб диаметром 9-1/2 дюйма общей длиной 180 футов и удельным весом 220 фунтов/фут, инструмента ИПБ диаметром 9-1/2 дюйма и весом 3 400 фунтов и труб диаметром 8 дюймов общей длиной 90 футов и удельным весом 154 фунтов/фут. Требуется определить необходимое количество толстостенных бурильных труб диаметром 5 дюймов. Общий вес секции УБТ = (180 ´ 220) + 3400 + (90 ´ 154) фунтов = 56 860 фунтов. Требуемый вес толстостенных бурильных труб = 67 500 фунтов — 56 860 фунтов = 10 640 фунтов. Вес одной толстостенной трубы диаметром 5 дюймов = 1 480 фунтов. |
| | Требуемое количество толстостенных труб = | 10 640 | = 7,2. |
| | 1 480 |
| | Таким образом, требуется не менее 8 толстостенных бурильных труб. |
| 9.2.1 | Упражнения по расчету веса КНБК |
| | Во всех следующих примерах принимается, что бурильные трубы не подвергаются воздействию сжимающих нагрузок, а осевое сопротивление не учитывается. a. Определение веса в воздухе для расчета требуемой нагрузки на долото |
| | | | | | | | | | |
| | Требуемая нагрузка на долото | Плотность бурового раствора | Угол отклонения скважины | Запас | Вес в воздухе |
| 1. | 40 000 фунтов | 13 фунтов/галл. | 20° | 10% | |
| 2. | 40 000 фунтов | 16 фунтов/галл. | 20° | 10% | |
| 3. | 40 000 фунтов | 13 фунтов/галл. | 48° | 10% | |
| 4. | 40 000 фунтов | 13 фунтов/галл. | 20° | 15% | |
| 5. | 20 000 фунтов | 13 фунтов/галл. | 20° | 10% | |
| | b. Определение количества труб, необходимого для обеспечения требуемого веса в воздухе. 1. Требуемый вес в воздухе 62 000 фунтов, используется 6 УБТ с наружным диаметром 7 дюймов и внутренним диаметром 2 дюйма. Требуется определить необходимое количество толстостенных труб диаметром 4,5 дюйма. 2. Требуемый вес в воздухе 62 000 фунта, необходимо использовать 30 толстостенных труб диаметром 4,5 дюйма. Требуется определить необходимое количество УБТ с наружным диаметром 7‑1/4 дюйма и внутренним диаметром 2-1/2 дюйма. 3. Требуемый вес в воздухе 35 000 фунтов, используется 2 УБТ с наружным диаметром 7‑1/2 дюйма и внутренним диаметром 2 дюйма, 3 УБТ с наружным диаметром 6 дюймов и внутренним диаметром 2‑1/2 дюйма. Требуется определить необходимое количество толстостенных труб диаметром 3-1/2 дюйма. |
| 9.3 | Воздействие сжимающих нагрузок на бурильную трубу |
| | Рассмотрим следующий пример. Выполняется участок набора кривизны диаметром 12‑1/4 дюйма в твердой породе с использованием долота с твердосплавными вставками. Нагрузка на долото должна составлять 50 000фунтов. Угол отклонения скважины от вертикали 60°, плотность бурового раствора 11 фунтов/галл. Необходимо рассчитать требуемый вес КНБК в воздухе для исключения воздействия сжимающих нагрузок на бурильную трубу. Запас принимается равным 15%. |
| | Требуемый вес КНБК = | 50 000 ´ 1,15 | = 138 200 фунтов. |
| | 0,832 ´ cos 60° |
| | Данная величина приблизительно соответствует весу десяти УБТ диаметром 8 дюймов или, как вариант, шести муфт диаметром 8 дюймов и 44 толстостенных труб. Такая компоновка не является целесообразной в плане ее длины, жесткости и стоимости. |
| 9.3.1 | Критическая нагрузка продольного изгиба |
| | Досон (Dawson) и Пэсли (Paslay) разработали следующую формулу расчета критической продольной нагрузки на бурильную трубу: |
| |  |
| | Где E — модуль упругости; I — осевой момент инерции; W — погонный вес в буровом растворе; Q — угол отклонения ствола скважины от вертикали; r — радиальный зазор между трубой и стенкой ствола. При достижении сжимающей нагрузкой величины FCR возникает синусоидальный продольный изгиб трубы. Указанная выше формула расчета синусоидального продольного изгиба может использоваться для составления графиков и таблиц значений, аналогичных тем, что представлены на страницах с 9-12 по 9-15. Труба не подвергается продольному изгибу, если величина сжимающей нагрузки при заданном угле отклонения скважине ниже кривой допустимых нагрузок на графике. Устойчивость трубы к продольному изгибу в наклонно-направленной скважине объясняется тем, что стенки скважины выступают в качестве опоры для трубы и ограничивают ее деформацию по всей длине. Нижняя стенка ствола образует собой лоток, исключающий даже малейшее смещение трубы относительно ее начального прямого положения. |
| 9.3.1.1 | Расчет критической продольной нагрузки |
| | Графики и таблицы, представленные на страницах с 9-12 по 9-15, приведены для конкретных значений диаметра скважин, диаметра бурильной трубы из стали S135 и плотности бурового раствора. Ниже показан пример расчета критической продольной нагрузки. Принимается, что при бурении скважины диаметром 8‑1/2 дюйма с углом отклонения 50° используется бурильная труба диаметром 4‑1/2 дюйма номинальным погонным весом 16,6 фунтов/фут (ориентировочный вес 17,98 фунтов/фут). Плотность бурового раствора принимается равной 14 фунтов/галл. |
| | 1. Модуль упругости стали Е составляет 29 ´ 106 фунтов/кв. дюйм. |
| | 2.  |
| | Внутренний диаметр бурильной трубы равен 3,826 дюйма. Данная информация приведена на стр. 6 стандарта API RP7G (издание 1990 г.).   дюйма4 |
| | 3. Значения веса для различных диаметров бурильных труб приведены на страницах 13-17 стандарта API RP7G в колонке под заголовком «Approx Wt.» (Приблизительный вес). В формуле W — погонный вес в буровом растворе (фунтов/дюйм). Вес в воздухе = 17,98 фунтов/фут = 1,498 фунтов/дюйм. Коэффициент потери веса в буровом растворе плотностью 14 фунтов/галл. = 0,786. W = 1,498 ´ 0,786 = 1,178 фунтов/дюйм. |
| | 4. sin 50° = 0,766 |
| | 5. Радиальный зазор = 1/2 (ДИАМЕТР СКВАЖИНЫ – НД ТРУБЫ) Радиальный зазор = 1/2 (от 8,5 дюйма до 4,5 дюйма) = 2 дюйма Значения, полученные в пунктах 1-5, могут быть подставлены в формулу. |
| | Критическая нагрузка продольного изгиба = 22 400 фунтов. |
| 9.3.1.2 | Упражнения по расчету критической продольной нагрузки |
| | Расчет продольной критической нагрузки бурильной трубы производится в следующих случаях. |
| | 1. Диаметр ствола = 8-1/2 дюйма 4-1/2 дюйм. бурильная труба класса Е с приблизительным погонным весом 18,37 фунтов/фут Угол отклонения ствола = 60° Плотность бурового раствора = 11,5 фунтов/галл. |
| | 2. Диаметр ствола = 6 дюймов 3-1/2 дюйм. высокопрочная бурильная труба с приблизительным погонным весом 14,7 фунтов/фут Угол отклонения ствола = 80° Плотность бурового раствора = 11 фунтов/галл. |
| 9.4 | Расчет веса КНБК при воздействии сжимающей нагрузки на бурильную колонну |
| | Это означает, что при выполнении скважин малого диаметра с большим углом отклонения нагрузка на долото может быть частично образована сжимающей нагрузкой на бурильную трубу без каких-либо последствий. Предполагается, что при использовании обычной бурильной трубы не менее 90% критической продольной нагрузки будет участвовать в формировании нагрузки на долото. Нагрузка на долото WBIT рассчитывается по следующей формуле, где WBHA — полный вес КНБК в воздухе, FCR — критическая нагрузка продольного изгиба: WBIT (SF) = WBHA (BF) cosQ + 0,9 FCR  Следует отметить, что в данной формуле не учитывается осевое сопротивление. Продолжая пример на стр. 9‑7, снова рассчитаем требуемый вес КНБК с учетом того, что бурильная труба подвергается воздействию сжимающих нагрузок. Принимается, что диаметр бурильной трубы равен 5 дюймов. Согласно таблице на стр. 9-12 критическая нагрузка продольного изгиба для бурильной трубы диаметром 5 дюймов при выполнении скважины диаметром 12‑1/4 дюйма и углом отклонения 60° составляет 26 000 фунтов. По вышеприведенной формуле получается:  WBHA = 82 000 фунтов (приблизительно). Таким образом, требуемый вес КНБК в воздухе составляет 82 000 фунтов. Данное значение более приемлемо, чем вес 138 000 фунтов, рассчитанный на стр. 9‑7. Графики и таблицы, приведенные на страницах с 9-12 по 9-15, составлены для плотности бурового раствора 10,7 фунтов/галл. При этом изменения плотности бурового раствора практически не влияют на величину критической продольной нагрузки, поэтому приведенные величины могут использоваться для плотности бурового раствора до 14 фунтов/галл., что не будет приводить к значительным погрешностям. При плотности бурового раствора более 14 фунтов/галл. значения критической продольной нагрузки должны пересчитываться. |
| 9.4.1 | Упражнения по расчету веса КНБК |
| | В следующих примерах принимается, что бурильная труба может подвергаться воздействию сжимающих нагрузок, которые не превышают 90% от критической продольной нагрузки. Для всех случаев принимается, что в колонне используется бурильная труба диаметром 5 дюймов из стали марки S135. Исходя из этого, следует определить критическую продольную нагрузку по графикам на стр. с 9‑12 по 9‑15 и рассчитать требуемый вес КНБК в воздухе. 1. Требуемая максимальная нагрузка на долото = 50 000 фунтов, отклонение ствола от вертикали = 50°, плотность бурового раствора = 12 фунтов/галл., диаметр скважины 12‑1/4 дюйма, коэффициент запаса = 10%. 2. Требуемая максимальная нагрузка на долото = 60 000 фунтов, отклонение ствола от вертикали = 45°, плотность бурового раствора = 11 фунтов/галл., диаметр скважины 12‑1/4 дюйма, коэффициент запаса = 10%. 3. Требуемая максимальная нагрузка на долото = 45 000 фунтов, отклонение ствола от вертикали = 65°, плотность бурового раствора = 14 фунтов/галл., диаметр скважины 8‑1/2 дюйма, коэффициент запаса = 15%. Предполагается, что колонна включает трубы диаметром 6‑1/2 дюйма общей длиной 200 футов (включая стабилизаторы и т. п.) и погонным весом 96 фунтов/фут. Требуется определить необходимое количество толстостенных бурильных труб диаметром 5 дюймов. 4. Требуемая максимальная нагрузка на долото = 50 000 фунтов, отклонение ствола от вертикали = 55°, плотность бурового раствора = 13 фунтов/галл., диаметр скважины 12‑1/4 дюйма, коэффициент запаса = 10%. Предполагается, что колонна включает в свой состав трубы диаметром 8 дюймов общей длиной 100 футов и погонным весом 150 фунтов/фут и трубы диаметром 6‑1/2 дюйма общей длиной 93 фута и погонным весом 99 фунтов/фут. Требуется определить необходимое количество толстостенных бурильных труб диаметром 5 дюймов. |
| Анализ продольной нагрузки Бурильная труба диаметром 5 дюймов в стволе диаметром 12,25 дюйма |
| НД бурильной трубы: | 5,00 дюймов | 127,00 мм | |
| ВД бурильной трубы: | 4,21 дюйма | 104,93 мм | |
| Вес бурильной трубы: | 21,92 фунтов/фут | 32,26 кг/м | |
| Расчетный ВД бурильной трубы: | 4,1025 дюйма | 104,20 мм | |
| Плотность бурового раствора: | 1,28 кг/л | 10,68 фунтов/галл. | |
| Диаметр скважины: | 12,25 дюйма | 311,15 мм | |
| Угол отклонения скважины: | 90,00 град. | | |
| Критическая нагрузка продольного изгиба: | 124,92 кН | | |
| Увеличение угла отклонения: | | | | | | | |
| Продольная нагрузка, кН: | 8,71 | 34,9 | 52,1 | 63,6 | 73,1 | 81,2 | 88,3 |
| Продольная нагрузка, килофунты: | 1,96 | 8,3 | 11,7 | 14,3 | 16,4 | 18,3 | 19,9 |
| Увеличение угла отклонения: | | | | | | | |
| Продольная нагрузка, кН: | | 94,6 | 100,2 | 105,0 | 109,3 | 113,1 | 116,2 |
| Продольная нагрузка, килофунты: | | 21,3 | 22,5 | 23,6 | 24,6 | 25,4 | 26,1 |
| Увеличение угла отклонения: | | | | | | | |
| Продольная нагрузка, кН: | | 118,9 | 121,1 | 122,8 | 124,0 | 124,7 | 124,9 |
| Продольная нагрузка, килофунты: | | 26,7 | 27,2 | 27,6 | 27,9 | 28,0 | 28,1 |
УГОЛ ОТКЛОНЕНИЯ (град.)
| Анализ продольной нагрузки Толстостенная бурильная труба диаметром 5 дюймов в стволе диаметром 12,25 дюйма |
| НД бурильной трубы: | 5,00 дюйма | 127,00 мм | |
| ВД бурильной трубы: | 3,00 дюйма | 76,20 мм | |
| Вес бурильной трубы: | 49,30 фунтов/фут | 73,57 кг/м | |
| Расчетный ВД бурильной трубы: | 2,57 дюйма | 65,38 мм | |
| Плотность бурового раствора: | 1,28 кг/л | 10,68 фунтов/галл. | |
| Диаметр скважины: | 12,25 дюйма | 311,15 мм | |
| Угол отклонения скважины: | 90,00 град. | | |
| Критическая нагрузка продольного изгиба: | 247,82 кН | | |
| Увеличение угла отклонения: | | | | | | | |
| Продольная нагрузка, кН: | 18,01 | 73,2 | 103,3 | 126,1 | 144,9 | 161,1 | 175,2 |
| Продольная нагрузка, килофунты: | 4,05 | 16,4 | 23,2 | 28,3 | 32,6 | 36,2 | 39,4 |
| Увеличение угла отклонения: | | | | | | | |
| Продольная нагрузка, кН: | | 187,7 | 198,7 | 208,4 | 216,9 | 224,3 | 230,6 |
| Продольная нагрузка, килофунты: | | 42,2 | 44,7 | 46,8 | 48,8 | 50,4 | 51,8 |
| Увеличение угла отклонения: | | | | | | | |
| Продольная нагрузка, кН: | | 235,9 | 240,2 | 243,6 | 245,9 | 247,4 | 247,8 |
| Продольная нагрузка, килофунты: | | 53,0 | 54,0 | 54,8 | 55,3 | 55,6 | 55,7 |
УГОЛ ОТКЛОНЕНИЯ (град.)
| Анализ продольной нагрузки Бурильная труба диаметром 5 дюймов в стволе диаметром 8,5 дюйма |
| НД бурильной трубы: | 5,00 дюйма | 127,00 мм | |
| ВД бурильной трубы: | 4,21 дюйма | 104,93 мм | |
| Вес бурильной трубы: | 21,92 фунтов/фут | 32,26 кг/м | |
| Расчетный ВД бурильной трубы: | 4,1025 дюйма | 104,20 мм | |
| Плотность бурового раствора: | 1,28 кг/л | 10,68 фунтов/галл. | |
| Диаметр скважины: | 8,5 дюйма | 215,90 мм | |
| Угол отклонения скважины: | 90,00 град. | | |
| Критическая нагрузка продольного изгиба: | 124,92 кН | | |
| Увеличение угла отклонения: | | | | | | | |
| Продольная нагрузка, кН: | | 53,1 | 74,9 | 91,5 | 105,1 | 116,9 | 127,1 |
| Продольная нагрузка, килофунты: | | 11,9 | 16,8 | 20,6 | 23,6 | 26,3 | 28,6 |
| Увеличение угла отклонения: | | | | | | | |
| Продольная нагрузка, кН: | | 136,2 | 144,1 | 151,2 | 157,4 | 162,7 | 167,3 |
| Продольная нагрузка, килофунты: | | 30,6 | 32,4 | 34,0 | 35,4 | 36,6 | 37,6 |
| Увеличение угла отклонения: | | | | | | | |
| Продольная нагрузка, кН: | | 171,2 | 174,3 | 176,7 | 178,4 | 179,4 | 179,8 |
| Продольная нагрузка, килофунты: | | 38,5 | 39,2 | 39,7 | 40,1 | 40,3 | 40,4 |
УГОЛ ОТКЛОНЕНИЯ (град.)
| Анализ продольной нагрузки Толстостенная бурильная труба диаметром 5 дюймов в стволе диаметром 8,5 дюйма |
| НД бурильной трубы: | 5,00 дюйма | 127,00 мм | |
| ВД бурильной трубы: | 3,00 дюйма | 76,20 мм | |
| Вес бурильной трубы: | 49,3 фунтов/фут | 73,37 кг/м | |
| Расчетный ВД бурильной трубы: | 2,57 дюйма | 65,38 мм | |
| Плотность бурового раствора: | 1,28 кг/л | 10,68 фунтов/галл. | |
| Диаметр скважины: | 8,5 дюйма | 215,90 мм | |
| Угол отклонения скважины: | 90,00 град. | | |
| Критическая нагрузка продольного изгиба: | 356,68 кН | | |
| Увеличение угла отклонения: | | | | | | | |
| Продольная нагрузка, кН: | | 105,3 | 148,6 | 181,5 | 208,6 | 231,9 | 252,2 |
| Продольная нагрузка, килофунты: | | 23,7 | 33,4 | 40,8 | 46,9 | 52,1 | 56,7 |
| Увеличение угла отклонения: | | | | | | | |
| Продольная нагрузка, кН: | | 270,1 | 286,0 | 299,9 | 312,2 | 322,8 | 331,9 |
| Продольная нагрузка, килофунты: | | 60,7 | 64,3 | 67,4 | 70,2 | 72,6 | 74,6 |
| Увеличение угла отклонения: | | | | | | | |
| Продольная нагрузка, кН: | | 339,6 | 354,8 | 350,6 | 354,0 | 356,0 | 356,7 |
| Продольная нагрузка, килофунты: | | 76,3 | 77,7 | 78,8 | 79,6 | 80,0 | 80,2 |
УГОЛ ОТКЛОНЕНИЯ (град.)
| 9.4.2 | Выводы по воздействию сжимающих нагрузок на бурильную трубу |
| | q При бурении вертикальных скважин обычная бурильная труба НЕ ДОЛЖНА подвергаться воздействию сжимающих нагрузок независимо от диаметра ствола. Таким образом, для обеспечения требуемой нагрузки на долото с учетом запаса следует использовать КНБК соответствующего веса. q В скважинах большого диаметра (16 дюймов и более) бурильная труба не должна подвергаться воздействию сжимающих нагрузок. q В скважинах меньшего диаметра на участках с большим углом отклонения (более 45°) бурильная труба может спускаться под действием сжимающих нагрузок для обеспечения требуемой нагрузки на долото при условии, что сжимающая нагрузка не превышает критическую продольную нагрузку. Критическая нагрузка продольного изгиба соответствует минимальной сжимающей нагрузке, вызывающей продольный изгиб бурильной трубы. q В расчетах должен приниматься коэффициент запаса 10% для учета осевого сопротивления (трения) в стволе. При этом осевое сопротивление не является решающим фактором при бурении в роторном режиме. q Вышесказанное относится к роторным компоновкам. Это также применимо и в отношении систем с управляемым двигателем при их использовании в роторном режиме. При использовании управляемых систем преимущественно в роторном режиме с небольшими участками, выполняемыми в режиме направленного бурения, расчет требуемого веса КНБК может производиться по этому же методу. При вероятности выполнения длинных участков в режиме направленного бурения необходимо рассчитать осевое сопротивление в стволе с использованием компьютерной программы расчета скручивающих и осевых нагрузок. В этом случае рекомендуется провести инженерные расчеты в отношении требуемого веса КНБК. |
| 9.5 | Требуемый вес КНБК при работе без вращения бурильной колонны |
| | Как указывалось выше, при вращении бурильной колонны величина продольной составляющей трения скольжения (осевого сопротивления) мала, и для принятия ее во внимание в расчеты веса КНБК достаточно ввести коэффициент запаса. Трение бурильной колонны при использовании роторных компоновок влияет, главным образом, на крутящий момент. При бурении без вращения бурильной колонны, как, например, при использовании управляемой системы в режиме направленного бурения, влияние осевого сопротивления может увеличиться и, следовательно, необходимо определять величину трения бурильной колонны. Расчеты с учетом трения скольжения производятся по упрощенной формуле, приведенной на странице 9-4. Подробный анализ трения бурильной колонны, несомненно, более сложен и должен принимать во внимание ряд факторов, включая кривизну ствола. |
| 9.5.1 | Компьютерные модели трения бурильной колонны |
| | Надлежащий анализ трения бурильной колонны возможен только с использованием компьютерной программы. Данные программы позволяют производить анализ трения бурильной колонны для роторного бурения, а также для бурения без вращения бурильной колонны. Практически все программы моделирования трения бурильной колонны основаны на так называемой модели «пластичной колонны», впервые упомянутой в работах Йоханчика (Johancsik) и др. Данная модель основана на ряде упрощающих предположений и рассматривает бурильную колонну как совокупность дискретных элементов. Данная модель позволяет решать уравнения равновесия нормальной составляющей силы взаимодействия бурильной колонны со стенкой ствола в нижней части каждого элемента бурильной колонны, при этом сила трения определяется исходя из величины нормальной составляющей силы взаимодействия с учетом нагрузок в верхней части данного элемента колонны. Данные вычисления проводятся поочередно для каждого элемента колонны, в результате чего получают следующие данные: q значения нагрузки на крюке и роторного момента; q значения нормальной составляющей силы взаимодействия бурильной колонны со стенками ствола для всех элементов колонны; q средние значения скручивающих и растягивающих нагрузок, воздействующих на каждый элемент колонны. |
| 9.5.2 | Программа расчета скручивающих и осевых нагрузок компании Baker Hughes INTEQ |
| | Данная программа, разработанная подразделением ET Drilling Research Group, используется для расчета скручивающих и осевых нагрузок по известному или рассчитанному коэффициенту трения (коэффициенту трения скольжения). Данная программа также позволяет рассчитывать коэффициент трения при известных значениях скручивающей нагрузки или нагрузки на крюке. Расчеты выполняются с использованием традиционной модели «пластичной колонны», либо с учетом изгиба элементов бурильной колонны. Точность расчетов с использованием данного ПО подтверждена результатами полевых наблюдений. Исходные и выходные данные могут выражаться в единицах измерения США или метрических единицах, а их наборы определяются пользователем. Основные области применения Данная программа может использоваться для следующих целей: q оптимизация траектории скважины для сведения к минимуму скручивающих и осевых нагрузок; q текущий или ретроспективный анализ проблем; q определение проектных ограничений для бурильной колонны. Требуемые исходные данные 1. описание элементов бурильной колонны (НД, ВД, бурильный замок и характеристики материала); 2. результаты инклинометрии (фактические результаты или расчеты); 3. коэффициенты трения или значения фактической нагрузки на крюке или скручивающей нагрузки (для расчета коэффициента трения). Выходные данные Значения нагрузок и моментов рассчитываются для определенных точек бурильной колонны на интервале от роторного стола до долота. Данные значения могут выводиться как в виде таблиц (сводных или подробных), так и в виде графиков: q осевая нагрузка (на забое, при направленном бурении); q нагрузка при подъеме колонны; q нагрузка под действием собственного веса колонны; q нагрузка при вращении колонны над забоем; q нагрузка при бурении (на забое, при вращении); q крутящий момент при вращении колонны над забоем; q бурильный момент. |
| 9.5.2.1 | Типовые коэффициенты трения бурильной колонны о стенки ствола |
| Характер ствола | Тип бурового раствора |
| | На водной основе | На нефтяной основе |
| Обсаженный | 0,17-0,28 | 0,10-0,16 |
| Необсаженный | 0,23-0,44 | 0,13-0,26 |
| 9.5.2.2 | Использование программы расчета скручивающих и осевых нагрузок для определения веса КНБК |
| | Программа расчета скручивающих и осевых нагрузок используется для множества целей, однако ее основным применением является анализ целостности конструкции бурильной колонны и сравнительный анализ проектов горизонтальных или сложных наклонно-направленных скважин. Данная программа также может использоваться для проверки точности расчетов веса КНБК для обычных наклонно-направленных скважин. Данная программа позволяет производить расчет осевого сопротивления для невращающихся компоновок и определять расположение нейтральной точки бурильной колонны. Кроме того, эта программа производит расчеты сил, действующих на бурильную трубу, и сигнализирует о значениях сжимающей нагрузки, превышающих критическую нагрузку продольного изгиба бурильной трубы. |
| 9.5.3 | Расчет веса КНБК для компоновок с управляемым двигателем |
| | Расчет веса КНБК для управляемых компоновок, используемых для выполнения типовых наклонно-направленных скважин, зачастую необязателен по двум причинам. 1. Нагрузка на долото обычно мала, в частности, при использовании долота PDC. 2. При бурении без вращения бурильной колонны труба не испытывает циклические напряжения, характерные для роторного бурения. Из этого следует, что изгибающие нагрузки не являются критическими при бурении без вращения бурильной колонны. При этом, тем не менее, необходимо избегать спиралевидного смятия труб. Спиралевидная деформация наблюдается при FCR = 1,41, где FCR — сжимающая нагрузка, приводящая к синусоидальному продольному изгибу. Таким образом, при определении требуемого веса КНБК с использованием метода расчета веса для роторного бурения результаты данного расчета будут действительны для управляемых систем, используемых в режиме направленного бурения, за исключением случаев выполнения скважин со сложной траекторией, в которых наблюдается чрезвычайно высокое осевое сопротивление. Уменьшение длины и веса КНБК для управляемых систем согласно стандартной практике не приводит к повышению степени риска повреждения бурильной колонны даже при выполнении длинных интервалов в режиме направленного бурения. |
| 9.6 | Дополнительные упражнения по расчету веса КНБК |
Приложение 
Таблицы весов
| 5.1 | Погонный вес утяжеленных бурильных труб (фунтов/фут) |
| УБТ | ВД | 1 дюйм | 1-1/4 дюйма | 1-1/2 дюйма | 1-3/4 дюйма | 2 дюйма | 2-1/4 дюйма | 2-1/2 дюйма | 2-13/16 дюйма | 3 дюйма | 3-1/4 дюйма | 3-1/2 дюйма | 3-3/4 дюйма |
| НД | | | | | | | | | | | | | |
| 3 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 3-1/8 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 3‑1/4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 3-1/2 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 3-3/4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 4-1/8 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 4-1/4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 4-1/2 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 4-3/4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 5 дюймов | | | | | | | | | | | | | |
| 5-1/4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 5-1/2 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 5-3/4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 6 дюймов | | | | | | | | | | | | | |
| 6-1/4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 6-1/2 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 6-3/4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 7 дюймов | | | | | | | | | | | | | |
| 7-1/4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 7-1/2 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 7-3/4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 8 дюймов | | | | | | | | | | | | | |
| 8-1/4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 8-1/2 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 9 дюймов | | | | | | | | | | | | | |
| 9-1/2 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| 9-3/4 дюйма | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
q Данные взяты из стандарта API RP-7G.
| 5.2 | Толстостенные бурильные трубы — группа II |
| Номинальный диаметр, дюймы | Внутренний диаметр, дюймы | Соединение, дюймы | Ориентировочный погонный вес, фунтов/фут | Момент затяжки, фут-фунт | Объем, барр./ 100 футов | Вытесняемый объем, барр./ 100 футов |
| 3-1/2 дюйма | 2-1/16 | N.C.38 (3-1/2 I.F.) | 25,3 | 9 900 | 0,421 | 0,921 |
| 4 дюйма | 2-9/15 | N.C.40 (4 F.H.) | 29,7 | 13 250 | 0,645 | 1,082 |
| 4-1/2 дюйма | 2-3/4 | N.C.46 (4 I.F.) | 41,0 | 21 800 | 0,743 | 1,493 |
| 5 дюймов | | N.C.50 (4-1/2 I.F.) | 49,3 | 29 400 | 0,883 | 1,796 |
q Данные взяты из Руководства по буровым компоновкам компании Drilco.
Наши рекомендации
