Роторний спосіб буріння

Теоретична частина

РЕЖИМ БУРІННЯ

Записи

Массив

Структурированные типы

Define PI 3.14

...............

double t;

t = PI * 2; // здесь использована именованная константа PI, заданная выше

использование константных переменных, то есть переменных, которые нельзя изменять после инициализации. Рассмотрим на том же примере:

const double PI=3.14; // здесь PI — константная переменная

double t;

t=PI * 2;

Объявление переменной массива происходит в разделе var. При этом используется зарезервированное слово array, указывается тип массива и его размерность перечислением индексов, а также объявляется тип данных в массиве.

Проектувати параметри режиму буріння (осьове навантаження на долото,швидкість обертання долота, витрату промивальної рідини)можна такими методами:

1 аналітичним;

2 статистичної обробки промислових даних;

3 комбінованим.

Кожен з цих методів ґрунтується на прийнятому критерії оптимальності, за який, при нормальних умовах буріння, використовують вартість одного метра проходки. У цьому випадку вибирають таке співвідношення параметрів режиму буріння, яке забезпечує досягнення найменшої вартості одного метра про­ходки. Розглянемо аналітичний метод прое­ктування параметрів режиму буріння.

Параметри режиму буріння проектують у такій послідовності:

1. Визначають осьове навантаження на долото із умови об'ємного руйну­вання гірської породи двома способами.

а) За питомим навантаженням

, (3.1)

де – питоме навантаження на одиницю діаметра долота, Н/м;

– діаметр долота, м.

Значення питомого навантаження, для різних типів доліт приведені в таблиці 3.1.

б) За твердістю і площею контакту

, (3.2)

де – коефіцієнт, який враховує вплив вибійних умов на твердість гірських порід;

– твердість породи за штампом при атмосферному тиску, Па;

– площа контакту зубів долота з породою, .

Якщо немає табличних значень, то контактну площу можна визначити виходячи із умови геометричної форми зубців шарошок долота, які одночасно контактують з вибоєм, та величиною їх заглиблення в породу

(3.3)

де – кількість зубців у вінці шарошки, якими долото контактує з вибоєм;

– діаметр долота, м;

– коефіцієнт перекриття;

=0,7-1,3 – для багатоконусних доліт зі зміщеними осями;

=1,5-1,9 – для одноконусних доліт без зміщення осей;

– кінцева величина притуплення зубця, м.

Таблиця 3.1 – Питоме навантаження для різних типів доліт

Тип долота	Тришарошкові долота
М	МС	С	Т	К
, Н/м	<2	(2-5)	(5-10)	(10-15)	>15
Тип долота	Лопатеві	Фрезерні	Алмазні та "ИСМ"	Одноша-рошкові
Дволо-патеві	Трило-патеві
, Н/м	(3-5,7)	(4,5-8,5)	(4-6)	1,5-3,3	(6-8)

При =1

(3.4)

де – початкова величина притуплення зубця, м;

=1,0-1,5 мм

δ – величина заглиблення зубця в породу

δ =0,1-0,2 мм

– кут при вершині зубця.

Коефіцієнт приймають 0,7-0,8 для пористих порід (пісковики, тріщинні вапняки, алеврити) та 1,0-1,2 - для суцільних сильно метаморфізованих та хемогенних порід.

Значення контактної площі для найпоширеніших тришарошкових доліт приведено в таблиці 3.2, алмазних в таблиці 3.3, твердосплавних в таблиці 3.4.

Таблиця 3.2 – Контактна площа тришарошкових доліт

Таблиця 3.3 – Контактна площа деяких типів алмазних доліт

Таблиця 3.4 – Контактна площа деяких діаметрів твердосплавних доліт (“ИСМ”)

Розра­ховану величину осьового навантаження на долото (за питомим навантаженням чи за твердістю і площею контакту) порівнюють з допустимим (паспортним) для даного типорозміру долота.

Розраховане осьове навантаження повинно задовільняти умову

(3.5)

2. Визначають швидкість обертання долота з умови забезпечення необхід­ного часу контакту зуба долота з породою.

Для шарошкових доліт швидкість обертання долота визначають за форму­лою:

, (3.6)

де – швидкість обертання долота, с^-1;

– діаметр шарошки, м;

– мінімально необхідний час контакту зуба долота з породою, с

Нижня границя для міцних порід, а верхня – для м’яких

–максимальна кількість зубів на периферійному вінці шарошки

=15-25.

Менше значення для доліт типу “М”, а більше – для доліт типу “К”.

Для алмазних, твердосплавних та лопатевих доліт швидкість обертання ви­значають за формулою:

, (3.7)

де – допустима лінійна швидкість обертання, яка визначається із умови абразивного зносу та нагріву долота, = 3-5 м/с.

Після розрахунку швидкості обертання за формулою 3.6 чи 3.7 фактичну швидкість обертання вибирають виходячи із характеристики ротора в даній буро­вій установці.

3. Проектують витрату промивальної рідини

Витрату промивальної рідини розраховують із двох умов:

а) Із умови очищення вибою свердловини від вибуреної породи

, (3.8)

де – витрата промивальної рідини, м³/с;

– питома витрата промивальної рідини, м/с;

– площа вибою свердловини, м²;

=0,35-0,5 м/с – при роторному способі та електробурінні;

=0,5-0,7 м/с – при бурінні гідравлічними вибійними двигунами.

Менше значення питомої витрати вибирають для міцних порід, а більше – для м’яких

(3.9)

б) Із умови транспортування шламу в кільцевому просторі

(3.10)

де – швидкість руху рідини в кільцевому просторі, м/с;

– площа кільцевого простору, м².

(3.11)

де – діаметр свердловини, м;

– зовнішній діаметр бурильних труб, м.

=0,3-1,4 м/с. Для твердих порід =0,7-1,0 м/с. В м'яких породах =1,0-1,4 м/с. При бурінні долотами великого діаметру =0,3-0,5 м/с.

З розрахованих значень вибирають найбільше, яке узгоджують з техніч­ною характеристикою бурового насоса даної бурової установки.

За фактичну витрату приймають найближче більше значення витрати і відповідне їй значення тиску.

Робочі характеристики основних типів бурових насосів наведені в таблиці 2.3.

4. Після визначення режимних параметрів (G, ω, )перевіряють можли­вість їх реалізації.

Осьове навантаження на долотота швидкість обертання долота перевіряють за крутним моментом, який не повинен перевищувати момент, що переда­ється ротору і не створювати небезпечних напружень в бурильній колоні.

, (3.12)

де – крутний момент, який передається бурильній колоні, Нм;

– момент, який передається ротору, Нм.

, (3.13)

де – момент на долоті, ;

– момент, необхідний на холосте обертання бурильної колони, .

, (3.14)

де – питомий момент на одиницю навантаження, м;

– момент, який не залежить від осьового навантаження.

Для шарошкових доліт питомий момент визначають за формулою:

, (3.15)

де – емпіричний коефіцієнт.

Для м'яких порід ; для порід середньої твердості ; для твердих порід ;

Для алмазних і твердосплавних доліт питомий момент в 1,5-2,0 рази, а для лопатевих доліт ріжучого типу в 2,0-2,5 рази більший ніж для шарошкових доліт того ж діаметру.

Для шарошкових доліт з негерметизованими опорами наближено визначають за формулою:

(3.16)

Для доліт з герметизованими опорами

(3.17)

(Для алмазних, твердосплавних та лопатевих доліт )

Момент на холосте обертання бурильної колони визначають за форму­лою.

(3.18)

де коефіцієнт, який залежить від ступеня викривлення свердловини (таблиця 3.5)

Таблиця 3.5 – Значення коефіцієнта "в"

зовнішній діаметр і-ї секції бурильної колони, м;

довжина і-ї секції бурильної колони, м.

,(3.19)

де – паспортне значення моменту, який передається на ротор;

– момент, який витрачається на подолання опорів в наземній системі пе­редач від двигуна до ведучої труби.

Значення –береться з технічної характеристики бурової установки

(3.20)

де – дослідні коефіцієнти;

– при приводі ротора через лебідку;

– при приводі ротора безпосередньо через редуктор.

.

Якщо , то необхідно знайти допустиму глибину буріння при розра­хованих осьовому навантаженні і швидкості обертання. Для подальшого буріння необхідно зменшити значення режимних параметрів (як правило швидкість обер­тання долота) так, щоб крутний момент став би менший (або рівний) за момент, що передається ротору.

Для перевірки реалізації витрати промивальної рідини необхідно провести гідравлічний розрахунок. Для цього визначають гідравлічні втрати тиску в еле­ментах циркуляційної системи, аналогічно як у розділі 2.3.

Дата добавления: 2017-02-01; Просмотров: 99; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!