4.6.4. Крутящий момент и касательные напряжения

При вращательном способе бурения бурильная колонна нагружается крутящим моментом М_кр, вызывающим касательные напряжения, которые повышают общее напряженное состояние труб. По длине колонны они распределены неравномерно и зависят от большого множества факторов. Наименьший по величине М_кр имеет место при бурении забойными двигателями без вращения труб. На забое он равен реактивному моменту, численно равному моменту на долоте М_д. Распространяясь от забоя, он постепенно гаснет из- за трения о труб стенки скважины и буровой раствор. Если момент трения по длине колонны (например, при большой глубине бурения), он гаснет, не достигая устья скважины. При реактивный момент достигает устья и при не застопоренном роторе вызывает его левое вращение. Обычно это имеет место при малой текущей глубине бурения, в вертикальных скважинах, при бурении высокомоментными забойными двигателями и долотами.

Крутящий момент на вращение долота можно найти по формуле

, (4.42)

где М_уд и М_х– соответственно удельный момент на долоте и момент на вращение ненагруженного долота; G_д – осевая нагрузка на долото.

Значения М_уд в зависимости от свойств горных пород и соответствующих им буровых долот различных конструкций могут быть приняты следующие:

– для трехшарошечных долот 3 – 5, 4 – 8 и 7 – 12 Нм/кН при бурении соответственно твердых, средней твердости и мягких пород;

– для одношарошечных долот 10 – 20 Нм/кН;

– для лопастных, типа PDC, алмазных и фрезерных долот 15 – 25 Нм/кН.

Нижние значения М_уд принимаются для более твердых, а верхние -для более мягких пород. Величину М_х можно приближенно найти по эмпирической формуле

Нм, (4.43)

где D_д – диметр долота, м.

При бурении обычным роторным способом или с использованием верхнего привода, т.е. с вращением бурильной колонны, наибольший М_кр имеет место у устья скважины и равен

, (4.44)

где М_тр – суммарный момент трения по всей длине колонны.

Бурильную колонну периодически подвергают вращению также в процессе бурения забойными двигателями (в целях предупреждения прихвата), в процессе промывки скважины перед ее подъемом (для лучшей очистки ствола скважины от шлама, ее стенок от рыхлой корки и т.д), при подходе к забою с новым долотом. Иногда бурение ведется с постоянным вращением колонны. Следовательно, вращение бурильной колонны в настоящее время связано не столько со способом, сколько с общей технологией бурения. В таких случаях, помимо напряжений растяжения и изгиба, необходимо учитывать также касательные напряжения, обусловленные крутящим моментом как при роторном бурении. Причем, с точки зрения механической прочности труб продолжительность вращения не имеет значения, а влияет, главным образом, на их износ.

Величина М_тр определяется силами прижатия труб к стенке скважины F_пр и коэффициентом трения при вращении f_вр в контакте между ними. F_пр и f_вр сами зависят от большого множества факторов, но при прочих равных условиях определяются характером вращения и формой изгиба труб. Последние, в свою очередь, зависят от диаметра скважины и величины зенитного угла на участке расположения труб, частоты вращения бурильной колонны, геометрических и массовых характеристик труб. Однако этот вопрос изучен пока недостаточно, отсутствует хоть какая- либо приемлемая методика расчета М_тр. В связи с этим ниже приводится разработанная профессором Санниковым Р.Х. методика приближенного расчета М_тр применительно к процессу бурения или вращения бурильной колонны при ненагруженном долоте. При расчете М_тр приняты следующие допущения:

- вид вращения и характер изгиба труб в общем случае носят вероятностный характер и устанавливаются в зависимости от конкретных условий с учетом описанных выше положений и ограничений;

- М_тр определяется F_пр (к стенкам скважины или ранее спущенной обсадной колонны), радиусом вращения труб R_вр и f_вр между контактирующими поверхностями;

- F_пр распределяется по длине колонны пропорционально массовой характеристике труб и других элементов бурильной колонны; при вращении труб вокруг оси скважины F_пр зависит от частоты переносного движения ω, вклад которого в F_пр пропорционален ω².

- удельный момент трения труб М_т.уд. от величины F_пр, R_вр и ω не зависит и определяется по характерным участкам бурильной колонны;

- R_вр определяется характером вращения и изгиба труб и выбирается в зависимости от конкретных условий по описанным выше рекомендациям;

- при вращении труб вокруг оси скважины за R_вр можно принять половину диаметра скважины: . (4.45)

- при вращении растянутых труб вокруг своей оси можно принять

, (4.46)

где D_з1 и D₁– наружные диаметры бурильного замка и труб;

- для сжатой КНБК за R_вр принимается наружный радиус УБТ

. (4.47)

- поскольку при вращении труб заклинивающий и скоблящий эффекты (как при СПО) практически отсутствуют, то с учетом динамичности процесса бурения справедливо соотношение f_б < f_спо , можно принять f_б /f_спо= 0,6 – 0,7;

Суммарный М_тр при вращении труб определяется как сумма моментов трения М_трi на характерных участках: . (4.48)

Если М_тр рассчитывается применительно к процессу бурения, то F_пр определяется как для спуска колонны с учетом динамичности процесса (путем принятия соответствующего значения f_б). В случае, если М_тр рассчитывается применительно к процессу промывки перед подъемом колонны с вращением, F_пр определяется как для подъема колонны без учета динамичности. При этом за базовые значения коэффициента трения f_баз могут быть приняты данные, которые приведены в [3] для различных горных пород. Поскольку в одном и том же интервале могут залегать различные по механическим и абразивным свойствам горные породы,

то предварительно значения f_баз уточняются (осредняются) с учетом доли каждого вида

отложений в данном интервале (т.е. их весовых характеристик).

Ниже приведены формулы для расчета М_тр применительно к процессу бурения. Дополнительные индексы при М_тр означают: пр –прямолинейный участок; нзу – участок набора зенитного угла; н.ст и в.ст. – при прижатии труб соответственно к нижней и верхней стенке скважины; сзу – участок снижения зенитного угла.

На прямолинейном участке момент трения вычисляется по формуле

. (4.49)

Если растянутые трубы прижаты к нижней стенке, момент трения на участке набора зенитного угла можно найти по формуле

. (4.50)

Когда растянутые трубы прижаты к верхней стенке

. (4.51)

Если растянутые трубы расположены на участке снижения зенитного угла, то

. (4.52)

Для УБТ, расположенных на нижней стенке участка снижения зенитного угла и нагруженных осевыми сжимающими силами, момент трения рассчитывается по формуле

. (4.53)

Определяется по (4.48) суммарный момент трения по всей длине бурильной колонны

Вычисляется суммарный крутящий момент на устье скважины по (4.44).

М_кр вызывает касательные напряжения , которые определяются по формуле

 =М_кр / W_р, (4.54)

где W_р –полярный момент сопротивления сечения, определяемый по формуле .

(4.55)