Контрольная работа: 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
| 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 (σр=σсж=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/сІ;
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 > 0,04є/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 2·1011Па); 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-оL= 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 0,04є/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=(DсD')/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 = 12,09465 кВт = 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 = 12,09465 кВт = 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»
13