Нижняя часть бурильной колонны бурильных труб оказывает влияние на процесс формирования оси скважины при бурении. Изгиб оси КНБК определяет характер распределения сил, действующих на долото. При этом важно не только знание сочетаний критических параметров (осевой нагрузки на долото, частоты вращения труб, скручивающего момента и других), но и значения осевой и поперечной сил, углов наклона долота и силы, действующей на долото.

Исследованию устойчивости форм равновесия бурильных колонн при бурении посвящены работы Л. С. Лейбензона, А. Н. Динника, С. И. Шищенко, Р. И. Шищенко, Г. М. Саркисова, Ц . Виллерса, А. Лубинского, П. В. Балицкого, А. Е. Сарояна, Л. Е. Симонянца, Е. Ф. Эпштейна, Н. Ф. Лебедева, И. А. Сесюнина, Н. Г. Середы, С. А. Ширинзаде, И. М. Аметова, М. Р. Мавлютова, Е. В. Шеберстова и многих других авторов.

В технической литературе по бурению опубликованы решения разных задач по устойчивости форм равновесия нижней части бурильной колонны. Однако при этом, как правило, получены приближенные решения, так как не учитывалось влияние сил собственного веса; принималось, что колонна труб — упругий стержень небольшой длины; не учитывалось совместное действие осевой нагрузки, сил собственного веса труб, центробежных сил, инерционных сил от движения бурового раствора и крутящего момента и т. д.

Условия работы нижней части бурильной колонны при бурении

При роторном способе бурения колонна передает вращение от стола ротора к долоту. При этом она испытывает совместное действие сил собственного веса труб, осевой нагрузки на долото, центробежных сил, сил инерции от движения бурового раствора внутри труб и в кольцевом пространстве, сил сжатия и растяжения от перепада давления в долотных отверстиях и скручивающего момента. При бурении скважин забойными двигателями, как правило, бурильная колонна не вращается. Трубы не испытывают действия центробежных сил, а перечисленные выше нагрузки действуют на бурильную колонну.

В процессе бурения скважины колонна изменяет форму движения своей оси. Например, равномерный износ труб по наружной поверхности может свидетельствовать, что бурильная колонна вращается вокруг собственной оси. При таких условиях центробежные силы не влияют на изгиб оси труб. Однако бурильная колонна будет совершать вращение вокруг собственной оси до тех пор, пока осевая нагрузка на долото не станет больше величины критической силы первого порядка и возникнет новая полуволна изгиба. Итак, при определении критических параметров (осевой нагрузки, частоты вращения и т. д.) необходимо учитывать отмеченные особенности работы труб в скважине.

Односторонний износ поверхности труб свидетельствует о вращении изогнутой колонны вокруг оси скважины. Практика бурения скважин показывает, что односторонний износ труб наблюдается в верхней части, а равномерный — в нижней части бурильной колонны.

Особенно часто наблюдаются случаи равномерного износа поверхности труб при бурении наклонных или криволинейных участков ствола. Таковы основные наиболее важные особенности взаимодействия бурильных труб со стенками скважины, которые учитываются при теоретических исследованиях.

О краевых и граничных условиях при изучении устойчивости форм равновесия колонны труб

Для того чтобы исследовать решение системы двух дифференциальных уравнений, необходимо назначить соответствующие краевые или граничные условия. Условия закрепления нижнего (долото) и верхнего (вкладыши ротора) концов бурильной колонны должны отражать специфику и конструктивные особенности названных устройств. В этом отношении вопрос об условиях закрепления концов бурильной колонны нуждается в изучении. Можно предположить следующее. Если используется шарошечное долото и над ним не установлен стабилизатор (центратор) номинального диаметра, то нижний конец бурильной колонны можно считать шарнирно опертым. Если же над долотом установлен полноразмерный стабилизатор (центратор, калибратор), то нижний конец бурильной колонны необходимо считать защемленным. Такие же условия закрепления нижнего конца реализуются, если при бурении используются долота истирающего типа (например, ИСМ).

Часто при выполнении различных технологических операций (при спуске обсадных колонн, спуске «хвостовиков», спуске «голого конца» бурильных труб) нижний конец колонны труб можно считать свободным.

Наконец, в более общем случае, когда при бурении используют сложные КНБК (с большим числом центраторов), нижний конец колонны труб имеет упругое закрепление, характер которого определяется специальным коэффициентом (и определяющим по промысловым данным). Условия закрепления верхнего конца колонны труб не оказывают влияния на величину критических параметров при большой длине бурильной колонны.

При малой глубине скважины изменение общей длины колонны труб сильнее влияет на величину критической силы, чем при большой глубине. Например, если глубина скважины равна 100 м, то критическая нагрузка на долото составляла 98,3 кН. Увеличение глубины скважины до 1000 м привело к уменьшению критической силы на 35 % (она стала равна 63,8 кН). Дальнейшее углубление скважины до 5000 м привело к уменьшению критической нагрузки на 11%, по сравнению с величиной силы на глубине 1000 м.

Рассмотрим еще один важный для практики случай, когда нижний конец бурильной колонны свободен. Такой вариант работы нижней части бурильной колонны встречается при проведении аварийных работ. Например, если в скважине при бурении произошел прихват нижней части бурильной колонны, то его освобождение и подъем труб из скважин осуществляется «левым» бурильным инструментом по частям. В скважину спускают «голый» конец бурильных труб с левой трубной резьбой, соединяются с оставшейся частью бурильной колонны. При этом особенно важно, чтобы при соединении труб нижняя часть бурильной колонных не изгибалась.

Полученное значение критической скорости движения жидкости имеет реальный порядок, поэтому колонна труб может потерять устойчивость прямолинейной формы равновесия и изогнуться в скважине.

Обобщением рассмотренных выше вариантов считается случай, когда верхний и нижний конец бурильной колонны имеют упругое закрепление. Необходимость исследования такой задачи обусловлена тем, что в реальных условиях долото нельзя считать идеальным шарниром, поскольку имеются связи при угловых перемещениях оси колонны. При установке над долотом полноразмерного калибратора не выполняются условия жесткого защемления, так как существуют реальные радиальные зазоры и, соответственно, есть радиальные смещения оси труб. Верхний конец бурильной колонны, находящийся во вкладышах ротора, тоже нельзя считать ни жестко защемленным, ни идеальным шарниром.

Естественно предположить, что верхний и нижний концы бурильной колонны имеют упругое закрепление, характер которого определяется специальными коэффициентами.

Можно отметить, что в литературе по общей теории устойчивости упругих систем коэффициенты, определяющие характер закрепления концов упругих стержней, называют коэффициентами защемления. По определению С. П. Тимошенко, численные значения таких коэффициентов равны реактивному моменту на соответствующем конце, возникающему при угле поворота этого конца, равном единице.

Из этих данных видно, что при малой глубине скважины изменение общей длины колонны труб сильнее влияет на величину критической силы, чем при большой глубине. Например, если глубина скважины 100 м, то критическая нагрузка на долото 98,3 кН. Увеличение глубины скважины до 1000 м привело к уменьшению критической силы на 35% (она стала равна 63,8 кН). Дальнейшее углубление скважины до 5000 м привело к уменьшению критической нагрузки на 11 % по сравнению с величиной силы на глубине 1000 м. Указанные изменения критических сил остаются справедливыми и при других условиях закрепления концов колонны.

Устойчивость форм равновесия насосно-компрессорных труб

Практика эксплуатации нефтяных и газовых скважин свидетельствует, что насосно-компрессорные трубы (НКТ) теряют устойчивость формы равновесия при различных условиях работы. Например, при ходе плунжера штангового насоса вверх НКТ, как правило, изгибаются если нижний конец труб не закреплен. Изгиб насосно-компрессорных труб приводит к тому, что в различных сечениях колонны появляются напряжения растяжения и сжатия, способствующие усталостному слому НТК.

При фонтанном способе эксплуатации возможен изгиб нижней части НКТ от давления пластового флюида.

Эксплуатацию скважин осуществляют через колонну насосно-компрессорных труб, закрепленную в нижней части в пакере. При этом необходимо учитывать влияние осевой силы (реакции в пакере) на изгиб НКТ. В общем случае необходимо учитывать влияние изменения давления и температуры пластового флюида при движении по колонне. Очень важно оценить влияние газосодержания в потоке движущегося флюида на устойчивость форм равновесия нижней части НКТ. Эти вопросы особенно важны также при разработке технологических рекомендаций при ликвидации газонефтеводопроявлений в процессе бурения (эксплуатации) скважин.

Установим связь давления двухфазной смеси при движении по колонне труб. Известно, что при подъеме газированной жидкости в скважине, газ расширяется из-за уменьшения давления и, следовательно, уменьшается плотность двухфазного потока. Следуя методике Р. И. Шищенко, Б. И. Есьману, рассмотрим случай, когда давление на забой и стенки скважины определяется давлением газированного раствора при изотермических условиях.

Приближенное исследование устойчивости колонны труб

При проведении спуско-подъемных операций в процессе бурения бурильные трубы, соединенные по три или четыре штуки, поднимают из скважины и устанавливают вертикально внутри буровой вышки в специальном месте (за «пальцем»). При этом важно использовать такую длину свечи, чтобы трубы не выпучивались. В практике бурения имеются случаи, когда установленные за «пальцем» трубы теряли устойчивость формы равновесия, изгибались и ломались внутри буровой, создавая аварийную ситуацию.

При определении критической длины свечи, по-прежнему, можно использовать решение уравнения с соответствующими условиями. Однако поскольку влияние сил собственного веса труб на изменение условной изгибной жесткости колонны в этом случае мало (из-за отсутствия растянутого участка), то можно воспользоваться энергетическим методом С. П. Тимошенко. Основные положения этого метода заключаются в следующем.

Определяют изменение энергии внутренних сил упругости для свечи труб

Отметим, что строгое исследование устойчивости форм равновесия нижней части бурильной колонны требует применения аппарата специальных функций. Однако даже в том случае, когда точное решение получено в явном аналитическом виде, оно может оказаться непригодным для практических расчетов и требует различных упрощений и выполнения численных аппроксимаций. Вместе с тем, можно использовать точные решения наиболее простых задач для получения аналогичных результатов в более сложных вариантах. Этот способ — принцип аналогии — эффективно используется при решении задач химической, макрокинетики, гидродинамики и других направлений. Отметим основные положения принципа аналогий применительно к решению задач упругой устойчивости нижней части бурильной колонны.

Рассмотрим изгиб нижней части бурильной колонны при совместном действии осевой нагрузки, сил собственного веса труб и центробежных сил, обусловленных вращением колонны вокруг оси скважины. Специальными лабораторными (Н. А. Середа) и промысловыми (Н. А. Сидоров) экспериментами установлено, что в процессе бурения скважины роторным способом возможны три режима вращения колонны бурильных труб:

- бурильные трубы в наклонной скважине вращаются вокруг собственной оси и действие центробежных сил можно не учитывать;
- бурильные трубы в вертикальной скважине вращаются вокруг оси скважины и в этом случае необходимо учитывать влияние центробежных сил;
- при некоторых сочетаниях параметров режима бурения, типоразмеров долот и УБТ наблюдаются биения при вращении бурильной колонны и в этом случае необходимо учитывать взаимодействие изгибных, продольных и крутильных колебаний труб.

Устойчивость водоотделяющей колонны при бурении скважин в море

Освоение морских нефтяных и газовых месторождений и успешность ведения буровых работ определяется, в основном, работоспособностью подводного оборудования. Важный элемент этого оборудования — водоотделяющая колонна. Соединяя подводное устье скважины и плавучее буровое основание она позволяет успешно вести строительство скважины на море. В течение всего времени строительства водоотделяющая колонна находится в напряженном состоянии, обусловленном многообразием действующих сил. В частности, в течение всего времени бурения она находится под воздействием волн и течений, направление и величина которых непрерывно изменяются. Во время шторма и качки плавучего основания возникают изгибные и продольные колебания: колонна при этом растягивается и сжимается. Кроме того, в море колонна труб испытывает изгиб от действия сил собственного веса. Названные силовые факторы действуют одновременно, поэтому исследование напряженного состояния водоотделяющей колонны затруднено.

Конструкция водоотделяющей колонны включает скользящие телескопические соединения, гидравлические амортизаторы, шаровые шарнирные узлы и другие устройства. Телескопические соединения устанавливают, как правило, в верхней части колонны над ротором для компенсации вертикальных колебаний плавучего основания. Для этой же цели служат гидравлические амортизаторы, с помощью которых водоотделяющая колонна крепится к плавучему основанию. Шаровые шарнирные узлы устанавливают вверху и внизу колонны для компенсации угловых отклонений оси колонны; существующие конструкции шаровых шарниров допускают изгиб оси до 10°. В современных плавучих платформах фактический угол перекоса оси водоотделяющей колонны контролируется с помощью специальных индикаторов.

Теоретические основы расчета нефтепромыслового оборудования разработаны недостаточно, несмотря на увеличение объемов морского бурения. Отсутствуют методики расчета на прочность и устойчивость таких систем.
В технической литературе имеется несколько публикаций по этим вопросам. В частности, в американской технической литературе широко известны работы Р. Д. Грэма, М. А. Фроста, И. С. Уилхойта, которые провели детальный анализ колебаний колонны бурильных труб при глубоководном бурении. Детально выяснено влияние сил демпфирования морской воды и сил энергии, обусловленных движением бурового раствора внутри труб на колебания колонны.

В качестве примера расчета определен период свободных колебаний ствола при глубине моря 40 м, когда водоотделяющая колонна состоит из труб с наружным диаметром 630 и 530 мм.

Ствол скважины составляют следующие колонны: направление из труб 426 Х 11 мм, кондуктор из труб 324 X 10 мм, обсадная колонна из труб 245 Х 10 мм, эксплуатационная колонна из труб 140 X 10 мм. Кроме того, в скважину спущены насосно-компрессорные трубы 60 X 5 мм и на устье установлена фонтанная арматура весом 1300 Н.

Свободностоящий ствол скважины возвышается над уровнем моря на 10 м, а нижний конец заглублен в грунт на 2 м. При условии волнения моря до пяти баллов по формуле частота собственных колебаний ствола оказалась равной 11 с. Максимальные напряжения изгиба по решению уравнения оказались равными 138 МПа, что составляет 91% от максимально допустимых для принятого материала труб.

З. Г. Керимов, М. Г. Копейнис с соавторами исследовали динамику водоотделяющей колонны и плавучей платформы с буровой установкой (ППБУ) при совместном действии течения и бортовой качки судна.

Принимается, что в процессе бурения водоотделяющая колонна представляет собой тяжелый упругий стержень с шарнирно закрепленными концами. В условиях шторма колонна отсоединяется от устья скважины и оказывается свободно подвешенной на ППБУ и, соответственно, изменяются граничные условия. При исследовании деформации колонны учитывались влияние усилий натяжных канатов между стояком и платформой, действие инерционных сил от колебаний труб, бурового раствора, внешние воздействия от волнового давления и течения воды.

*