Расчет частоты вращения долота
Проектируемая частота вращения долота, при которой обеспечивается необходимое время контакта вооружения долота с забоем для достижения объемного разрушения пород на забое скважины, определяется по формуле [9]
где Gдин — динамическая осевая нагрузка на долото (таблица 30), кН,
с = 5100 м/с — скорость звука в динамически активном участке низа бурильного инструмента,
E = 2,1 × 10 11 Па — модуль упругости,
F — площадь поперечного сечения вала ГЗД, м 2 ,
Rм = (0,5 ¸ 0,7) × Rд — мгновенный радиус долота, м,
tк — время контакта вооружения долота с забоем (таблица 28), млс,
b — угол наклона оси шарошки к оси долота,
Kвд — коэффициент вдавливания.
Исходные данные и результаты вычислений по формуле (50) заносим в таблицу 33.
Таблица 33 — Расчет частоты вращения долота
| Интервал бурения, м | Gдин , кН | F , м 2 | tк , млс | Kвд | Rм , м | n , об/мин |
| 0-40 | 5,83 | — | 0,1417 | |||
| 40-700(705) | 7,56 | 0,0052 | 2,6 | 0,0767 | ||
| 700(705)-975(984) | ||||||
| 975(984)-1740(1756) | ||||||
| 1740(1756)-1990(2585) |
Примечание: в скобках указана глубина скважины по стволу.
Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов
Для расчета максимального давления на выкиде насосов Рmax при бурении с забойными двигателями следует применить метод, приведенный в [11]. Расчет Рmax позволяет выбрать тип бурового насоса.
Величина Рmax , МПа, определяется по формуле
где Gmax — максимальная нагрузка на долото в интервале, кН.
Величина Рmax для интервала 40-700(705) м рассчитывается при следующих исходных данных: Gmax = 50,4 кН; ТП = + 25 кН, FР = 0,0177 м 2 , РОЧ = 0,19 МПа; Gвр =7,24 кН.
Расчет Рmax для последующих интервалов аналогичен. Исходные данные для расчетов и их результаты в таблице 34.
Таблица 34 — Максимальное давление на выкиде буровых насосов по интервалам бурения
| Интервал, м | GВР , кН | Gmax , кН | FР , м 2 | ТП , кН | VМ, м/с | Рmax, МПа |
| 40-700(705) 700(705)-975(984) 975(984)-1740(1756) 1740(1756)-1990(2585) | 7,24 17,71 17,57 3,79 | 50,4 78,74 82,88 | 0,0177 0,0123 0,0123 0,0109 | 1,5 | 0,013 0,01 0,008 0,008 | 5,98 7,97 8,81 11,55 |
Основные параметры режима бурения скважины представлены в виде таблицы 35.
Расчёт геометрических и энергетических параметров винтового забойного двигателя
Рассчитываем контурный диаметр рабочих органов (диаметр статора по впадинам зубьев):
где — дм и др — соответственно толщина стенки остова статора и минимальная толщина резиновой обкладки по впадинам зубьев.
На основании практического опыта конструкции гидравлических забойных двигателей, принимают дм = (0,07ч0,1)D;
Тогда, дм = 0,1*0,11095= 0,011м.
Исходя из условий заливки резинометаллических деталей типа статоров минимальная толщина резиновой обкладки должна быть не менее:
Ориентировочно выбираем кинематическое отношение винтового героторного механизма, принимая во внимание следующее:
где — z1, z2 соответственно число зубьев статора и ротора.
Выбираем вид зацепления и параметры зацепления се и со. Можно проектировать двигатели на базе как гипоциклоидального, так и эпициклоидального зацеплений. Предпочтение стоит отдать гипоциклоидальному зацеплению.
Как показывает опыт и детальный теоретический анализ, одним из важнейших критериев определяющих надёжность и долговечность винтового забойного двигателя, является контактное давление в паре ротор-статор.
Чтобы обеспечить минимум контактного давления в паре ротор-статор, принимают се = 1,6ч2,5 [23, с. 29]; принимаем се = 2.
Коэффициент внецентроидности со, исходя из условий обеспечения максимальной плавности профиля, целесообразно принимать в пределах со= 1,1ч1,5; принимаем со = 1,2.
Вычисляем эксцентриситет зацепления по формуле:
е = 0,08 / 2*[(1,2*10-1)+1+2]= 0,003м.
Рассчитываем площадь поперечного («живого») сечения рабочих органов:
- S = р e (Dк — 2e), (2.6)
- S = 3,14 * 0,003*(0,08 — 2*0,003) = 7,9*10 -4 м 2 .
Исходя из заданных значений расхода жидкости Q, частоты вращения n и определённых ранее значений S и z2, находим значение шага винтовой поверхности статора исходя из условия, что её оптимальная величина лежит в пределах:
Тогда, di = 0,07 — 2*0,003 + 5,6*10 -4 = 0,063 м,
по выступам зубьев
de = 0,063 + 4 * 0,003 = 0,075 м,
Находим длину рабочей части обкладки статора:
где kL— число шагов статора; желательно принимать kL > 2
[p] — допустимый перепад давления на один шаг, который при твёрдости резины 75-80 усл. ед. может быть принят равным 2-3 МПа. Минимальный предел [p] принимают при использовании образивной жидкости, а максимальный — при использовании с наибольшим содержанием механических примесей [3, с. 158-169]. Принимаем [p] = 3*10 6 Па.
Получаем kL = = 4,
Тогда L = 0,345*4 = 1,78 м.
Определяем уточнённую величину рабочего объёма двигателя:
V0 = 7,9*10 -4 *0,345*9 = 2,453*10 -3 м 3 .
Вычисляем параметры расчётной характеристики двигателя в режиме максимальной (экстремальной) мощности:
nmax = 60*0,015* 0,08/2,453*10 -3 = 29,4 c -1
M = 0,159 * 12 * 106 * 2,453 * 10-3 * 0,5 = 2240,16 Н*м;
Nэф = 2240,16 *29,4 / 9554 = 6,9 Вт,
где Nэф — эффективная мощность,
М — момент на валу двигателя,
nmax — максимальная частота вращения вала,
зоб и згм — расчётные значения соответственно объёмного и гидромеханического к.п.д.
С целью рационального выбора осевой опоры вычисляем осевую гидравлическую нагрузку, действующую на ротор по формуле:
Fос = ([3,14*12*10 3 *(0,08 — 4*0,003)]/4) + (2*3,14*2240,16) / 0,345 = 471830,05 Н,
По данным расчёта из ряда серийно выпускаемых сегодня в промышленности винтовых забойных двигателей по техническим характеристикам наиболее подходит двигатель марки Д1-106 со следующими техническими характеристиками:
Расчет параметров режима бурения
Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром.
В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузка на долото Рд, кН; частота вращения инструмента n, мин -1 ; расход промывочной жидкости, Q, л/с; тип и качество циркуляционного агента.
Сочетание режимных параметров бурения, которое обеспечивает наилучшие показатели углубления скважины, наиболее высокую эффективность работы породоразрушающего инструмента и необходимое качество буровых работ с использованием имеющегося оборудования, называется оптимальным режимом бурения. Такой режим бурения устанавливают для конкретных геологических условий с учетом характеристик имеющегося оборудования для наиболее эффективного его использования.
Расчет параметров режима бурения ведется для каждой выделенной пачки горных пород применительно к конкретному типу долота и способу бурения.
1. Применительно к выбранным долотам и в соответствии с геологическими условиями бурения и профилем ствола скважины проектируют в гармоническом сочетании параметры (Рд, Q, n)
Соотношение между Рд, Q, n должно, безусловно, обеспечивать возможность выполнения планового задания по скорости проходки.
2. Для осуществления заданного режима выбирают соответствующий инструмент и буровое оборудование.
3. Во многих случаях соотношение между Рд, Q, n приходится задавать применительно к имеющемуся оборудованию на буровой. Тогда соотношение между Рд, Q, n должно быть гармоническим и обеспечивать полное использование потенциальных возможностей буровой установки.
При вращательном бурение режим работы долота принято задавать следующими параметрами:
1. осевой нагрузкой на долото, кН;
2. частотой вращения долота, об/мин;
3. количеством промывочной жидкости или воздуха, подаваемых на забой для выноса разрушаемой горной породы и охлаждения инструмента, м3/с.
На взаимодействие долота с горными породами оказывают существенное влияние состав и параметры буровых растворов, которые проектируется , главным образом, в соответствии с геологическими условиями проводки скважин, а поэтому будут рассмотрены при проектирование их промывки. При нагружении долота осевой нагрузкой Рд создается необходимое для разрушения горной породы напряженное состояние и осуществляется отбор энергии от вращающегося инструмента для обеспечения последовательного разрушения породы по всему забою. Осевая нагрузка Рд
где Рmax.уд – интенсивность осевой нагрузки, МН на 1 см диаметра D долота. Предельное значение Рmax.уд составляют 0,002…0,016 МН/см, причем меньшим диаметрам долота соответствует нижний предел, а большим – верхний.
Рекомендуемые значения Рmax.уд приведены на рис. 1.2 и в табл. 1.8.
Режимы эксплуатации долот
| Горные породы | Рmax.уд,кН/мм |
| Весьма мягкие | 0,2 |
| Мягкие и среднемягкие, а также мягкие средней твердости и твердые | 0,2-0,5 |
| Средней твердости с прослойками твердых | 0,5-1,0 |
| Твердые | 1,0-1,5 |
| Крепкие и очень крепкие | 1,5 |
Рекомендуемые значения Рmax.уд для лопастных долот: 0,1…0,4 кН/мм.
Допустимые осевые нагрузки на долота различных серий (в зависимости от диаметра долота) в соответствии с ГОСТ 20692-75 лимитируется прочностью вооружения долота и подшипников (табл. 1.9).
Допускаемые осевые нагрузки при эксплуатации различных типов долот, кН
(по ГОСТ 20692-75)
| Диаметр долота, мм | ГВ, ЦВ | П1 | ГНУ | ГАУ |
| 139,7 | — | — | ||
| 146,0 | — | |||
| 161,0 | — | |||
| 165,1 | — | |||
| 190,5 | ||||
| 215,9 | ||||
| 244,5 | ||||
| 269,9 | ||||
| 295,3 | ||||
| 311,1 | ||||
| 349,2 | — | — | ||
| 393,7 | — | — | ||
| 444,5 | — | — | ||
| 490,0 | — | — |
Для удобства проектирования режимов бурения можно использовать графики, приведенные на рис. 1.2, а также данные, приведенные в табл. 1.9.
Следует отметить, что породоразрушающие инструменты, оснащенные алмазно-твердосплавными пластинками и резцами, эксплуатируются при нагрузках на порядок меньших, чем для шарошечных долот.
По частоте вращения различают три режима работы:
1) низкооборотное (роторное бурение) – nд ≤ 90 об/мин;
2) при средних частотах вращения, в пределах которых выделяют два диапазона: 90< nд ≤ 250 об/мин и 250< nд ≤ 450 об/мин, эти диапазоны реализуются при вращение долот объемными забойными двигателями и редукторными турбобурами и электробурами;
3) высокооборотное бурение – nД > 450 об/мин.
Сочетания частот вращения и удельных осевых нагрузок на долота различных серий приведены на графике (рис. 1.2). Верхнему уровню значений осевых нагрузок на долото соответствует нижний уровень частот вращения, и наоборот.
Частоту вращения, кроме того, можно найти в зависимости от категории твердости горной породы или типа долота, исходя из того, что для пород I-II категорий (долота типа М) рекомендуемая частота вращения составляет 200…300 мин -1 , а для пород XI-XII категорий (долота типа ОК) – 50-70 мин -1 , вращателя ротора – 100 об/мин.
В процессе бурения скважины происходит непрерывно-ступенчатое изменение потребляемой ротором мощности. Это обусловлено последовательным увеличением длины бурильной колонны, ступенчатым уменьшением диаметра используемых долот, а также изменением режимов бурения Рд, Q, n, по мере углубления скважины.
В предварительных расчетах частоту вращения стола ротора в зависимости от текущей и конечной глубины бурения вычисляют по эмпирической зависимости, принятой Уралмашзаводом:
Расход бурового раствора предварительно подбирается из этих трех условий.
1. Из условия очистки забоя определяется расход Q1:
где qуд – удельный расход бурового раствора, м 3 /(с∙дм 2 ); величину qуд рекомендуется брать в пределах 7-8 л/(с·дм 2 ) для долот диаметром 191 мм и 6,5-7 л/(с·дм 2 ) для долот диаметром 269-295 мм;
– площадь забоя скважины, дм 2 ,
D – диаметр долота.
2. Из условия подъема шлама в кольцевом зазоре между бурильными трубами и стенкой скважины определяется расход Q2:
где Vвп – необходимая скорость восходящего потока жидкости, м/с; Fк – площадь кольцевого зазора,
где – диаметр бурильной трубы. Рекомендуемые значения Vвп приведены в табл. 1.10 или на графике (рис. 1.2).
3. Из условия обеспечения работы гидравлического забойного двигателя определяется расход QЗ:
где – крутящий момент, необходимый для вращения долота; – параметр забойного двигателя, – угловая скорость ротора турбины, с -1 , – перепад давления, МПа; η – к.п.д. забойного двигателя.
Из трех полученных расходов Q1, Q2 и Q3 принимается наибольший.
Расход промывочной жидкости определяется исходя из скорости восходящего потока Vвп, которая для пород мягких составляет 1,5 м/с, а для очень крепких – 0,4 м/с.
Для остальных пород скорость восходящего потока определяется линейной интерполяцией или по формуле:
где – расход промывочной жидкости, м 3 /с; — коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины, для очень мягких пород (песок) , для крепких пород ; – диаметр скважины, м; – диаметр бурильных труб, м; Vвп – скорость восходящего потока, м/с, для мягких пород Vвп =1,5 м/с, для очень крепких пород Vвп =0,4 м/с.
Расчет турбинно-винтовых забойных двигателей
Расчёт контурного диаметра рабочих органов (диаметр статора по впадинам зубьев):
Вычислим эксцентриситет зацепления:
Расчёт контурного диаметра рабочих органов (диаметр статора по впадинам зубьев):
Вычислим эксцентриситет зацепления:
где Се=2 — коэффициент формы зуба [3];
С0=1,3 — коэффициент внецентроидности [3];
Z1=10 — число зубьев статора.
Расчитаем площадь живого сечения рабочих органов
Определим шаг винтовой поверхности:
где Q = 1,8 м3/мин — расход жидкости;
n = 102 об/мин – частота вращения вала шпинделя;
Z2 = 9 – число зубьев ротора.
Вычислим осевую гидравлическую нагрузку:
6.2 Расчёт витков резьбы РКТ – 177 на прочность
Определим напряжение среза витков резьбы:
где d1 – внутренний диаметр резьбы РКТ – 177;
Кп – коэффициент полноты резьбы;
Кн – коэффициент учитывающий неравномерность распределения нагрузки между витками:
где Се=2 — коэффициент формы зуба [3];
С0=1,3 — коэффициент внецентроидности [3];
Z1=10 — число зубьев статора.
Расчитаем площадь живого сечения рабочих органов
Определим шаг винтовой поверхности:
где Q = 1,8 м3/мин — расход жидкости;
n = 102 об/мин – частота вращения вала шпинделя;
Z2 = 9 – число зубьев ротора.
Вычислим осевую гидравлическую нагрузку:
6.2 Расчёт витков резьбы РКТ – 177 на прочность
Определим напряжение среза витков резьбы:
где d1 – внутренний диаметр резьбы РКТ – 177;
Кп – коэффициент полноты резьбы;
Кн – коэффициент учитывающий неравномерность распределения нагрузки между витками.
Рис. 3. Характеристика турбинно-винтового забойного двигателя.
М – момент на валу (тормозной момент); n – частота вращения вала; ΔР – перепад давления на двигательной части; N – мощность на валу; η – коэффициент полезного действия.
Выбор конкретной конструкции турбинно-винтового забойного двигателя
Высокая надежность двигателя обеспечена применением в его конструкции ряда оригинальных технических решений, обеспечивающих высокие эксплуатационные показатели. К этим решениям относятся: узлы соединения торсиона с винтовым ротором и валом турбинной секции; система, устраняющая негативное влияние силы, вызванной вращением неуравновешенной массы торсиона и винтового ротора, а также перекашивающего момента, действующего на последний. Часть этих технических решений запатентована в США, Франции, Германии, Канаде, Бразилии.
Условиями, ограничивающими применение двигателей типа ТВД, являются: температура бурового раствора более 120?С; плотность бурового раствора более 1700 кг/м3; содержание в буровом растворе углеводородных соединений более 5 %.
Ввиду того, что современные долота имеют стойкость, превышающую 100 ч, должна быть обеспечена и работоспособность двигателя, гарантирующая отработку не менее трех таких долот. Такая гарантия обеспечивается при использовании турбинно-винтового двигателя, конструкция которого в целом и его узлов относительно отработаны.
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.
Папиллярные узоры пальцев рук — маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.