Проверочный расчет КБТ при бурении с дополнительной нагрузкой

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«Якутский государственный университет им М.К. Амосова»

Технический институт (филиал) кафедра ТиТР МПИ

Контрольная работа №1

По дисциплине: «Буровые машины и механизмы»

Тема

Проверочный расчет КБТ при бурении с дополнительной нагрузкой

Выполнил: ст. гр. ТиТР-06

Пляховский С.

Нерюнгри 2009г.

1. Описательная часть

Колонна бурильных труб (КБТ) предназначена для соединения породоразрушающего инструмента (ПРИ), работающего на забое скважины с буровым станком, смонтированным на поверхности, и передает на ПРИ осевое усилие и крутящий момент и выполняет ряд других функций. По бурильным трубам в скважину поступает буровой и при необходимости, тампонажный растворы.

По заданию дан типоразмер бурильных труб ТБСУ–85. Трубы изготавливаются из стали марки Д16Т с поверхностной закалкой ТВЧ и по согласованию с заказчиком из углеродистой стали марки 45 группы прочности Д. Замковые соединения изготавливают из стали 40ХМ, толщина стенок труб от 3,5 до 6 мм (трубы диаметром 43 и 55). В работе была выбрана сталь марки 36X2C.

Трубы бурильные стальные универсальные с приварными замками (ТБСУ) применяются при поисках и разведке на твердые полезные ископаемые и воду для бурения скважин колонковым и бескерновым способом твердосплавными и алмазными коронками, долотами всех видов, в том числе с применением забойных гидро- и пневмоударников; при инженерно-геологических изысканиях; ремонте нефтяных и газовых скважин; для вращательного бурения дегазационных и технологических скважин при подземной разработке пластов горных пород; в строительстве.

ТБСУ с приваренными замками созданы взамен стальных труб муфтово-замкового (СБТМ) и труб ниппельного (СБТН) соединений и сочетают в себе преимущество первых (замковая резьба) и вторых (гладкая снаружи колонна).

Таблица 1. Техническая характеристика бурильных труб ТБСУ–85

D и d – наружный и внутренний диаметр гладкой части бурильной трубы, мм;

t – толщина стенки, мм;

D' – наружный диаметр соединений БТ, мм;

q' – линейная плотность бурильных труб с учётом высадок и резьбовых соединений, кг/м³
;

E– модуль продольной упругости материала БТ (для стали);

2. Расчетная часть

Определение положения «нулевого» сечения КБТ

«Нулевым сечением (сечение 0-0) называется расстояние от забоя скважины до точки на КБТ, где нормальные (осевые) напряжения равны нулю (σ_р
=σ_сж
=0), и определяется длиной сжатой части КБТ

Z_О-О
=,

где С – осевая нагрузка на ПРИ, С=25000Н;

₂
–коэффициент, учитывающий плотность БР и материала БТ

₂
=_м
,

где –плотность бурового раствора (БР), кг/м³
, кг/м³
;

_
плотность материала бурильных труб, кг/м³
, _
кг/м³
;

₂
=1-1200/7800=0,85;

₃
– коэффициент, учитывающий искривление скважины в вертикальной плоскости н=90˚-80˚=10˚; к=н +I·L, где I – интенсивность искривления скважины, ⁰
/м I = 0,02; L – глубина скважины, м L = 50; к=10+0,02·50 = 11,0˚;

ср=(н +к)/2= (10˚+11,0˚)/2= 10,50˚;

_
cosср= cos10,50=0,98;

q'- линейная плотность бурильных труб с учётом высадок и резьбовых соединений, q'=7,47 кг/м³
;

g- ускорение свободного падения, g=9,8 м/с²;

Z_О-О
=25000/(0,85·0,98·7,47·9,8)=410,67м;

«Нулевое» сечение находится выше устья скважины и Z_O
–
O
> L, и бурение производится дополнительной нагрузкой.

При бурении с дополнительной нагрузкой:

- для сечения 1 – 1 (устье скважины) Z₁
= Z_о-о
L, м;

- для сечения 2 – 2 (забой скважины) Z₁
= Z_о-о
, м.

Бурение с дополнительной нагрузкой КБТ

Участок 1-1 (устье скважины)

Этот участок является наиболее опасным и здесь КБТ испытывает напряжения сжатия, изгиба и кручения.

Напряжение сжатия равно

_сж
= , Па

где P_доп
– дополнительное усилие, создаваемое механизмом подачи бурового станка, для получения необходимой осевой нагрузки на ПРИ, Н; F– площадь сечения гладкой части БТ, м²
.

Дополнительное усилие, создаваемое механизмом подачи бурового станка, равно Р_доп
= СG·g, Н

где С– данная по заданию осевая нагрузка на ПРИ, 25000Н; G – масса КБТ, G = α₂
·α₃
·q'·L, G = 0,85·0,98·7,47·50=310,59 кг

Р_доп
=25000 – 310,59·9,8= 21956,17 H;

Площадь сечения гладкой части бурильной трубы определяется по формуле

F=0,785·(D²
–d²
), м²

где D и d – наружный и внутренний диаметр гладкой части бурильной трубы, м берём из таблицы 1.

F=0,785·(0,055²
–0,046²
)= 7,14·10^-4
м²
;

_сж
= 21956,17/7,14·10^-4
=30769689,74 Па = 30,76 Мпа;

Напряжение изгиба равно

_из
= _из
'+_из
'', Па

где _из
'– напряжение изгиба от действия, возникших при вращении КБТ в скважине, центробежных сил, Па; _из
''–дополнительное напряжение изгиба, возникающее при интенсивном искривлении скважины (при J > 0,04º/м) в результате повышенного трения КБТ о стенки скважины, Па.

Изгибающие напряжения (_из
'), возникающие во вращающейся КБТ, определяются по формуле

_из
'

где _из
' – напряжение изгиба в расчетном участке КБТ, Па; E – модуль продольной упругости материала БТ (для стали 2·10¹¹
Па); I₀
— это осевой момент инерции площади попересного сечения трубы, м⁴
; f – стрела прогиба КБТ и равна:

f = = (0,102-0,056)/2=0,023 м;

где D_с
= D_при
·R=0,093·1,1=0,102 м – диаметр скважины, где R=1,1(для долота); D_при
=0,093м и D'=0,056– наружный диаметр соединений БТ, м (берется из технической характеристики бурильных труб).

I₀
= == 4,17·10^-6
м⁴
;

где D и d – наружный и внутренний диаметр гладкой части бурильной трубы, м берутся из технической характеристики бурильных труб ТБСУ-55.

L_n
 длина полуволны прогиба КБТ, и определяется выражением

L_n
=м

где Z₁
– расстояние от «нулевого» сечения до устья скважины.

L_n
==17,95 м;

Для сечения 1 – 1 (устье скважины) Z₁
= Z_о-о
L= 410,67=360,67м;

Осевой момент сопротивления изгибу W_о
, м³
в расчетном сечении БТ определяется выражением

W_о
= == 8,34·10^{-6 м3}
;

где D и d – наружный и внутренний диаметр гладкой части бурильной трубы, м берутся из технической характеристики бурильных труб ТБСУ-55.

_из
'= 70869520,15 Па = 70,87 МПа;

_из
= _из
' =70869520,15 Па = 70,87 Мпа;

Напряжение изгиба от искривления траектории скважины σ_из
^''
не учитывается т.к. интенсивность ее искривления менее 0,04º/м.

Угловая скорость вращения БТ равна

, с^

где n число оборотов колонны б/т, об/мин(по заданию).

 (3,14·300)/30=31,4 с^


Касательное напряжение кручения зависит от крутящего момента, передаваемого на КБТ

 =, Па

где M_кр
– крутящий момент, действующий на КБТ на устье скважины, Н·м.

Крутящий момент определяется затратами мощности на бурение

M_кр
=

где N_б
– мощность, расходуемая на бурение скважины, кВт;  –Угловая скорость вращения БТ, с^


Мощность на бурение равна сумме затрат мощности на вращение КБТ и мощности на разрушение забоя и определяется по формуле

N_б
=N_б.т
+ N_заб
, кВт.

где N_б
 затраты мощности на бурение, кВт; N_б.т
 затраты мощности, на вращение колонны бурильных труб, кВт; N_заб
 мощность, затраченная на разрушение горной породы на забое скважины, кВт;

Мощность, расходуемая на вращение КБТ, определяется выражением

N_б.т
= k₁
·k₂
·k₃
·[1,6·10^-8
k₄
·k₅
(0,2+r”)·(0,9+0,02 f)·(1+0,44cosq)·M·D_с

(1+1,3·10^-2f
) n^1,85
·L^0,75
+2·10^-8
f·n·C],

где k₁
– коэффициент, учитывающий антивибрационные свойства бурового раствора (при использовании: глинистого раствора–1,2); k₂
– коэффициент, учитывающий состояние стенок скважины (в устойчивом геологическом разрезе k₂
=1,0); k₃
– коэффициент, учитывающий влияние материала БТ на трение их о стенки скважины (для стальных труб k₃
=1,0); k₄
–коэффициент, учитывающий искривление траектории скважины, определяется по формуле разработанной в МГРИ (k₄
= 1+60J_o
, где J_o
–интенсивность искривления скважины, k₄
=1+60·0,02=2,2˚/м); k₅
–коэффициент, учитывающий влияние соединений колонны бурильных труб (для ниппельных соединений k₅
=1,0); r”–кривизна труб в свече, учитывающая собственную кривизну и несоосность соединений, мм/м (в практике применяют: для труб ниппельного соединения изготовленных в заводских условиях r”=1,2 мм/м); f–зазор между стенками скважины (D_с
) и соединениями БТ(D'), мм [f=(D_с
D')/2=(102,3-56)/2=23,15мм]; M=q'/(1000EI)^0,16
=7,47/(1000·2·10¹¹
·4,17·10^-6
)^0,16
= 0,28 –коэффициент, зависящий от диаметра скважины, массы одного погонного метра и жесткости КБТ; q'=7,47 – линейная плотность бурильных труб с учётом высадок и резьбовых соединений, кг/м³
; D_с
– диаметр скважины, D_с
=102,3 мм; C – осевая нагрузка на забой, С=25000Н; L– глубина скважины, L=50м; n – частота вращения КБТ, n=300 об/мин.

N_б.т
= 1,2·1·1·[1,6·10^-8
·2,2·1·(0,2+1,2)·(0,9+0,02·23,15)·(1+0,44·0,98)·0,28 ·102,3·(1+1,3·10^-2
·23,15) 300^1,85
·65^0,75
+2·10^-8
·23,15·300·25000] = 7,25333 кВт = = 7,25·10³
Вт;

При бурении сплошным забоем (шарошечное долото) мощность, на разрушение горной породы, равна

N_заб
=1,02·10^-7
m·C·D·n

N_заб
=1,02·10^-7
0,17·25000·93·300 =12,09465кВт = 12,09·10³
Вт;

где N_заб
– мощность, расходуемая на разрушение забоя скважины долотом,

кВт; – коэффициент трения шарошечного долота о горную породу (для долот диаметром ≥76 мм – 0,17).

N_б
= 7,25 + 12,09 = 19,34798 кВт = 19,35·10³
Вт;

M_кр
= 19,35·10³
/31,4= 616,18 Н·м;

Полярный момент сопротивления площади поперечного сечения гладкой части БТ кручению, W_р
, м³
определяется по формуле

W_Р
=2 W_о

W_Р
=2· 8,34·10^-6
= 1,67·10^{-5 м3}
;

 = 616,18/1,67·10^-5
= 36952817,56 Па = 36,95 МПа;

Затем рассчитывается суммарное напряжение, действующее на КБТ устье скважины при дополнительной нагрузке

_
 [_Т
]

_
=125668499,99Па =125,66 МПа 490МПа ;

и определяется коэффициент запаса прочности

n =

n =490/(125,66·1,5)=2,59>1,6

[_Т
]=490·10⁶
Па – предел текучести материала БТ. Сталь марки 36Х2С. [1]

Из расчетов видно, что коэффициент запаса прочности больше допустимого, и тип выбранных труб удовлетворяет условиям задания.

Участок 2 – 2 (забой скважины)

На участке 2 – 2 (забой скважины) КБТ испытывает напряжения сжатия и изгиба (максимальное значение), кручения (минимальное значение).

Напряжение сжатия определяется по формуле

_сж
=,

где C – осевая нагрузка на забой, Н; F – площадь сечения гладкой части БТ, м²
, которая определяется по таблице.

_сж
=25000/7,14·10^-4
= 35035350,67 Па =35,03 МПа;

Напряжение изгиба, возникающее в трубах при работе КБТ в скважине, определяется по формулам

_из
= _из
'+_из
'', _из
'

где f – стрела прогиба труб, м D_скв.
– скважины с учетом разработки, м; D' – наружный диаметр резьбовых соединений БТ, м.

f = =0,023 м

Длина полуволны прогиба бурильных труб зависит от расстояния интервала расчета от «нулевого» сечения

L_п
=м

Для сечения 2 – 2 (забой скважины) Z₂
= Z_о-о
=410,67 м.

Осевой момент сопротивления изгибу W_о
, м³
в расчетном сечении БТ равен W_о
= 8,34·10^{-6 м3}
. Угловая скорость вращения БТ  31,4 с^
.

L_п
==17,88 м;

_из
'= =71399340,25 Па =71,4 МПа;

_из
= _из
'= 71399340,25 Па =71,4 МПа;

Касательное напряжение кручения зависит от крутящего момента, передаваемого на КБТ, и определяется по формуле

 =, Па

Крутящий момент определяется по формуле

M_кр
=, Н·м

Мощность (N_б
) определяется по формуле

N_б
= 1,5 N_заб
=1,5·12,09=18,14 кВт = 18,14·10³
Вт;

Мощность на разрушение забоя скважины определяется по формуле

N_заб
=1,02·10^-7
0,17·25000·93·300 =12,09465кВт = 12,09·10³
Вт;

M_кр
= 18,14·10³
/ 31,4 = 577,76 Н·м;

Полярный момент сопротивления площади поперечного сечения гладкой части БТ кручению, W_р
= 1,67·10^{-5 м3}
.

 =577,76/ 1,67·10^-5
=34649458,59 Па = 34,65 МПа;

Суммарное напряжение, действующее на КБТ

_
 [_Т
]

_
=127,006 МПа 490МПа ;

n =

n = 490/(127,006·1,5)= 2,57 > 1,6

[_Т
]=490·10⁶
Па – предел текучести материала БТ. Сталь марки 36Х2С. [1]

Из расчетов видно, что коэффициент запаса прочности больше допустимого, и тип выбранных труб удовлетворяет условиям задания.



_сж1
= 30,76 МПа _из1
= 70,87 МПа _
= 36,95 МПа

_сж2
= 35,03 МПа _из2
= 71,4 МПа _
= 34,65 МПа



Рис. 2 Положение сечения «0 – 0» и эпюры напряжений, действующих в бурильных трубах при бурении с дополнительной нагрузкой:

0 – 0 «нулевое» сечение Z_О-О
=410,667м; сечение 1 – 1 Z₁
=360,667 м (устье скважины); сечение 2 – 2 Z₂
=410,667м (забой скважины);

а – напряжение сжатия _сж1
= 30,76 МПа _сж2
= 35,03 МПа;

б – напряжение изгиба _из1
= 70,87 МПа _из2
= 71,4 МПа;

в – касательное напряжение ₁
= 36,95 МПа ₂
= 34,65 МПа

Список использованной литературы

1) «Буровые машины и механизмы» Методические указания к выполнению контрольных работ составитель: В.В. Лысик, ст. преподаватель кафедры ТиТР МПИ.

2) Лекции по предмету «Буровые машины и механизмы»