Ћекции.ќрг


ѕоиск:




 атегории:

јстрономи€
Ѕиологи€
√еографи€
ƒругие €зыки
»нтернет
»нформатика
»стори€
 ультура
Ћитература
Ћогика
ћатематика
ћедицина
ћеханика
ќхрана труда
ѕедагогика
ѕолитика
ѕраво
ѕсихологи€
–елиги€
–иторика
—оциологи€
—порт
—троительство
“ехнологи€
“ранспорт
‘изика
‘илософи€
‘инансы
’ими€
Ёкологи€
Ёкономика
Ёлектроника

 

 

 

 


и максимальных значений кривизны дл€ обсадных труб




Ќаружный диаметр труб, мм ƒопустимый минимальный радиус кривизны скважины, м ƒопустима€ предельна€ интенсивность искривлени€ 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

 

¬ интервалах искривлений ствола обсадные колонны подвергаютс€ деформированию и напр€жению изгиба. ƒл€ безаварийной эксплуатации колонн интенсивность искривлени€ ствола не должна приводить к возникновению напр€жений, превышающих предел текучести их материала.

D вт
D н
d н
D вт
–ис. 3.4. ќбсадные трубы ниппельного (а) и безниппельного (б) соединени€: D н Ц наружный диаметр трубы; D вт Ц внутренний диаметр трубы; d н Ц внутренний диаметр ниппел€
а
б
ƒл€ обсадных труб, учитыва€ статический характер работы обсадных колонн, допустимый радиус кривизны, может рассчитыватьс€ по зависимости:

, (3.1)

где Ц модуль упругости материала, из которого изготовлены трубы, ћѕа;

d н Ц наружный диаметр труб, м;

σт Ц предел текучести материала, из которого изготовлены трубы, ћѕа.

ƒл€ стальных труб ( =2,1Ј105 ћѕа и σт= 220 ћѕа) в табл. 3.5 приведены результаты расчетов радиуса и кривизны дл€ обсадных колонн.

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

ѕроверка прочности обсадных колонн, спускаемых на большую глубину, производитс€ по двум услови€м: на разрыв в опасном сечении трубы (в нарезанной части) и на см€тие ниток резьбы (рис.3.5).

 
 
D н
d 2
d 1
–ис. 3.5. Ќиппельное соединение обсадных труб: 1 Ц опасное сечение ниппел€; 2 Ц опасное сечение трубы
”словие прочности на разрыв при раст€жении под действием веса обсадной колонны в опасном сечении верхней трубы определ€етс€ по зависимост€м

и , (3.2)

где - допустимое напр€жение на раст€жение, ѕа;

- предел текучести материала труб, ѕа;

q Ц масса единицы длины колонны обсадных труб,

кг/м;

L Ц длина колонны обсадных труб, м;

F0 Ц площадь опасного сечени€ трубы или ниппел€ по резьбе, м2;

k Ц коэффициент запаса прочности на раст€жение (k =1,5, в сложных горно-геологических услови€х принимают k =2);

g Ц ускорение свободного падени€ (9,81 м/c2).

»з выражени€ (3.2) определ€етс€ глубина спуска колонны обсадных труб из услови€ прочности на разрыв:

. (3.3)

”словие прочности на см€тие ниток резьбы в опасном сечении верхней обсадной трубы под действием веса колонны обсадных труб

и . (3.4)

где допустимое напр€жение на см€тие, ѕа;

наружный и внутренний диаметр резьбы, м.

»з уравнени€ (3.4) определ€етс€ допустима€ глубина спуска обсадных труб из услови€ прочности резьбы в опасном сечении на см€тие:

. (3.5)

Ќаименьшую из двух величин L p и L см, рассчитанных по предложенным формулам, следует прин€ть как допустимую.

 

ѕример 5. ќбосновать конструкцию скважины на рудном месторождении. ѕроектируемый конечный диаметр 76 мм. Ѕурение проектируетс€ в следующих горно-геологических услови€х: в интервале 0Ц55 м галечно-щебнистые отложени€, породы многолетнемерзлые VIЦVII категории по буримости; интервал 55Ц420 м представлен окварцованными песчано-глинистыми сланцами IX Ц X категорий буримости.

Ќа основании геологического разреза устанавливаетс€ необходимое количество колонн обсадных труб. ¬ данном случае необходимо установить на глубину 3 Ц 5 м направление дл€ закреплени€ усть€ скважины и до глубины 57 Ц 58 м опустить кондуктор дл€ перекрыти€ неустойчивых многолетнемерзлых пород. «атрубное пространство направлени€ и кондуктора должно быть зацементировано. »нтервал от башмака кондуктора до конечной глубины скважины может быть пройден без креплени€ обсадными трубами с использованием алмазного бурени€. ѕри заданном конечном диаметре скважины 76 мм кондуктор должен быть изготовлен из обсадных труб диаметром 89 мм ниппельного соединени€. ѕод кондуктор скважина может буритьс€ твердосплавными коронками или шарошечными долотами диаметром 93 мм.

Ќаправление должно быть из обсадных труб диаметром 108 мм ниппельного соединени€. ѕод направление скважина будет буритьс€ твердосплавной коронкой диаметром 112 мм.

¬ыбранна€ конструкци€ скважины будет иметь следующий шифр: 420 ј 76 II 5 (108Ќ) 58 (89Ќ).

ѕример 6. ќпределить предельную глубину спуска колонны обсадных труб диаметром 89 мм ниппельного соединени€, составленную из труб длиной 4,5 м. ћатериал труб Ц сталь группы прочности ƒ.

ѕри расчетах воспользуемс€ формулами (3.3) и (3.5).

¬ес 1 м трубы с учетом веса ниппел€ и башмака составит 107 Ќ.

ѕлощадь опасного сечени€ трубы по резьбе (см. рис. 3.5) составит

ѕредельна€ глубина спуска колонны обсадных труб из услови€ их прочности на разрыв составит:

 

ѕредельна€ глубина спуска обсадных труб, исход€ из услови€ их прочности на см€тие, составит

 

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

 

√Ћј¬ј 4. ¬џЅќ– Ѕ”–ќ¬ќ… ”—“јЌќ¬ »

 

ѕосле выбора способа бурени€ и проектировани€ конструкции скважины следующим крайне важным этапом проектировани€ €вл€етс€ выбор буровой установки.

 

4.1. јнализ основных конструктивных схем буровых установок

 

Ѕурова€ установка Ц агрегат различных по назначению машин, механизмов и сооружений, предназначенных дл€ производства процесса бурени€ (строительства) скважины.

Ѕуровой станок Ц основной элемент буровой установки, который осуществл€ет выработку (в р€де случаев трансформацию) и передачу энергии на забой скважины дл€ разрушени€ горной породы, подачу бурового инструмента при углублении скважины, спуско-подъемные и вспомогательные операции.

ƒиапазон глубин бурени€ геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые очень широк (от нескольких метров до нескольких тыс€ч метров). Ќижний предел этого диапазона в насто€щее врем€ превосходит глубину 3 000 м. ¬ 1977 г. в ћинистерство геологии ———– был введен в действие параметрический р€д буровых установок, отличающихс€ значени€ми основных параметров Ц грузоподьемностью, глубиной бурени€, мощностью привода. —уществующий параметрический р€д подраздел€ет все установки на 8 классов (табл. 4.1). ¬ качестве главного параметра, на основании которого произведено разделение установок по классам, прин€та номинальна€ глубина скважин, в данном случае заданна€ глубина бурени€ вертикальных скважин, которую должна обеспечивать данна€ установка при использовании основного бурового снар€да. ¬ качестве основного снар€да дл€ установок 3-8 класса был прин€т снар€д, включающий алмазный породоразрушающий инструмент диаметром 59 мм и стальную бурильную колонну диаметром 50 мм. ћасса 1 м такого снар€да с учетом массы соединительных деталей дл€ свечей длиной 18,6Ц9,5 м равна 5,5Ц6,9 кг. Ќоминальные геолого-технические услови€ характеризуютс€ бурением скважин в вертикальном направлении при отсутствии интенсивного искривлени€ и сужени€ ствола, обвалов породы со стенок, поглощений промывочной жидкости.

 

“аблица 4.1

ѕараметрический р€д буровых установок дл€ бурени€ геологоразведочных скважин

на твердые полезные ископаемые

 

 ласс буровой установки Ќоминальна€ глубина бурени€, м Ќоминальна€ грузоподьемность, кЌ ћаксимальна€ грузоподьемность, кЌ Ќоминальна€ мощность привода, к¬т
    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  

 

ѕараметрический р€д буровых установок оснащен следующими агрегатами:

- буровые установки 1 класса Ц ” Ѕ -1 -12/25, буровой насос ЌЅ-1;

- установка 2 класса Ц ” Ѕ-2 (станки — Ѕ -2- 50/100, Ѕ— -100-2ћ, насос ЌЅ-2);

- установка 3 класса Ц ” Ѕ-3 (станок — Ѕ-3-200/300, насос ЌЅ-3);

- установка 4 класса Ц ” Ѕ-4 (станки — Ѕ-4-300/500 и — Ѕ-4110-300/500, насос ЌЅ-3);

- установка 5 класса Ц ” Ѕ-5 (станки — Ѕ-5-500/800, «»‘-650 ћ, насос ЌЅ-4);

- установка 6 класса (станок «»‘-1200 ћ–  с насосом ЌЅ-5);

- установка 7 класса Ц ” Ѕ-7 (станок — Ѕ-7, насос ЌЅ-5);

- установка 8 класса Ц установка ” Ѕ-8, ѕЅ”-1200– (насос ЌЅ-32, ЌЅ-160/63).

 

ќсновными механизмами бурового станка €вл€ютс€:

- вращатель, который осуществл€ет передачу крут€щего момента на породоразрушающий инструмент;

- механизм подачи породоразрушающего инструмента и регулировани€ осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент в процессе углублени€ забо€ скважины;

- грузоподъемное устройство, предназначенное дл€ проведени€ спуско-подъемных операций;

- устройство дл€ регулировани€ частоты вращени€ вращател€ и грузоподъемного устройства;

- аппаратура дл€ управлени€ и контрол€ процесса бурени€.

—хема бурового станка определ€етс€ выбором вращател€.

¬ращатели станков, предназначенные дл€ разведочных работ на твердые полезные ископаемые, могут быть следующих типов:

- роторный;

- шпиндельный;

- подвижный.

ƒл€ роторного вращател€ характерны:

- высока€ грузоподъемность, что определ€ет его использование при бурении глубоких и сверхглубоких скважин;

- непрерывный ход подачи при углублении 5Ц15 м;

- необходимость прерывать процесс углублени€ и циркул€ции очистного агента при наращивании бурильной колонны.

Ўпиндельный вращатель характеризуетс€:

- ограниченной грузоподъемностью (предельна€ глубина скважин 1 500Ц 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 углублени€ при перекреплении клиновых захватов вращател€ в конце хода подачи и наращивании бурильной колонны.

ѕодвижный вращатель характеризуетс€:

-грузоподъемностью, близкой к грузоподъемности шпиндельного вращател€;

- значительным ходом подачи при углубке (2Ц4 м);

- необходимостью прерывать процесс углублени€ и циркул€ции очистного агента при наращивании бурильной колонны.

јнализ функциональных возможностей вращателей, которые используютс€ в современном бурении, показывает, что шпиндельный и подвижный вращатели предназначены дл€ бурени€ скважин одного назначени€ на ограниченную глубину. ќпыт буровых работ при разведке месторождений минерального сырь€ и тенденции в развитии бурового машиностроени€ показали, что гораздо более перспективны буровые станки с подвижными вращател€ми.

 
0,5
 
 
0 5 10 ѕроизводительность бурени€, м/ч
об
Ўпиндельный вращатель
–оторный вращатель
ѕодвижный вращатель
–ис. 4.1. √рафики, отражающие затраты времени на вспомогательные операции при бурении
 вс %
об ч;

¬ станках с подвижными вращател€ми реализуютс€ следующие схемы привода вращени€ колонны:

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

- от двух или четырех нерегулируемых гидромоторов с различными характеристиками частоты вращени€ и крут€щего момента через одноступенчатый редуктор (регулирование частоты вращени€ и крут€щего момента производитс€ путем замены гидромотора);

- от регулируемого аксиально-плунжерного гидромотора через одноступенчатый редуктор;

- от высокомоментного гидромотора, вал которого без дополнительного редуктора непосредственно подсоедин€етс€ к бурильной колонне.

“аким образом, станки с подвижными вращател€ми оснащены гидродвигател€ми, которые могут быть максимально приближены к бурильной колонне, обладают минимальной трансмиссией и отличаютс€ универсальностью.

“ип вращател€ значительно вли€ет на затраты времени на вспомогательные операции: перекрепление механизма подачи, наращивание, спуск-подъем колонны, расхаживание колонны, дохождение до забо€. Ёти операции составл€ют существенную долю в балансе затрат времени на бурение, особенно при росте производительности бурового процесса, поскольку врем€ на собственно углубку снижаетс€, а затраты времени на вспомогательные операции практически не мен€ютс€.

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

ƒл€ оценки затрат времени на вспомогательные операции используетс€ коэффициент  вс:

  вс = , (4.1)

где “вс Ц врем€ на вспомогательные операции при бурении;

об Ц врем€ на бурение 1-го метра скважины.

јнализ графиков на рис. 4.1 показывает, что целесообразно использовать подвижные вращатели, особенно при высокопроизводительных способах бурени€.

“аким образом, предварительный анализ показывает, что в современном бурении при разведке рудных месторождений более эффективны буровые станки с подвижными вращател€ми. ¬ 70Ц80-е годы прошлого столети€ в ведущих буровых фирмах буровые станки со шпиндельными вращател€ми были заменены в основном агрегатами с подвижными вращател€ми.   этому времени буровые станки со шпиндельными вращател€ми уже серьезно сдерживали рост производительности бурени€ геологоразведочных скважин.

¬ 80-е годы ’’ в., когда производительность буровых бригад ведущих организаций ћинистерства геологии ———– достигла предельного значени€ в формате возможностей отечественной буровой техники, оснащенной станками шпиндельными типа «»‘ и — Ѕ (средн€€ производительность шарошечно-алмазного бурени€ Ц 1000Ц1500 м на станок в мес€ц по породам VIIIЦX категории по буримости; рекордные значени€ производительности дл€ бригад ћонгольской экспедиции є 33, составл€ли более 3 000 метров на станок в мес€ц), были отмечены разработки, повышающие возможности морально устаревшей техники.

¬ ѕ√ќ Ђ—основгеологи€ї провели модернизацию станка «»‘-650 ћ путем удлинени€ штоков гидроцилиндров механизма подачи, что позволило увеличить ход подачи до 80Ц90 см. —танок не показал должной работоспособности в основном из-за ненадежной работы механизма подачи.

ѕозже изобретатели объединени€ (автор ё.Ќ.—околов) создали буровой станок под названием Ђ“андемї (ѕодающее устройство бурового станка. ј.с. ———– є 1546600, ћ ѕ7 ≈21¬ 19/087, ≈21¬ 3/00, 1990 г.), который позвол€л 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 шпиндел€ практически безостановочную подачу инструмента или его подъем.

¬ объединении Ђ ировгеологи€ї дл€ повышени€ эффективности устаревших станков разработали системы плавнорегулируемого привода, что существенно повысило возможности базового бурового станка. Ќапример, рост производительности при алмазном бурении составл€л до 20 %, при бурении пневмоударниками Ц 40Ц60 %. ѕлавного регулировани€ частоты вращени€ бурильной колонны добивались заменой электродвигателей переменного тока на электродвигатели посто€нного тока с включением в систему привода системы теристорных преобразователей переменного тока в посто€нный. “акие системы, названные –Ёѕ-5, оказались достаточно дороги (стоимость станка увеличилась более чем в 2 раза), и, кроме того, существенно усложн€ли буровой агрегат.

 

Ј “еристор Ц полупроводниковый прибор. ƒл€ преобразовани€ переменного тока в посто€нный собиралс€ мост управлени€ из шести теристоров, который позвол€л переменный ток напр€жением 380 ¬ преобразовывать в посто€нный ток напр€жением 460 ¬.

 

ѕодобные разработки давали возможность отечественным новаторам бурового производства добитьс€ повышени€ производительности в рамках примен€емого оборудовани€.

 

4.2. –асчет грузоподъемности и мощности привода буровой установки

 

ќсновными параметрами, которые следует учитывать при выборе буровой установки, €вл€ютс€ еЄ грузоподъемность и номинальна€ глубина бурени€. ћежду номинальной глубиной бурени€ скважины и грузоподъемностью буровой установки существует определенна€ св€зь, которую можно найти при рассмотрении сил, действующих на буровую установку при подъеме снар€да из скважины.

ѕри подъеме снар€да из вертикальной скважины баланс сил можно выразить следующим уравнением:

(4.2)

где Q э Ц нагрузка на элеватор, Ќ;

Q св Ц сила т€жести снар€да в воздухе, Ќ;

F ж Ц выталкивающа€ сила жидкости, Ќ;

F c Ц сила сопротивлени€ движению снар€да, Ќ;

F дЦ динамическа€ сила страгивани€ и разгона снар€да, Ќ.

–азличают номинальную и максимальную грузоподъемности буровой установки.

Ќоминальна€ грузоподъемность буровой установки определ€етс€ по формуле:

, (4.3)

где g Ц ускорение свободного падени€ (9,81 м/c2);

q cр Ц средн€€ масса (с учетом тела трубы и соединений) одного метра снар€да, кг/м;

L н Ц номинальна€ глубина скважины, м.

“аким образом, номинальна€ грузоподъемность определ€ет возможности буровой установки по подъему колонн с глубины, ограниченной классом установки, без каких-либо осложнений и аварийных ситуаций.

ћаксимальна€ грузоподъемность буровой установки Ц допустима€ кратковременна€ нагрузка на элеваторе, обеспечивающа€ ликвидацию осложени€ в скважине и не вызывающа€ отказов в работе узлов и деталей буровой установки.

ћаксимальна€ грузоподъемность служит основой дл€ расчета деталей и узлов подъемной системы буровой установки на статическую прочность. ѕоэтому масса и габаритные размеры узлов установки определ€ютс€ величиной максимальной грузоподъемности.

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

Ѕуровые установки 1-го и 2-го классов имеют максимальную грузоподъемность в 2 раза больше номинальной, установки 3Ц8 классов Ц в 1,6 раза.

ћощность, расходуема€ на подъем колонны труб можно рассчитать по формуле:

, (4.4)

где N л Ц мощность привода лебедки, ¬т;

G кр Ц максимальна€ нагрузка на элеваторе, Ќ;

v кр Ц скорость подъема элеватора, м/c;

ηпр Ц коэффициент полезного действи€ передач от двигател€ лебедки до элеватора;

λп Ц коэффициент длительной перегрузки двигател€ (дл€ электродвигател€ допустим 1,3; дл€ двигател€ внутреннего сгорани€ 1,1Ц1,5).

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

 оэффициент ηпр, в данном случае, рассчитываетс€ по зависимости:

, (4.5)

где ηс Ц коэффициент полезного действи€ талевой системы;

ηп Ц коэффициент полезного действи€ передач от двигател€ к барабану лебедки (можно принимать равным 0,9).

 оэффициент полезного действи€ талевой системы рассчитываетс€ по формуле

, (4.6)

где η ш Ц коэффициент полезного действи€ шкива (0,98);

m c Ц число подвижных ветвей талевой системы.

ћаксимальную нагрузку на крюке определ€ют по формуле:

(4.7)

где   д Ц коэффициент, учитывающий дополнительные сопротивлени€ при подъеме труб из скважины, возникающие из-за кривизны скважины и труб;

αcЦ коэффициент, учитывающий вес соединений труб;

q Ц вес 1 метра труб, Ќ/м;

L cЦ длина колонны труб, м;

- относительна€ плотность очистного агента и материала труб (стальных труб = 7,85; дл€ легкосплавных = 2,8);

θср Ц среднее значение зенитного угла на интервале длины поднимаемых труб, радиан;

f трЦ коэффициент трени€ труб о стенки скважины (равен 0,3Ц0,5).

 оэффициент   дпринимаетс€ по значению зенитного угла θср:при θср = 0Ц2 º  д = 1,2; при θср = 2Ц6 º   д = 1,25;при θср = 6Ц15 º   д = 1,6;при θср = 15Ц70 º   д = 2.

 оэффициент αcравен 1,04Ц1,06 дл€ бурильных труб ниппельного и 1,06Ц1,1 дл€ труб муфто-замкового соединени€.

ћощность, расходуема€ при бурении установками вращательного бурени€, складываетс€ из следующих составл€ющих:

, (4.8)

где N з Ц мощность, расходуема€ на забое скважины, ¬т;

N пр Ц мощность, расходуема€ на вращение колонны бурильных труб, ¬т;

N ст Ц мощность, расходуема€ в трансмиссии и узлах бурового станка, ¬т.

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

,[к¬т], (4.9)

где F p, F т Ц сила, необходима€ дл€ разрушени€ породы и сила трени€, соответственно, Ќ;

r ср Ц средний радиус коронки, равный 0,25(D н +d вн), м;

D нЦ наружный диаметр коронки, м;

d вн Ц внутренний диаметр коронки, м;

ω Ц частота вращени€ коронки, мин-1.

—умму сил F pи F тможно определить по зависимости

, (4.10)

где ос Ц осева€ нагрузка, даЌ;

μтр Ц коэффициент трени€ резцов коронки о породу на забое;

ј Ц коэффициент, учитывающий удельные затраты мощности на разрушение породы;

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

»спользу€ формулы (4.9) и (4.10), а также учитыва€ ширину и форму забо€, вид промывочной жидкости и роль расширител€, мощность на разрушение породы на забое при бурении твердосплавными и алмазными коронками в режиме вращательного и вращательно-ударного бурени€ определ€ют зависимостью [7]

[к¬т] (4.11)

где k 1 Ц коэффициент, учитывающий вли€ние типа промывочной жидкости (дл€ воды k 1=1,0, дл€ эмульсионного раствора 0,75);

k 2 Ц коэффициент, учитывающий вли€ние на затраты мощности работы алмазного расширител€ (k 2=1,2);

k 3Ц коэффициент, учитывающий вли€ние забо€ ступенчатой формы (k 3 =(n+1)/2n, где n Ц число ступеней);

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

l Ц длина линии контакта коронки с забоем в поперечном сечении, мм (дл€ плоского и ступенчатого забо€ l равна ширине забо€ T, дл€ закругленного торца l=0,5π“).

ѕоказатель углублени€ инструмента за один оборот Δ v характеризует эффективность разрушени€ горной породы, поскольку непосредственно св€зан такими параметрами как энергоемкость разрушени€ ј*, коэффициент трени€ μтр и коэффициент сопротивлени€ μкк = μтр + lA* Δ v), и может определ€тьс€ по формуле [7]

,[мм/оборот], (4.12)

где v м Ц механическа€ скорость бурени€, м/ч.

«начени€ коэффициентов μтр, ј и A* приведены в табл.4.2. и 4.3.

“аблица 4.2

«начени€ расчетных параметров μтр, ј и A* дл€ различных способов бурени€

—пособ бурени€ и тип коронки      атегори€ пород по буримости
VЦVI VIIЦVIII IXЦX
μтр A A* μтр A A* μтр A A*
¬ращательное: алмазна€ однослойна€ алмазна€ импрегнированна€ твердосплавна€   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
¬ращательно-ударное: твердосплавна€ алмазна€ однослойна€         0,17 0,03   0,4 1,6   0,1 0,2     0,03     1,6     0,2
”дарно-вращательное             0,04 0,32 0,01

“аблица 4.3

«начени€ коэфицицента трени€ μтр при бурении различных горных пород

√орна€ порода  оэффициент трени€ μтр
√лина √линистый сланец ћергель »звестн€к ƒоломит ѕесчаник √ранит 0,12Ц0,2 0,15Ц0,25 0,18Ц0,27 0,3Ц0,4 0,25Ц0,4 0,3Ц0,5 0,3Ц0,4

 

ѕри бурении твердосплавными и алмазными конками могут использоватьс€ несколько более упрощенные зависимости:

- твердосплавное бурение

(4.13)

- алмазное бурение

, (4.14)

где D ср Ц средний диаметр коронки 0,5(D н -d вн), м.

ѕри бескерновом шарошечном бурении затраты мощности на разрушение породы состав€т:

, (4.15)

где μк Ц коэффициент сопротивлени€ породы разрушению, принимаетс€ равным 0,1 дл€ долот диаметром до 59 мм и 0,17 дл€ долот диаметром 76 мм и более.

‘ормула (4.11) может быть модифицирована дл€ условий ударно-вращательного бурени€ в следующем виде:

, (4.16)

где д Ц ударна€ нагрузка (100Ц200 кЌ).

“аблица 4.4

–екомендуемые значени€ углублени€ инструмента за один оборот при различных способах бурени€

    ѕороды      атегори€ по буримости   —пособ бурени€ и тип коронки   ”глубление за один оборот, мм
минимальное максимальное среднее
ћалой твердости   VЦVI ¬ращательный: однослойные твердосплавные   0,03 0,1   0,17 0,35   0.1 0,2
    —редней твердости   VIIЦVIII ¬ращательный: однослойные импрегнированные твердосплавные   0,025 0,02 0,03   0,18 0,12 0,22   0,07 0,06 0,125
¬ращательно-ударный, однослойные     0,03     0.2     0,11
  “вердые и очень твердые     IXЦXI ¬ращательный: однослойные импрегнированные   0,01 0,01   0,12 0,1   0,05 0.05
  ”дарно-вращательный   0,15   1,1     0,65

 

ћощность на вращение колонны бурильных труб в скважине N вр составл€ет основную долю от затрат мощности на бурение скважины. ќбычно при расчетах учитывают затраты мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине Ц N х.в.и на вращение сжатой части бурильной колонны N д:

N вр = N х.в. + N д.

«начение N дможно рассчитать по формуле, разработанной — Ѕ ¬ѕќ Ђ—оюзгеотехникаї:

, (4.17)

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

d н.б. Ц наружный диаметр бурильных труб, м;

Ќаиболее сложными дл€ определени€ €вл€ютс€ затраты мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине, так как они завис€т от целого р€да факторов, часть которых имеет переменный характер в зависимости от условий, например, от частоты вращени€ бурильной колонны или величины коэффициента трени€ колонны о стенку скважины.

ќт частоты вращени€ затраты мощности завис€т очень существенно: при еЄ малых значени€х справедлива зависимость вида ω1,3, а при высоких значени€х Ц ω2,3.

—ущественное вли€ние на результат расчета оказывают также такие факторы, как разработанность стенок скважины, наличие каверн, материал и техническое состо€ние бурильных труб, кривизна скважины, применение специальных буровых растворов и смазок.

ƒл€ расчета N x.в. используют в основном эмпирические зависимости, полученные в результате выполнени€ большого объема теоретических и экспериментальных исследований [7]. ѕоэтому многие из полученных зависимостей имеют ограниченную область применени€, определ€емую услови€ми проведени€ экспериментальных работ.

ƒл€ практических расчетов при колонковом бурении рекомендуютс€ следующие формулы.

ƒл€ вертикальных и наклонных скважин с углом наклона до 75º рекомендуетс€ предложенна€ — Ѕ ¬ѕќ Ђ—оюзгеотехникаї формула ¬. √.  ардыша

, (4.18)

где k см Ц коэффициент, учитывающий вли€ние антивибрационной смазки или эмульсионного раствора (kсм =0,6);

k скв Ц коэффициент, учитывающий вли€ние характера стенок скважины (в нормальном геологическом разрезе k скв = 1,0; в обсадных трубах k скв=0,5);

kм Ц коэффициент, учитывающий вли€ние интенсивности искривлени€ скважин (k м = 1+60 i, где i Ц интенсивность искривлени€ скважин, градус/м);

kз Ц коэффициент, учитывающий вли€ние замковых соединений (k з=1,3);

δ Ц радиальный зазор, равный 0,5 (D н -d нб);

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

EJ Ц жесткость бурильных труб, ЌЈм2;

L Ц длина скважины, м;

θ Ц угол наклона скважины к горизонту, град.

«начени€ q и EJ дл€ расчетов по формуле (4.16) дл€ различных колонн приведены в табл. 4.5 [7].

ѕри определении затрат мощности дл€ бурени€ скважин, имеющих сложную конструкцию, расчет следует проводить дл€ отдельных интервалов, отличающихс€ диаметром ствола и углом наклона, а затем суммировать полученные результаты. јналогично следует учитывать наличие в колонне бурильных труб, отличающихс€ диаметром, жесткостью и другими параметрами.

 

“аблица 4.5

–асчетные значени€ параметров жесткости бурильных труб

“ип бурильных труб, диаметрЈтолщина стенки, мм   ћасса 1 м труб, кг   ∆есткость труб EJ *, ЌЈ м2   (EJ)0,16
 —— -76:70Ј4,5 —— -76:70Ј4,8 —— -59:55Ј4,8 —Ѕ“Ќ:50Ј5,5 ЋЅ“Ќ:68Ј9 ЋЅ“Ќ:54Ј9 —Ѕ“Ќ:42Ј5,0 ЋЅ“Ќ:42Ј7 ЋЅ“ћ:54Ј7,5 —Ѕ“Ќ:33,5Ј4,75 —Ѕ“Ќ:68Ј4,5 —Ѕ“ћ«:42Ј5,0 —Ѕ“ћ«:50Ј5,5 —Ѕ“ћ«:63,5Ј6,0 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 10Ј104 11Ј104 4,9Ј104 3,94Ј104 5,3Ј104 2,38Ј104 2,06Ј104 0,875Ј104 2,17Ј104 0,93Ј104 9,3Ј104 2,06Ј104 3,94Ј104 9,2Ј104 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  

* Ц при расчетах модуль упругости дл€ стали прин€т равным 2Ј1011 Ќ/м2, дл€ дюралюмина Ц 0,7Ј1011 Ќ/м2.

 

ѕоскольку расчет мощности на вращение бурильной колонны существенно зависит от частоты вращени€ колонны, то в формуле (4.16) дл€ более точного расчета можно измен€ть степень при определении частоты вращени€:

- cтепень 1,85 (ω1,85) дает среднее значение затрат мощности;

-степень 1,3 (ω1,3) следует использовать при малых значени€х частоты вращени€ ω<ω0;

- степень 2 (ω2) при ω>ω0,

где величина ω0= 0,32Ј103 / δ [7].

ƒл€ расчета могут использоватьс€ также зависимости, разработанные в ¬»“–е:

- дл€ высоких частот вращени€ колонны бурильных труб при ω>ω0

; (4.19)

- дл€ низких частот вращени€ колонны бурильных труб при ω<ω0

, (4.20)

где k cм Ц коэффициент, учитывающий вли€ние 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).

ƒл€ горизонтальных скважин при диаметре скважины 59 мм и бурильных трубах —Ѕ“Ќ-42 затраты мощности на вращение можно определить по формуле

 

. (4.21)

 

ƒл€ горизонтальных скважин при диаметре скважины 59 мм и бурильных трубах —Ѕ“Ќ-50 затраты мощности на вращение можно определить по формуле

 

. (4.22)

 

ѕри диаметре скважины 76 мм и бурильных трубах —Ѕ“ћ-50 затраты мощности на вращение можно определить по формуле

 

. (4.23)

 

ѕотери мощности в трансмиссии станка завис€т от конструкции станка, мощности привода и реализуемой частоты вращени€ [7]. ƒл€ станков со шпиндельным вращателем потери мощности в общем усредненном виде можно ориентировочно определить по формуле

 

, (4.24)

 

где k пЦ 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 Ц мощность приводного двигател€ станка, к¬т;

A Ц опытный коэффициент, характеризующий потери мощности в элементах трансмиссии, не завис€щие от частоты вращени€;

B Ц опытный коэффициент, характеризующий зависимость потерь мощности в элементах трансмиссии, от частоты вращени€, реализуемой станком.

ω Ц частота вращени€ на выходе с вращател€, мин-1.

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

ј+¬ ω,

значени€ коэффициентов к которой приведены в табл.4.6.

“аблица 4.6

ќпытные коэффициенты дл€ расчета потерь мощности при работе бурового станка

“ип станка «»‘-650ћ «»‘-1200ћ– — Ѕ-4 — Ѕ-5 — Ѕ-7
ј 1,2 2,7 1,1 1,3  
¬ 0,0088 0,0082 0,0055 0,005 0,007

 

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

ѕо данным из работы [7] сравнение потерь мощности гидрофицированного станка с подвижным вращателем мощностью 15 к¬т в сравнении со станком — Ѕ-200/300 c приводным двигателем такой же мощности показало, что в станке с подвижным вращателем при частоте вращени€ на выходе вращател€ 800 мин-1 затраты мощности составили около 2 к¬т, в станке — Ѕ Ц 3 к¬т (отличие в 1,5 раза); при частоте вращени€ 1 600 мин-1 2,5 и 5 к¬т (в 2 раза); при частоте вращени€ 2 400 мин-1 3 к¬т и 7,5 к¬т (в 2,5 раза) соответственно.

“аким образом, потери мощности в гидрофицированных современных станках будут существенно ниже при высоких значени€х частоты вращени€ и несколько меньшими при средних и малых частотах вращени€. ѕриведенные соотношени€ можно использовать как коэффициенты при выполнении расчетов дл€ определени€ затрат мощности на бурение.

ћощность двигател€ дл€ привода бурового насоса рассчитываетс€ по формуле [7]:

, (4.25)

где Q Ц подача насоса, м3/c;

p Ц давление нагнетани€ бурового раствора, кѕа;

ηн Ц коэффициент полезного действи€ насоса (ηн = 0,75Ц0,85);

η Ц коэффициент полезного действи€ передач от двигател€ к насосу. ƒл€ практических расчетов принимаетс€ (ηнЈη = 0,75Ц0,85).

¬ р€де случаев бывает, что при выбранной буровой установке оптимальные режимы бурени€ не могут быть получены по всей глубине скважины в св€зи с недостатком приводной мощности бурового станка. ¬ таких случа€х можно рассчитать предельные глубины бурени€ с различными частотами вращени€, оценива€ возможности бурового станка. ѕодобный расчет будет нужен, если требуетс€ определить возможности станка дл€ бурени€ скважины диаметром, бόльшим, чем это предусмотрено технической характеристикой станка.

ѕользу€сь зависимост€ми

 

N д = N з + N вр + N ст; N д = N з + N вр + N ст+ N н, (4.26)

 

можно рассчитать предельные глубины бурени€ с различными частотами вращени€, возможную глубину бурени€ скважины, оценить целесообразность выбора бурового агрегата дл€ производства работ в конкретных горно-геологических и иных услови€х.

ƒл€ решени€ этих задач представленные уравнени€ (4.26) решаютс€ относительно глубины бурени€ скважины L при заданных параметрах режима бурени€, бурильной колонны и диаметра скважины. — этой целью используютс€ формулы (4.11), (4.13)-(4.20), (4.24). ѕри твердосплавном бурении дл€ расчета может использоватьс€ формула (4.13), при бескерновом Ц (4.15).

ѕри использовании в качестве привода электродвигателей расчет предельной глубины бурени€ дл€ алмазного бурени€ (при использовании дл€ расчета N х.в. формул (4.19) и (4.20) можно произвести по формуле:

 

или

. (4.27)

 

јналогична€ формула дл€ бурени€ твердосплавным инструментом будет выгл€деть следующим образом:

(4.28)

ƒл€ бескернового бурени€:

 

. (4.29)

 

ѕри использовании формулы (4.18) предельные глубины бурени€ могут быть рассчитаны по формуле общего вида:

 

, (4.30)

 

где N д, N ст, N з, N д Ц составл€ющие затрат мощности, рассчитанные по приведенным выше формулам дл€ каждого из способов бурени€ соответственно, к¬т;

Nх(-L) Ц величина, рассчитанна€ по формулам затрат мощности на холостое вращение (4.16)Ц(4.19), но без участи€ в расчете величины соответствующей глубине скважины L.

¬ том случае, если используетс€ дизельный привод, необходимо из общей мощности двигател€ вычесть также мощность, расходуемую на привод насоса.

≈сли уравнение (4.22) решать относительно таких параметров как частота вращени€ ωили диаметр скважины D н, то можно рассчитать предельные значени€ частоты вращени€ или диаметра скважины при остальных заданных величинах вход€щих параметров.

 

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

 

“алева€ система примен€етс€ дл€ производства спуско-подъемных операций при бурении.

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

¬ геологоразведочном бурении используютс€ талевые системы дл€ бурени€ на пр€мом канате (рис.4.2, а), с креплением свободного конца каната к основанию установки Ц талева€ 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).

—пособы креплени€ каната к кронблоку или талевому блоку, а также бурение на пр€мом канате создают невыгодную асимметричную нагрузку на вышку или мачту и поэтому могут примен€тьс€ только при небольшой высоте вышки (мачты) и соответственно при ограниченных нагрузках на них. ѕоэтому схемы талевой оснастки, показанные на рис.4.2, а, г, д могут примен€тьс€ только при небольшой глубине скважин

ƒл€ бурени€ скважин на более значительные глубины следует примен€ть оснастки талевой системы с неподвижным концом каната, которые обеспечивают равномерную нагрузку на вышку.

–ис. 4.2. —хемы талевой системы: 1 Ц кронблок; 2 Ц талевый блок; 3 Ц лебедка (подвижный конец талевой системы); 4 Ц неподвижный конец талевой системы, прикрепленный к основанию установки; 5 Ц свободный конец талевой системы закреплен на кронблоке; 6 Ц свободный конец талевой системы закреплен на талевом блоке; P л, 1Ц 4, н, G кр Ц усили€ в ветв€х 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
4
G к р
а б
в г
д
ѕри выборе оснастки талевой системы рассчитывают количество подвижных ветвей каната в оснастке:

, (4.31)

где G кр Ц нагрузка на крюк при подъеме бурового снар€да (рассчитываетс€ по формуле (4.7), кЌ;

л Ц грузоподъемность лебедки (принимаетс€ из технической характеристика буровой установки), кЌ;

ηс Ц коэффициент полезного действи€ талевой системы (рассчитываетс€ по формуле 4.6).

¬ практике геологоразведочного бурени€ чаще всего используютс€ следующие схемы талевой оснастки: 0×1 (на пр€мом канате, см. рис.4.2, а), 1×2 (рис.4.2, б), 2×3 (рис.4.2, в).  оэффициент полезного действи€ дл€ них составит:

m        
ηc 0,96Ц0,97 0,95Ц0,93 0,92Ц0,9 0,9Ц0,88

 

»з всех систем оснастки самой скоростной будет система оснастки на пр€мом канате. ¬ то же врем€ така€ система отличаетс€ минимальной грузоподъемностью. ѕо мере повышени€ количества струн оснастки ее грузоподъемность увеличиваетс€, но снижаетс€ скорость перемещаемого груза на крюке. — целью сокращени€ времени на спуско-подъемные операции оснастку талевой системы с увеличенным числом ветвей следует примен€ть с определенной глубины, которую можно рассчитать по формуле (4.31), решив ее относительно L (значени€ глубины) при m =1.

ѕрименив формулу (4.7), получим [14]:

. (4.32)

где   д Ц коэффициент, учитывающий дополнительные сопротивлени€ при подъеме труб из скважины, возникающие из-за кривизны скважины и труб;

αc Ц коэффициент, учитывающий вес соединений труб;

q Ц вес 1 метра труб, Ќ/м;

L cЦ длина колонны труб, м;

- относительна€ плотность очистного агента и материала труб (стальных труб = 7,85; дл€ легкосплавных = 2,8);

θср Ц среднее значение зенитного угла на интервале длины поднимаемых труб, радиан;

f трЦ коэффициент трени€ труб о стенки скважины (f тр=0,3Ц0,5).

ƒо этой глубины спуско-подъемные операции следует проводить на пр€мом канате.

ћощность двигател€ на подъем бурового снар€да рассчитываетс€ по формуле (4.4).

—корость подъема крюка с весом рассчитываетс€ по формуле

, (4.33)

где v б Ц скорость навивки каната на барабан (принимаетс€ по технической характеристике бурового станка, но на пр€мом канате не более 2 м/c), м/c.

ƒл€ 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 определ€етс€ зависимостью:

, (4.34)

где Ц модуль упругости материала, из которого изготовлен талевый канат, ћѕа;

d к Цдиаметр талевого каната, м;

D шЦ диаметр шкива, м;

σт Ц предел текучести материала, из которого изготовлен талевый канат, ћѕа.

“аким образом, из формулы следует, чем больше диаметр шкива и меньше диаметр каната, тем выше запас его прочности по условию текучести материала. ƒиаметр каната выбирают исход€ из усили€ раст€жени€, возникающего в канате, шкив целесообразно использовать максимально возможного диаметра, что и определ€ет размер шкивов современных буровых установок ведущих производителей бурового оборудовани€.

— целью сокращени€ времени на спуско-подъемные операции подъем бурового снар€да должен производитьс€ с полным использованием мощности двигател€ станка и располагаемого диапазона частот вращени€ барабана лебедки. ƒл€ определени€ рационального режима подъема бурового снар€да следует рассчитать длину бурового снар€да, который может быть подн€т при различных частотах вращени€ барабана лебедки. Ёта длина может определ€ть из зависимости:

, (4.35)

где N Ц номинальна€ мощность двигател€, ¬т;

G кр Ц нагрузка на крюке, Ќ;

L Ц длина бурового снар€да, м;

η Ц коэффициент полезного действи€ талевой системы;

v к i Ц скорость подъема крюка с грузом на определенной ступени регулировани€ скорости подъема (например, определенной скорости коробки передач), м/c.

ѕри дизельном приводе отбираема€ мощность при спуско-подъемных операци€х не должна превышать 0,7Ц0,8 от мощности двигател€ N.

¬ результате может быть рассчитана длина бурового снар€да (количество труб или свечей), поднимаемого на каждой скорости работы лебедки при условии полного использовани€ возможностей буровой лебедки и мощности двигател€ станка.

ƒлина бурового снар€да и количество свечей, которые может быть подн€ты на первой скорости работы лебедки, равны:

.

ƒлина бурового снар€да и количество свечей, которые может быть подн€ты на второй скорости работы лебедки, будут равны:

.

ƒлина бурового снар€да и количество свечей, которые могут быть подн€ты на третьей скорости работы лебедки, равны:

, и т. д.

ѕри выполнении расчетов следует иметь в виду, что дл€ геологоразведочных буровых установок максимальные скорости подъема бурового снар€да регламентированы: при длине свечи l св=4,7 м максимальна€ скорость подъема составл€ет 1,6 м/с; при длине свечи l св>4,7 м Ц 2 м/с.

 

ѕример 7. –ассчитать возможную глубину бурени€ скважины диаметром 112 мм при работе станка — Ѕ-4 при следующих исходных данных: бурение осуществл€етс€ бурильной колонной —Ѕ“ћ«-50 и твердосплавной коронкой с нагрузкой 14,0 кЌ с частотой вращени€ 280 мин-1 с промывкой скважины водой.

¬оспользуемс€ формулой (4.28) с вход€щими в нее значени€ми, предназначенными дл€ расчетов при бурении твердосплавным инструментом.

¬ес 1 м снар€да по справочникам [14] равен 72 Ќ/м.

ѕодставив полученные данные в формулу (4.22), получим:

 

=266 м

 

“аким образом, в случае необходимости применени€ твердосплавного бурени€ скважин диаметром 112 мм возможна€ глубина бурени€ при работе станка — Ѕ-4 составит примерно 260 м.

ѕример 8. Ѕурение вертикальной скважины производитс€ на глубину 800 м станком — Ѕ-5. Ѕурильные трубы —Ѕ“Ќ-54, длина свечи 14 м, промывочна€ жидкость Ц вода.

–ассчитать оснастку талевой системы с определением глубины перехода с одной оснастки на другую, а также дл€ конечной глубины бурени€ установить количество свечей, поднимаемых на разных скорост€х лебедки.

»сходные данные: P л = 35 кЌ; q = 6, 48 кг/м, k пр=1,2.

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

кЌ, т.е. G кр >– л.

“аким образом, подъем колонны бурильных труб при значительной глубине скважины должен производитьс€ с оснасткой талевой системы. –ассчитаем глубину, до которой подъем колонны можно осуществл€ть на пр€мом канате. ѕо формуле (4.32) получим:

м.

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





ѕоделитьс€ с друзь€ми:


ƒата добавлени€: 2015-01-29; ћы поможем в написании ваших работ!; просмотров: 1468 | Ќарушение авторских прав


ѕоиск на сайте:

Ћучшие изречени€:

Ќаука Ч это организованные знани€, мудрость Ч это организованна€ жизнь. © »ммануил  ант
==> читать все изречени€...

309 - | 277 -


© 2015-2023 lektsii.org -  онтакты - ѕоследнее добавление

√ен: 0.278 с.