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/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»