Расчет частот вращения для станка колонкового бурения.

Стр 1 из 4Следующая ⇒

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ СЕРГО ОРДЖОНИКИДЗЕ

Кафедра современных технологий бурения скважин

Р.А. ГАНДЖУМЯН, М.С. ФРОЛОВА

Проектирование бурового оборудования

Учебно-методическое пособие к контрольным работам

Для студентов специальности 21.05.03 «Технология и техника геологоразведочных работ» 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Москва РГГРУ, 2011

Оглавление

1. Определение мощности двигателей для бурения.................................................................. 2

2. Расчет размеров, канатоемкости и напряжения сжатия барабана лебедки.....................................5

3. Расчет усилий, передаваемых зажимным патроном ведущей трубе при бурении.............. 9

4. Расчет частот вращения для станка колонкового бурения................................................. 11

5. Расчет и выбор основных параметров ротора..................................................................... 13

Приложение................................................................................................................................ 17

Список литературы.................................................................................................................... 22

1. Определение мощности двигателей для бурения.

Для решения технических и технологических задач, связанных с расчетом бурового и силового оборудования, важно заранее знать необходимую мощность, расходуемую на процесс бурения.

Мощность двигателя расходуется на: бурение; подъем бурового снаряда или обсадной колонны; привод бурового насоса для промывки скважины (или компрессора при продувке). Мощность двигателя (в кВт) в процессе бурения геологоразведочных скважин расходуется на:

- холостое вращение бурильной колонны N_хв,

- разрушение горной породы на забое скважины N_заб,

- преодоление сопротивлений, возникающих при трении гребней полуволны вращающейся колонны о стенки скважины при передаче осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент N_доп.

Мощность на холостое вращение определяется в зависимости от большого числа факторов - глубины, диаметра и профиля скважины, параметров режима бурения, состояния пород и вида промывочной жидкости. Вследствие этого для практических расчетов можно воспользоваться экспериментальными формулами:

НПО «Геотехника» (В.Г. Кардыш, А.С. Окмянский)для вертикальных скважин с углом наклона до 75°.

(1)

где коэффициент, учитывающий тип соединения бурильных труб (для ниппельного соединения =1; для муфтово-замкового =1,3); - коэффициент, учитывающий вид промывочной жидкости и применение антивибрационной смазки (при промывке глинистым раствором 1,1÷1,3; при промывке водой =1 при использовании антивибрационной смазки или эмульсионного раствора =0,4>0,6); k ₃- коэффициент, учитывающий характер стенок скважины (для нормального разреза =1; в сложных геологических условиях =1,5÷2); - коэффициент, учитывающий материал бурильных труб (для СБТ = 1; для ЛБТ = 0,75);

- зазор между стенками скважины и бурильными трубами, м, где – диаметрскважины, м; – диаметрбурильных труб, м; – масса1м бурильных труб, кг/м; – частотавращения снаряда, ; – глубинаскважины, м; - косинус угла наклона скважины;

ВИТР (Л.Г. Буркин)

Для высоких частот вращения бурильной колонны при >

(2)

Для низких частот вращения бурильной колонны при >

(3)

где – коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости, обладающей смазочными свойствами, =1,0 при полном покрытии колонны смазкой типа КABC в сочетании с промывкой скважины технической водой, =1,5 при отсутствии смазки.

– границараздела зон частот вращения бурильной колонны.

Для определения мощности, необходимой для холостого вращения стальной бурильной колонны при бурении скважин с зенитным углом < 5° буровыми установками роторного типа, используется полуэмпирическая формула, предложенная А.Е. Сарояном:

(4)

где – диаметрскважины, м; _ж – удельныйвес промывочной жидкости, H/м³; n(в мин^-1).

Для труб из легких сплавов снижается пропорционально уменьшению удельного веса материала труб.

Мощность на разрушение породы при бурении зависит от типа породоразрушающего инструмента и параметров режима бурения.

При бурении твердосплавными коронками затраты мощности (кВт) на забое определяются по формуле:

(5)

где - осевая нагрузка, в кН; - частота вращения коронки, мин^-1; - средний диаметр коронки, м.

- наружный и внутренний диаметр коронки, м; – коэффициенттрения резцов коронки о породу забоя.

Коэффициент трения резцов о породу зависит от многих факторов и является величиной приближенной. Его значения зависят от параметров режима бурения, состава очистного агента, проходимых пород и ряда других факторов.

Ориентировочные значения для разных типов пород приведены ниже:

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

При бурении алмазными коронками:

(7)

При бескерновом бурении:

(8)

При использовании шарошечных долот можно рассчитывать мощность, затрачиваемую на забое, также по формуле:

(9)

Для долот диаметром 76 мм и более =0,17, диаметром 59 мм и менее =0,10.

Обозначения в формулах (6), (7), (8), (9) те же, что и в формуле (5).

Из большого числа зависимостей по вычислению мощности, затрачиваемой на работу шарошечных долот диаметром 120-450 мм. Установками роторного типа, отметим формулу фирмы «Юз» (США), полученную на основании стендовых испытаний трехшарошечных долот при бурении в песчанике, известняке и граните:

(10)

где – коэффициенткрепости пород, принимаемый для мягких пород =2,6; для пород средней твердости ; для крепких =1,85.

Остальные обозначения: (в мин^-1), (в мм) и - осевая нагрузка на долото (в кН).

Мощность, потребляемая колонковым долотом (в кН):

(11)

где - удельная мощность, отнесенная к 1см² забоя, кВт/см (в зависимости от частоты вращения, давления на забое и скорости бурения N₀колеблется в пределах 0,06 - 0,18кВт/см²); F -площадь забоя, см² .

Значение (кВт) определяется по формуле:

( 12 )

Обозначения в формуле (12): (в м.), (в кН), (в мин^-1). Мощность, потребляемая в трансмиссии и других узлах бурового станка, определяется по формуле:

( 13 )

где - опытный коэффициент, характеризующий потери мощности в элементах трансмиссии станка, значения которого, полученные на основании экспериментальных работ, приведены ниже:

ТИП СТАНКА	СКБ-4	СКБ-5	СКБ-7	ЗИФ-650М	ЗИФ-1200МР
В_СТ, 10^-3 кВт·мин^-1	5,5	5,0	6,8	8,8	8,2

можно также определить из выражения:

( 14 )

Мощность, необходимая для подъема бурового инструмента с проектной глубины скважины:

В таблице 1 приложения приводятся варианты контрольного задания «Расчёт мощности, расходуемой на бурение скважины».

Пример 1 . Проверить, достаточна ли мощность =37 кВт. двигателя, приводящего в действие буровой станок для бурения скважины глубиной L=800 м. для следующих условий: работа на проектной глубине будет вестись алмазной коронкой диаметром D / D ₁ =59/42 мм. с использованием бурильных труб ЛБТН-54 наружным диаметром d =54 мм; скважина промывается полимерной промывочной жидкостью, обеспечивающей смазочный эффект; нагрузка на крюке =40кН; талевая система - с двумя рабочими струнами; осевая нагрузка на алмазную коронку Р _a _. _k _.=8,5кН; частота вращения бурового снаряда =1080 мин^-1 (18с^-1); скорость навивки каната на барабан лебедки при подъеме бурового снаряда из скважины V ₀ =0,77 м/с, скважина вертикальная

Решение : Мощность (кВт) на вращение снаряда в процессе бурения

где - мощность на разрушение породы на забое скважины; - дополнительные затраты мощности на вращение бурильной колонны, передающей осевую нагрузку на коронку; - мощность на холостое вращение бурильной колонны; =0,75-0,85 - к.п.д. передач.

Для расчетов воспользуемся формулами, предложенными СКВ НПО «Геотехника» [4].

Мощность (кВт) на разрушение породы алмазной коронкой по формуле (7)

Значения находим из уравнения (12)

Мощность на холостое вращение снаряда (1):

Общая мощность на бурение:

Расчет показывает, что мощность двигателя станка при заданном значении =1080 мин^-1 не достаточна и частота вращения должна быть снижена.

2. Расчет размеров, канатоемкости и напряжения сжатия барабаналебедки.

Основные размеры барабана лебедки - диаметр и длина его бочки. Диаметр барабана определяется в зависимости от диаметра каната

( 16 )

Для лебедок большой мощности с большим числом спусков и подъемов колонн:

( 17 )

Рис. 1. Отклонение каната при навивке на барабан.

Длина барабана лебедки ( ) выбирается при условии плотной укладки каната и минимальном его износе. По мере отхода каната от средней линии к реборде (рис. 1) возрастает горизонтальная составляющая его натяжения и соответственно плотность укладки. И наоборот, при отходе каната от реборды плотность его укладки уменьшается.

Длина барабана:

(18)

где - расстояние от оси барабана до кронблока; - угол отклонения каната (угол девиации), который рекомендуется принимать в пределах 45° — 1° градуса. При бурении нефтяных и газовых скважин ориентировочно длину барабана выбирают в зависимости от его диаметра в пределах:

(19)

Расчетная канатоемкость барабана определяется длиной каната, навитого на барабан при верхнем положении талевого блока:

( 20 )

где - число подвижных струн талевой системы; - расстояние от пола буровой вышки до оси кронблока, м; - число запасных (не сматываемых при спускоподъемных операциях) витков каната на барабане. В соответствии с правилами безопасности число витков при нижнем положении крюка должно быть не менее трех ( >3).

Число витков каната в одном слое навивки:

где а = 1,05-1,1 - коэффициент, учитывающий зазоры между витками и поперечную деформацию каната.

Рис. 2. Расположение слоев каната на барабане.

Длина каната по слоям навивки (рис.2):

);

…………………………………

(22)

Общая длина каната на барабане при Z слоях навивки:

(23)

где Z ≤ 3 - рекомендуемое число слоев навивки каната на барабане (в верхнем рабочем положении талевого блока), так как при большем числе слоев возрастает износ канта; в=0,90+0,93 - коэффициент, учитывающий уменьшение расстояния между слоями вследствие деформации каната при навивке

Общая длина каната для оснастки талевой системы буровой установки для бурения на нефть и газ:

( 24 )

где – диаметр шкива талевой системы, м; -длина каната, не сматываемая с барабана при нижнем положении крюка, т.е. запасная длина;

( 25 )

Здесь согласно РД39-22-617-81 "Единые нормы техники безопасности на разработку основных видов нефтегазодобывающего оборудования (МНП,1982)» > 5 число запасных витков каната на барабане (обычно = 10 + 15 м).

Расчетная канатоемкосгь определяет минимально допустимый диаметр реборд барабана. Фактически предельная — канатоемкосгь барабана лебедки обычно значительно выше рабочей, полученной по формуле (20), поскольку окончательно диаметр реборд устанавливается в зависимости от размера тормозных шайб.

Диаметр тормозных шайб выбирают в пределах:

(26)

В табл. 2 Приложения приводятся варианты контрольного задания: "Расчет габаритных размеров барабана лебедки”.

Пример 2.Произвести расчет размеров и канатоемкости барабана лебедки для следующих условий:

- расстояние от оси барабана до кронблока H ₀=13,5м;

- высота вышки Н_в =15м;

- число подвижных струн талевой системы =2;

- канат диаметром =17,5мм.

Решение:Определяется диаметр барабана лебедки в зависимости от диаметра каната , (см. формулу 16)

Определяется длина барабана. Примем угол отклонения каната равным а = 1° . Тогда по формуле (18):

Приняв 3 по формуле (20) определим расчетную канатоемкость барабана (длина каната, наматываемая на барабан лебедки):

где п_зап - число запасных витков каната на барабане (т.е. число не сматываемых при СПО) равное трем.

Определяется число витков каната в одном слое навивки. Принимаем коэффициент, учитывающий зазоры между витками и поперечную деформацию каната а =1,1

Определяется общая длина каната на барабане

Примем z=3; b=0,93 - коэффициент, учитывающий уменьшение расстояния между слоями из-за деформации каната при навивке. По формуле (23)

После того, как определены основные размеры барабана, производится расчет напряжения сжатия в стенке барабана лебедки. При навивке каната в стенках бочки барабана возникают напряжения сжатия, изгиба и кручения. В связи с тем, что осевой и полярный моменты сопротивления барабана больше, напряжениями изгиба и кручения, возникающими в стенке барабана, можно пренебречь. Под действием сжимающих усилий каната оболочку рассматривают как трубу, нагруженную внешним равномерным давлением.

Виток каната, навитый на барабан, сжимает оболочку, уменьшая ее диаметр в зоне, прилегающей к витку. Диаметр барабана при навивке следующего витка еще более уменьшается, в результате чего натяжение каната в нем снижается. Каждый последующий виток изменяет натяжение в ранее навитых витках, поэтому при расчете напряжений в стенке барабана вводят коэффициент а _z , учитывающий уменьшение среднего давления на оболочку:

где Р - расчетное натяжение каната; - толщина стенки барабана; t=(1,05÷1,1) - шаг навивки каната на барабан.

Последовательность расчета приводится в следующем примере.

Пример 3. Определить напряжение сжатия в стенке бочки барабана, если известно:

расчетное натяжение каната ; число слоев навивки z=3; = 1,5·10^-2м; суммарное сечение проволок =10^-4 м²; модуль упругости каната =1,3·10¹¹ Па; модуль упругости при поперечном сжатии =2,5·10⁸ Па; радиус оболочки барабана r= 0,15 м; материал оболочки - стальное литье; модуль упругости Е=2·10¹¹ Па.

Решение: Определяется отношение жесткостей каната и оболочки из выражения:

где . Для барабана стального литья =0,8÷1,0; для сварных из листовой стали =0,4÷0,5; для чугунных =1÷1,5; примем 0,9 и 1,05· , по формуле (28) находим:

Определяем безразмерный параметр:

Теперь можно определить коэффициент a_z по слоям навивки

Для первого слоя:

Для второго слоя:

где

Тогда:

для третьего слоя:

Далее находим:

Напряжение сжатия в стенках барабана по формуле (27) равны:

где

Допускаемое напряжение для стального литься 120 МПа; для сварных из листовой стали 160 МПа, а для серого чугуна 100МПа. Вывод: < .

3. Расчет усилий, передаваемых зажимным патроном ведущей трубе прибурении.

Рис. 3. Схема гидропатрона Рис. 4. Схема сил, действующих на обойму и кулачок.

Схема верхнего пружинно-гидравлического постоянно замкнутого патрона, служащего для зажима ведущей трубы показана на рис 3. Кулачки 2 опираются на уступы шпинделя 1 и могут перемещаться в радиальном направлении при осевом смещении обоймы 3. Число кулачков зависит от размера проходного отверстия патрона. В патронах с небольшим проходным сечением применяют два кулачка. Осевое смещение обоймы, опирающейся на подшипник 4, происходит при движении поршня 5 и сжатии или растяжении рабочих пружин 6. Осевое усилие Р от рабочих пружин 6 передается на обойму и за счет наличия наклонных под углом а поверхностей каната с кулачком трансформируется в радиальное усилие R (рис.4).

Усилие, действующее в гидравлическом патроне (в кН) определяется из выражения:

гдеR - сила прижатия кулачка к ведущей трубе; = 0,10÷0,15 – коэффициент трения скольжения.

где - сила сцепления между кулачками и ведущей трубой; - коэффициент между зубьями кулачка и трубой, принимаемый , а для кулачка с твердосплавными вставками . Если зажимной патрон имеет два кулачка, то сила притяжения каждого кулачка:

где полное усилие, передаваемое ведущей трубе.

(32)

здесь - окружное усилие, направленное нормально к осевому усилию механизма подачи.

Где - максимальное значение крутящего момента (М_кр) при максимальной частоте вращения; - наружный диаметр ведущей трубы.

Осевое усилие (максимальное усилие механизма подачи):

(34)

где – весбурильной колонны

где N - номинальная мощность двигателя станка, кВт; - мощность, затрачиваемая на привод станка, кВт.
где п - частота вращения бурового снаряда, определяемая из уравнения баланса мощности (в кВт.)

(36)

здесь , и мощности, затрачиваемые соответственно на привод станка, холостое вращение бурового снаряда и разрушение горной породы на забое; - дополнительные затраты мощности при создании осевой нагрузки на породоразрушающии инструмент (ПРИ).

(37)

Формулы для определения и приведены в разделе 1.

В табл. 3 Приложения приводятся варианты контрольного задания: «Расчет усилий, передаваемых зажимным патроном ведущей трубе при бурении».

Пример 4.Определить окружное, осевое и полное усилия, передаваемы ведущей трубе для следующих условий: глубина скважины 800м; бурильные трубы СБТН-50 (наружный диаметр 50 мм, масса 1м труб – 6,81 кг/м) диаметр коронки 59/42 мм; промывочная жидкость - вода, не обладающая смазочными свойствами; осевая нагрузка на коронку Р_ок =10 кН, мощность приводного двигателя N_de = 55 кВт, зажимной патрон имеет два стальных кулачка; а = 10°.

Решение.Для расчета М_кр частоту вращения бурового снаряда определим из уравнения баланса мощности. Определим N_cm по формуле (37)

Для определения воспользуемся формулой (2) для высоких частот вращения:

Приняв k_c=1,5 и вычислив м, будем иметь:

вычислим по формуле (12):

а по уравнению:

где

Уравнение баланса мощности:

Тогда:

Максимальное значение по формуле (35):

Здесь

При

По формуле (33)

Согласно выражению (34)

Здесь вес бурового снаряда:

По формуле (32)

Сила прижатия кулачков по формуле(30)

Расчет частот вращения для станка колонкового бурения.

Основой для расчета минимальной и максимальной значений частот вращения служат нижнее и верхнее значения рациональных окружных скоростей, породоразрушающих инструментов (ПРИ), а также их диаметры, определяемые типовой конструкцией скважин.

где и соответственно максимальный и минимальный диаметры ПРИ.

Для реализации необходимо ее сравнение с полученной из энергетических соображений, рассчитываемой из уравнения баланса мощности при длине бурового снаряда, равной номинальной глубине скважины (аналогично методике, изложенной в пункте 3 настоящего пособия).

При определении учитывают все типоразмеры ПРИ, применяемых при бурении скважины типовой конструкции (исключением может быть ПРИ для бурения под направляющую трубу).

Для наиболее распространенных типов ПРИ (в м/с), используемых при бурении разрушенных, абразивных или весьма твердых пород, имеются следующие значения:

• твердосплавные коронки и лопастные долота 0,5-0,6;

• алмазные коронки и шарошечные долота 0,4-0,5;

• твердосплавные коронки со среднечастотными гидроударниками 0,10- 0,12.

При определении следует принять, что перекрываемая первой обсадной колонкой часть разреза представлена мягкими породами, содержащими твердые прослойки, включения гравия гальки и т.п.

Значения (в м/с):

• алмазные коронки при бурении монолитных малоабразивных пород 3-5.

• твердосплавные коронки 1,5-2,0;

• твердосплавные коронки при использовании среднечастотных гидроударников ... 0,60÷0.80;

• шарошечные долота 1,2-1,4.

Максимальную частоту вращения определяют в соответствии с требованиями технологии алмазного бурения. Ее целесообразно рекомендовать для реализации, если она не превосходит значения найденного по формуле:

где - максимальная часть вращения бурового снаряда номинальной длины (на конечной глубине скважины), мин^-1, мощность на холостое вращение бурового снаряда номинальной длины при частоте вращения кВт; N - номинальная мощность двигателя бурового станка, кВт.

Рекомендуемое число частот вращении 8 ≤ к ≤ 12. Каждая из ступеней определяется зависимостью:

В табл. 4 Приложения приводятся варианты контрольного задания «Расчет частот вращения для станка колонкового бурения».

Пример 5.Рассчитать частоты вращения для станка колонкового бурения при следующих условиях глубина скважины 800 м; глубина спуска обсадных труб (в м): 127/117-50; 89/79-90; 73/63-175; типоразмер бурильных труб ССК-59; диаметр коронки (в мм.) 59/35; осевая нагрузка (в кН) 16 кН мощность двигателя станка (в кВт) 30; максимальная частота вращения бурового снаряда номинальной длины п₃ = 726 мин^-1.

Решение.Для заданной конструкции скважины бурение на указанных интервалах предусматривается осуществлять в интервале 0-50м - лопастным долотом 132мм; 50-90м - лопастным долотом 93мм; 90-175м - шарошечным долотом 76мм и в интервале 175-800 м алмазной коронкой 59мм.

Примем для лопастных долот в интервалах 0-50м и 50-90м ( = 0,6м/с; для шарошечного долота в интервале 90-175м = 0,4м/с и для алмазной коронки = 0,5м/с.