Федеральне агентство з освіти
Державна освітня установа
Вищої професійної освіти
«Якутська державний університет ім М.К. Амосова »
Технічний інститут (філія) кафедра Титр МПІ
Контрольна робота № 2
З дисципліни: «Бурові машини і механізми»
Тема
Перевірочний розрахунок КБТ при бурінні з частковим навантаженням
Виконав: ст. гр. Титр-06
Денисов Д.С.
Нерюнгрі 2009
1. Описова частина
Бурильні труби для буріння з комплексами ССК
Бурильні труби цього типу використовуються для буріння зі знімними керноприемника типу ССК і випускаються діаметром 43 мм - для комплексу ССК-46.
Труби гладкоствольні по зовнішньому і внутрішньому діаметрах і не мають висадки по кінцях. Труби з'єднуються в колону способом «труба в трубу»
На одному кінці труб нарізана зовнішня, на іншому внутрішня конічні різьблення трапецеідального профілю. Для труб діаметром 43 мм крок різьби дорівнює 6,0 і 0,7 мм. Різьба труб сполучається з вершин зовнішньої різьблення і западин внутрішньої. Для забезпечення після механічної затягування одночасного замикання обох наполегливих стиків встановлюється жорсткий допуск на відстань між зовнішньою і внутрішньою наполегливими поверхнями кожної різьблення, рівний ± 0,05 мм.
Натяг в парі після механічної затягування повинен дорівнювати 0, неперпендікулярность наполегливих торців і уступів щодо осі різьби - не більше 0,03 мм.
Неспіввісність поверхні різьби (за її зовнішньому діаметрі) і зовнішньої поверхні труби не повинна перевищувати 0,2 і 0,3 мм на довжині різьби відповідно для труб 43 і 55,70 мм. Кривизна труб не повинна перевищувати 0,3 мм на 1 м довжини на будь-якому її ділянці.
Спуск і підйом колони труб проводиться за допомогою спайдера, трубних ключів і наголовніка.
Рис. 1 Бурильна труба ССК.
1 - різьба;
Зовнішні колонкові труби мають значну товщину стінки, так як сприймають крутний момент і осьове навантаження при бурінні, а також зусилля від зриву керна.
Внутрішні керноприймальна труби в процесі експлуатації не зазнають великих навантажень і товщина їх незначна. Нижня частина керноприймальна труби центрується за допомогою стабілізатора, що представляє собою бронзовий підшипник ковзання, розміщений в циліндричній проточці розширювача.
Знизу до керноприймальна трубі на різьбленні кріпиться кернорвательное пристрій, що складається з корпусу, завзятої і кернорвательного кілець. Вперте кільце оберігає від зминання тонку різьбову частину керноприймальна труби при зіткненні її з кернорвательним кільцем, яке в процесі буріння постійно знаходиться у верхній частині.
Промивна рідина обтікає знімний керноприемника по зазорах між ним і зовнішньої колонкової трубою і омиває керн тільки у його підніжжя близько матриці коронки. Нерухомість керноприймальна труби при бурінні забезпечується підшипниковий вузлом з двома завзятими шарикопідшипниками, що сприймають осьове навантаження. Між підшипниками встановлена напрямна втулка, що виконує роль радіального підшипника ковзання.
У вільному стані знімний керноприемника спирається на опорне кільце, яке одночасно служить верхнім центратором і встановлюється в зовнішній колонкової труби. Знімний керноприемника від переміщення вгору фіксується двома стопорами, розтискати пружиною. Один з них стосується виступу на торці перехідника бурильної труби, за рахунок чого обертання бурового снаряда передається верхній частині підшипникового вузла, виключаючи тим самим провертання керноприемника в опорному кільці.
Таблиця 1. Технічна характеристика бурильних труб ССК-46 [2]
Типорозмір БТ | Діаметр БТ, мм | t, мм | D ', мм | q ', кг / м | E, Па | D до, мм | d к, мм | |
D | d | |||||||
ССК - 4 6 | 43 | 33,4 | 4,5 | 43 | 4,52 | 2 · 11 жовтня | 46 | 24 |
D і d - зовнішній і внутрішній діаметр гладкої частини бурильної труби, мм;
t - товщина стінки, мм;
D '- зовнішній діаметр з'єднань БТ, мм;
q '- лінійна щільність бурильних труб з урахуванням висадок і різьбових з'єднань, кг / м 3;
E - модуль поздовжньої пружності матеріалу БТ (для сталі);
Q К.Н - маса колонкового набору (забійній компонування), кг;
Q К.Н = 25,5, кг;
D к і d к - зовнішній і внутрішній діаметр коронки, мм.
2. Розрахункова частина
Визначення положення «нульового» перерізу КБТ
«Нульовим перетином (перетин 0-0) називається відстань від вибою свердловини до точки на КБТ, де нормальні (осьові) напруги дорівнюють нулю (σ р = σ сж = 0), і визначається довжиною стиснутій частині КБТ
Z О-О = ,
де С - осьове навантаження на ПРІ, С = 6000Н;
2 - коефіцієнт, що враховує щільність БР і матеріалу БТ
2 = м,
де - щільність бурового розчину (БР), кг / м 3, 1100 кг / м 3;
м щільність матеріалу бурильних труб, кг / м 3, м 7800 кг / м 3;
2 = 1-1100/7800 = 0,86;
3 - коефіцієнт, що враховує викривлення свердловини у вертикальній площині; ср - середній зенітний кут в розрахунковому інтервалі, ˚ н = 90 ˚ - η, де η - кут нахилу свердловини, н - початковий зенітний кут, η = 90 ˚ ; н = 90 ˚ -90 ˚ = 0 ˚; к = н + I · L, де I - інтенсивність викривлення свердловини, ˚ / м I = 0,003 ˚ / м, L - глибина свердловини, к-кінцевий зенітний кут, L = 1400м; к = 0 ˚ + (0,003 · 1400) = 4,2 ˚; ср = ( н + к) / 2 = (0 ˚ +4,2 ˚) / 2 = 2, 1 ˚;
cos ср = cos 2,1 ˚ = 0,99;
q '- лінійна щільність бурильних труб з урахуванням висадок і різьбових з'єднань, q' = 4,52 кг / м 3; g - прискорення вільного падіння, g = 9,8 м / с ²;
Z О-О = 6000 / (0,86 · 0,99 · 4,52 · 9,8) = 159,27 м;
«Нульове» перетин знаходиться нижче гирла свердловини і Z O - O <L, і буріння здійснюється з частковим розвантаженням.
При бурінні з частковим навантаженням:
- Для перетину 1 - 1 (гирлі свердловини) Z 1 = L - Z о-о, м;
- Для перетину 2 - 2 (забій свердловини) Z 2 = Z о-о, м;
- Для «нульового» перерізу (О - О) Z 1 = 0, м.
Буріння з частковим розвантаженням КБТ.
Ділянка 1-1 (гирлі свердловини)
На цій ділянці на КБТ діють напруги розтягнення (залежне від маси розтягнутої частини колони БТ), вигину і кручення. У залежності від глибини свердловини і частоти обертання бурильного валу напруги розтягнення і крутіння можуть бути значними.
Напруга розтягнення залежить від маси розтягнутої частини КБТ і площі поперечного перерізу бурильних труб в гладкої частини
, Па
де σ р - напруга розтягування, Па; G - маса КБТ, кг; F - площа перерізу гладкої частини БТ, м 2; З - Дана за завданням осьове навантаження на ПРІ, 6000Н; g - прискорення вільного падіння, g = 9,8 м / с ²; G - маса ВПТ,
G = α 2 · α 3 · q '· L + Q К.Н,
де Q К.Н - маса колонкового набору (забійній компонування), кг (таблиця 1); q '- лінійна щільність бурильних труб з урахуванням висадок і різьбових з'єднань, q' = 4,52 кг / м 3;
G = 0,86 · 0,99 · 4,52 · 1400 + 25,5 = 5406,9 кг;
Площа перерізу гладкої частини бурильної труби визначається за формулою:
F = 0,785 · (D 2 - d 2), м 2
де D і d - зовнішній і внутрішній діаметр гладкої частини бурильної труби, м (таблиця 1).
F = 0,785 · (0,043 2 -0,0334 2) = 5,8 · 10 -4 м 2;
= 81013137,9 Па = 81,01 МПа;
Напруга вигину одно
з = з '+ з'', Па
де з '- напруга вигину від дії, що виникли при обертанні КБТ в свердловині, відцентрових сил, Па; з''-додаткову напругу вигину, що виникає при інтенсивному викривленні свердловини (при J> 0,04 º / м) в результаті підвищеного тертя КБТ об стінки свердловини, Па.
Згинальні напруги ( з '), що виникають під обертається КБТ, визначаються за формулою
з '
де з '- напруга вигину в розрахунковій ділянці КБТ, Па; E - модуль поздовжньої пружності матеріалу БТ (для сталі 2 · 11 жовтня Па); I 0 - Це осьовий момент інерції площі поперечного перерізу труби, м 4; f - стріла прогину КБТ і дорівнює:
f = = (0,0506-0,043) / 2 = 0,0038 м;
де D з = D при · R = 0,046 · 1,1 = 0,0506 м - діаметр свердловини, де R - коефіцієнт враховує вплив ПРИ R = 1,1 (для алмазних коронок); D при = 0,046 м і D '= 0,043 - зовнішній діаметр з'єднань БТ, м (береться з технічної характеристики бурильних труб).
I 0 = = = 1,07 · 10 -7 м 4;
де D і d - зовнішній і внутрішній діаметр гладкої частини бурильної труби, м (таблиця 1).
L n довжина напівхвилі прогину КБТ, і визначається виразом
L n = м
де Z 1 - відстань від «нульового» перерізу до гирла свердловини.
L n = = 17,85 м;
Для перерізу 1 - 1 (гирлі свердловини) Z 1 = L Z о-о = 1400-159,27 = 1240,7 м;
Осьовий момент опору вигину W о, м 3 в розрахунковому перерізі БТ визначається виразом
W о = = = 4,96 · 10 -6 м 3;
де D і d - зовнішній і внутрішній діаметр гладкої частини бурильної труби, м (таблиця 1).
з ' = 521563,81 Па = 0,52 МПа;
з = з '= 521563,81 Па = 0,52 МПа;
Напруга вигину від викривлення траєкторії свердловини σ з''не враховується тому інтенсивність її викривлення менше 0,04 º / м.
Кутова швидкість обертання БТ дорівнює
, З
де n число оборотів колони б / т, об / хв (за завданням).
(3,14 · 200) / 30 = 20,9 з
Дотичне напруження кручення залежить від крутного моменту, що передається на КБТ
= , Па
де M кр - крутний момент, що діє на КБТ на гирлі свердловини, Н · м.
Крутний момент визначається витратами потужності на буріння
M кр = ,
де N б - потужність, що витрачається на буріння свердловини, кВт; -Кутова швидкість обертання БТ, з
Потужність на буріння дорівнює сумі витрат потужності на обертання КБТ та потужності на руйнування забою і визначається за формулою
N б = N Б.Т + N заб, кВт.
де N б витрати потужності на буріння, кВт; N Б.Т витрати потужності, на обертання колони бурильних труб, кВт; N заб потужність, витрачена на руйнування гірської породи на вибої свердловини, кВт;
Потужність, що витрачається на обертання КБТ, визначається виразом
N Б.Т = k 1 · k 2 · k 3 · [1,6 · 10 -8 k 4 · k 5 (0,2 + r ") · (0,9 +0,02 f) · (1 +0,44 cos ср) · M · D з
(1 +1,3 · 10 -2 f) n 1,85 · L 0,75 +2 · 10 -8 f · n · C],
де k 1 - коефіцієнт, що враховує антивібраційні властивості бурового розчину (при використанні: малоглинистих розчину-1, 1); k 2 - коефіцієнт, що враховує стан стінок свердловини (в стійкому геологічному розрізі k 2 = 1,0); k 3 - коефіцієнт, враховує вплив матеріалу БТ на тертя їх об стінки свердловини (для сталевих труб k 3 = 1,0); k 4-коефіцієнт, що враховує викривлення траєкторії свердловини, визначається за формулою розробленої в МГРІ (k 4 = 1 +60 J o, де J o-інтенсивність викривлення свердловини,
k 4 = 1 +60 · 0,003 = 1,18 ˚ / м); k 5-коефіцієнт, що враховує вплив сполук колони бурильних труб (для ніпельні сполук k 5 = 1,0); r "-кривизна труб в свічці, враховує власну кривизну і неспіввісність сполук, мм / м (в практиці застосовують: для труб підвищеної якості з ніпельні з'єднанням і з'єднанням «труба в трубу» r "= 0,9 мм / м); f-зазор між стінками свердловини (D с) і з'єднаннями БТ (D '), мм
[F = (D з D ') / 2 = (50,6-43) / 2 = 3,8 мм]; M = q' / (1000 EI) 0,16 = 8,00 / (1000 · 2 · Жовтень 1911 · 1,07 · 10 -7) 0,16 = 0,303-коефіцієнт, що залежить від діаметра свердловини, маси одного погонного метра і жорсткості КБТ; q '- лінійна щільність бурильних труб з урахуванням висадок і різьбових з'єднань, q' = 4 , 52 кг / м 3; D с - діаметр свердловини, D з = 50,6 мм; C - осьове навантаження на забій, С = 6000Н; L - глибина свердловини, L = 1400м; n - частота обертання КБТ, n = 200 об / хв.
N Б.Т = 1,1 · 1.1 · [1,6 · 10 -8 · 1,18 · 1 · (0,2 +0,9) · (0,9 +0,02 · 3,8) · (1 +0,44 · 0,99) · 0,303 · 50,6 · (1 +1,3 · 10 -2 · 3,8) 200 1,85 · 1400 0,75 +2 · 10 -8 · 3,8 · 200.6000] = 2,221 Вт = 2,221 · 10 3 Вт;
Потужність, необхідну на руйнування вибою при бурінні алмазними і твердосплавними коронками, можна наближено визначити за формулою:
N заб = 0,6 · 10 7 · C · n · (R + R 1)
N заб = 0,6 · 10 7 0,25 · 6000.200 · (23 +12) = 0,63 кВт = 0,63 · 10 3 Вт;
де N заб - потужність, що витрачається на руйнування вибою свердловини, кВт;
- коефіцієнт тертя породоруйнуючого інструменту ПРИ про гірську породу ( = 0,25 ); R і R 1 - зовнішній і внутрішній радіус коронки, мм; R = D к / 2 = 46 / 2 = 23, мм;
R 1 = d к / 2 = 24 / 2 = 12, мм;
де D до і d к - зовнішній і внутрішній діаметр алмазної коронки, мм (таблиця 1);
N б = 2,221 + 0,63 = 2,851 кВт = 2,851 · 10 3 Вт;
M кр = 2,851 · 10 3 / 20,9 = 136,41 Н · м;
Полярний момент опору площі поперечного перерізу гладкої частини БТ крученню, W р, м 3 визначається за формулою
W Р = 2 W про
W Р = 2 · 4,96 · 10 -6 = 9,92 · 10 -6 м 3;
= 136,41 / (9,92 · 10 -6) = 13751157,59 Па = 13,75 МПа;
Потім розраховується сумарне напруга, що діє на КБТ гирлі свердловини при додатковому навантаженні
[ Т]
= 86042959,62 Па = 86,04 МПа 539 МПа;
і визначається коефіцієнт запасу міцності
n =
n = 539 / (86,04 · 1,5) = 4,17> 1,6
[ Т] = 539 · 10 Червня Па - межа текучості матеріалу БТ для Стали марки 38ХНМ. [1]
З розрахунків видно, що коефіцієнт запасу міцності більше допустимого, і тип вибраних труб задовольняє умовам завдання.
Ділянка 2 - 2 (забій свердловини)
На ділянці 2 - 2 (забій свердловини) КБТ відчуває напруги стиску та згину (максимальне значення), кручення (мінімальне значення).
Напруга стиснення визначається за формулою
сж = ,
де C - осьове навантаження на забій, Н; F - площа перерізу гладкої частини БТ, м 2, яка визначається за таблицею.
сж = 6000 / 5,8 · 10 -4 = 10344827,59 Па = 10,34 МПа;
Напруга вигину, що виникає в трубах при роботі КБТ в свердловині, визначається за формулами
з = з '+ з'', з'
де f - стріла прогину труб беремо з ділянки 1-1 (гирлі свердловини) f = 0,0038 м;
Довжина напівхвилі прогину бурильних труб залежить від відстані інтервалу розрахунку від «нульового» перерізу
L п = м
Для перерізу 2 - 2 (забій свердловини) Z 2 = Z о-о = 159,27 м.
Осьовий момент опору вигину W о, м 3 в розрахунковому перерізі БТ дорівнює W про = 4,96 · 10 -6 м 3. Кутова швидкість обертання БТ 20,9 з .
L п = = 11,17 м;
з '= = 1295593,15 Па = 1,29 МПа;
з = з '= 1295593,15 Па = 1,29 МПа;
Дотичне напруження кручення залежить від крутного моменту, що передається на КБТ, і визначається за формулою
= , Па
Крутний момент визначається за формулою
M кр = , Н · м
Потужність (N б) визначається за формулою
N б = 1,5 N заб = 1,5 · 0,63 = 0,945 кВт = 0,945 · 10 3 Вт;
Потужність на руйнування вибою свердловини беремо з ділянки 1-1 (гирлі свердловини) N заб = 0,63 · 10 3 Вт;
M кр = 0,945 · 10 3 / 20,9 = 45,21 Н · м;
Полярний момент опору площі поперечного перерізу гладкої частини БТ крученню, W р = 9,92 · 10 -6 м 3.
= 45,21 / 9,92 · 10 -6 = 4557459,67 Па = 4,55 МПа;
Сумарна напруга, що діє на КБТ
[ Т]
= 14,77 МПа 539МПа;
n =
n = 539 / (14,77 · 1,5) = 24,33> 1,6
[ Т] = 539 · 10 Червня Па - межа текучості матеріалу БТ для Стали марки 38ХНМ. [1]
З розрахунків видно, що коефіцієнт запасу міцності більше допустимого, і тип вибраних труб задовольняє умовам завдання.
Розрахунок КБТ в «нульовому» перерізі
У «нульовому» перетині КБТ працює в більш складних умовах, так як тут можливо виникнення знакозмінних і динамічних навантажень за рахунок дії інерційних сил, і розрахунок ведеться на витривалість.
Коефіцієнт запасу міцності в «нульовому» перетині КБТ дорівнює
n Σ ≥
де n - коефіцієнт запасу міцності за нормальними напруженням; n -коефіцієнт запасу міцності по дотичним напруженням.
Коефіцієнт запасу міцності за нормальними напруженням (при р сж = 0) дорівнює
n = > 1,3
де - Межа витривалості матеріалу бурильної труби при згині ( = 81 МПа) [1]; К п = 1,5 - коефіцієнт, що враховує ударний характер навантажень.
n = = 35,29
Коефіцієнт запасу міцності по дотичним напруженням при (М кр = const) визначається виразом
n = > 1,3
Таким же чином проводиться розрахунок ділянок КБТ, розташованих в інтервалі від «нульового» перерізу до забою на відстані до 1 / 3 Z o - o.
Згинальні напруги, викликані втратою КБТ стійкості від дії відцентрових сил при її обертанні, визначаються за формулою
з '
Довжина напівхвилі прогину КБТ дорівнює
L n = м
L n = = 10,25 м
Осьовий момент опору вигину W o = 1,42 · 10 м 3.
Кутова швидкість обертання БТ 41,87 з .
з ' = 1538605,42 Па = 1,53 МПа
Напруга вигину від викривлення траєкторії свердловини σ з''не враховується тому інтенсивність її викривлення менше 0,04 º / м.
Напруга вигину одно
з = з '= 1,53 МПа
Крутний момент
M кр = , Н · м
Дотичне напруження кручення КБТ
Витрати потужності на обертання КБТ
N Б.Т = 1,1 · 1.1 · [1,6 · 10 -8 · 1,18 · 1 · (0,2 +0,9) · (0,9 +0,02 · 3,8) · (1 +0,44 · 0,99) · 0,303 · 50,6 · (1 +1,3 · 10 -2 · 3,8) 200 1,85 · 159,27 0,75 +2 · 10 -8 · 3,8 · 200.6000] = 0,51 кВт = 0,51 · 10 3 Вт
(У якій замість глибини свердловини приймається відстань від вибою свердловини до нульового перетину L = Z o - o).
Потужність на руйнування вибою свердловини беремо з ділянки 1-1 (гирлі свердловини) N заб = 0,63 · 10 3 Вт;
Потужність, що витрачається на буріння
N б = 0,51 +0,63 = 1,14 кВт.
Полярний момент опору площі поперечного перерізу гладкої частини БТ крученню, W р = 9,92 · 10 -6 м 3.
M кр = (1,14 · 10 3) / 20,9 = 54,54 Н · м
= 54,54 / (9,92 · 10 -6) = 5498533,72 Па = 5,4 МПа
Коефіцієнт запасу міцності по дотичним напруженням
n = = 268 / 5,4 = 49,62
[Τ] = 268 МПа допустиме напруження кручення для сталі марки 38ХНМ [1].
Визначається сумарний коефіцієнт запасу міцності КБТ в «нульовому» перерізі
n Σ = 28,75> 1,3;
З розрахунків видно, що коефіцієнт запасу міцності більше допустимого, і тип вибраних труб задовольняє умовам завдання.
р = 81,01 МПа із1 = 0,52 МПа = 13,75 МПа
сж = 10,34 МПа із2 = 1,29 МПа = 4,55 МПа
Рис. 2 Положення перетину «0 - 0» і епюри напружень, що діють в бурильних трубах при бурінні з частковим розвантаженням:
На КБТ діє напруги розтягнення на інтервалі 1 - 0, і стиснення на інтервалі 0 - 2, напруга вигину і напруга кручення (дотичне напруження), як на ділянці 1-1 (гирлі свердловини), так і на ділянці 2-2 (забій свердловини ).
а - положення перетину «0 - 0»;
б - напруга розтягування і стиснення р = 81,01 МПа і сж = 10,34 МПа;
в - напруга вигину із1 = 0,52 МПа із2 = 1,29 МПа;
г - дотичне напруження 1 = 13,75 МПа 2 = 4,55 МПа
Список використаної літератури:
1. «Бурові машини і механізми» Методичні вказівки до виконання контрольних робіт укладач: В.В. Лисик, ст. викладач кафедри Титр МПІ.
2. Бурове устаткування: Навчальний посібник / Лисик В.В., Квагінідзе В.С., Забєлін А.В. Якутськ: Вид-во Якутського ун-ту, 2002. 134 с.