ПОРІВНЯЛЬНЕ ОЦІНЮВАННЯ ІНТЕГРАЛЬНОГО ОПОРУ РУХОВІ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ НА КРИВОЛІНІЙНІЙ ДІЛЯНЦІ СВЕРДЛОВИНИ
DOI:
https://doi.org/10.31471/1993-9868-2026-2(46)-50-69Ключові слова:
weight-based model; model without bending stiffness; model with bending stiffness; contact reactions; tool joints; axial compression.Анотація
Проведено порівняльне оцінювання інтегральної сили тертя бурильної колони під час повільного переміщення вниз без обертання на плоскій криволінійній ділянці свердловини з двома прямолінійними продовженнями. Зіставлено три механічні моделі: вагову модель, у якій нормальну реакцію визначають за поперечною складовою ефективної ваги; модель без згинальної жорсткості, яка додатково враховує зміну напряму осьової сили; модель із згинальною жорсткістю, що визначає деформовану вісь та області контакту. Тертя описано законом Амонтона–Кулона. Розрахункова серія охоплює ділянки набору зенітного кута від 30° до 75° та від 45° до 60° за інтенсивностей 5, 10 і 15° на 30 м, колони зі звичайних і товстостінних бурильних труб та три варіанти контактної геометрії: без замків і з двома положеннями їхнього періодичного ряду. Загальна довжина ділянки становить 500 м; довжини прямолінійних продовжень однакові. Замки змінюють лише контактний діаметр; для кожного типу труб їхню кількість, усереднену вагу та згинальну жорсткість збережено незмінними. На верхньому кінці задано стискальне зусилля 5 кН; коефіцієнт тертя становить 0,35, густина промивального розчину – 1200 кг/м³. Виконано 108 основних розрахунків та відповідні повтори з чисельним уточненням. Вагова модель занижувала інтегральну силу тертя на 7,05–25,43% відносно моделі без згинальної жорсткості. Для колон без замків інтегральні сили тертя за моделями без згинальної жорсткості та із згинальною жорсткістю практично рівні; для колон із замками відхилення становило від −0,83 до +1,64% щодо моделі без згинальної жорсткості. Аналіз відновлених контактних полів для характерної конфігурації показав, що близькість інтегральних сил для колони без замків супроводжується відривом від стінки поблизу меж ділянки набору зенітного кута та компенсацією різниць тертя на окремих частинах ділянки. За наявності замків знак сумарного відхилення визначається співвідношенням внесків прямолінійних і криволінійної ділянок; зміщення ряду змінює також поперечну граничну умову на верхньому кінці. Модель без згинальної жорсткості може бути прийнятною для інтегрального розрахунку, якщо отримані відхилення відповідають його допуску. Модель із згинальною жорсткістю потрібна для аналізу деформування й місцевого контакту. Висновки обмежено дослідженими умовами стиску; стійкість конфігурацій, єдиність гілки рівноваги та незалежність від протяжності розрахункової області не перевірено
Завантаження
Посилання
1.Shi, X., & et al. (2022). Optimal design of drag reduction oscillators by considering drillstring fatigue and hydraulic loss in sliding drilling. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208, Article 109572. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109572
2.Slabyi, O., Hrydzhuk, Y., Kondur, T., & Mokhnii, I. (2023). Simulation model of a drill string with an axial vibration generator installed. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, (3), 49–60. https://doi.org/10.69628/pdogf/3.2023.49
3.Slabyi, O. O., Hrydzhuk, Ya. S., Tsaruk, V. F., Kondur, T. I., & Mokhnii, I. Yu. (2024). Vyznachennia optymalnoho mistsia roztashuvannia heneratora osovykh kolyvan v burylnii koloni [Determination of the optimal placement location of the axial oscillation generator in the drill string]. Naftohazova Enerhetyka, (1(41)), 86–95. https://doi.org/10.31471/1993-9868-2024-1(41)-86-95 (in Ukrainian)
4.Johancsik, C. A., Friesen, D. B., & Dawson, R. (1984). Torque and drag in directional wells—Prediction and measurement. Journal of Petroleum Technology, 36(6), 987–992. https://doi.org/10.2118/11380-PA
5.Mason, C. J., & Chen, D. C.-K. (2007). Step changes needed to modernize T&D software. Paper presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands. https://doi.org/10.2118/104609-MS
6.Aadnoy, B. S., Fazaelizadeh, M., & Hareland, G. (2010). A 3D analytical model for wellbore friction. Journal of Canadian Petroleum Technology, 49(10), 25–36. https://doi.org/10.2118/141515-PA
7.Bembenek, M., & et al. (2024). An analytical–numerical model for determining “drill string–wellbore” frictional interaction forces. Energies, 17(2), Article 301. https://doi.org/10.3390/en17020301
8.Mitchell, R. F., & Samuel, R. (2009). How good is the torque/drag model? SPE Drilling & Completion, 24(1), 62–71. https://doi.org/10.2118/105068-PA
9.Mirhaj, S. A., Kaarstad, E., & Aadnoy, B. S. (2016). Torque and drag modeling; Soft-string versus stiff-string models. Paper presented at the SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE. https://doi.org/10.2118/178197-MS
10. Rocheleau, D. N., & Dareing, D. W. (1992). Effect of drag forces on bit weight in high-curvature well bores. Journal of Energy Resources Technology, 114(3), 175–180. https://doi.org/10.1115/1.2905938
11.Mayouf, M., & Hadjadj, A. (2022). A stiff-string model for torque and drag analysis in directional wells. Arabian Journal for Science and Engineering, 47(9), 12089–12102. https://doi.org/10.1007/s13369-022-06881-8
12.Yang, D., Rahman, M. K., & Chen, Y. (2008). Bottomhole assembly analysis by finite difference differential method. International Journal for Numerical Methods in Engineering, 74(9), 1495–1517. https://doi.org/10.1002/nme.2221
13.Arbatani, S., & et al. (2016). An approach to directional drilling simulation: Finite element and finite segment methods with contact. Computational Mechanics, 57(6), 1001–1015. https://doi.org/10.1007/s00466-016-1274-2
14.Yang, C., & et al. (2021). A highly efficient beam-in-beam large sliding contact method for flexible multibody dynamics. Computational Mechanics, 67(4), 1155–1175. https://doi.org/10.1007/s00466-021-01984-9
15.Goicoechea, H. E., Buezas, F. S., & Rosales, M. B. (2019). A non-linear Cosserat rod model for drill-string dynamics in arbitrary borehole geometries with contact and friction. International Journal of Mechanical Sciences, 157–158, 98–110. https://doi.org/10.1016/j.ijmecsci.2019.04.023
16.Zhu, X., & et al. (2015). New analysis theory and method for drag and torque based on full-hole system dynamics in highly deviated well. Mathematical Problems in Engineering, 2015, Article 535830. https://doi.org/10.1155/2015/535830
17.Tengesdal, N. K., Fotland, G., Holden, C., & Haugen, B. (2023). Modeling of drill string dynamics in directional wells for real-time simulation. SIMULATION, 99(12), 1235–1248. https://doi.org/10.1177/00375497231175927
18.Mahjoub, M., Dao, N.-H., & Menand, S. (2019). Modeling the effect of axial oscillation tools in torque and drag computations. Paper presented at the SPE/IADC International Drilling Conference and Exhibition, The Hague, The Netherlands. https://doi.org/10.2118/194133-MS
19.Miska, S. Z., & et al. (2015). Dynamic soft string model and its practical application. Paper presented at the SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition, London, England, UK. https://doi.org/10.2118/173084-MS
20.Samuel, R., & Huang, W. (2020). Dynamic torque and drag model. Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Virtual. https://doi.org/10.2118/201629-MS
21.Liyanarachchi, S., & Rideout, G. (2024). Improved stiff string torque and drag prediction using a computationally efficient contact algorithm. Mathematical and Computer Modelling of Dynamical Systems, 30(1), 417–443. https://doi.org/10.1080/13873954.2024.2348152
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2026 Нафтогазова енергетика
TЦя робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution-ShareAlike 4.0 International License.
.png)
1.png){kind=logo}
