Проверочный расчет КБТ при бурении с частичной нагрузкой (стр. 2 из 3)

где D и d – наружный и внутренний диаметр гладкой части бурильной трубы, м (таблица 1).

_из'

= 521563,81 Па = 0,52 МПа;

_из= _из' = 521563,81 Па = 0,52 Мпа;

Напряжение изгиба от искривления траектории скважины σ_из^'' 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).

 (3,14·200)/30=20,9 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+0,44cosср)·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: малоглинистого раствора–1,1); 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+60·0,003=1,18˚/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 повышенного качества с ниппельным соединением и соединением «труба в трубу» r”=0,9 мм/м); f–зазор между стенками скважины (D_с) и соединениями БТ(D'), мм

[f=(D_сD')/2=(50,6-43)/2=3,8мм]; M=q'/(1000EI)^0,16=8,00/(1000·2·10¹¹·1,07·10^-7)^0,16 = 0,303–коэффициент, зависящий от диаметра скважины, массы одного погонного метра и жесткости КБТ; q'- линейная плотность бурильных труб с учётом высадок и резьбовых соединений, q'=4,52 кг/м³; D_с– диаметр скважины, D_с =50,6 мм; C – осевая нагрузка на забой, С=6000Н; L– глубина скважины, L=1400м; n – частота вращения КБТ, n=200 об/мин.

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=2,221·10³Вт;

Мощность, необходимую на разрушение забоя при бурении алмазными и твердосплавными коронками, можно приближенно определить по формуле:

N_заб = 0,6·10^7·C·n·(R+R1)

N_заб = 0,6·10^7 0,25·6000·200·(23+12) =0,63кВт = 0,63·10³ Вт;

где N_заб – мощность, расходуемая на разрушение забоя скважины, кВт;

 – коэффициент трения породоразрушающего инструмента ПРИ о горную породу ( = 0,25); R и R₁ – наружный и внутренний радиус коронки, мм; R= Dк/2 = 46/2 =23, мм;

R1= dк/2 = 24/2 = 12, мм;

где Dк и dк – наружный и внутренний диаметр алмазной коронки, мм (таблица 1);

N_б = 2,221 + 0,63 = 2,851кВт = 2,851·10³ Вт;

M_кр = 2,851·10³/20,9= 136,41 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 =2·4,96·10^-6 = 9,92·10^{-6 м3};

 = 136,41/(9,92·10^-6)= 13751157,59 Па = 13,75 МПа;

Затем рассчитывается суммарное напряжение, действующее на КБТ устье скважины при дополнительной нагрузке

_

 [_Т]

_

=86042959,62Па =86,04 МПа 539 МПа ;

и определяется коэффициент запаса прочности

n =

n =539/(86,04·1,5)=4,17>1,6

[_Т]=539·10⁶ Па – предел текучести материала БТ для Стали марки 38ХНМ. [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 =6000/5,8·10^-4 = 10344827,59 Па =10,34 МПа;

Напряжение изгиба, возникающее в трубах при работе КБТ в скважине, определяется по формулам

_из= _из'+_из'', _из'

где f – стрела прогиба труб берем из участка 1-1 (устье скважины) f=0,0038 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=159,27 м.

Осевой момент сопротивления изгибу W_о, м³ в расчетном сечении БТ равен W_о = 4,96·10^{-6 м3}. Угловая скорость вращения БТ 20,9 с^.

L_п=

=11,17 м;

_из'=

=1295593,15 Па =1,29 МПа;

_из= _из'= 1295593,15 Па =1,29 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=1,5·0,63=0,945 кВт = 0,945·10³ Вт;

Мощность на разрушение забоя скважины берем из участка 1-1 (устье скважины) N_заб =0,63·10³ Вт;

M_кр = 0,945·10³ / 20,9 = 45,21 Н·м;

Полярный момент сопротивления площади поперечного сечения гладкой части БТ кручению, W_р= 9,92·10^{-6 м3}.

 =45,21/ 9,92·10^-6 =4557459,67 Па = 4,55 МПа;

Суммарное напряжение, действующее на КБТ

_

 [_Т]

_

=14,77 МПа 539МПа ;

n =

n = 539/(14,77·1,5)= 24,33 > 1,6

[_Т]=539·10⁶ Па – предел текучести материала БТ для Стали марки 38ХНМ. [1]

Из расчетов видно, что коэффициент запаса прочности больше допустимого, и тип выбранных труб удовлетворяет условиям задания.

Расчет КБТ в «нулевом» сечении

В «нулевом» сечении КБТ работает в более сложных условиях, так как здесь возможно возникновение знакопеременных и динамических нагрузок за счет действия инерционных сил, и расчет ведется на выносливость.

Коэффициент запаса прочности в «нулевом» сечении КБТ равен

n_∑ 

≥

где n_– коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям; n_–коэффициент запаса прочности по касательным напряжениям.

Коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям (при _р_сж =0) равен

n_=

>1,3

где _– предел выносливости материала бурильной трубы при изгибе (_ = 81 МПа) [1]; К_п = 1,5 – коэффициент, учитывающий ударный характер нагрузок.

n_=

=35,29

Коэффициент запаса прочности по касательным напряжениям при (М_кр= const) определяется выражением

n_=

>1,3

Таким же образом производится расчет участков КБТ, расположенных в интервале от «нулевого» сечения к забою на расстоянии до 1/3 Z_o-o.

Изгибающие напряжения, вызванные потерей КБТ устойчивости от действия центробежных сил при ее вращении, определяются по формуле

_из'