КУРСОВЕ ТА ДИПЛОМНЕ ПРОЕКТУВАННЯ БУРОВИХ РОБІТ
.pdfГлава 6. ТИПОВI РОЗРАХУНКИ В БУРIННI
Типові розрахунки, зв'язані з бурінням свердловин, виконуються студентами як при курсовому, так і при дипломному проектуванні. При курсовому проектуванні з метою засвоєння сенсу і змісту розрахунків вони виконуються здебільшого вручну з використанням мікрокалькулятора. Окремі розрахунки, зміст яких добре засвоєний в процесі практичних занять, по вказівці викладача можуть виконуватися на ЕОМ.
При дипломному проектуванні всі типові розрахунки виконуються на ЕОМ (см вказівки в параграфі 6.8) по наявним на кафедрі програмам.
Якщо розрахунок ведеться з допомогою мікрокалькуляторів, то в проекті формується задача розрахунку, текстом вказується, що обчислюється, виписується формула, розшифровуються входячі в неї величини, виписуються вхідні і прийняті величини, підставляються їхні значення в формулу суворо в прийнятій послідовності, проводиться розрахунок і пишеться відповідь. Проміжні обчислення не приводяться.
Всі формули дані для використання величин в основних одиницях системи СI: кг, c, м, Н, Вт, Па, окрім частоти обертання бурового снаряду, для якої застосовується одиниця об/хвил і кутової міри, в якості якої використовується градус. Наведені нижче формули, окрім необхідних випадків, не супроводжуються вказівками про одиниці, тому треба бути уважним при підготовці вхідних даних для розрахунків.
Підсумкові значення для потужності, напруження, ваги, зусиль, площ, моментів в відповіді округляються до цілих величин; довжин, коефіцієнтів запасу міцності — до одного знаку після коми.
Величини потужностей, напружень після обчислень можна висловити в кВт і МПа з округленням до однієї десятої.
6.1. Розрахунок витрат потужності
Витрати потужності на буріння складаються з витрат потужності на руйнування породи на вибої Nз і витрат потужності на обертання колони бурильних труб під навантаженням
Nтр.
Загальні витрати потужності включають, крім того, споживання потужності верстатом
Nст.
Витрати потужності на руйнування породи на вибої свердловини для твердосплавного і алмазного буріння рекомендується визначати по формулі
N3 = 2,6 10− 2 (µ +103A∆V)(Dн + Dв)Pn, |
(6.1) |
де µ — коефіцієнт, характеризуючий тертя коронки об породу;
A — коефіцієнт, що враховує фізико-механічні властивості породи і характер її руйнування;
∆V— заглиблення коронки за один оборот;
P— осьове навантаження на породоруйнувальний інструмент; n—частота обертання, об/хвил.;
Dн, Dв— відповідно зовнішній і внутрішній діаметри породоруйнувального інструменту. Величини µ, A і ∆V наведені в табл. 70, 71.
При бурінні шарошечними долотами
N3 = 0,102×10-3µkDнPn, (6.2)
Де µk—коефіцієнт тертя, µk =0. 17 для доліт діаметром 76 мм і більш і 0,1 для діаметрів 59 мм і менш.
При гідроударному бурінні
N3=4,2 10—6(0,04+320∆V)(Dн+Dв)Pn(P+Pд/2), |
(6.3) |
де Pд — динамічне навантаження на контакті різців з породою (Pд =9×104 Н для гідроударника Г-76У і 7×104 Н для Г-59У).
Витрати потужності на обертання колони бурильних труб під навантаженням визначається по формулі
41
|
|
|
q |
|
|
|
|
|
NТР |
= kcмkсквkм 0,016kсkк(1+ 60i)(0,9 + 20δ)Dc |
|
|
n1,85L0,75(1+ 0,44cosη) + 0,02δnP |
(6.4) |
|||
(1000EJ) |
0,16 |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|||
де |
ксм— коефіцієнт, що враховує застосування мастила і вигляд промивальної рідини; |
|
||||||
|
кскв— коефіцієнт, що враховує стан стовбура свердловин (кавернозність); |
|
|
|||||
|
км— коефіцієнт, що враховує матеріал труб; |
|
|
|
|
|||
|
кс— коефіцієнт, що враховує тип з'єднання труб; |
|
|
|||||
|
кк— коефіцієнт, що враховує кривизну свічок і точність з'єднань; |
|
|
|||||
|
і — інтенсивність викривлення; |
|
|
|
|
|
|
|
|
δ — зазор між бурильними трубами і стінками свердловини (на сторону) з |
ураху- |
||||||
|
ванням розробки стовбура; |
|
|
|
|
|
|
|
|
Dc — діаметр свердловини з урахуванням розробки; |
|
|
|||||
|
q— маса 1 м труб; |
|
|
|
|
|
|
|
|
EJ— жорсткість труб; |
|
|
|
|
|
|
|
|
L— довжина колони труб (глибина свердловини); |
|
|
|||||
|
η— кут нахилу свердловини до горизонту. |
|
|
|
|
|||
|
Значення коефіцієнтів наведені в табл. 73. При декількох варіантах можливих зна- |
|||||||
чень цих величин рекомендується застосовувати більше значення. |
|
|
||||||
|
Для конкретних конструкцій свердловин при розрахунку приймається середньозва- |
|||||||
жений діаметр свердловини, що визначається по формулі |
|
|
||||||
|
|
i=n |
|
|
|
|
|
|
|
|
∑(Dcli) |
|
|
(6.5) |
|
||
|
Dc = |
i=1 |
|
, |
|
|
|
|
|
L |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
де Dcі , lі — відповідно діаметр свердловин з урахуванням розробки і довжина дільниці, де є даний діаметр.
Діаметр свердловини в верхній частині рівний внутрішньому діаметру обсадних труб. Діаметр свердловини в породі приймається обсереднено по даним кавернометрії або з урахуванням коефіцієнта розробки (табл. 72).
Dc = k рD н , |
(6.6) |
Величина зазору між трубою і стінкою свердловини на сторону
|
(6.7) |
||
δ = |
Dc −dн |
, |
|
2 |
|||
|
|
||
де dн — зовнішній діаметр бурильних труб.
Якщо застосована складна колона з труб двох діаметрів, то величина зазору визначається як середньозважена по довжині свердловини.
n
∑[(Dci −d’i)li ]
δ = |
i=1 |
|
, |
(6.8) |
|
2L |
|||
|
|
|
|
q
Значення величини (1000EJ )0.16 наведене в табл. 74. Якщо застосовується складна
колона, то слід визначати середньозважене значення ції величини (означимо її умовно літерою Y);
|
Y = |
Y1L1 + Y2 L2 |
(6.9) |
|
, |
||
|
L |
||
|
|
|
|
де |
L1 — довжина верхньої частини складеної колони; |
||
L2 — довжина нижньої частини складеної колони.
Для розрахунків звичайно приймається, що свердловина має рівномірне викривлення по довжині. Тоді кут нахилу свердловини до горизонту визначається по формулі:
|
η = 90 −θ , |
(6.10) |
||
де |
θ — середній зенітний кут свердловини; |
|
(6.11) |
|
|
θ = |
θ1 +θ2 |
, |
|
|
2 |
|
|
|
42
а θ1 і θ2 — відповідно початковий і кінцевий зенітний кут свердловини. Для вертикальних свердловин θ1 =0.
Інтенсивність викривлення |
θ2 − θ1 |
|
(6.12) |
|
i = |
, |
|||
L |
|
|||
Якщо задані θ1 та і, то |
|
|
||
|
|
(6.13) |
||
θ2 = θ1 + iL , |
||||
Втрати потужності в буровому верстаті визначаються по наступним формулам: для шпиндельних обертачів
N с т = N н (0.0435 +0.00017n) , |
(6.14) |
для рухомих обертачів з гідроприводом
|
N с т = N н (018. +0.00014n) , |
(6.15) |
де |
Nн — номінальна потужність двигуна; |
|
|
n — частота обертання, об/хвил. |
|
6.2. Визначення ваги бурового снаряду
|
В загальному випадку вага бурового снаряду визначається по формулі: |
|
||
|
Q = (q1L1 +q2L2)(1−ρж / ρ)cosθ(1± f tgθ) , |
(6.16) |
||
де |
знак “+” використовується для визначення ваги при підйомі, знак “—” — для визначення |
|||
|
ваги при бурінні; |
|
||
|
q1, q2 — маса 1 м бурильної колони з урахуванням маси з'єднань і потовщених кінців |
|||
|
труб (табл. 27) відповідно для верхньої і нижньої частин колони (для випадків, коли |
|||
|
використовується ОБТ або складна колона з частин двох типорозмірів); |
|
||
|
L1, L2 — довжина відповідно верхньої і нижньої частини колони. Для колони з труб |
|||
|
одного типорозміру L1=L; q1=q; q2×L2=0. |
|
||
|
f — коефіцієнт тертя бурильної колони об породу лежачої стінки свердловини (табл. |
|||
|
9); |
|
|
|
|
ρж, ρ — густина відповідно промивальної рідини і матеріалу бурильних труб (для |
|||
|
стали ρ=7850 кг/м3, для сплаву Д16Т ρ= 2800 кг/м3); |
|
||
|
θ— середній зенітний кут свердловини по формулі (6.11). |
|
||
|
Далі визначається фактична вага 1 м снаряду |
|
||
|
q ф = |
Q |
, |
(6.17) |
|
|
|||
|
|
L |
|
|
де |
L — глибина свердловини. |
|
||
43
6.3. Визначення ваги і довжини колони ОБТ
Довжина колони ОБТ повинна бути такий, щоб нульовий перетин приходився на ОБТ. Для цього вага колони приймають на 25% більше необхідного осьового навантаження.
Кількість необхідних труб ОБТ в штуках
n у |
= |
|
1,25 P |
|
, |
(6.18) |
q уg(1 |
−ρж / ρ) cos |
θ(1−f tgθ) |
|
|||
|
|
|
|
Результат округлюється до цілого числа в більшу сторону. Довжина колони ОБТ
L2 = lуn у , |
(6.19) |
В формулах (6.18) і (6.19) прийняті наступні позначки: P— задане осьове навантаження;
qу— маса однієї труби ОБТ з з'єднаннями; lу— довжина однієї труби (табл. 31).
6.4. Розрахунок бурильної колони на міцність
Для визначення запасу міцності в перетинах колони необхідно заздалегідь знайти витрати потужності на буріння, вагу бурильної колони для умов буріння.
Після цього визначаються геометричні і міцності характеристики труб у перетинах, які досліджується.
Площа небезпечного перетину
|
π(d 2 |
−d 2 ) |
|
|
F = |
н |
в |
, |
(6.20) |
|
4 |
|||
|
|
|
|
де dн, dв — зовнішній і внутрішній діаметри бурильних труб. Осьовий момент інерції
|
π(d |
4 |
−d 4 ) |
|
|
|
|||||||
I = |
|
|
|
|
н |
|
в |
|
, |
|
(6.21) |
||
|
|
|
|
64 |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Полярний момент опору обертанню |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Wp = |
|
π |
|
|
(d 4 |
−d 4 ) |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
в |
, |
(6.22) |
||
16 |
|
|
|
dн |
|
|
|||||||
Стріла прогину |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
D с |
−d н |
|
|
|
|
|
|||||
f = |
|
, |
|
|
(6.23) |
||||||||
|
2 |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Якщо бурильна колона складна, то обчислення по формулам (6.20), (6.21), (6.22) проводяться для кожної частини колони з привласненням позначкам індексів 1 і 2.
Стріла прогину по (6.23) визначається двічі — fв для перетину у устя свердловини, де Dс рівно внутрішньому діаметру обсадної колони, і fн для нижнього перетину, де Dc — діаметр свердловини з урахуванням розробки стінок.
Кутова частота обертання
ω = |
πn |
, |
(6.24) |
Довжина полухвилі вигину |
30 |
|
|
|
|
|
l = |
10 |
±0,5Z + |
0,25Z |
2 |
|
EIω2 |
, |
(6.25) |
|
|
|
|
+ |
qф |
|||||
|
ω |
|
|||||||
Довжина полухвилі вигину розраховується по формулі (6.25) окремо для верхнього |
|||||||||
перетину lв і нижнього перетину lн з використанням значень ZA—A і ZB—B, відповідних відстаням від нульового до верхнього і нижнього перетинів.
Знак “—” застосовується для стислої частини колони (для буріння з додатковим навантаженням “—” в обох перетинах); знак “+” для розтягнутої частини. Величина qф визнача-
44
ється по формулі (6.17) і відповідає тому типорозміру колони, що знаходиться в розглядаємому перетині.
Відстань до верхнього перетину А — А при бурінні з додатковим навантаженням
(Р>Q)
ZA − A = |
P − Q |
, |
(6.26) |
|||
|
|
|||||
|
|
qф |
|
|||
для буріння з розвантаженням |
Q − P |
|
|
|||
ZA − A = |
, |
(6.27) |
||||
|
|
|||||
|
|
qф |
|
|||
Відстань до нижнього перетину |
|
P |
|
|
|
|
ZB − B = |
, |
(6.28) |
||||
|
||||||
|
|
qф |
|
|||
Слід мати на увазі, що при складних колонах розрахункові величини Z являють собою еквівалентні довжини і їхня сума не завжди дорівнює глибині свердловини L.
Розрахунок напружень і запасу міцності в верхньому перетині А—А
Напруження розтягу (при бурінні з розвантаженням)
σp = QF− P ,
Напруження стиску (при бурінні з додатковим навантаженням)
σс ж = P −F Q ,
Напруження вигину в вертикальних свердловинах
σиз = π2 E fB dн ,
2lв 2
Для стали Е=2 1011 Па; для сплаву Д16Т Е=0. 7 1011 Па. Напруження вигину в викривлених свердловинах
σиз = π2 Е 2fв d’ + Е dн i ,
2lв 114,6
Напруження скручування
τ = |
М |
;М = |
Nз + Nтр |
;τ = |
Nз + Nтр |
. |
|
Wp |
ω |
W ω |
|||||
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
р |
|
Сумарне напруження визначається по третій теорії міцності
σΣ = 
(σp(с ж) + σиз)2 +4τ2 ,
Запас міцності в верхньому перетині
n = [σТ] ≥1,5 ,
σΣ
де σт— межа плинності матеріалу труб (табл. 75)
Розрахунок напруг і запасу міцності в нижньому перетині В — В
Напруження стиску
σс ж = FР .
Напруження вигину розраховується по формулам (6.31) або (6.32)
fн і lв на lн.
Напруження скручування
(6.29)
(6.30)
(6.31)
(6.32)
(6.33)
(6.34)
(6.35)
(6.36)
з заміною fв на
45
τ = |
15, Nз |
. |
(6.37) |
|
|||
|
Wpω |
|
|
Сумарне напруження визначається по формулі (6.34). Запас міцності в нижньому перетині
n = 015,σв ≥ 2 ,
σΣ
де σв — межа міцності матеріалу труб (табл. 75).
6.5. Розрахунок бурильної колони на витривалість
В процесі буріння однорідних нетріщинуватих порід осьові зусилля розтягу і стиску, а також обертальний момент з достатнім ступенем міцності можна прийняти постійними. Тоді змінними будуть тільки напруження вигину.
Коефіцієнт запасу міцності при чинності двох виглядів нагруження колони (постійних
і змінних) визначається по формулі |
(σ−1 )D −(ψσ )DσM |
|
|
||||||
|
n σ = |
, |
(6.38) |
||||||
|
σa +(ψσ )Dσm |
||||||||
де |
(σ-1)D — межа витривалості при симетричному циклі зміни напруження для труби в |
||||||||
|
промивальній рідині, |
|
|
|
|
σ−1 |
|
|
|
|
(σ− |
) |
|
= |
, |
|
(6.39) |
||
|
|
|
|
||||||
|
|
1 |
|
D |
|
(k σ )D |
|
||
σ-1 — межа витривалості при симетричному циклі навантаження для зразка, взятого з труби в промивальній рідині;
(kσ)D— ефективний коефіцієнт концентрації напружень;
σM— напруження розтягу або стиску, яка приймається постійною; σm — постійна складова, середня за цикл, напруження вигину; σa — амплітуда циклу (змінна напруження вигину);
(ψσ)D— коефіцієнт залежності σa від σm для труби (деталі), який враховує вплив асиметрії циклу на величину межі витривалості,
(ψσ ) |
|
= |
ψσ |
= |
2σ−1 − σ0 |
, |
(6.40) |
|
|
|
|||||
|
D |
|
(k σ )D |
(k σ )Dσ0 |
|||
ψσ — коефіцієнт впливу σa на σ-1 для зразка; σ0— амплітуда пульсуючого циклу.
Величини σ-1, τ-1, σ0, τ0 можна розраховувати по наступним емпіричним формулам
σ−1 = 0,35σв +1,2 108 , |
(6.41) |
|
τ−1 = 0,58σ−1 , |
(6.42) |
|
σ0 |
= (1,5...1,8)σ−1 , |
(6.43) |
τ0 |
= (1,7...2,0)τ−1 . |
(6.44) |
Ефективні коефіцієнти концентрації напружень, що враховують зниження межі витривалості для труб і їхніх з'єднань, визначаються приблизно з виразів
(k σ )D = |
k σ |
;(k τ )D = |
k τ |
. |
(6.45) |
|
|
||||
|
εσ∆σ |
ετ∆τ |
|
||
де kσ і kτ — ефективні коефіцієнти концентрації напружень зразка відповідно для нормальних і дотичних напруг; εσ і ετ — коефіцієнти, що враховують абсолютні розміри труб (масштабний чинник);
∆σ, ∆τ — коефіцієнти, характеризуючі стан поверхні труб (чистоту, корозійність і т.д.),
∆σ= ∆τ=0,6 — 0,8.
46
Величини ефективних коефіцієнтів концентрації напружень, зумовлені наявністю різьби, можуть обчислюватися по формулам
k σ =1+q(ασ −1); k τ =1+q(ατ −1) |
(6.46) |
де ασ, ατ — теоретичні коефіцієнти концентрації напружень, отримані для цілком пружного матеріалу; з зміною діаметру бурильних труб від 42 до 89 мм вони змінюються в наступних межах: ασ=4,0 — 4,3; ατ=2,0 — 2,3;
q — коефіцієнт чутливості до концентрації напружень, q = 0,4 — 0,9 (з збільшенням σв зростає q).
Величини kσ |
та kτ в залежності від відношення |
στ |
, а також εσ , ετ, ψσ, ψτ приво- |
|
στ |
||||
|
|
|
дяться в табл. 76.
Якщо колона обертається навколо власної осі, та напруження вигину буде знакозмінним (симетричний цикл навантаження). Коли колона обертається навколо осі свердловини, вигинаюче напруження, що виникають через втрати тривалості, будуть постійними. Однак при ексцентричному розташуванні осі колони по відношенню до осі свердловини стріла прогину f за час одного обороту може змінюватися в межах від fmax до fmіn і вигинаюче напруження буде мати постійну і змінну складову ( асиметричний цикл навантаження).
Постійна напруження циклу σm буде пропорційно величині
f = |
|
fmax + fmin |
, |
(6.47) |
|
|
|
||||
2 |
|
|
|
||
а змінна σa — величині ексцентриситету |
|
|
|
||
e = |
fmax − fmin |
. |
(6.48) |
||
|
|||||
2 |
|
|
|
||
Коли напруження в бурильній трубі, викривленій в результаті втрати тривалості при обертанні, будуть рівні (см рівняння (6.31) і (6.32))
σ |
|
= σ |
|
|
|
2 |
dнEfmax , |
(6.49) |
|
m |
изmax |
= π |
|
||||||
|
|
|
2l20 |
(6.50) |
|||||
|
|
σa |
= |
π2 d’ Ee |
. |
||||
|
|
|
2l20 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Величини fmax і fmіn визначаються по даним каверноабо профілеметрії. Якщо каверно- і профілеграми відсутні, то вважають, що ексцентриситет e змінюється від 0 до fmax, тобто
e = |
fmax |
. |
(6.51) |
|
|||
2 |
|
|
|
В цьому випадку амплітуда циклу |
|
||
|
σa = |
π2d Ef |
σ |
из . |
(6.52) |
||
|
н 2 max = |
|
|||||
|
|
4l0 |
2 |
|
|||
|
Таким чином, в формулу (6.38) можуть підставлятися значення напружень σM, σm, σa |
||||||
отримані при дослідженні колони на |
міцність σMA−A = σp |
по (6.29), σMB−B = σс ж по (6.36), |
|||||
σm = σиз по (6.31) або (6.32) для перетинів А — А і В — В, |
(6.53) |
||||||
|
σа = 0,5σиз . |
|
|
||||
|
Якщо породи, що руйнуються, однорідні і нетріщинуваті, то коефіцієнт запасу міцно- |
||||||
сті для дотичних напруг можна обчислити по формулі |
|
||||||
|
|
n τ = |
τт |
, |
|
|
(6.54) |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
τ |
|
|
|
|
де |
τ — напруження обертання в перетині, що досліджується (верхньому, нижньому або |
||||||
|
іншому). |
|
|
|
|
|
|
на. |
При бурінні тріщинуватих порід може відбуватися постійне підклинювання і зрив кер- |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
47
При зриві керна в нижньому перетині бурильної колони виникають дотичні напруження, рівні
τсрВ−В = |
D3 d |
н |
τВП , |
|
|
к |
(6.55) |
||||
d 4н −d 4в |
|||||
|
|
|
|||
де Dк— діаметр керна;
τвп — тимчасовий опір породи сколюванню, τвп=0.1σcжп; σcжп — тимчасовий опір породи стиску (табл. 7).
В верхньому перетині в момент зриву керна прикладається додатково крутячий момент на холосте обертання колони. Тому
τсрА−А = τсрВ−В + |
N тр |
. |
(6.56) |
|
|||
|
Wрω |
|
|
В момент зриву керна напруження обертання збільшуються на величину τср. Тоді ко-
ефіцієнт запасу міцності для дотичних напруг буде визначаться також, як і для нормальних |
||
n τ = |
(τ−1 )D −(ψτ )DτM |
(6.57) |
|
, |
|
τa +(ψτ )Dτm |
||
де (τ-1)— межа витривалості при симетричному циклі зміни дотичних напруг для труби; τM— постійна напруження обертання (τM =0, тому що попереднє навантаження буде відсутнє, а дотичними напруженнями, зумовленими згвинчування різьбових з'єднань, через їх малу величину, нехтуємо); τа — амплітуда циклу (змінна складова напруження обертання), приймаємо τа=τср, розраховану по формулі (6.55);
τm — постійна складова, середня за цикл, напруження скручування; для верхнього перетинуτAm−A = τсрA−A , для нижнього τBm−B = τсрB−B , см формули (6.55) і (6.56).
В цьому випадку теж можуть використовуватися розрахункові дані, отримані при досліджені бурильної колони на міцність.
Коефіцієнт (ψτ)D, що враховує вплив асиметрії циклу на величину межі витривалості, обчислюється також, як і для нормальних напружень.
Оскільки в будь-якому перетині колони нормальні і дотичні напруження діють спільно, то необхідно визначати сумарний коефіцієнт запасу міцності
n ∑ |
= n σn τ ≥ [n]. |
(6.58) |
|
n 2σ + n2τ |
|
Розрахунки, експерименти і досвід експлуатації колон показали, що інтенсивність обривів близька до нуля при коефіцієнті запасу міцності [n] > 1.6.
При [n] < 1.3 експлуатувати колону небезпечно. В рівнянні уточнюється можливий характер руйнування бурильної колони. Для цього визначаються граничні умови
σmт = σ1т−−(ψ(σ−)1 )D . (6.59)
σ D
Якщо σM + σm < σmT , то руйнування буде носити характер руйнування від утоми, а при σM + σm > σmT — характер руйнування буде статичним.
Аналогічні дослідження можуть проводиться для дотичних і сумарних напруг.
На підставі перевірочних розрахунків на міцність і витривалість корегуються параметри режиму буріння.
Якщо колона не задовольняє умовам міцності або витривалості, то в першу чергу необхідно спробувати знизити напруження вигину за рахунок зменшення стріли прогину (використання протекторів, розширювачів, центраторів, стабілізаторів і інших засобів) і включення в компоновку низу ОБТ. Напруження скручування знижують введенням в очисний агент антифрикційних додатків, мастил бурового снаряду. Тільки тоді, коли рекомендовані заходи, не дадуть позитивного результату, слід вибирати труби більшого діаметру або з більш якісних марок стали (табл. 27, 75).
48
6.6. Розрахунок вантажопідйомних систем і режиму підйому інструменту
Розрахунок виконується в наступній послідовності.
1. Розрахунок ваги бурового снаряду
Підраховується вага бурового снаряду для умов підйому і фактична вага 1 м снаряду в свердловині по формулам (6.16), (6.17). Визначається навантаження на гаку (талевому блоці) по формулі
Q кр = k пQ , |
(6.60) |
де kп — коефіцієнт прихоплення: kп=1,3 — 1,5. Більше значення приймається для глибоких свердловин.
2. Необхідне число струн талевої оснастки
m = |
Q кр |
, |
(6.61) |
|
|||
|
Pл ηт |
|
|
де Pл — номінальне зусилля натягання канату лебідкою;
ηт — КПД талевої оснастки. Для двохструнної оснастки ηт =0,94; для чотириструнної
ηт =0,9.
Оскільки в формулі (6.61) два невідомих треба спочатку визначити приблизне зна-
чення m = Qкр , а після цього підставити ККД.
Pл
При розрахунку треба спочатку навести значення m з точністю до однієї десятої, а після цього прийняти ціле більше значення числа струн.
Для установок СКБ-5, СКБ-7 і для всіх випадків подачі з лебідки необхідно приймати парне значення числа струн з тим, щоб включити до мертвого кінця канату датчик навантаження або динамометр, в інших випадках може бути прийняте і непарне.
Талеві оснастки з парним числом струн прийнято позначати шифром 1х2, 2х3, де перша цифра — число роликів в талевому блоці, друга — в кронблоці. Таким чином, 1х2 означає двохструнну оснастку. В тексті треба дати невелику схему прийнятої оснастки.
3. Робоче навантаження на вишку
Для парної кількості рухомих струн при закріпленні мертвого кінця канату на основі
вишки
|
|
|
2 |
|
|
|
Q0 |
= Qкр 1 |
+ |
. |
(6.62) |
||
|
||||||
|
|
|
mηт |
|
||
Рухомими вважаються струни оснастки, що в процесі підйому міняють свою довжину. Для непарного числа рухомих струн
Q0 = Qкр 1+ m1ηт .
4. Максимальне навантаження на вишку (кронблок)
Для парного числа рухомих струн
Qmax = Pл (2 + mη)λ .
Для непарного числа струн
Qmax = Pл (1+ mη)λ,
(6.63)
(6.64)
(6.65)
де λ — коефіцієнт перевантаження двигуна (для електродвигунів λ = 1,7—2,2, для ДВС λ = 1,1).
5. Максимальне навантаження на талевому блоці
Qм = Pлmλ. |
(6.66) |
49 |
|
Після обчислень максимальних навантажень треба порівняти їх з максимально припустимим навантаженням для вишки або щогли, що використовується, (табл. 32) і зробити висновок про її придатність.
Якщо максимальне навантаження перевищує максимально допустиму, а робоче навантаження Qкр менш номінальної, то можна не замінювати щоглу, а в обов'язковому порядку запроектувати застосування приладу ОМ-40 з уставкою на обмеження натягнення канату. Уставки обмеження повинні припускати можливість короткочасних перевантажень з урахуванням припустимих перевантажень лебідок (см розділ 3.3), а уставки сигналізації відповідати номінальним навантаженням.
6. Число свічок,
n 0 |
= |
L |
, |
(6.67) |
|
l |
|||||
|
|
|
|
де l— довжина свічки.
7. Число свічок, що можна підняти при конкретній швидкості навивки канату на барабан лебідки
ni = |
Nнmηc |
(6.68) |
|
kпqфlVл |
|||
|
|
де Nн— номінальна потужність двигуна; ηс— КПД верстату;
Vл— швидкість навивки канату на барабан лебідки (по характеристиці верстату); і — порядковий номер швидкості лебідки.
З метою безпеки допускається підйом снаряду зі швидкістю не більш 2 м/с. Тоді максимально допустима швидкість навивки канату на барабан лебідки
Vл < 2m .
Очевидно, що недоцільно виконувати розрахунок з більшими значеннями швидкості. Його треба починати з гранично допустимої швидкості і закінчити на швидкості, при якій nі≥n0.
Підраховані величини, характеризують ту кількість свічок, яку можна підняти при повному завантаженні двигуна (але без його перевантаження). Тепер можна перейти до розрахунку режиму підйому.
8. Режим підйому снаряду
Під режимом підйому розуміється порядок переходу на більшу швидкість підйому по мірі витягу снаряду з свердловини,
ci = n 0 − n i+1 , |
(6.70) |
де сі— кількість свічок, яку слід підняти на мінімальній з певних вище швидкості і до переключення на наступну швидкість і+1
ci+1 = n i+1 −n i+2 , |
|
ci+2 = n i+2 −n i+3 , |
|
...................... |
(6.71) |
ci+n = n i+k
де nі+k— кількість свічок, що можна підняти на максимальній швидкості і+k з певних по формулі (6.68).
Для лебідки верстату СКБ-7, працюючої в автоматичному режимі, розрахунок обмежується визначенням максимально-допустимої швидкості навивки канату в кінці підйому по (6.69), і мінімальній початковій швидкості навивки по (6.68), де замість nі ставиться загальне число свічок n0. Рекомендується побудувати графік підйому в координатах "число свічок — швидкість навивки канату".
9.Вибір талевого блоку, елеватора, вертлюга-амортизатора, вертлюга-
сальника
По максимальному можливому навантаженню на талевому блоці вибираються талевий блок, вертлюг-амортизатор і вертлюг-сальник (табл. 35). Елеватор був вибраний в главі 3, але тут повинна бути перевірена відповідність його по вантажопідйомності.
10.Вибір канату
Розраховуємо необхідну вантажопідйомність канату
50