Материал: 2518
При создании нагрузки на долото частота вращения вала турбобура (долота) nд уменьшается, а вращающий момент увеличивается. Эффективная работа турбобура будет обеспечена при таких нагрузках на долото, когда мощность на валу турбобура N достигнет максимального значения. В этот период частота вращения вала турбобура составляет примерно половину частоты вращения долота при отсутствии на него нагрузки, а вращающий момент – около половины момента, развиваемого при торможении вала турбобура. При максимальной мощности на валу турбобура турбина имеет и максимальное
значение КПД.
где αz – коэффициент, учитывающий изменениеДтвёрдости горных пород в конкретных условиях забоя (αz = 0,33 
1,59), для практических расчётов принимается равным 1; pш – твёрдость горной породы по штампу; Fk – площадь контакта зубьев долота с забоем, м2.
При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимо-
связь параметров режима бурения, поэтому можно устанавливать лю- |
|
бые комбинации параметров режима бурения и контролировать их. |
|
Расход промывочной жидкости устанавливается с учетом качествен- |
|
ной очистки забоя скважины. Нагрузка на долото и частота его вра- |
|
щения устанавливаются с учетом твердости проходимых пород. |
|
При проектировании режимов бурения на хорошоИизученных |
|
площадях осевая нагрузка может определяться по формуле |
|
Рд = αzpшFk, |
(2.1) |
Данная формула позволяетАполучить лишь ориентировочные значения Рд, так как не учитывает работоспособность опор и вооружения долот в зависимости от частоты вращения.
Если αz и pш неизвестны, то для шарошечных долот с диаметром больше 190 мм осевую нагрузку на долото определяют по следующей
формуле: |
б |
|
|
|
|
||
|
|
Рд = РудDд, |
(2.2) |
где Руд – удельная нагрузка по диаметру долота, кН/мм (см. табл. 2.1); |
|||
Dд – диаметр долота, мм. |
|
|
|
и |
|
|
|
Частота вращения долота определяется по формуле |
|
||
С |
|
n = (Pmaxуд/Рi)nрmin, |
(2.3) |
|
|
|
|
где Pmaxуд – максимальная рекомендуемая удельная нагрузка по диаметру долота, кН/мм; nрmin – минимальная частота вращения ротора, берётся по его характеристике для конкретной буровой установки; Рi – текущее значение нагрузки на 1 мм диаметра для конкретного типа долота.
51
|
|
|
|
|
|
Таблица 2.1 |
|
Рекомендуемые значенияРуд |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Горные породы |
|
|
|
|
Руд, кН/мм* |
||
Весьма мягкие |
|
|
|
|
|
< 0,2 |
|
Мягкие и среднемягкие, а также мягкие породы с прослойками |
|
0,2 – 0,5 |
|
||||
пород средней твердости и твердых |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Породы средней твердости, а также породы средней твердости с |
|
0,5 – 1,0 |
|
||||
прослойками твердых пород |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Твердые породы |
|
|
|
|
|
1,0 – 1,5 |
|
Крепкие и очень крепкие породы |
|
|
|
|
|
> 1,5 |
|
* 1. С уменьшением диаметра долота эти величины снижаются и |
для D = 140 мм |
|
|||||
долот они ниже примерно в 1,5 – 2 раза. |
|
|
|
|
|
|
|
2. Наибольшее значение Руд лимитируется прочностью вооружения долота и |
|||||||
подшипников. |
|
|
|
|
|
|
|
Расход бурового раствора определяется исходяИиз скорости вос- |
|||||||
ходящего потока Vв.п, которая для мягких пород составляет 1,5 м/с, а |
|||||||
для очень крепких – 0,4 м/с. Для остальных пород скорость восходя- |
|||||||
щего потока определяется линейной интерполяцией или по формуле |
|||||||
|
2 |
2 |
|
|
|
||
Q V D |
|
d |
Д, |
(2.4) |
|
||
в.п C |
б.т |
4 |
|
|
|
||
где Qи– расходббурового Араствора, м3/с; ν – коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины, для очень мягких пород (песок) ν = 1,3, для крепких пород ν = 1,05; DC – диаметр скважины, м; dб.т – диаметр бурильных труб, м.
Плотность бурового раствора в интервалах совместимых усло- Свий бурения определяется «Правилами безопасности в нефтяной и га-
зовой промышленности».
2.6. Контрольно-измерительные приборы и автоматика в бурении
Эффективность бурения скважин существенно зависит от полноты и достоверности результатов контроля технологических параметров режима бурения, цементирования скважин, показателей свойств буровых и тампонажных растворов, исходных материалов и др. Без полной и достоверной информации невозможно ведение технологических процессов при бурении скважин в оптимальных режимах, обеспечивающих высокие технико-экономические показатели.
52
Многообразие решаемых при сооружении скважин задач, многообразие процессов и операций, частая невозможность прямым пу-
тем измерять технологические параметры объясняют большое много- |
|
образие контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА) |
|
в бурении. Поэтому буровую КИПиА классифицируют не по одному, |
|
а по ряду признаков. |
И |
|
|
Основные классификации буровой КИПиА: |
|
по функционально-технологическому признаку; |
|
по способам измерения и контроля; |
|
по способу отображения информации; |
|
по виду унифицированного сигнала датчика.
По функционально-технологическому признаку (основная классификация) буровая КИПиА может быть разделена на пять классов.
1-й класс аппаратуры: аппаратура для контроля технологических параметров процессов, оборудования, машин, механизмов, инструмента, скважин, агента для удаления продуктов разрушения. С помощью данной аппаратуры контролируется режим работы, силовая загрузка, техническое состояние, параметры оборудования, инструмента и т.д., участвующих в процессах.
В данном классе технологической аппаратуры важнейшими яв- |
|
ляются семь основных групп: |
Д |
1) аппаратура для контроля режима работы породоразру- |
|
шающего инструмента: измерители осевой нагрузки, частоты оборо- |
|
тов (буровые тахометры), аппаратура для контроля режима промывки |
|
или продувки (измерители расхода и давления), измерители крутяще- |
|
А |
|
го момента, измерители частоты и энергии ударов; |
|
2) аппаратура для контроля работы привода (электродвигате- |
|
лей, двигателей внутреннего сгорания, гидро- и пневмопривода): при- |
|
боры для контролябнапряжения питания электродвигателей, приборы |
|
для контроля загрузки электродвигателей по току и др., аппаратура |
|
для измерения момента на валу привода, частоты оборотов и др.; |
|
3) аппаратура для контроля силовой загрузки и состояния буро- |
|
вого оборудованияии инструмента: измерители усилий, давлений и |
|
напряжений в узлах и деталях бурового агрегата и инструмента, аппа- |
|
ратура для контроля технического состояния буровых труб (толщи- |
|
номеры, индикаторы износа, дефектоскопы), аппаратура для контроля |
|
загрузки талевого каната (счетчики работы талевого каната, измери- |
|
Стели усилий), аппаратура для контроля износа вооруженности и со- |
|
стояния породоразрушающего инструмента;
53
4) аппаратура для контроля работы забойных буровых машин;
5) аппаратура для контроля работы скважинных специальных
снарядов и инструмента: сигнализаторы прекращения эжекции струйного насоса, сигнализаторы наполнения колонковой трубы керном, сигнализаторы изменения режима работы при смене горных пород и др.;
са откачки (скважинные расходомеры, дебитомеры,Иуровнемеры, определителя направления потоков, манометры, термометры, аппаратура для выявления зон поглощений и водопритоков и др.), аппаратура для контроля процессов крепленияАскважин, аппаратура для определения и исследования аварийных ситуаций в скважине.
6) аппаратура для контроля спускоподъемных операций: измери-
тели скорости и высоты подъема элеватора, счетчики количества подня-
тых свечей, измерители глубины спуска и подъема инструмента и др.;
7) аппаратура для контроля геометрических и геологических
параметров скважины: аппаратура дляДпроведения исследований по статике и динамике подземных вод, для контроля параметров процес-
2-й класс аппаратуры: аппаратура для контроля техникоэкономических показателей (ТЭП) процесса бурения скважин, контроля эффективностибпроцесса бурения – измерители углубки за отрезок времени, рейсовой углубки, измерители механической и рейсовой скорости бурения, аппаратура для контроля затрат времени на технологические процессы и операции, электросчетчики, счетчики расходаитоплива, воды, раствора, реагентов.
3-й класс аппаратуры: комплексная аппаратура, включающая несколько измерителей из первого и второго класса, конструктивно оформленная в виде единого контрольно-измерительного пульта с ря- Сдом показывающих приборов, блока питания и органов управления и отдельных датчиков на контролируемые параметры (ГП, ПКМ, ИРБ,
КУРС, РУМБ).
4-й класс аппаратуры: аппаратура для определения свойств материалов, жидкостей, реагентов, участвующих в осуществлении технологических процессов (аппаратура для определения свойств горных пород, параметров промывочных жидкостей, цементных растворов и др.).
5-й класс аппаратуры: аппаратура для контроля параметров и показателей, характеризующих состояние техники безопасности и охраны труда при выполнении работ по сооружению скважин.
54
Условия эксплуатации КИПиА в бурении скважин резко отличаются от условий эксплуатации ее в любой другой отрасли. Аппаратура работает в условиях сильных вибраций, тряски, динамических нагрузок, резкой смены и большой разности температур, влажности, давления, больших колебаний напряжения питания и частоты электрического тока. Общие требования к аппаратуре общепромышленного применения относятся и к буровой КИПиА: высокая надежность, простота устройства и эксплуатации, точность, минимальная стоимость. При бурении скважин особое значение приобретают такие тре-
бования, как высокая надежность и простота устройства. |
|
КИПиА основных параметров бурения: |
|
измерители веса снаряда и осевой нагрузки; |
|
измерители частоты вращения бура; |
|
измерители механической скорости бурения; |
|
измерители давления и расхода бурового раствора; |
|
измерители и ограничители крутящего момента; |
|
|
И |
измерители активной и реактивной мощности. |
|
страненными в настоящее время являютсяДизмерители веса снаряда и осевой нагрузки, связанные с гидравлической системой подачи станка и с неподвижным концом каната талевой системы. Для буровых станков с широко распространенной гидравлической системой подачи наи-
Измерители веса снаряда и осевой нагрузки. Наиболее распро-
более простым и приемлемым является встраивание датчиков в гид- |
||
равлическую систему станка, т.е. точкой съема сигнала является дав- |
||
ление масла в гидроцилиндрах вращателя. При подаче инструмента с |
||
лебедки в качестве точек Асъема сигнала могут быть взяты реакции |
||
(усилия, крутящий момент, напряжения) на крюке в элементах буро- |
||
вой установки (ходовая ветвь, рабочие струны, неподвижный конец |
||
каната талевой системы, талевый блок, опоры осей кронблока, оттяж- |
||
|
б |
|
ные ролики, кронблочная рама, ноги мачты). |
|
|
Гидравлический индикатор веса ГИВ-6 (рис. 2.17) предназна- |
||
и |
|
|
С |
2 |
2 |
чен для индикации и регистрации усилия в неподвижном конце каната талевой системы (т.е. и усилия на крюке) при бурении скважин, а по виду записи этого усилия, зная технологический процесс, судят о произведенных операциях во времени.
В ГИВ-6 в качестве регистратора применен самопишущий манометр типа МСТМ-410 с записью от центра к периферии. Чувствительным элементом манометра является трубчатая пружина на предел измерения 10 кгс/см ; цена деления диаграммы 0,1 кгс/см , класс точности – 1, завод часового механизма на 8 сут.
55