Контрольно-измерительная аппаратура
Выбор и обоснование буровой установки
В данной главе проекта рассматриваем выбор буровой, рассматриваем характеристики данного станка и производим расчеты необходимые для обоснования выбора установки. Компактная и маневренная установка Christensen CS10 является самой малой буровой установкой во всем диапазоне и предназначена для разведочного бурения с поверхности. Все компоненты буровой установки размещены на раме, смонтированной на колесном шасси. Такая комплектация позволяет быстро, в кратчайшее время, переместить установку при помощи трейлера с одного участка работ на другой. Ниже приведены технические характеристики, в таблице 4 приведены характеристики силового агрегата[10,14].
Технические характеристики буровой установки
Скорость подачи: ускоренная и замедленная с плавным регулированием
Осевое давление: 59,6 кН(13 390 фунт)
Тяговое усилие: 90 кН (20 200 фунт)
Угол бурения: 45 - 90 град.
Длина вытягивания штанги: 6,09 м (20 фут)
Силовой привод: гидравлический двигатель с регулируемой скоростью
Шпиндель (внутренний диаметр): 117 мм (4 5/8 дюйм)
Штангодержатель
Тип: открываемый гидравликой с пружинным смыканием Максимальный внутренний диаметр: 210 мм (8,3 дюйм) Удерживающая способность: 13 000 кг (28 660 фунт)
|
|
|
Буровой насос
Гидравлический насос Trido 140 для закачивания бурового раствора.
Макс. расход: 140 л/мин (37 гал/мин)
Макс. давление: 7 МПа (1 015 фунт на кв.дюйм)
Таблица 4-Техническая характеристика силового агрегата
| Параметры | Величина |
| Мощность двигателя | 86,5кВт (116 л.с) при 2500 об/мин |
| Максимальное давление: главный насос вспомогательный насос | 26 мПа 21 мПа |
| Максимальная производительность: - главный насос - вспомогательный насос | 162 л/мин 30 л/мин |
| Масса | 511 кг |
Далее производим расчет мощность силового агрегата, расходуемая в процессе бурения:
NБ = NЗ + NT + NСТ + NН, (4.9.1)
где
NЗ – мощность, расходуемая на забое скважины, кВт;
NT – мощность, расходуемая на вращение бурильной колонны в скважине, кВт;
NСТ – мощность, расходуемая в других узлах бурового
станка, кВт;
NН – мощность на привод бурового насоса.
Величину затраченной мощности на разрушение породы в скважине находим по формуле:
|
|
|
NЗ = 2 · 10-4 · P · n · Dср, (4.9.2)
где
P – осевая нагрузка на ПРИ = 1400 даН;
n – частота вращения бурильной колонны, об/мин;
Dср – средний диаметр коронки, м;
Dср =(Д1+Д2)/2 = (0,076+0,047)/2=0,0615м,
где
Д1 и Д2 – наружный и внутренний диаметр по резцам коронки
NЗ = 2 · 10-4 · 1400 · 1100 · 0,0615 = 19,1кВт.
Мощность на вращение бурильной колонны NT составляет основную долю затраченной мощности на бурение скважины и складывается из двух параметров: Nхв – мощность, затраченная на холостое вращение бурильных труб в скважине, кВт; Nдоп –мощность, затрачиваемая на вращение сжатой части бурильной колонны, которой создается осевая нагрузка на алмазный инструмент:
NT = Nхв + Nдоп; (4.9.3)
Nдоп = 2,45 · 10-4 · δ ·P ·n, кВт, (4.9.4)
где
δ – радиальный зазор, м:
δ = 
= 
= 0,0035,
|
|
|
D – диаметр скважины, м;
d – наружный диаметр бурильных труб, м.
Nдоп = 2,45 · 10-4 · 0,0035 · 1400 · 1100 = 1,32 кВт,
Nхв = kс (2,0 · 10-6 · q · δ · n2 + 0,8 · 10-3 · q ·d2 · n) · L = 1,2(2,0 · 10-6· 11,6 · 0,0035 · 11002 + 0,8 ·10-3 · 7,6 · 0,0692 · 1100) · 547 = 9,24кВт,
где
q – масса 1 м бурильной колонны = 7,6 кг;
L – глубина скважины = 547 м;
kс – коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости = 1,2.
NT = 9,25+1,32 = 10,57кВт;
NСТ = BC · n, (4.9.5)
где
BC – опытный коэффициент, характеризующий переменные потери в станке, кВт ∙ мин/оборот.
Потери мощности в станке: NСТ ≈ 0,5кВт.
Мощность двигателя для привода насоса Nн = 5,9 кВт.
Общая необходимая мощность двигателя:
NБ = 26,1+ 10,57 +0,5+5,9 = 43,07кВт.
Сравнивая результаты расчетов и мощность выбранной установки, которая равна 86,5 кВт, определяем использование выбранной буровой установки технически обоснованным[16,18].
|
|
|
Контрольно-измерительная аппаратура
На буровой установке в качестве контрольно – измерительной аппаратуры расположены приборы, фиксирующие осевую нагрузку, скорость вращения бурильной колонны, параметры давления на забой, давление промывочной жидкости в колонне. На рисунке 4.10.1 показаны основные контрольно – измерительные приборы[22].
Также установлен датчик тахометра, определяющий частоту вращения колонны, расположен непосредственно возле гидропатрона. Датчик собран по дифференциально-трансформаторной схеме при вращении гидропатрона, на котором расположены пятаки. Происходит изменение рабочей площадки индуктивного датчика, а это приводит к изменениям выходного сигнала. Сигнал выводится на экран через ряд резисторов.
Применение бурового снаряда
Проведение геологоразведочных работ проектом предусматривается с применением бурового снаряда импортного производства. Буровой снаряд
8 7 6
 |
1 2 3 4 5
1-Панель управления силовой установкой; 2-Тахометр; 3-Датчик усилия поддержки; 4-Датчик давления на вторичном насосе; 5-Датчик давления на вспомогательном насосе; 6-Датчик давления на главном насосе; 7-Датчик усилия подачи; 8-Расходомер промывочной жидкости
Рисунок 4.10.1 – Контрольно–измерительные приборы буровой установки CS-10
представляет собой комплекс ССК 76. Он включает в себя трубы бурильные L = 3 метра, и колонковый набор, состоящий из наружной трубы и внутренней трубы. Снаряд имеет гладкоствольную конструкцию и минимальный кольцевой зазор, эти особенности обеспечивают низкие гидравлические сопротивления при движении промывочной жидкости. В таблице 4.11.1 приведены основные характеристики применяемого бурового снаряда[19,23].
Выбор обсадной колонны
Бурение по проекту производится в породах устойчивых, а значит установку обсадных труб производим на глубину 24 м. Этого достаточно для того чтобы не произошло размывания и разрушения устья скважины. в таблице 4.16.1 приведены основные характеристики обсадных труб применяемых в проекте.
Таблица 4.11.1 - Основные характеристики бурильных труб
| Параметр | Значение |
| Максимальная глубина спуска, м | 685 |
| Максимальное усилие извлечения бурового инструмента, кН | 200 |
| Максимальный вращательный момент при бурении, Нм | 1300 |
| Предельное кручение, кН · м | 19 |
Таблица 4.16.1- Характеристики обсадных труб
| Размер | Наружный диаметр | Внутренний диаметр | Масса 1 м, кг | ||
| мм | дюйм | мм | дюйм | ||
| НWT | 89,0 | 2-7/8 | 79,3 | 2-3/8 | 11,4 |
Далее произведем расчеты на прочность обсадных труб. Проверка прочности обсадных колонн производится по двум условиям: на разрыв в опасном сечении трубы (в нарезанной части) и на смятие ниток резьбы. Условие прочности на разрыв при растяжении под действием веса обсадной колонны в опасном сечении верхней трубы[26].
Проверка прочности обсадных колонн производится по двум условиям: на разрыв в опасном сечении трубы (в нарезанной части) и на смятие ниток резьбы. Условие прочности на разрыв при растяжении под действием веса обсадной колонны в опасном сечении верхней трубы рассчитывается по формуле:
, 
, (4.12.1)
где
допустимое напряжение на растяжение, МПа;
предел текучести материала труб, МПа;
масса единицы длины колонны обсадных труб ;
длина колонны обсадных труб;
площадь опасного сечения трубы или ниппеля по резьбе, м2;
коэффициент запаса прочности на растяжение;
ускорение свободного падения. 
,
внутренний диаметр колонны в опасном сечении, м2.
Решив уравнения условия прочности на разрыв относительно L, получим допустимую глубину спуска колонны обсадных труб:
(4.12.2)
Условие прочности на смятие ниток резьбы в опасном сечении верхней обсадной трубы под действием веса колонны обсадных труб:
; 
, (4.12.3)
где
допустимое напряжение на смятие, МПа;
и 
наружный и внутренний диаметр резьбы, м.
0,0102 МПа
Характеристики выбранных труб соответствуют параметрам для использования в качестве обсадной колонны скважин[22].
Выбор бурового насоса
Необходимый уровень производительности бурового насоса рассчитывается достаточным количеством подаваемой промывочной жидкости на забой скважины. Промывочная жидкость выносит частички выбуренной породы и производит охлаждение алмазной коронки.
Рассчитываем критическую скорость потока (падения частиц):
,
где
w – критическая скорость потока, м/с;
k – коэффициент, учитывающий форму твёрдых частиц;
dЧ – максимальный размер наиболее характерных твёрдых частиц, м;
ρЧ – плотность твердых частиц, кг/м3;
ρ – плотность бурового раствора, кг/м3;
Рассчитываем скорость восходящего потока;
где
w – критическая скорость потока, при которой твёрдые частицы удерживаются во взвешенном состоянии, м/с;
vK1 – необходимая скорость движения твёрдых частиц.
Расход промывочной жидкости (подача насоса), исходя из этого условия, определяется:
,
где
Q – расход промывочной жидкости, м3/с;
β – коэффициент, учитывающий различную скорость движения жидкости по стволу скважины из-за неравномерной его разработки, наличия каверн, трещин = 1,1;
dСКВ – диаметр скважины, м;
dТР – наружный диаметр бурильных труб, м;
vK – скорость восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины, м/с.
Дата добавления: 2022-06-11; просмотров: 26; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!