Проверочный расчет КБТ при бурении с дополнительной нагрузкой (25336)

Посмотреть архив целиком

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 2·1011Па); 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-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.


Случайные файлы

Файл
50314.rtf
74492-1.rtf
83430.rtf
114415.rtf
46602.rtf




Чтобы не видеть здесь видео-рекламу достаточно стать зарегистрированным пользователем.
Чтобы не видеть никакую рекламу на сайте, нужно стать VIP-пользователем.
Это можно сделать совершенно бесплатно. Читайте подробности тут.