и максимальных значений кривизны для обсадных труб

Наружный диаметр труб, мм	Допустимый минимальный радиус кривизны скважины, м	Допустимая предельная интенсивность искривления ствола, град/м
	69,5	0,82
	60,3	0,95
	51,4	1,1
	42,3	1,35
	34,7	1,65
	27,1	2,1

 

В интервалах искривлений ствола обсадные колонны подвергаются деформированию и напряжению изгиба. Для безаварийной эксплуатации колонн интенсивность искривления ствола не должна приводить к возникновению напряжений, превышающих предел текучести их материала.

D вт

D н

d н

D вт

Рис. 3.4. Обсадные трубы ниппельного (а) и безниппельного (б) соединения: D н – наружный диаметр трубы; D вт – внутренний диаметр трубы; d н – внутренний диаметр ниппеля

а

б

Для обсадных труб, учитывая статический характер работы обсадных колонн, допустимый радиус кривизны, может рассчитываться по зависимости:

, (3.1)

где Е – модуль упругости материала, из которого изготовлены трубы, МПа;

d _н – наружный диаметр труб, м;

σ_т – предел текучести материала, из которого изготовлены трубы, МПа.

Для стальных труб (Е =2,1·10⁵ МПа и σ_т= 220 МПа) в табл. 3.5 приведены результаты расчетов радиуса и кривизны для обсадных колонн.

Обсадные трубы могут иметь ниппельное и безниппельное соединение (рис.3.4, а, б).

Проверка прочности обсадных колонн, спускаемых на большую глубину, производится по двум условиям: на разрыв в опасном сечении трубы (в нарезанной части) и на смятие ниток резьбы (рис.3.5).

D н

d 2

d 1

Рис. 3.5. Ниппельное соединение обсадных труб: 1 – опасное сечение ниппеля; 2 – опасное сечение трубы

Условие прочности на разрыв при растяжении под действием веса обсадной колонны в опасном сечении верхней трубы определяется по зависимостям

и , (3.2)

где - допустимое напряжение на растяжение, Па;

- предел текучести материала труб, Па;

q – масса единицы длины колонны обсадных труб,

кг/м;

L – длина колонны обсадных труб, м;

F₀ – площадь опасного сечения трубы или ниппеля по резьбе, м²;

k – коэффициент запаса прочности на растяжение (k =1,5, в сложных горно-геологических условиях принимают k =2);

g – ускорение свободного падения (9,81 м/c²).

Из выражения (3.2) определяется глубина спуска колонны обсадных труб из условия прочности на разрыв:

. (3.3)

Условие прочности на смятие ниток резьбы в опасном сечении верхней обсадной трубы под действием веса колонны обсадных труб

и . (3.4)

где допустимое напряжение на смятие, Па;

наружный и внутренний диаметр резьбы, м.

Из уравнения (3.4) определяется допустимая глубина спуска обсадных труб из условия прочности резьбы в опасном сечении на смятие:

. (3.5)

Наименьшую из двух величин L _p и L _см, рассчитанных по предложенным формулам, следует принять как допустимую.

 

Пример 5. Обосновать конструкцию скважины на рудном месторождении. Проектируемый конечный диаметр 76 мм. Бурение проектируется в следующих горно-геологических условиях: в интервале 0–55 м галечно-щебнистые отложения, породы многолетнемерзлые VI–VII категории по буримости; интервал 55–420 м представлен окварцованными песчано-глинистыми сланцами IX – X категорий буримости.

На основании геологического разреза устанавливается необходимое количество колонн обсадных труб. В данном случае необходимо установить на глубину 3 – 5 м направление для закрепления устья скважины и до глубины 57 – 58 м опустить кондуктор для перекрытия неустойчивых многолетнемерзлых пород. Затрубное пространство направления и кондуктора должно быть зацементировано. Интервал от башмака кондуктора до конечной глубины скважины может быть пройден без крепления обсадными трубами с использованием алмазного бурения. При заданном конечном диаметре скважины 76 мм кондуктор должен быть изготовлен из обсадных труб диаметром 89 мм ниппельного соединения. Под кондуктор скважина может буриться твердосплавными коронками или шарошечными долотами диаметром 93 мм.

Направление должно быть из обсадных труб диаметром 108 мм ниппельного соединения. Под направление скважина будет буриться твердосплавной коронкой диаметром 112 мм.

Выбранная конструкция скважины будет иметь следующий шифр: 420 А 76 II 5 (108Н) 58 (89Н).

Пример 6. Определить предельную глубину спуска колонны обсадных труб диаметром 89 мм ниппельного соединения, составленную из труб длиной 4,5 м. Материал труб – сталь группы прочности Д.

При расчетах воспользуемся формулами (3.3) и (3.5).

Вес 1 м трубы с учетом веса ниппеля и башмака составит 107 Н.

Площадь опасного сечения трубы по резьбе (см. рис. 3.5) составит

Предельная глубина спуска колонны обсадных труб из условия их прочности на разрыв составит:

 

Предельная глубина спуска обсадных труб, исходя из условия их прочности на смятие, составит

 

На основании проведенных расчетов принимаем предельную глубину спуска колонны обсадных труб равной 1 383 м.

 

ГЛАВА 4. ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

 

После выбора способа бурения и проектирования конструкции скважины следующим крайне важным этапом проектирования является выбор буровой установки.

 

4.1. Анализ основных конструктивных схем буровых установок

 

Буровая установка – агрегат различных по назначению машин, механизмов и сооружений, предназначенных для производства процесса бурения (строительства) скважины.

Буровой станок – основной элемент буровой установки, который осуществляет выработку (в ряде случаев трансформацию) и передачу энергии на забой скважины для разрушения горной породы, подачу бурового инструмента при углублении скважины, спуско-подъемные и вспомогательные операции.

Диапазон глубин бурения геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые очень широк (от нескольких метров до нескольких тысяч метров). Нижний предел этого диапазона в настоящее время превосходит глубину 3 000 м. В 1977 г. в Министерство геологии СССР был введен в действие параметрический ряд буровых установок, отличающихся значениями основных параметров – грузоподьемностью, глубиной бурения, мощностью привода. Существующий параметрический ряд подразделяет все установки на 8 классов (табл. 4.1). В качестве главного параметра, на основании которого произведено разделение установок по классам, принята номинальная глубина скважин, в данном случае заданная глубина бурения вертикальных скважин, которую должна обеспечивать данная установка при использовании основного бурового снаряда. В качестве основного снаряда для установок 3-8 класса был принят снаряд, включающий алмазный породоразрушающий инструмент диаметром 59 мм и стальную бурильную колонну диаметром 50 мм. Масса 1 м такого снаряда с учетом массы соединительных деталей для свечей длиной 18,6–9,5 м равна 5,5–6,9 кг. Номинальные геолого-технические условия характеризуются бурением скважин в вертикальном направлении при отсутствии интенсивного искривления и сужения ствола, обвалов породы со стенок, поглощений промывочной жидкости.

 

Таблица 4.1

Параметрический ряд буровых установок для бурения геологоразведочных скважин

на твердые полезные ископаемые

 

Класс буровой установки	Номинальная глубина бурения, м	Номинальная грузоподьемность, кН	Максимальная грузоподьемность, кН	Номинальная мощность привода, кВт
		1,25	2,0
		6,3	10,0
		20,0	32,0
		32,0	50,0
		50,0	80,0
		80,0	125,0
		125,0	200,0
		200,0	320,0

 

Параметрический ряд буровых установок оснащен следующими агрегатами:

- буровые установки 1 класса – УКБ -1 -12/25, буровой насос НБ-1;

- установка 2 класса – УКБ-2 (станки СКБ -2- 50/100, БСК-100-2М, насос НБ-2);

- установка 3 класса – УКБ-3 (станок СКБ-3-200/300, насос НБ-3);

- установка 4 класса – УКБ-4 (станки СКБ-4-300/500 и СКБ-4110-300/500, насос НБ-3);

- установка 5 класса – УКБ-5 (станки СКБ-5-500/800, ЗИФ-650 М, насос НБ-4);

- установка 6 класса (станок ЗИФ-1200 МРК с насосом НБ-5);

- установка 7 класса – УКБ-7 (станок СКБ-7, насос НБ-5);

- установка 8 класса – установка УКБ-8, ПБУ-1200Р (насос НБ-32, НБ-160/63).

 

Основными механизмами бурового станка являются:

- вращатель, который осуществляет передачу крутящего момента на породоразрушающий инструмент;

- механизм подачи породоразрушающего инструмента и регулирования осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент в процессе углубления забоя скважины;

- грузоподъемное устройство, предназначенное для проведения спуско-подъемных операций;

- устройство для регулирования частоты вращения вращателя и грузоподъемного устройства;

- аппаратура для управления и контроля процесса бурения.

Схема бурового станка определяется выбором вращателя.

Вращатели станков, предназначенные для разведочных работ на твердые полезные ископаемые, могут быть следующих типов:

- роторный;

- шпиндельный;

- подвижный.

Для роторного вращателя характерны:

- высокая грузоподъемность, что определяет его использование при бурении глубоких и сверхглубоких скважин;

- непрерывный ход подачи при углублении 5–15 м;

- необходимость прерывать процесс углубления и циркуляции очистного агента при наращивании бурильной колонны.

Шпиндельный вращатель характеризуется:

- ограниченной грузоподъемностью (предельная глубина скважин 1 500– 2 000 метров при диаметре инструмента, как правило, не более 59 мм);

- малым ходом подачи при углублении (не более 0,5 м);

- необходимостью прерывать процесс углубления при перекреплении клиновых захватов вращателя в конце хода подачи и наращивании бурильной колонны.

Подвижный вращатель характеризуется:

-грузоподъемностью, близкой к грузоподъемности шпиндельного вращателя;

- значительным ходом подачи при углубке (2–4 м);

- необходимостью прерывать процесс углубления и циркуляции очистного агента при наращивании бурильной колонны.

Анализ функциональных возможностей вращателей, которые используются в современном бурении, показывает, что шпиндельный и подвижный вращатели предназначены для бурения скважин одного назначения на ограниченную глубину. Опыт буровых работ при разведке месторождений минерального сырья и тенденции в развитии бурового машиностроения показали, что гораздо более перспективны буровые станки с подвижными вращателями.

0,5

0 5 10 Производительность бурения, м/ч

Тоб

Шпиндельный вращатель

Роторный вращатель

Подвижный вращатель

Рис. 4.1. Графики, отражающие затраты времени на вспомогательные операции при бурении

Квс %

Тоб ч;

В станках с подвижными вращателями реализуются следующие схемы привода вращения колонны:

- от одного высокооборотного нерегулируемого аксиально-плунжерного, шестеренчатого или пластинчатого гидромотора через коробку скоростей;

- от двух или четырех нерегулируемых гидромоторов с различными характеристиками частоты вращения и крутящего момента через одноступенчатый редуктор (регулирование частоты вращения и крутящего момента производится путем замены гидромотора);

- от регулируемого аксиально-плунжерного гидромотора через одноступенчатый редуктор;

- от высокомоментного гидромотора, вал которого без дополнительного редуктора непосредственно подсоединяется к бурильной колонне.

Таким образом, станки с подвижными вращателями оснащены гидродвигателями, которые могут быть максимально приближены к бурильной колонне, обладают минимальной трансмиссией и отличаются универсальностью.

Тип вращателя значительно влияет на затраты времени на вспомогательные операции: перекрепление механизма подачи, наращивание, спуск-подъем колонны, расхаживание колонны, дохождение до забоя. Эти операции составляют существенную долю в балансе затрат времени на бурение, особенно при росте производительности бурового процесса, поскольку время на собственно углубку снижается, а затраты времени на вспомогательные операции практически не меняются.

На рис. 4.1 представлен график, отражающий рост доли затрат времени на вспомогательные операции при росте производительности бурения (графики построены с использованием данных из работы).

Для оценки затрат времени на вспомогательные операции используется коэффициент К_вс:

К _вс = , (4.1)

где Т_вс – время на вспомогательные операции при бурении;

Т_об – время на бурение 1-го метра скважины.

Анализ графиков на рис. 4.1 показывает, что целесообразно использовать подвижные вращатели, особенно при высокопроизводительных способах бурения.

Таким образом, предварительный анализ показывает, что в современном бурении при разведке рудных месторождений более эффективны буровые станки с подвижными вращателями. В 70–80-е годы прошлого столетия в ведущих буровых фирмах буровые станки со шпиндельными вращателями были заменены в основном агрегатами с подвижными вращателями. К этому времени буровые станки со шпиндельными вращателями уже серьезно сдерживали рост производительности бурения геологоразведочных скважин.

В 80-е годы ХХ в., когда производительность буровых бригад ведущих организаций Министерства геологии СССР достигла предельного значения в формате возможностей отечественной буровой техники, оснащенной станками шпиндельными типа ЗИФ и СКБ (средняя производительность шарошечно-алмазного бурения – 1000–1500 м на станок в месяц по породам VIII–X категории по буримости; рекордные значения производительности для бригад Монгольской экспедиции № 33, составляли более 3 000 метров на станок в месяц), были отмечены разработки, повышающие возможности морально устаревшей техники.

В ПГО «Сосновгеология» провели модернизацию станка ЗИФ-650 М путем удлинения штоков гидроцилиндров механизма подачи, что позволило увеличить ход подачи до 80–90 см. Станок не показал должной работоспособности в основном из-за ненадежной работы механизма подачи.

Позже изобретатели объединения (автор Ю.Н.Соколов) создали буровой станок под названием «Тандем» (Подающее устройство бурового станка. А.с. СССР № 1546600, МКП⁷ Е21В 19/087, Е21В 3/00, 1990 г.), который позволял на станках шпиндельного типа увеличить ход подачи в несколько раз за счет новой системы последовательного перехвата подвижными клиновыми захватами и сдвоенных гидроцилиндров, обеспечивающей при ограниченных размерах шпинделя практически безостановочную подачу инструмента или его подъем.

В объединении «Кировгеология» для повышения эффективности устаревших станков разработали системы плавнорегулируемого привода, что существенно повысило возможности базового бурового станка. Например, рост производительности при алмазном бурении составлял до 20 %, при бурении пневмоударниками – 40–60 %. Плавного регулирования частоты вращения бурильной колонны добивались заменой электродвигателей переменного тока на электродвигатели постоянного тока с включением в систему привода системы теристорных преобразователей переменного тока в постоянный. Такие системы, названные РЭП-5, оказались достаточно дороги (стоимость станка увеличилась более чем в 2 раза), и, кроме того, существенно усложняли буровой агрегат.

 

· Теристор – полупроводниковый прибор. Для преобразования переменного тока в постоянный собирался мост управления из шести теристоров, который позволял переменный ток напряжением 380 В преобразовывать в постоянный ток напряжением 460 В.

 

Подобные разработки давали возможность отечественным новаторам бурового производства добиться повышения производительности в рамках применяемого оборудования.

 

4.2. Расчет грузоподъемности и мощности привода буровой установки

 

Основными параметрами, которые следует учитывать при выборе буровой установки, являются её грузоподъемность и номинальная глубина бурения. Между номинальной глубиной бурения скважины и грузоподъемностью буровой установки существует определенная связь, которую можно найти при рассмотрении сил, действующих на буровую установку при подъеме снаряда из скважины.

При подъеме снаряда из вертикальной скважины баланс сил можно выразить следующим уравнением:

(4.2)

где Q _э – нагрузка на элеватор, Н;

Q _св – сила тяжести снаряда в воздухе, Н;

F _ж – выталкивающая сила жидкости, Н;

F _c – сила сопротивления движению снаряда, Н;

F _д– динамическая сила страгивания и разгона снаряда, Н.

Различают номинальную и максимальную грузоподъемности буровой установки.

Номинальная грузоподъемность буровой установки определяется по формуле:

, (4.3)

где g – ускорение свободного падения (9,81 м/c²);

q _cр – средняя масса (с учетом тела трубы и соединений) одного метра снаряда, кг/м;

L _н – номинальная глубина скважины, м.

Таким образом, номинальная грузоподъемность определяет возможности буровой установки по подъему колонн с глубины, ограниченной классом установки, без каких-либо осложнений и аварийных ситуаций.

Максимальная грузоподъемность буровой установки – допустимая кратковременная нагрузка на элеваторе, обеспечивающая ликвидацию осложения в скважине и не вызывающая отказов в работе узлов и деталей буровой установки.

Максимальная грузоподъемность служит основой для расчета деталей и узлов подъемной системы буровой установки на статическую прочность. Поэтому масса и габаритные размеры узлов установки определяются величиной максимальной грузоподъемности.

Таким образом, чем выше грузоподъемность установки, тем легче ликвидировать осложнение, однако вес установки при этом будет более значительным.

Буровые установки 1-го и 2-го классов имеют максимальную грузоподъемность в 2 раза больше номинальной, установки 3–8 классов – в 1,6 раза.

Мощность, расходуемая на подъем колонны труб можно рассчитать по формуле:

, (4.4)

где N _л – мощность привода лебедки, Вт;

G _кр – максимальная нагрузка на элеваторе, Н;

v _кр – скорость подъема элеватора, м/c;

η_пр – коэффициент полезного действия передач от двигателя лебедки до элеватора;

λ_п – коэффициент длительной перегрузки двигателя (для электродвигателя допустим 1,3; для двигателя внутреннего сгорания 1,1–1,5).

Предельная скорость подъема элеватора по правилам техники безопасности ограничена 2 м/с.

Коэффициент η_пр, в данном случае, рассчитывается по зависимости:

, (4.5)

где η_с – коэффициент полезного действия талевой системы;

η_п – коэффициент полезного действия передач от двигателя к барабану лебедки (можно принимать равным 0,9).

Коэффициент полезного действия талевой системы рассчитывается по формуле

, (4.6)

где η _ш – коэффициент полезного действия шкива (0,98);

m _c – число подвижных ветвей талевой системы.

Максимальную нагрузку на крюке определяют по формуле:

(4.7)

где К _д – коэффициент, учитывающий дополнительные сопротивления при подъеме труб из скважины, возникающие из-за кривизны скважины и труб;

α_c– коэффициент, учитывающий вес соединений труб;

q – вес 1 метра труб, Н/м;

L _c– длина колонны труб, м;

- относительная плотность очистного агента и материала труб (стальных труб = 7,85; для легкосплавных = 2,8);

θ_ср – среднее значение зенитного угла на интервале длины поднимаемых труб, радиан;

f _тр– коэффициент трения труб о стенки скважины (равен 0,3–0,5).

Коэффициент К _дпринимается по значению зенитного угла θ_ср:при θ_ср = 0–2 ^º К_д = 1,2; при θ_ср = 2–6 ^º К _д = 1,25;при θ_ср = 6–15 ^º К _д = 1,6;при θ_ср = 15–70 ^º К _д = 2.

Коэффициент α_cравен 1,04–1,06 для бурильных труб ниппельного и 1,06–1,1 для труб муфто-замкового соединения.

Мощность, расходуемая при бурении установками вращательного бурения, складывается из следующих составляющих:

, (4.8)

где N _з – мощность, расходуемая на забое скважины, Вт;

N _пр – мощность, расходуемая на вращение колонны бурильных труб, Вт;

N _ст – мощность, расходуемая в трансмиссии и узлах бурового станка, Вт.

В общем виде формула расчета мощности на забое может быть записана следующим образом:

,[кВт], (4.9)

где F _p, F _т – сила, необходимая для разрушения породы и сила трения, соответственно, Н;

r _ср – средний радиус коронки, равный 0,25(D _н +d _вн), м;

D _н– наружный диаметр коронки, м;

d _вн – внутренний диаметр коронки, м;

ω – частота вращения коронки, мин^-1.

Сумму сил F _pи F _тможно определить по зависимости

, (4.10)

где Р _ос – осевая нагрузка, даН;

μ_тр – коэффициент трения резцов коронки о породу на забое;

А – коэффициент, учитывающий удельные затраты мощности на разрушение породы;

Δ v – углубление коронки за один оборот, мм/об.

Используя формулы (4.9) и (4.10), а также учитывая ширину и форму забоя, вид промывочной жидкости и роль расширителя, мощность на разрушение породы на забое при бурении твердосплавными и алмазными коронками в режиме вращательного и вращательно-ударного бурения определяют зависимостью [7]

[кВт] (4.11)

где k ₁ – коэффициент, учитывающий влияние типа промывочной жидкости (для воды k ₁=1,0, для эмульсионного раствора 0,75);

k ₂ – коэффициент, учитывающий влияние на затраты мощности работы алмазного расширителя (k ₂=1,2);

k ₃– коэффициент, учитывающий влияние забоя ступенчатой формы (k ₃ =(n+1)/2n, где n – число ступеней);

A^* - коэффициент, учитывающий удельные затраты мощности на разрушение породы, на единицу длины контакта поперечного сечения коронки с забоем;

l – длина линии контакта коронки с забоем в поперечном сечении, мм (для плоского и ступенчатого забоя l равна ширине забоя T, для закругленного торца l=0,5πТ).

Показатель углубления инструмента за один оборот Δ v характеризует эффективность разрушения горной породы, поскольку непосредственно связан такими параметрами как энергоемкость разрушения А^*, коэффициент трения μ_тр и коэффициент сопротивления μ_к(μ_к = μ_тр + lA^* Δ v), и может определяться по формуле [7]

,[мм/оборот], (4.12)

где v _м – механическая скорость бурения, м/ч.

Значения коэффициентов μ_тр, А и A^* приведены в табл.4.2. и 4.3.

Таблица 4.2

Значения расчетных параметров μ_тр, А и A^* для различных способов бурения

Способ бурения и тип коронки	Категория пород по буримости
V–VI	VII–VIII	IX–X
μтр	A	A*	μтр	A	A*	μтр	A	A*
Вращательное: алмазная однослойная алмазная импрегнированная твердосплавная	0,2   0,1	0,4	0,03   0,2	0,1 0,32	1,81 0,83	0,14 0,06	0,07 0,12	1,94 3,3	0,15 0,4
Вращательно-ударное: твердосплавная алмазная однослойная				0,17 0,03	0,4 1,6	0,1 0,2	0,03	1,6	0,2
Ударно-вращательное							0,04	0,32	0,01

Таблица 4.3

Значения коэфицицента трения μ_тр при бурении различных горных пород

Горная порода	Коэффициент трения μтр
Глина Глинистый сланец Мергель Известняк Доломит Песчаник Гранит	0,12–0,2 0,15–0,25 0,18–0,27 0,3–0,4 0,25–0,4 0,3–0,5 0,3–0,4

 

При бурении твердосплавными и алмазными конками могут использоваться несколько более упрощенные зависимости:

- твердосплавное бурение

(4.13)

- алмазное бурение

, (4.14)

где D _ср – средний диаметр коронки 0,5(D _н -d _вн), м.

При бескерновом шарошечном бурении затраты мощности на разрушение породы составят:

, (4.15)

где μ_к – коэффициент сопротивления породы разрушению, принимается равным 0,1 для долот диаметром до 59 мм и 0,17 для долот диаметром 76 мм и более.

Формула (4.11) может быть модифицирована для условий ударно-вращательного бурения в следующем виде:

, (4.16)

где Р _д – ударная нагрузка (100–200 кН).

Таблица 4.4

Рекомендуемые значения углубления инструмента за один оборот при различных способах бурения

Породы	Категория по буримости	Способ бурения и тип коронки	Углубление за один оборот, мм
минимальное	максимальное	среднее
Малой твердости	V–VI	Вращательный: однослойные твердосплавные	0,03 0,1	0,17 0,35	0.1 0,2
Средней твердости	VII–VIII	Вращательный: однослойные импрегнированные твердосплавные	0,025 0,02 0,03	0,18 0,12 0,22	0,07 0,06 0,125
Вращательно-ударный, однослойные	0,03	0.2	0,11
Твердые и очень твердые	IX–XI	Вращательный: однослойные импрегнированные	0,01 0,01	0,12 0,1	0,05 0.05
Ударно-вращательный	0,15	1,1	0,65

 

Мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине N _вр составляет основную долю от затрат мощности на бурение скважины. Обычно при расчетах учитывают затраты мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине – N _х.в.и на вращение сжатой части бурильной колонны N _д:

N _вр = N _х.в. + N _д.

Значение N _дможно рассчитать по формуле, разработанной СКБ ВПО «Союзгеотехника»:

, (4.17)

где D _н– наружный диаметр бурового инструмента (скважины), м;

d _н.б. – наружный диаметр бурильных труб, м;

Наиболее сложными для определения являются затраты мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине, так как они зависят от целого ряда факторов, часть которых имеет переменный характер в зависимости от условий, например, от частоты вращения бурильной колонны или величины коэффициента трения колонны о стенку скважины.

От частоты вращения затраты мощности зависят очень существенно: при её малых значениях справедлива зависимость вида ω^1,3, а при высоких значениях – ω^2,3.

Существенное влияние на результат расчета оказывают также такие факторы, как разработанность стенок скважины, наличие каверн, материал и техническое состояние бурильных труб, кривизна скважины, применение специальных буровых растворов и смазок.

Для расчета N _x.в. используют в основном эмпирические зависимости, полученные в результате выполнения большого объема теоретических и экспериментальных исследований [7]. Поэтому многие из полученных зависимостей имеют ограниченную область применения, определяемую условиями проведения экспериментальных работ.

Для практических расчетов при колонковом бурении рекомендуются следующие формулы.

Для вертикальных и наклонных скважин с углом наклона до 75^º рекомендуется предложенная СКБ ВПО «Союзгеотехника» формула В. Г. Кардыша

, (4.18)

где k _см – коэффициент, учитывающий влияние антивибрационной смазки или эмульсионного раствора (k_см =0,6);

k _скв – коэффициент, учитывающий влияние характера стенок скважины (в нормальном геологическом разрезе k _скв = 1,0; в обсадных трубах k _скв=0,5);

k_м – коэффициент, учитывающий влияние интенсивности искривления скважин (k _м = 1+60 i, где i – интенсивность искривления скважин, градус/м);

k_з – коэффициент, учитывающий влияние замковых соединений (k _з=1,3);

δ – радиальный зазор, равный 0,5 (D _н -d _нб);

q – масса 1 м бурильной трубы в воде, кг;

EJ – жесткость бурильных труб, Н·м²;

L – длина скважины, м;

θ – угол наклона скважины к горизонту, град.

Значения q и EJ для расчетов по формуле (4.16) для различных колонн приведены в табл. 4.5 [7].

При определении затрат мощности для бурения скважин, имеющих сложную конструкцию, расчет следует проводить для отдельных интервалов, отличающихся диаметром ствола и углом наклона, а затем суммировать полученные результаты. Аналогично следует учитывать наличие в колонне бурильных труб, отличающихся диаметром, жесткостью и другими параметрами.

 

Таблица 4.5

Расчетные значения параметров жесткости бурильных труб

Тип бурильных труб, диаметр·толщина стенки, мм	Масса 1 м труб, кг	Жесткость труб EJ *, Н· м2	(EJ)0,16
КССК-76:70·4,5 ССК-76:70·4,8 ССК-59:55·4,8 СБТН:50·5,5 ЛБТН:68·9 ЛБТН:54·9 СБТН:42·5,0 ЛБТН:42·7 ЛБТМ:54·7,5 СБТН:33,5·4,75 СБТН:68·4,5 СБТМЗ:42·5,0 СБТМЗ:50·5,5 СБТМЗ:63,5·6,0	7,62 7,65 6,0 6,8 5,46 4,4 5,15 3,08 4,0 3,7 8,7 5,25 6,75 10,0	10·104 11·104 4,9·104 3,94·104 5,3·104 2,38·104 2,06·104 0,875·104 2,17·104 0,93·104 9,3·104 2,06·104 3,94·104 9,2·104	6,31 6,41 5,63 5,44 5,7 5,0 4,9 4,27 4,94 4,31 6,24 4,9 5,43 6,22

* – при расчетах модуль упругости Е для стали принят равным 2·10¹¹ Н/м², для дюралюмина – 0,7·10¹¹ Н/м².

 

Поскольку расчет мощности на вращение бурильной колонны существенно зависит от частоты вращения колонны, то в формуле (4.16) для более точного расчета можно изменять степень при определении частоты вращения:

- cтепень 1,85 (ω^1,85) дает среднее значение затрат мощности;

-степень 1,3 (ω^1,3) следует использовать при малых значениях частоты вращения ω<ω₀;

- степень 2 (ω²) при ω>ω₀,

где величина ω₀= 0,32·10³ / δ [7].

Для расчета могут использоваться также зависимости, разработанные в ВИТРе:

- для высоких частот вращения колонны бурильных труб при ω>ω₀

; (4.19)

- для низких частот вращения колонны бурильных труб при ω<ω₀

, (4.20)

где k _cм – коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости (k _cм=0,8 при использовании смазки с сочетании с промывочной жидкостью, обладающей смазочными свойствами; k _cм = 1,0 при полном покрытии колонны смазкой в сочетании с промывкой скважины технической водой; k _cм=1,5 при отсутствии смазки).

Для горизонтальных скважин при диаметре скважины 59 мм и бурильных трубах СБТН-42 затраты мощности на вращение можно определить по формуле

 

. (4.21)

 

Для горизонтальных скважин при диаметре скважины 59 мм и бурильных трубах СБТН-50 затраты мощности на вращение можно определить по формуле

 

. (4.22)

 

При диаметре скважины 76 мм и бурильных трубах СБТМ-50 затраты мощности на вращение можно определить по формуле

 

. (4.23)

 

Потери мощности в трансмиссии станка зависят от конструкции станка, мощности привода и реализуемой частоты вращения [7]. Для станков со шпиндельным вращателем потери мощности в общем усредненном виде можно ориентировочно определить по формуле

 

, (4.24)

 

где k _п– коэффициент, учитывающий увеличение потерь энергии в станке под нагрузкой (меньшее значение коэффициента следует использовать при алмазном бурении, большее при бурении твердосплавными коронками большого и среднего диаметра);

N _дв – мощность приводного двигателя станка, кВт;

A – опытный коэффициент, характеризующий потери мощности в элементах трансмиссии, не зависящие от частоты вращения;

B – опытный коэффициент, характеризующий зависимость потерь мощности в элементах трансмиссии, от частоты вращения, реализуемой станком.

ω – частота вращения на выходе с вращателя, мин^-1.

Для некоторых отечественных шпиндельных станков потери мощности определены в работе [7] в соответствии с формулой

А+В ω,

значения коэффициентов к которой приведены в табл.4.6.

Таблица 4.6

Опытные коэффициенты для расчета потерь мощности при работе бурового станка

Тип станка	ЗИФ-650М	ЗИФ-1200МР	СКБ-4	СКБ-5	СКБ-7
А	1,2	2,7	1,1	1,3
В	0,0088	0,0082	0,0055	0,005	0,007

 

В буровых станках с подвижным вращателем потери мощности будут несколько ниже в сравнении со станками со шпиндельным вращателем.

По данным из работы [7] сравнение потерь мощности гидрофицированного станка с подвижным вращателем мощностью 15 кВт в сравнении со станком СКБ-200/300 c приводным двигателем такой же мощности показало, что в станке с подвижным вращателем при частоте вращения на выходе вращателя 800 мин^-1 затраты мощности составили около 2 кВт, в станке СКБ – 3 кВт (отличие в 1,5 раза); при частоте вращения 1 600 мин^-1 2,5 и 5 кВт (в 2 раза); при частоте вращения 2 400 мин^-1 3 кВт и 7,5 кВт (в 2,5 раза) соответственно.

Таким образом, потери мощности в гидрофицированных современных станках будут существенно ниже при высоких значениях частоты вращения и несколько меньшими при средних и малых частотах вращения. Приведенные соотношения можно использовать как коэффициенты при выполнении расчетов для определения затрат мощности на бурение.

Мощность двигателя для привода бурового насоса рассчитывается по формуле [7]:

, (4.25)

где Q – подача насоса, м³/c;

p – давление нагнетания бурового раствора, кПа;

η_н – коэффициент полезного действия насоса (η_н = 0,75–0,85);

η – коэффициент полезного действия передач от двигателя к насосу. Для практических расчетов принимается (η_н·η = 0,75–0,85).

В ряде случаев бывает, что при выбранной буровой установке оптимальные режимы бурения не могут быть получены по всей глубине скважины в связи с недостатком приводной мощности бурового станка. В таких случаях можно рассчитать предельные глубины бурения с различными частотами вращения, оценивая возможности бурового станка. Подобный расчет будет нужен, если требуется определить возможности станка для бурения скважины диаметром, бόльшим, чем это предусмотрено технической характеристикой станка.

Пользуясь зависимостями

 

N _д = N _з + N _вр + N _ст; N _д = N _з + N _вр + N _ст+ N _н, (4.26)

 

можно рассчитать предельные глубины бурения с различными частотами вращения, возможную глубину бурения скважины, оценить целесообразность выбора бурового агрегата для производства работ в конкретных горно-геологических и иных условиях.

Для решения этих задач представленные уравнения (4.26) решаются относительно глубины бурения скважины L при заданных параметрах режима бурения, бурильной колонны и диаметра скважины. С этой целью используются формулы (4.11), (4.13)-(4.20), (4.24). При твердосплавном бурении для расчета может использоваться формула (4.13), при бескерновом – (4.15).

При использовании в качестве привода электродвигателей расчет предельной глубины бурения для алмазного бурения (при использовании для расчета N _х.в. формул (4.19) и (4.20) можно произвести по формуле:

 

или

. (4.27)

 

Аналогичная формула для бурения твердосплавным инструментом будет выглядеть следующим образом:

(4.28)

Для бескернового бурения:

 

. (4.29)

 

При использовании формулы (4.18) предельные глубины бурения могут быть рассчитаны по формуле общего вида:

 

, (4.30)

 

где N _д, N _ст, N _з, N _д – составляющие затрат мощности, рассчитанные по приведенным выше формулам для каждого из способов бурения соответственно, кВт;

N_х(-L) – величина, рассчитанная по формулам затрат мощности на холостое вращение (4.16)–(4.19), но без участия в расчете величины соответствующей глубине скважины L.

В том случае, если используется дизельный привод, необходимо из общей мощности двигателя вычесть также мощность, расходуемую на привод насоса.

Если уравнение (4.22) решать относительно таких параметров как частота вращения ωили диаметр скважины D _н, то можно рассчитать предельные значения частоты вращения или диаметра скважины при остальных заданных величинах входящих параметров.

 

4.3. Выбор оснастки талевой системы и расчет мощности привода лебедки буровой установки

 

Талевая система применяется для производства спуско-подъемных операций при бурении.

Талевая система буровой установки включает кронблок 1, установленный на вышке или мачте, талевый блок 2, лебедку 3, свободный конец талевой системы, которые могут закрепляться на основании буровой установки 4, на кронблоке 5 или на талевом блоке 6 и талевый канат (рис. 4.2).

В геологоразведочном бурении используются талевые системы для бурения на прямом канате (рис.4.2, а), с креплением свободного конца каната к основанию установки – талевая система с неподвижным концом каната (рис.4.2, б, в) и с креплением свободного конца каната к талевому блоку или к кронблоку (рис.4.2, г, д).

Способы крепления каната к кронблоку или талевому блоку, а также бурение на прямом канате создают невыгодную асимметричную нагрузку на вышку или мачту и поэтому могут применяться только при небольшой высоте вышки (мачты) и соответственно при ограниченных нагрузках на них. Поэтому схемы талевой оснастки, показанные на рис.4.2, а, г, д могут применяться только при небольшой глубине скважин

Для бурения скважин на более значительные глубины следует применять оснастки талевой системы с неподвижным концом каната, которые обеспечивают равномерную нагрузку на вышку.

Рис. 4.2. Схемы талевой системы: 1 – кронблок; 2 – талевый блок; 3 – лебедка (подвижный конец талевой системы); 4 – неподвижный конец талевой системы, прикрепленный к основанию установки; 5 – свободный конец талевой системы закреплен на кронблоке; 6 – свободный конец талевой системы закреплен на талевом блоке; P л, Р 1– Р 4, Р н, G кр – усилия в ветвях талевой системы

6

P л

2

P 1

P 2

1

1

1

2

2

2

3

3

4

4

5

G кр

Gкр

G кр

G кр

P л

P л

P л

P л

P 1

P 1

P 1

P 1

P 2

P 2

P 2

P 3

P 3

P н

P н

Р 4

G к р

а б

в г

д

При выборе оснастки талевой системы рассчитывают количество подвижных ветвей каната в оснастке:

, (4.31)

где G _кр – нагрузка на крюк при подъеме бурового снаряда (рассчитывается по формуле (4.7), кН;

Р _л – грузоподъемность лебедки (принимается из технической характеристика буровой установки), кН;

η_с – коэффициент полезного действия талевой системы (рассчитывается по формуле 4.6).

В практике геологоразведочного бурения чаще всего используются следующие схемы талевой оснастки: 0×1 (на прямом канате, см. рис.4.2, а), 1×2 (рис.4.2, б), 2×3 (рис.4.2, в). Коэффициент полезного действия для них составит:

m
ηc	0,96–0,97	0,95–0,93	0,92–0,9	0,9–0,88

 

Из всех систем оснастки самой скоростной будет система оснастки на прямом канате. В то же время такая система отличается минимальной грузоподъемностью. По мере повышения количества струн оснастки ее грузоподъемность увеличивается, но снижается скорость перемещаемого груза на крюке. С целью сокращения времени на спуско-подъемные операции оснастку талевой системы с увеличенным числом ветвей следует применять с определенной глубины, которую можно рассчитать по формуле (4.31), решив ее относительно L (значения глубины) при m =1.

Применив формулу (4.7), получим [14]:

. (4.32)

где К _д – коэффициент, учитывающий дополнительные сопротивления при подъеме труб из скважины, возникающие из-за кривизны скважины и труб;

α_c – коэффициент, учитывающий вес соединений труб;

q – вес 1 метра труб, Н/м;

L _c– длина колонны труб, м;

- относительная плотность очистного агента и материала труб (стальных труб = 7,85; для легкосплавных = 2,8);

θ_ср – среднее значение зенитного угла на интервале длины поднимаемых труб, радиан;

f _тр– коэффициент трения труб о стенки скважины (f _тр=0,3–0,5).

До этой глубины спуско-подъемные операции следует проводить на прямом канате.

Мощность двигателя на подъем бурового снаряда рассчитывается по формуле (4.4).

Скорость подъема крюка с весом рассчитывается по формуле

, (4.33)

где v _б – скорость навивки каната на барабан (принимается по технической характеристике бурового станка, но на прямом канате не более 2 м/c), м/c.

Для повышении износа и срока службы талевого каната на кронблоке устанавливают шкивы максимально большего радиуса, поскольку предел текучести материала, из которого изготовлен талевый канат, при его перегибе на шкиве определяется зависимостью:

, (4.34)

где Е – модуль упругости материала, из которого изготовлен талевый канат, МПа;

d _к –диаметр талевого каната, м;

D _ш– диаметр шкива, м;

σ_т – предел текучести материала, из которого изготовлен талевый канат, МПа.

Таким образом, из формулы следует, чем больше диаметр шкива и меньше диаметр каната, тем выше запас его прочности по условию текучести материала. Диаметр каната выбирают исходя из усилия растяжения, возникающего в канате, шкив целесообразно использовать максимально возможного диаметра, что и определяет размер шкивов современных буровых установок ведущих производителей бурового оборудования.

С целью сокращения времени на спуско-подъемные операции подъем бурового снаряда должен производиться с полным использованием мощности двигателя станка и располагаемого диапазона частот вращения барабана лебедки. Для определения рационального режима подъема бурового снаряда следует рассчитать длину бурового снаряда, который может быть поднят при различных частотах вращения барабана лебедки. Эта длина может определять из зависимости:

, (4.35)

где N – номинальная мощность двигателя, Вт;

G _кр – нагрузка на крюке, Н;

L – длина бурового снаряда, м;

η – коэффициент полезного действия талевой системы;

v _{к i} – скорость подъема крюка с грузом на определенной ступени регулирования скорости подъема (например, определенной скорости коробки передач), м/c.

При дизельном приводе отбираемая мощность при спуско-подъемных операциях не должна превышать 0,7–0,8 от мощности двигателя N.

В результате может быть рассчитана длина бурового снаряда (количество труб или свечей), поднимаемого на каждой скорости работы лебедки при условии полного использования возможностей буровой лебедки и мощности двигателя станка.

Длина бурового снаряда и количество свечей, которые может быть подняты на первой скорости работы лебедки, равны:

.

Длина бурового снаряда и количество свечей, которые может быть подняты на второй скорости работы лебедки, будут равны:

.

Длина бурового снаряда и количество свечей, которые могут быть подняты на третьей скорости работы лебедки, равны:

, и т. д.

При выполнении расчетов следует иметь в виду, что для геологоразведочных буровых установок максимальные скорости подъема бурового снаряда регламентированы: при длине свечи l _св=4,7 м максимальная скорость подъема составляет 1,6 м/с; при длине свечи l _св>4,7 м – 2 м/с.

 

Пример 7. Рассчитать возможную глубину бурения скважины диаметром 112 мм при работе станка СКБ-4 при следующих исходных данных: бурение осуществляется бурильной колонной СБТМЗ-50 и твердосплавной коронкой с нагрузкой 14,0 кН с частотой вращения 280 мин^-1 с промывкой скважины водой.

Воспользуемся формулой (4.28) с входящими в нее значениями, предназначенными для расчетов при бурении твердосплавным инструментом.

Вес 1 м снаряда по справочникам [14] равен 72 Н/м.

Подставив полученные данные в формулу (4.22), получим:

 

=266 м

 

Таким образом, в случае необходимости применения твердосплавного бурения скважин диаметром 112 мм возможная глубина бурения при работе станка СКБ-4 составит примерно 260 м.

Пример 8. Бурение вертикальной скважины производится на глубину 800 м станком СКБ-5. Бурильные трубы СБТН-54, длина свечи 14 м, промывочная жидкость – вода.

Рассчитать оснастку талевой системы с определением глубины перехода с одной оснастки на другую, а также для конечной глубины бурения установить количество свечей, поднимаемых на разных скоростях лебедки.

Исходные данные: P _л = 35 кН; q = 6, 48 кг/м, k _пр=1,2.

Рассчитаем нагрузку на крюк (формула 4.7) при подъеме колонны бурильных труб из скважины:

кН, т.е. G _кр >Р _л.

Таким образом, подъем колонны бурильных труб при значительной глубине скважины должен производиться с оснасткой талевой системы. Рассчитаем глубину, до которой подъем колонны можно осуществлять на прямом канате. По формуле (4.32) получим:

м.

Определим необходимую оснастку талевой системы, которую следует использовать с глубины 500 м. Находим по формуле (4.31) количество подвижных ветвей в оснастке: