Кст.- коэффициент соединений бурильных труб: ниппельные -1,0; муфтово-зам­ковые- 1,3

Ккт- коэффициент кривизны (качества) бурильных труб. Если кривизна неизвестна, то трубы высокого качества: Ккт. = 1,0; средние - Ккт. = 1,3;низкое качество Ккт. = 1,6.

Кжт - коэффициентжесткости труб, определяемый по табл.7

Таблица 7

№ п.п. Бурильные трубы. Объединенный коэф. Жесткости
1. СБТМЗ - 50 0,59
2. СБТМЗ - 42 0,49
3. СБТН-50 0,56
4. СБТН -42 0,46
5. СБТН-54 0,53
6. ЛБТН-54 0,32
7. ЛБТН -42 0,22
8. ЛБТН-68 0,43
9. КССК -76 0.56
10. ССК-76 0,55
11. ССК- 59 0,48
12. ССК- 46 0,42

 

Kи.- коэффициент искривления скважины. Kи. = 1 +60 · J ,гдеJ интенсив­ность искривления, град/м. Для слабоискривленных скважин J= 0,01 ¸ 0,02, для силь­но искривленных скважин .J может достигать значений до 0,03 ¸ 0,05и тогда величина Kи.Может достигать значения = 4,0 - это самое большое возможное значение из всех коэффициентов!

Кн.Коэффициент наклона, учитывающий наклон ствола скважины при наклон­ном бурении.

Кн. = (1 + 0,44 Sinθ) ,где θзенитныйугол.

Кδ. -коэффициент зазора.Кδ. = (0,9 + 20δ),где в м.

В формуле: L– длина скважины, м, n– скорость вращения бурового снаряда в об/мин.

3. Затраты мощности на забое скважины.

На забое мощность расходуется на разрушение породы, при этом часть мощности тратится собственно на разрушение породы, а часть, иногда значительная, на преодоление сил трения резцов или зубьев о забой. Для оценки забойной мощности используется либо эмпирическая формула (шарошечные долота), либо физическая формула N=F·Vс опытными коэффициентами.

А). При бурении шарошечными долотами:

Nзаб. = No. Sзаб.

Где: No.- удельная мощность, приходящаяся на 1см² площади забоя; No.= (0,5 ÷ 1,5) квт/см.2, (меньшее значение для мягких пород). Sзаб. - площадь забоя, см.².

Б) При бурении лопастными долотами и пикобурами:

Nзаб. = 10-5 × (З ÷ 5) × Соc.· Dскв. · n, кВт.

Где: Соc. - осевая нагрузка на долото, Н;Dскв. - диаметр скважины, м, n - частота вращения, об/мин.

В). При бурении твердосплавными и алмазными коронками:

Nзаб. = 10-4 × о+A · hоб.) × Сос.· r · n, кВт.

Где µо - коэффициент трения резцов о породу; А- коэффициент, учитывающий за­траты мощности на разрушение пород; hоб. - углубка за оборот, мм.

Ориентировочные значения коэффициентов µо и А и значения hоб. Принимаются по табл. 8

Таблица 8

Вид коронки и характер воздействия µо А Hоб.,мм.
1. Твердосплавная 0,1 1 - 3 0,05 - 0,6
2. Твердосплавная с гидроударником 0,04 0,2 - 0,4 0,15 - 1,0
3. Алмазная однослойная 0,03 -0,05 1,0-3,5 0,04 - 0,2
4. Алмазная импрегнированная 0,05 - 0,1 3,0 - 8,0 0,02 - 0,2
5. Алмазная с гидроударником 0,03 1,0-2,0 0,05 - 0,5

При меньших значенияхhоб. Принимают большие значения А.

Анализ приведенного расчета затрат мощности позволяет решать две задачи для повышения эффективности процесса бурения:

1. Поскольку мощность приводного двигателя (нашего) бурового станка, как правило, огра­ничена и на больших оборотах и на больших глубинах явно недостаточна, то снижение непроизводительных затрат, главным образом, на вращение буриль­ных труб позволит повысить долю забойной мощности и повысить значения параметров режима и, тем самым, эффективность бурения. Анализ величин коэффициентов, определяющих затраты мощности на вращение труб позволяет определить и реализовать значительные резервы: - так замена воды на эмульсию экономит 25% мощности, а если применить еще и консистентную смазку КАВС экономится еще 10%.; замена стальных труб на легкосплав­ные добавит еще 25%, уменьшение кривизны скважины может уменьшить затраты мощ­ности на вращение труб в 2—4 раза и.т.д.

2. Вторая задача заключается в том, что анализ позволяет рассчитать до какой глу­бины скважины, на каких оборотах бурового снаряда будет хватать мощности двигателя в зависимости от реальных условий бурения, поскольку мощности наших буровых стан­ков не достаточна для бурения на максимальных оборотах на максимальные для данного станка глубины скважин. Для решения этой задачи преобразуем формулы затрат мощности в вид: L(n)= f(n), принимая все остальные значения постоянными, а величину Coc.Примем среднюю для данных условий бурения.

Или при всех постоянных при n после их приведения обозначим:

Получим:

 

Подставляя последовательно n , начиная с максимальной частоты вращения
nmax.ni (при регулируемом приводе nmax. , nср. , nmin. ), построим графики Рис. 28 а.

а б
Рис. 28

При плавном приводе сначала определяют L примаксимальной частоте вращения данного станка – L(nmax.), затем подбором находим значение частоты вращения для полной глубины скважины – n (Lскв.), это будет - nmin. И еще одну - две промежуточные точки по средним значениям n и строим кривую - Рис. 28 б.

 








Дата добавления: 2015-06-27; просмотров: 1262;


Поиск по сайту:

При помощи поиска вы сможете найти нужную вам информацию.

Поделитесь с друзьями:

Если вам перенёс пользу информационный материал, или помог в учебе – поделитесь этим сайтом с друзьями и знакомыми.
helpiks.org - Хелпикс.Орг - 2014-2024 год. Материал сайта представляется для ознакомительного и учебного использования. | Поддержка
Генерация страницы за: 0.007 сек.