Проголодался. Мощность расходуемая на бурение скважины. Мощность расходуемая на бурение скважины
 Скачать 112 Kb.
|
|
Мощность расходуемая на бурение скважины. Мощность, расходуемая при бурении установками вращательного бурения, складывается из следующих составляющих:  , (4.8)где Nз – мощность, расходуемая на забое скважины, Вт; Nпр – мощность, расходуемая на вращение колонны бурильных труб, Вт; Nст – 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 Fp, Fт – сила, необходимая для разрушения породы и сила трения, соответственно, Н; rср – средний радиус коронки, равный 0,25(Dн+dвн), м; Dн – наружный диаметр коронки, м; dвн – внутренний диаметр коронки, м; ω – частота вращения коронки, мин-1. Сумму сил Fp и Fт можно определить по зависимости  , (4.10)где Рос – осевая нагрузка, даН; μтр – коэффициент трения резцов коронки о породу на забое; А – коэффициент, учитывающий удельные затраты мощности на разрушение породы; Δv – 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 k1 – коэффициент, учитывающий влияние типа промывочной жидкости (для воды k1=1,0, для эмульсионного раствора 0,75); k2 – коэффициент, учитывающий влияние на затраты мощности работы алмазного расширителя (k2=1,2); k3 – коэффициент, учитывающий влияние забоя ступенчатой формы (k3=(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 Δv характеризует эффективность разрушения горной породы, поскольку непосредственно связан такими параметрами как энергоемкость разрушения А*, коэффициент трения μтр и коэффициент сопротивления μк (μк = μтр + lA*Δv), и может определяться по формуле [7]  ,[мм/оборот], (4.12)где vм – механическая скорость бурения, м/ч. Значения коэффициентов μтр, А и A* приведены в табл.4.2. и 4.3. Таблица 4.2 Значения расчетных параметров μтр, А иA* для различных способов бурения
Таблица 4.3 Значения коэфицицента трения μтр при бурении различных горных пород
При бурении твердосплавными и алмазными коронками могут использоваться несколько более упрощенные зависимости: - твердосплавное бурение  (4.13)- алмазное бурение  , (4.14) где Dср – средний диаметр коронки 0,5(Dн-dвн) , м. При бескерновом шарошечном бурении затраты мощности на разрушение породы составят:  , (4.15)где μк – 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 Рд – ударная нагрузка (100–200 кН). Таблица 4.4 Рекомендуемые значения углубления инструмента за один оборот при различных способах бурения
Мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине Nвр составляет основную долю от затрат мощности на бурение скважины. Обычно при расчетах учитывают затраты мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине – Nх.в. и на вращение сжатой части бурильной колонны Nд: Nвр = Nх.в. + Nд. Значение Nд можно рассчитать по формуле, разработанной СКБ ВПО «Союзгеотехника»:  , (4.17)где Dн – наружный диаметр бурового инструмента (скважины), м; dн.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 ω1,3, а при высоких значениях – ω2,3. 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 Nx.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 75º рекомендуется предложенная СКБ ВПО «Союзгеотехника» формула В. Г. Кардыша  , (4.18)где kсм – коэффициент, учитывающий влияние антивибрационной смазки или эмульсионного раствора (kсм =0,6); kскв – коэффициент, учитывающий влияние характера стенок скважины (в нормальном геологическом разрезе kскв = 1,0; в обсадных трубах kскв=0,5); kм – коэффициент, учитывающий влияние интенсивности искривления скважин (kм = 1+60i, где i – интенсивность искривления скважин, градус/м); kз – коэффициент, учитывающий влияние замковых соединений (kз=1,3); δ – радиальный зазор, равный 0,5 (Dн-dнб); 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
* – 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 (ω1,85) дает среднее значение затрат мощности ; -степень 1,3 (ω1,3) 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 kcм – коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости (kcм=0,8 при использовании смазки с сочетании с промывочной жидкостью, обладающей смазочными свойствами; kcм=1,0 при полном покрытии колонны смазкой в сочетании с промывкой скважины технической водой; kcм=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 kп – 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); Nдв – 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+Вω, значения коэффициентов к которой приведены в табл.4.6. Таблица 4.6 Опытные коэффициенты для расчета потерь мощности при работе бурового станка
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. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||