регистрация / вход

Проверочный расчет КБТ при бурении с дополнительной нагрузкой

Описание работы с колонной бурильных труб, использующихся при бурении скважины. Техническая характеристика бурильных труб. Бурение с дополнительной нагрузкой КБТ. Проведение расчетов по определению возникающих напряжений, оценка запаса прочности труб.

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

Типоразмер БТ Диаметр БТ, мм t, мм

D',мм

q', кг/м

E , Па

D d
ТБСУ-85 85 76 4,5 85,5 13,82 2·1011

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 (σрсж =0), и определяется длиной сжатой части КБТ

ZО-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;

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

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

При бурении с дополнительной нагрузкой:

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

- для сечения 2 – 2 (забой скважины) Z1 = Zо-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 Pдоп – 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 Рдоп = 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

Рдоп =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 Dс = Dпри ·R=0,093·1,1=0,102 м – диаметр скважины, где R=1,1(для долота); Dпри =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.

Ln  длина полуволны прогиба КБТ, и определяется выражением

Ln =м

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

Ln ==17,95 м;

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

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

Wо = == 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 σиз '' 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 Mкр – крутящий момент, действующий на КБТ на устье скважины, Н·м.

Крутящий момент определяется затратами мощности на бурение

Mкр =

где Nб – 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

Nб =Nб.т + Nзаб , кВт.

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

Мощность, расходуемая на вращение КБТ, определяется выражением

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

(1+1,3·10-2f ) n1,85 ·L0,75 +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+60Jo , где Jo –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 (Dс ) и соединениями БТ(D'), мм [f=(Dс 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 ; Dс – диаметр скважины, Dс =102,3 мм; C – осевая нагрузка на забой, С=25000Н; L– глубина скважины, L=50м; n – частота вращения КБТ, n=300 об/мин.

Nб.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) 3001,85 ·650,75 +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

Nзаб =1,02·10-7 m·C·D·n

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

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

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

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

Mкр = 19,35·103 /31,4= 616,18 Н·м;

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

WР =2 Wо

WР =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 Dскв. – 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

Lп =м

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

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

Lп ==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

Mкр =, Н·м

Мощность (Nб ) определяется по формуле

Nб = 1,5 Nзаб =1,5·12,09=18,14 кВт = 18,14·103 Вт;

Мощность на разрушение забоя скважины определяется по формуле

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

Mкр = 18,14·103 / 31,4 = 577,76 Н·м;

Полярный момент сопротивления площади поперечного сечения гладкой части БТ кручению, Wр = 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 ZО-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»

ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ

ДОБАВИТЬ КОММЕНТАРИЙ  [можно без регистрации]

Ваше имя:

Комментарий