ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ БУРОВОГО АГРЕГАТА
Приводом для буровых станков и насосов при геологоразведочном бурении являются электродвигатели и двигатели внутреннего сгорания, главным образом дизели.
Тип двигателя для привода бурового агрегата выбирается в зависимости от условий его эксплуатации (объем буровых работ, удаленность участков бурения от баз геологоразведочных партий и экспедиций, буровых установок друг от друга, наличие электроэнергии в районе работ и т. п.). Электродвигатели применяют в основном при централизованном энергоснабжении. Основными преимуществами электродвигателей являются: экономичность, надежность и удобство в обслуживании, высокая перегрузочная способность с коэффициентом перегрузки Х= 1,54-2,0. Дизели обеспечивают автономность буровых установок, что важно при проведении геологоразведочных работ в малоосвоенных районах. Дизели экономичны, надежны и долговечны в работе, но требуют специального обслуживания; перегрузочная способность дизелей характеризуется коэффициентом перегрузки Я,= 1,10-7-1,15.
При дизельном приводе, как правило, один двигатель приводит в действие станок и насос, при электроприводе применяются индивидуальные двигатели для стайка и насоса.
Мощность бурового агрегата зависит от двух основных процессов: собственно бурения, в результате которого осуществляется углубление скважины, и спуско-подъемных операций. Определяющими для выбора необходимой мощности привода, как правило, являются затраты мощности на бурение.
§ 1. Определение мощности двигателей для бурения
Мощность двигателя, расходуемая в процессе собственно бурения, складывается из трех основных составляющих:
Л^б = Л^з + ЛГТ + Л/^т» (IX. 1)
где ЛГа—мощность, расходуемая на забое скважины, кВт; — мощность, расходуемая на вращение колонны бурильных труб в скважине, кВт; Лгст — мощность, расходуемая в трансмиссии и других узлах бурового станка, кВт.
При использовании дизельного привода к уравнению (IX. 1) следует добавить мощность, расходуемую на привод насоса.
Мощность, затрачиваемая на забое. Зависимости, применяемые в настоящее время для определения мощности, расходуемой при работе породоразрушающего инструмента, не полностью отражают количественные соотношения между параметрами, определяющими мощность, а раскрывают в основном качественную картину процесса. Входящие в формулы величины зависят от многих факторов, учесть которые трудно. Поэтому полученные в результате
6* 139
пягчртов значения мощности, затрачиваемой на Забое, МОЖНО рассматривать только как приблизительные [2, 11, 24, 36 и др.] Ана — лиз формул для расчета затрат мощности на забое при колонковом бурении показал, что с достаточной для практических расчетов точностью можно пользоваться следующими формулами.
1. При бурении твердосплавными коронками [43]
ЛГ, = 5,3.10-4^Ср(0,137 + ц), (1Х.2)
где Р — осевая нагрузка на коронку, даН; п — частота вращения коронки, об/мин; £ср — средний диаметр коронки, м; Оср = — (Ян+Аш)/2 (здесь и йнв —наружный и внутренний диаметры коронки по резцам, м); ц — коэффициент трения резцов коронки о породу забоя.
Коэффициент трения х резцов о породу забоя не является строго постоянной величиной. Значение коэффициента трения изменяется при изменении величины нагрузки на коронку, частоты ее вращения, качества промывочного агента, а также при изменении состава пород, величины и формы зерна, состава цемента, твердости горных пород и ряда других факторов. В связи с этим при расчете затрат мощности на забое можно воспользоваться только ориентировочными средними значениями коэффициентов трения:
Глина………………………………………………………………………………………. 0,12—0,20
Глинистый сланец………………………………………………………………………………………. 0,15—0,25
Мергель…………………………………………………………………………………….. 0,18—0,27
Известняк………………………………………………………………………………………. 0,30—0,40
Доломит………………………………………………………………………………………. 0,25—0,40
Песчаник………………………………………………………………………………………. 0,30—0,50
Гранит………………………………………………………………………………………. 0,30—0,40
2. При бурении алмазными коронками [43]
Ы9 = 2 -10~*РпОср. ]/ + (1Х. З)
3. При бескерновом бурении [43]
Л^8 = (3 — ь 4) 10~*РпО. (1Х.4)
При использовании шарошечных долот можно рассчитать мощность, затрачиваемую на забое, также и по следующей формуле [24]:
ЛГ8= 10 ~У>л£. (IX. 5)
Для долот диаметром 76 мм и более |л = 0,17, диаметром 59 мм и менее |л = 0,10.
Обозначения в формулах (1Х. З), (1Х.4) и (IX.5) те же, что и в (IX.2).
Мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине
— составляет основную долю от затрат мощности на бурение скважины. Л^т складывается из двух составляющих: — мощ
ности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине и Л^доп — дополнительной мощности, затрачиваемой на вращение сжатой части бурильной колонны, которой создается осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент. Таким образом, #т =
= Л^ХВ"1“^ДОП’
Значение Л^доп может быть рассчитано по данным [23] по формуле СКВ ВПО «Союзгеотехника»:
^доп = 2,45- 10”4бРл, (1Х.6)
где б — радиальный зазор, м; б = (/)—(1)12, О — диаметр скважины, м; й — наружный диаметр бурильных труб, м; Р — осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, даН; п — частота вращения колонны бурильных труб, об/мин.
Наиболее сложными для определения являются затраты мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине, так как они зависят от целого ряда факторов, часть из которых имеет случайный переменный характер. К этим факторам относятся: конструктивные особенности, материал и техническое состояние бурильных труб, состояние стенок скважины, наличие каверн и желобов, характер проходимых пород, искривление скважины, наличие в скважине специальных эмульсионных растворов и смазок, режимные параметры.
Для расчетов МХв в основном используются эмпирические зависимости, полученные в результате выполнения большого объема теоретических и экспериментальных исследований. Многие из полученных зависимостей [И, 13, 36, 37] имеют строго ограниченную область применения, определяемую условиями проведения экспериментальных работ.
Для практических расчетов при колонковом бурении рекомендуются следующие формулы. Для вертикальных скважин и с углом наклона до 75°.—————————— ————————————————————————- ————————————————————————-
1. Предложенная СКВ ВПО «Союзгеотехника» формула В. Г. Кардыша [23]
ЛГЖВ = ААМ&[8.28-10- (0,9 + 206) х
X п1-851°’75 0 + 0,44 005<р)]. (IX.7)
2. Предложенная ВИТР формула Л. Г. Буркина [2, 41].
Для высоких частот вращения колонны бурильных труб при п>п0
= М2,0- 10-«<7бп2 + 0,8 • Ю-^сРп) I. (1Х.8)
Для низких частот вращения колонны бурильных труб при п<п0
ЛГ1В = 1,44 • 10(IX.9)
По=0,32 • 1ШЩ — граница раздела зон частот вращения колонны бурильных труб по применимости формул (IX.8) и (1Х.9).
Для горизонтальных скважин [13]: при диаметре скважины
59 мм и бурильных трубах СБТН — 42 мм
ЛГ„ = (3,5 ■ 10~7я2 — 3,5-10~*п + 3,4 • 10’*) L. (IX. 10)
При диаметре скважины 59 мм и бурильных трубах СБТН —
50 мм
Л^хв = (2,75-10 т/га — 2,6- 10~*л + 4- Ю"г) I. (IX. 11)
• При диаметре скважины 76 мм и бурильных трубах СБТМ —
50 мм
N„ = (6,17.10-V — 1,25 • 10~‘я + 4 ■ 10’*) (IX. 12)
Обозначения в приведенных для расчета формулах следующие: — глубина скважины, м; п — частота вращения колон
ны бурильных труб, об/мин; <7 — масса 1 м бурильной колонны, кг; б —радиальный зазор, м; б=(£>—й)/2, Б — диаметр скважины, м; й — наружный диаметр бурильных труб, м; ф — угол наклона скважины к горизонтали, градус. к — коэффициент, учитывающий влияние промывочной жидкости (&| = 1,0 для технической воды; £| = 0,6 для эмульсионных растворов и при введении смазки; &1 = 0,45 для сочетания эмульсии и смазки; к = ,2 для глинистого раствора; А) = 1,5 при продувке воздухом); — коэффициент, учитывающий особенности стенок ствола скважины (&2 —2 при бурении в трещиноватых, разрушенных и кавернозных породах, 62= 1 при бурении в монолитных породах; £2 = 0,5—0,75 при вращении колонны в скважине, обсаженной колонной обсадных труб); &з — коэффициент, учитывающий материал труб (/г3= 1 для стальных труб, &3 = 0,75 для труб из алюминиевых сплавов); 64 — коэффициент, учитывающий тип соединения бурильных труб для ниппельного соединения, /г4=1,3 для муфтово-замкового соединения); &5 — коэффициент, учитывающий кривизну бурильных труб (Л5= 1 для бурильных труб, изготовленных в соответствии с ОН 41-1-68, для которых средняя кривизна составляет 0,25— 0,30 мм на 1 м, 65= 1,3 для бурильных труб, средняя кривизна составляет 0,55—0,85 мм на 1 м, /25=1,6 для бурильных труб со средней кривизной более 0,85 мм на 1 м); &с — коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости в формулах (IX.8) и (1Х.9) (&с = 0,8 при использовании смазки типа КАВС в сочетании с промывочной жидкостью, обладающей смазочными свойствами, &с= 1,0 при полном покрытии колонны смазкой типа КАВС в сочетании с промывкой скважины технической водой, /гс = 1,5 при отсутствии смазки).
Для более подробного исследования затрат мощности на вращение колонны бурильных труб в скважине можно воспользоваться данными,, приведенными в работе [36].
С целью упрощения расчетов по формуле (1Х.7) могут быть использованы следующие данные [табл. 43].
Тип станка………………………………………………………… ЗИФ-1200МР
ЗИФ-650М
СКБ-4
СКБ-5
СКБ-7
Вп, кВт*мнн/об………………………………………………………… 8,2*10……………………………………………………. 3
8,8* 10“3
5,5-Ю-з
5(0-10”3
6, 8-10 3
Мощность, расходуемая в трансмиссии и других узлах бурового станка — Л/Ст может быть рассчитана для шпиндельных станков с механическими передачами по формуле [23]
А^ст = М^дв И + = 1, Шдв (6 -10-3+ 1,2-10-*п), (IX. 13)
где /еп — коэффициент, учитывающий увеличение потерь энергии в станке под нагрузкой; УУДВ — мощность приводного двигателя
* станка, кВт; А — опытный коэффициент, характеризующий потери мощности в элементах трансмиссии, не зависящие от частоты вращения; В— опытный коэффициент, характеризующий потери мощности в элементах трансмиссии, частота вращения которых зависит ог п.
Формулу (IX. 13) следует применять при расчете мощности на холостое вращение по формуле (1Х.7). При использовании для расчета Л^хв формул (1Х.8) и (1Х.9) потери мощности в станке следует рассчитывать по формуле [2]
*ст «Вв-л, (IX-14)
где Вс — опытный коэффициент, характеризующий переменные потери в станке, кВт-мин/об. Опытные значения Вс приведены выше. Рекомендации по применению различных формул для расчета ЫСт связаны с проведением экспериментов по определению А^т в различных условиях.
Мощность двигателя для привода насоса Л/н рассчитывается по формуле
где ф — подача насоса, м3/с; р — давление нагнетания, кПа; г)„ —
коэффициент полезного действия насоса (т]„ = 0,75—0,85); т| —
коэффициент полезного действия передач от двигателя до насоса. При практических расчетах принимают 111111 = 0,70—0,80.
При регулировании расхода промывочной жидкости, подаваемой в скважину путем сброса части ее в сливную линию, потребляемую двигателем мощность определяют по формуле
Мп = (ЭР1Мп’г, (IX. 16)
где ф — полная подача насоса, м3/с; р—давление нагнетания при расходе С}.
|
Тип бурильных труб, диаметрх Xтолщина стенки, мм |
Масса 1 м колонны ф, кг |
Осевой момент инерции / м4 |
Жесткость £/, Н-м* |
"Вспомогательная величина |
||
|
СБТМЗ-42Х5.0 |
5,25 |
1,03 |
10”* |
2,06 |
10* |
4,9 |
|
СБТМЗ-50Х5.5 |
6.75 |
1,97 |
ю-* |
3,94 |
10* |
5,43 |
|
СБТМЗ-бЗ,5×6,0 |
10,0 |
4,6 |
10-* |
9,2 |
10* |
6,22 |
|
СБТН-42Х4.5 |
4,89 |
9,65 |
10-« |
1,93 |
10* |
4,85 |
|
СБТН-54Х4.5 |
6,48 |
2,2 |
10-* |
4,4 |
10* |
5,53 |
|
СБТН-68Х4.5 |
8,68 |
4,65 |
10-* |
9,3 |
10* |
6,24 |
|
СБТН-33,5X4.75 |
3,70 |
4,65 |
10-е |
0,93 |
10* |
4,31 |
|
СБТН-42х5,0 |
5,15 |
1,03 |
10-* |
2,06 |
10« |
4,90 |
|
СБТН-50х5,5 |
6,80 |
1,97 |
10-* |
3.94 |
10* |
5,44 |
|
ЛБТН-42Х7 |
3,08 |
1,25 |
10-* |
0,875 |
10* |
4,27 |
|
ЛБТН-54Х9 |
4,40 |
3.4 |
10-* |
2,38 |
10* |
5,0 |
|
ЛБТН-68Х9 |
5,46 |
7,58 |
10-* |
5,30 |
10* |
5,7 |
|
ЛБТМ-54х7,5 |
4,0 |
3,1 |
10-* |
2,17 |
10* |
4,94 |
|
ССК-59-55х4,8 |
6,0 |
2,45 |
10-* |
4,9 |
10* |
5,63 |
|
ССК-76-70Х4.8 |
7,65 |
5,5 |
10-* |
11 |
10* |
6,41 |
|
КССК-76-70 Х4.5 |
7,62 |
5,0 |
10-* |
10 |
10* |
6,31 |
|
Примечание. Е для стали, равную 2*10 |
И Н/м* |
; Е для |
ЛБТ—0, |
7.10“ |
Н/м*. |