Бурению скважин ТПИ

Число струн  талевой оснастки определяется по формуле:

 
 

В связи с тем буровая установка УКБ-1200/2000 оснащается двухструнной оснасткой принимаем m=2

      

Р_л -грузоподъемность лебедки.

ŋ_т- К.П.Д. талевой оснастки (ŋ_т=0,96) 

Рациональные  глубины подъема снаряда на различных  скоростях с учетом перегрузки двигателя  можно определить по формуле: 

(4.13) 

N₀-паспортная мощность двигателя станка, кВт.

При дизельном  приводе отбираемая мощность при  спускоподъемных операциях не должна превышать 0,7-0,8 от мощности дизеля.

 λ=1,5-для электродвигателей.

Для упрощения  определяем постоянную величину: 

(4.14) 

 413,7 

Тогда:  

 (4.15) 

Расчет рациональных глубин должен вестись при скорости подъема: 
 
 

 

V_кр2= = 0,62 м/с

V_кр3= = 1,05 м/с

V_кр2= = 1,3 м/с 

V_кр2= = 1,52 м/с  Подъем на данной скорости запрещен 

Расчет рациональных скоростей подъема 
 
 

Вывод: подъем снаряда будет осуществляться на 1 скорости. 
 

    4.10 Проверочный расчет  насоса 

       Определение расхода промывочной жидкости.

Расход промывочной  жидкости при бурении должен обеспечивать полную очистку  забоя от разрушенной  породы и вынос ее на поверхность. При недостаточной промывке на забое  происходит вторичное измельчение  породы, что снижает скорость бурения  и повышает износ породоразрушающего инструмента. Рассчитанный из условия  обеспечения надежного выноса шлама  из скважины расход промывочной жидкости обеспечивает также достаточное  охлаждение породоразрушающего инструмента.

Расход промывочной  жидкости: 

(4.16) 

m- коэффициент учитывающий неравномерность скорости потока по скважине из-за местной повышенной стенки, наличия каверн и др. (m=1,1-1,3)

D-диаметр скважины или внутренний диаметр обсадных труб, м.

d-наружный диаметр бурильных труб, м.

v-скорость восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом                    пространстве скважины, м/с. 

В прикладных расчетах для определения потребного расхода промывочной жидкости при  колонковом бурении можно воспользоваться выработанными практикой значениями скорости восходящего потока. При алмазных коронках рекомендуемая скорость восходящего потока раствора будет равняться 0,4-0,5 м/с. 
 
 

Принимаем Q = 70 л/мин  – IV скорость насоса НБ4-320/63

       Определение потерь давления при бурении.

Давление, развиваемое  насосом должно быть достаточным  для преодоления сопротивлений  и гидростатических сил в циркуляционной системе скважины при прокачивании жидкости в заданном количестве.

       Циркуляционная  система включает в себя: обвязку  насоса, бурильные трубы и их соединения, кольцевое пространство, колонковый снаряд, породоразрушающий инструмент и другие, по которым протекает  промывочная жидкость при бурении.

       Давление, которое должен создавать буровой  насос при прокачивании жидкости, определяется по формуле:

Р=К(Р₁+Р₂+Р₃+Р₄+Р₅+Р₆) , мПа                                  (4.17)

Р- суммарные  расчетные потери давления, МПа.

К- коэффициент, учитывающий повышение давления в зашламованой скважине (К=1,3-1,5)

                 

(4.18) 

λ₁- коэффициент трения при движении жидкости по трудам (λ₁=0,021)

ρ- плотность  промывочной жидкости, кг\м³.

Q- производительность насоса, м\с                     

L- длина колонны бурильных труб, м(глубина скважины)

d ₁- внутренний диаметр бурильных труб, м. 
 
 

Потери давления в кольцевом пространстве определяется по формуле: 

(4.19) 

λ₂- коэффициент, трения при движении жидкости в скважине (λ₂=0,030)

ρ₁- плотность восходящего потока промывочной жидкости, обогащенной шламом (ρ₁=1070 кг\м³)

D_с- диаметр скважины, м.

d- наружный диаметр бурильных труб, м. 

0,0000043 МПа 

Потери давления в соединениях бурильных труб определяется по формуле: 

(4.20) 

ξ- коэффициент  местного сопротивления, определяется по формуле:

                           

(4.21) 

а_к- опытный коэффициент, учитывающий особенности конфигурации проходного отверстия, для муфтово-замковых соединений а_к=2.

d₀-наименьший внутренний диаметр в соединении, м 

n-число соединений в колонне, определяется по формуле: 

 (4.22) 

ℓ-длина трубы, м.

=353 
 
 

Потери давления в колонковой трубе можно принимать  в пределах:

P₄=0,05-0,12, мПа

Потери давления при заклинке керна можно принимать  в пределах:

Р₅=0,5, мПа 
 

Потери давления в нагнетательном шланге, в сальнике можно принимать в пределах:

Р₆=0,15-0,19, мПа 
 

       Давление  создаваемое буровым насосом  при прокачивании жидкости. 

Р=1,3*(0,53+0,0000043+0,00000013+0,05+0,5+0,15)= 1,59 МПа 

Расчет потребной  мощности на привод бурового насоса определяется по формуле: 

(4.23) 

Q- производительность насоса, м³/с.

Р- расчетные  суммарные потери в мПа.

ŋ_н-К.П.Д. бурового насоса, учитывающий механические и гидравлические потери.

К_м-коэффициент запаса мощности (К_м=1,1-1,3). 

4,4 кВт 

       Вывод: Так как расчетные данные меньше паспортных, насос НБ4-320/63 выдержит напряжение. 
 

       4.11 Выбор буровой  мачты 

       Буровые мачты рассчитываются по двум параметрам:

1. Высота мачты.

2. Нагрузка на  мачту. 

Высота мачты  определяется по формуле:

Н=Кℓ

К- коэффициент, учитывающий возможность переподъема  и безопасности торможения (К=1,3)

ℓ- длина свечи,(ℓ= 18,5)

Н= 1,3·  18,5= 24,5 м. 

Нагрузка на мачту определяется по формуле:

                 

Q_o= 2*Q_кр,кН                                                      (4.24) 

Q_o= 2*61=  122  кН 

       Вывод: Исходя из того что высота мачты должна быть не менее 24,5 м, а нагрузка на мачту составляет 122 кН=12 т выбираем тип мачту БМТ-7 с грузоподъемностью равной 12,5/20 т и рабочей высотой 25 м.  
 

       4.12 Проверочный расчет колонны бурильных труб 

       Расчет  напряжений в верхней (растянутой) части.

Напряжение растяжения.

Напряжение растяжения в подвешенной колонне бурильных труб. 

(4.25) 

где,α-коэффициент учитывающий высадку и массу соединений (для БТМ=1,05)

    q- масса 1м бурильных труб, кг.

    L- глубина скважины, м.

    ρ_ж- плотность промывочной жидкости, кг\м³.

    ρ- плотность материала труб(для  стали = 7850), кг\м³. 
 
 

       Напряжение  растяжения при подъеме колонны  труб из скважины: 

б_р = К_пр αqL(ρ-ρ_ж)cosθ(1+ftgθ), мПа                                    (4.26) 

где, К_пр- коэффициент учитывающий силы сопротивления при подъеме, (К_пр=1,2).

    θ-среднее значение зенитного угла, град.

    f-коэффициент трения бурильных труб о породу, (f=0,2). 

б_р = 1,6·1,05·6,05·1590(7850-1050)соs0(1+0,3tg0)= 14,3 МПа 

Напряжение растяжения в верхнем сечении во время  бурения: 

б_р= αq(L-L_сж)( ρ-ρ_ж)cosθ(1+ftgθ), мПа                                  (4.27) 

где, L_сж- длина сжатого участка колоны, необходимая для передачи осевой нагрузки, м. 

(4.28) 

где, Р- осевая нагрузка на пордоразрушаюший инструмент

        g- ускорение свободного падения, м/с² 
 
 

б_р= 1,05·6,05(700-129)(7850-1020) соs0(1+0,3tg0)=24 мПа 

Напряжение кручения в верхней части для бурильных труб муфто-замкового соединения.

  

(4.29) 

где, М_кр- крутящий момент, передаваемый бурильной колонной Н*м

        W_р- полярный момент сопротивления сечения бурильной колонны, м³ 

(4.30) 
 
 
 

       Крутящий  момент определяется по формуле:

                                                      

(4.31) 

где, N-мощность, затрачиваемая на процесс бурения, Вт.

        ω –угловая скорость вращения С^-1

Так как современное  бурение ведется на режимных параметрах, устанавливаемых из расчета полного  использования мощности двигателя  станка мощность. 

N=N₀ŋλ , Вт                                                       (4.32) 

где, ŋ-КПД передачи вала двигателя к вращателю (ŋ=0,8) 

         λ- коэффициент перегрузки двигателя (λ=1 для ДВС) 

N₀-мощность двигателя станка 

N=30000·0,8·1,5= 36000 Вт 

Угловая скорость определяется по формуле: 

, c^-1                                                                               _(4.33)          

= 81 c^-1