Главная страница | Контакты | Случайная страница Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

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; N_у – мощность, развиваемая КБТ при вращении в устье скважины, кВт.

,

N_т – мощность, развиваемая при преодолении трения коронки о забой, кВт;

,

- усилие подачи, μ₀ – коэффициент трения породоразрушающего инструмента по горной породе, μ₀ = 0,2; R_и - средний радиус коронки, м

- внутренний диаметр алмазной коронки.

ω – угловая скорость, с^-1

Таблица 1

Угловая скорость при различных частотах вращения.

N_р – мощность, развиваемая при разрушении породы, кВт;

N – мощность, развиваемая при холостом вращении КБТ, кВт.

φ – коэффициент динамического трения (φ = 0,2÷0,3);

λ_у – поправочный коэффициент, учитывающий влияние упругих сил и собственного веса КБТ при вращении (λ_у = 0,6÷0,9);

D_с – 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

II. Момент вращения колонны бурильных труб в сжатой части, когда колонна ведет себя как жесткое тело.

,

где D_с – 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 γ_ж – 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

ω_e – переносная скорость вращения КБТ, с^-1;

,

k_ω – 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

Следовательно:

Результаты вычислений длины полуволны при различных значениях частот вращения и коэффициента уменьшения скорости приведены в таблице 4.

Таблица 4.

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

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

Обладая всеми необходимыми данными, вычислим момент вращения колонны бурильных труб в сжатой части, и результаты вычислений занесем в таблицу 7.

Таблица 7

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

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 D_с – 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.

ω_e – 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

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

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

Обладая всеми необходимыми данными, вычислим момент вращения колонны бурильных труб в сжатой части, и результаты вычислений занесем в таблицу 13.

Таблица 13

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.