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 (у_р=у_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/сІ;

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 = б₂?б₃?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 > 0,04є/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 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 у_из^'' 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 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 = 12,09465 кВт = 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 = 12,09465 кВт = 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»