Буровые машины и механизмы

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРОЗОВАНИЮ

РОССИЙСКОЙ  ФЕДЕРАЦИИ

 

УРАЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

 

Кафедра технологии и техники разведки месторождений  полезных ископаемых

 

 

 

 

Расчет бурильной колонны

 

 

 

 

 

 

        Студент:                     Митрофанов С.О.

Группа:                                          ТТР-09

Преподаватель:                   Эйнгорн С.Г

 

 

 

 

 

Екатеринбург

2013

СОДЕРЖАНИЕ

Введение..................................................................................................................3

Задание.....................................................................................................................4

Техническая характеристика буровой  установки................................................5

1. Расчет напряжений в верхней части колонны................................................10

   1.1 Расчет напряжения растяжения..............................................................10

   1.2 Расчет напряжения  кручения.....................................................................11

   1.3 Расчет суммарного  напряжения................................................................14

2. Расчет напряжения в нижней части колонны.................................................16

   2.1 Расчет напряжения сжатия......................................................................16

   2.2 Расчет напряжения  изгиба.........................................................................16

   2.3 Расчет суммарного  напряжения................................................................17

3. Расчет бурильной колонны на  выносливость в нулевом сечении................19

   3.1 Определение напряжения изгиба................................................................19

   3.2 Расчет напряжения  кручения.....................................................................20

   3.3 Определение запаса  прочности по нормальным напряжениям..............20

   3.4 Определение запаса  прочности по касательным напряжениям............20

   3.5 Определение суммарного  запаса прочности в нулевом  сечении.............21

Заключение............................................................................................................22

Список литературы...............................................................................................23

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

В процессе бурения скважины колонна бурильных  труб подвергается воздействию ряда усилий, различных по величине, характеру  и направлению действия, в связи  с чем, находится в сложном  напряженном состоянии. Поэтому  для обеспечения эффективности  технологического процесса бурильная  колонна должна надежно выдерживать  рабочие нагрузки, то есть обладать достаточной прочностью. Ряд исследований позволил установить, что в верхней  части колонны наиболее опасны статические  нагрузки, а в нижней части опасны динамические переменные. Поэтому современная  методика прочностного расчета бурильных  колонн включает в себя расчет верхней  части колонны на статическую  прочность и расчет нижней части  колонны на выносливость.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Задание

Рассчитать  величины напряжении растяжения, кручения в опасных сечениях верхней (растянутой) части колонны бурильных труб и величины напряжении сжатия, изгиба, кручения в опасных сечениях нижней (сжатой) части колонны. Провести расчет бурильной колонны на выносливость.

 

Начальные данные для расчета:

     Тип буровой установки: BOART LONGYEAR: LM-75D

     Глубина бурения: L = 450 м.

     Конечный диаметр скважины: D = 59 мм.

     Категория пород по буримости: IX

     Скважина наклонная: угол наклона к горизонту θ = 87^о

     Способ бурения: вращательный

     Снаряд: бурильные трубы гладкоствольные BQ с комплексом ССК

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Технические характеристики буровой установки

Выбор основного  и вспомогательного оборудования

С целью  уменьшения искривления скважины, снижение вибрации бурового станка, обеспечение нормальной очистки забоя в процессе бурения, снижение затрат мощности на бурение и повышение надежности работы колонны бурильных труб должна использоваться рациональная компоновка бурового снаряда, обеспечивающая минимальные зазоры между колонной бурильных труб и стенками скважины. Для колонкового бурения установлены значения рациональных соотношений диаметров бурильных колонн и диаметров бурения 59-33,5 мм для бурильных колонн, предназначенного для алмазного бурения, с высокими частотами вращения бурового снаряда. Исходя  из данных условий, выбираем легированные стальные бурильные трубы, гладкоствольные с комплексом ССК.

Учитывая  конструкцию скважины (глубина бурения  450м.), конечный диаметр бурения – 59 мм и выбранный способ вращательно механического бурения, выбираю установку вращательного колонкового бурения - BOART LONGYEAR: LM-75D.

Буровая установка LM-75D предназначена для бурения вертикальных и наклонных скважин на твердые полезные ископаемые до глубины 430 и 1700 м при конечном диаметре 96 и 46 мм соответственно под углом бурения к горизонту от 90 до 180 град.

Для проведения проверочного расчета на прочность  колонны бурильных труб при бурении  скважины колонны условно делят  на зоны: верхнюю – растянутую и  нижнюю – сжатую. Наибольшие статические  нагрузки действуют у устья скважины в верхнем сечении колонны. Поэтому  расчет будет вестись с верхней  части колонны.

 

 

 

Техническая информация

                                       Рекомендуемая глубина бурения                    Таблица 1

Колонковый набор	Глубина скважины (м)
	Горизонтально	Вертикально
AQ	1150	1700
BQ	740	1000
NQ	650	700
HQ	430	345

Буровая установка LM-75D

LM-75D представляет собой среднеразмерную установку с подземной алмазной короной для бурения средних и глубоких скважин.

Эта установка, оснащенная рамой подачи 70 кН, обеспечивает высокое тяговое усилие в обратном направлении, а также относительно высокую скорость манипуляцией с  штангой. При помощи устройства позиционирования и поворотной платформы буровая установка обладает возможностью бурения под любым углом, от положения вертикально вверх до вертикально вниз.

На этой буровой установке для обеспечения  питании гидравлики машины используется дизельный двигатель.

1 – Гидравлика измерения нагрузки повышает эффективность и снижает нагрев.

 2 – Встроенная диагностика снижает время простоя при возникновении неисправностей.

3 – Пропорциональные управление и блокирующие рычаги обеспечивают оптимальность регулировки частоты вращения и подачи.

4 – Автоматическое устройство развинчивания с высоким крутящим моментом обеспечивает автоматическое развинчивание большинства соединений штанги.

 

          Техническая характеристика буровой  установки      Таблица  2

                                   Гидростатические насосы                   Таблица 3

Комплекс BQ

Комплекс инструмента для бурения со съемными керноприёмниками BQ, предназначен для бурения скважин с приемом и извлечением керна на поверхность без подъема бурильной колонны, а также для проведения работ по подъему и спуску колонны для смены породоразрушающего инструмента. 

Техническая характеристика колонкового набора BQ:

Наружный диаметр расширителя, мм 59,90

Наружный диаметр коронки, мм        59,50

Внутренний диаметр коронки, мм           36,40

Наружная труба, мм:

наружный диаметр                                      57,20

внутренний диаметр                                   46,00

Внутренняя труба, мм:

наружный диаметр                                      42,90

внутренний диаметр                                    38,10

Длина, мм:                                           1500/3000

 

Типоразмер  бурильных труб BQ

Наружный  диаметр трубы:                          55,60

Внутренний  диаметр трубы:                        46,20

В комплекс BQ входят: породоразрушающий инструмент, колонковые наборы, бурильные трубы, спускоподъемный и вспомогательный инструмент. В состав комплекса входит также лебедка для подъема съемного керноприемника.

Колонковые  наборы предназначены для приема и сохранения керна при бурении, а также для извлечения керна  на поверхность без подъема бурильной колонны.

Бурильные трубы

Свойства:

  - Труба: 

• Высокое  качество легированной стали

• Выдержанная  соосность, прямолинейность и термообработка.

   - Конструкция резьбы:

• Профиль резьбы Q с шагом 3 витка на дюйм и увеличенной конусностью, обеспечивает легкое свинчивание, развинчивание труб между собой, а также противо-закаливание.

• Нагрузочная эффективность соединения в 30% предоставляет достаточную прочность для взыскательных условий.

    - Сквозная закалка:

• Повышает предел прочности материала на 140%

• Термическая  обработка внутренней резьбы значительно  увеличила её износостойкость

Выбор типа коронок

Так как  категория пород по буримости  – IX, то выберем импрегнированные алмазные коронки выпускаемые компанией Борт Лонгир, с цифровым кодом 7. Серия 7 - для твердых и очень твердых, умеренно абразивных и трещиноватых пород. Прочная, относительно легко режущая коронка с хорошей скоростью проходки.

 

1. Расчет напряжений в верхней  части колонны.

1.1. Напряжение растяжения в подвешенной колонне рассчитываются по формуле:                                    

                                                       , Па     (1)

где: Qкр – нагрузка на крюке, Н; F – площадь опасного сечения, м ;

Определяем  площадь опасного сечения по формуле:

              

, м             (2)

где: D – наружный диаметр бурильной трубы, м;

       D=0,0556м.

       d – внутренний диаметр бурильной трубы, м;

       d=0,0472м.

   

При подъеме  колонны из скважины, кроме собственного веса, дополнительно возникают силы трения и прихватов, в этом случае напряжение растяжения достигает максимальной величины.

Напряжение  растяжения в верхнем сечении  вычисляем по формуле:

    

    (3)

где: α  – коэффициент, учитывающий высадку  труб и массу соединений;

       α = 1 – так как снаряд гладкоствольный соединение “труба в трубу”

       g – ускорение свободного падения, м/с ;

       L – длина бурильной колонны, м;

       l сж  – длина сжатого участка колонны, м;

       – плотность материала труб, кг/м ;

       = 7800 кг/м для труб, изготовленных из марки стали –         40CrMnV6;

        – плотность промывочной жидкости, кг/м

        = 1000 кг/м для технической воды;

Длина сжатого  участка колонны находим по формуле:

     

  (4)

где: Р  – осевая нагрузка на породоразрушающий  инструмент, кН;

       q = 6,07 кг для гладкоствольного снаряда с комплексом BQ;

       - значение зенитного угла, град;

       =

При выборе осевой нагрузки на коронку учитываем  ФМС пород и конструктивные элементы коронки.

Выбираем импрегнированную коронку, для кернового бурения одинарными колонковыми трубами, для пород IX категорий по бурению – 02И3, для малоабразивных, очень крепких, плотных, монолитных, тонкозернистых, скрытокристаллических, абразивных, мелко- и скрыто-зернистых.

Осевую  нагрузку на породоразрушающий инструмент вычисляем по формуле:

                

                  (5)

где: К  – коэффициент, учитывающий трещиноватость пород;

        К = 1 для монолитных пород;

        Р0 – осевая нагрузка на 1см алмазосодержащей площади торца          коронки;

        Р0 – 0,2-1,0 кН для пород IX категории буримости, учитывая         диаметр;

        S – алмазосодержащая площадь торца;

        S = 17,4 см ;

Р = 1*0,9*17,4 = 15,66 кН;

1.2. При передачи крутящего момента от вращения к породоразрушающему инструменту возникает касательное напряжение, достигающие максимального значения у устья скважины, величину которых рассчитываем по формуле:

              

                   (6)

где: Мкр – крутящий момент, передаваемый бурильной колонне, Н*м;

        Wn – полярный момент сопротивления сечения бурильной            колонны, м ;

Крутящий  момент определяется по следующей формуле:

             

          (7)

где: Nб – мощность, затрачиваемая на процесс бурения, Вт;

       - угловая скорость вращения снаряда, с ;

Угловая скорость вращения снаряда определяется по следующей формуле:

                  

              (8)

где: n – частота вращения снаряда, об/мин;

Рекомендуемая частота вращения снаряда для  алмазного бурения с учетом того, что по условию диаметр скважины D = 59 мм., IX категория пород по буримости:

n = 800 об/мин по технической характеристике

Полярный  момент сопротивления сечения бурильной  колонны находим по формуле:

   

     (9)

где: D – наружный диаметр бурильной трубы, м (D = 0,0447м);

        d – внутренний диаметр бурильной трубы, м (d = 0,0375м);

Мощность  двигателя, расходуемая в процессе бурения, складывается из трех составляющих:

                      

                (10)

где: Nхв – мощность, расходуемая на холостое вращение колонны           бурильных труб в скважине, кВт;

       Nдоп – дополнительная мощность, расходуемая на вращение  сжатой          части бурильной колонны, которой создается осевая            нагрузка на породоразрушающий инструмент, кВт;

        Nзаб – мощность, расходуемая на забое скважины, кВт;

Мощность, расходуемая на вращение колонны  бурильных труб в скважине Nхв составляет основную долю от затрат мощности на бурение скважины.

   (11)

где: k1 – коэффициент, учитывающий влияние смазки в промывочной жидкости, k1 = 1,1;

k2 – коэффициент, учитывающий особенности стенок ствола         скважины, k2 = 1;

k3 – коэффициент, учитывающий тип соединения бурильных труб,        для соединения “труба в трубу” k3 = 1;

 k4 – коэффициент, учитывающий кривизну бурильных труб, k4 = 1;

- зазор между бурильными трубами  и стенками скважины, м;

= 2,5*10 м;

D – диаметр скважины, м; D = 0,059 м;

n – частота вращения, об/мин; n = 800 об/мин;

EJ – жесткость бурильных труб, Н*м ; Е = 2,0*10 Н/м ,

              J =

= 2,45*10 м ;   (12)

L – глубина скважины, м; L = 450 м;

q – масса 1 м бурильных труб, кг; q = 6,07;

- угол наклона скважины к  горизонту, градус; = ;

P – осевая нагрузка, Н; P =15,66 кН = 15660 Н.

Nхв = 1,1*1*1*1*(1,73*10

*(0,9+20*2,5*10 )* 0,059*(6,07/(2,0*10 *2,45*10 ) )*800 *450 *(1+0,44*cos87)+2*10 *2,5*10 *800*15660) = 27,68 кВт;

                    Nдоп = Nэ*(7,5*10

+1,2*10 *n), кВт;                    (13)

где: N_э = 30 кВт;

n – частота вращения, об/мин; n = 900об/мин.

Nдоп = 30*(7,5*10

+1,2*10 *800) = 5,13 кВт;

Nзаб = 2,67*10

*(µ0 + А* V)*(Dн + Dв)*р*n, кВт;

где: µ0 – коэффициент, характеризующий трение породоразрушающего инструмента о породу; µ0 = 0,05;

А – коэффициент, учитывающий физико-механические свойства   породы и характер ее разрушения; А = 2,4.

V – величина углубки коронки за один оборот, мм/об;

V = 1000*V/60*n = 16,7*V/n = 16,7*2,9/800 = 0,06 мм/об;

Dн и Dв – наружный и внутренний диаметр коронки, м;

Dн = 0,0595 м и Dв = 0,0364 м;

P – осевая нагрузка; P = 15,66кН = 15660Н;

n – частота вращения; n = 800об/мин.

Nзаб = 2,67*10

*(0,05 + 2,4*0,06)*(0,0595 + 0,0364)*15660*800 = 6,22 кВт;

Nб = 27,68 кВт + 5,13 кВт +6,22 кВт = 39,09 кВт;

Мкр = 39,09*10

/83,7 = 467,0 Н*м;

= 467,0/0,88*10 = 53,1 МПа;

1.3. Суммарная  мощность в верхней части колонны  рассчитывается по третьей теории  прочности:

                      

, МПа                        (14)

где: р – напряжение растяжение, МПа;

        – напряжение кручения, МПа;

= 850 МПа.

Условие выполняется, значит, бурильная колонна  подобрана правильно.

 

2. Расчет напряжений в нижней  части колонны.

2.1. Сжатая часть колонны передает осевую нагрузку породоразрушающему инструменту, вызывая напряжения сжатия, величину которых можно вычислить по формуле:

                                

= P/F, Па                                      (15)

где: Р  – осевая нагрузка на забое, Н; Р = 15,66 кН = 15660 Н;

       F – площадь опасного сечения колонны, м ; F = 7,51*10 м .

= 15660/(7,51*10 ) = 20,85 МПа.

Напряжения  сжатия не опасны для прочности колонны.

2.2. Вращающаяся  колонна под действием продольных  и поперечных сил приобретает  изогнутую волнообразную форму  и напряжение изгиба тем больше, чем меньше длина полуволны.

Напряжение  изгиба определяется по следующей формуле:

                           

                      (16)

где: f – стрела прогиба труб в скважине, м;

       l – длина полуволны прогиба, м.

Стрела  прогиба труб в скважине определяется по формуле:

                                  f = (Dc – D)/2, м                                (17)

где: Dc – диаметр скважины, м; Dc = 0,059;

        D – наружный диаметр бурильных труб, м; D = 0,0556м.

f = (0,059 – 0,0556)/2 = 0,002 м.

Длина полуволны  прогиба по всей длине сжатой и  растянутой части определяется по формуле  Г.М. Саркисова:

  (18)

где: – угловая скорость вращения снаряда, с ;

         z – длина рассматриваемого нулевого сечения, м;

         В растянутой части колонны  z принимается со знаком “+”, а в                    сжатой части со знаком “-”.

        +z – расстояние от устья скважины до нулевого сечения;

        -z – длина от забоя до нулевого сечения;

        EJ – жесткость бурильной трубы, Н*м; Е = 2,0*10 Н/м ,                     J =2,45*10 м ;

        g – ускорение свободного падения, м/с ; g = 9,8 м/с ;

        q – средневзвешенная масса 1 м трубы с учетом массы соединения,       кг q = 6,07 кг.

Длину растянутого  участка бурильной колонны находим  по формуле:

                                       z = L – lсж, м                                    (19)

где: L – глубина скважины, м;

       lсж – длина сжатого участка бурильной колонны, м;

z = 450 – 2,98 = 447,02 м

Для нижней части колонны z в формуле является длиной от забоя до нулевого сечения со знаком минус и будет равно по формуле длине сжатой части колонны, т.е. z = lсж = 2,98 м.

2.3. Суммарное  напряжение в нижней части  колонны вычисляется по формуле:

                  

              (20)

где: – напряжение сжатия, МПа;

        – напряжение изгиба, МПа;

Выбранная бурильная колонна проверяется  на запас статической прочности, как для верхнего, так и для  нижнего сечения:

                                

                            (21)

где: – предел текучести материала труб, МПа;

        = 850 МПа – для сплава изготовленных из марки стали –           40CrMnV6;

        – суммарное напряжение соответственно для верхнего и для             нижнего сечения бурильной колонны, МПа

n1 = (850/110,29) = 7,7 > 4,4

n2 = (850/108,65) = 7,8 > 4,4

Запас статической прочности составляет 7,7 для верхней части бурильной колонны, что больше 4,4, а для нижней части равен 7,8, что также больше 4,4. Полученные данные позволяют нам сделать вывод о том, что бурильные трубы гладкоствольные BQ с комплексом ССК изготовленные из марки стали – 40CrMnV6; имеют достаточную прочность для бурения скважины глубиной 450 м на породы IX категории крепости по буримости при диаметре скважины, равным 59 мм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Расчет бурильной колонны на  выносливость.

3.1. На  выносливость расчет ведется  для нулевого сечения, так как  в нем возможны знакопеременные  нагрузки и в результате действия  инерционных сил.

При определении  напряжения изгиба пользуемся формулой:

                                 f = (Dc – D)/2, м                                     (22)

где: Dc – диаметр скважины, м; и

       Dc = 0,059 м.

      D – наружный диаметр бурильных труб, м;

       D = 0,0556м

f = (0,059 – 0,0556)/2 = 0,002 м

Длина полуволны  прогиба по всей длине сжатой и  растянутой части определяется по формуле  Г.М. Саркисова:

                  

             (23)

где: – угловая скорость вращения снаряда, с ;

        EJ – жесткость бурильной трубы Н*м; Е = 2,0*10 Н/м ,                    J = 2,45*10 м ;

        g – ускорение свободного падения, м/с ;

        g = 9,8 м/с ;

        q – средневзвешенная масса 1 м трубы с учетом массы соединения,       кг;

         q = 6,07 кг.

        z = 0.

Вычисляем напряжение изгиба для нулевого сечения:

                                

                           (24)

3.2. Напряжение  кручения вычисляем по формуле:  Па, но крутящий момент необходимо уменьшить. Ориентировочно он будет составлять 0,6-0,8 от крутящего момента у устья скважины.

Мкр = Мкр.у.устья*0,8 = 467*0,8 = 373,6 МПа

3.3. Запас  прочности по нормальным напряжениям  при  рассчитаем по формуле:

                                 

                           (25)

где: – предел выносливости труб при изгибе, Па

                                    

= (0,4...0,5)*                                (26)

где: – предел прочности стали 40CrMnV6;

        = 950МПа;

= 0,4*950 = 380МПа;

         КД – коэффициент, учитывающий динамический характер            нагрузки:

          КД = 1,5;

3.4. Запас  прочности по касательным напряжениям  вычисляется по формуле:

                                                                       (27)

где: – предел текучести при кручении, МПа;

        = 355 МПа;

        – напряжение кручения в нулевом сечении, МПа;

3.5. Суммарный  запас прочности в нулевом  сечении определяется по формуле:

                 

                 (28)

Суммарный запас прочности составляет 6,9 > 1,3, что означает, что колонна бурильных труб выдержит все касательные, нормальные и изгибающие нагрузки.

 

Заключение

Проведя расчеты колонны бурильные трубы  гладкоствольные BQ с комплексом ССК на прочность и жесткость в трех ее частях: верхней (растянутой), нижней (сжатой) и нулевом сечении, можно сделать вывод о том, что выбранная колонна удовлетворяет заданным условиям бурения. То есть при бурении скважины глубиной 450 м. на станке: BOART LONGYEAR: LM-75D в породах IX категории по буримости и диаметре скважины, равным 59 мм, колонна бурильных труб гладкоствольных с комплексом ССК способна со значительным запасом выдержать все касательные, нормальные и изгибающие нагрузки, действующие на нее в процессе бурения, что позволяет расширить возможности бурения.