3.4. Пример расчета расхода электроэнергии

Расчёт рекомендуется начинать с построения графика активной нагрузки бурового агрегата (рис.4).

Временные параметры выполнения операций за рейс t_с, t_п, t_пс, t_пп, t_зс, t_зп, t_з.к – определяются по ЕНВ или по действующим нормативам предприятия.

Продолжительность операции собственно бурения (углубка) определяется по зависимости:

t_б = H_врl_р, час,

где H_вр – норма времени на бурение 1 мч; l_р – величина углубки за рейс, м, принимается по ЕНВ, по экспериментальным данным или действующим нормативам предприятия.

Затраты мощности на операции рекомендуется определять по известным зависимостям, приведённым далее.

На рис. 4 приведён график потребления активной нагрузки буровым агрегатом с использование расчётных данных, полученных в примере, рассмотренном в 2.3.

Рис. 4. График нагрузки бурового станка СКБ-4

Мощность, потребляемая приводом бурового станка, маслонасосом и освещением:

P_б = P_б.пр + P_бн.пр + P_осв = 22,6 кВт.

Мощность, потребляемая при выполнении спуско-подъёмных операций P_СПО = 1,68 кВт.

Продолжительность процесса собственно бурения t_б = 2,18 час.

Продолжительность спуска снаряда с учётом подготовительных и заключительных операций:

t`_СПО = t_с + t_пс + t_зс = 0,352 + 0,05 + 0,06 = 0,46 час.

Продолжительность подъёма снаряда с учётом подготовительных и заключительных операций:

t``_СПО = 0,382 + 0,06 + 0,11 = 0,56 ч.

Расчётные показатели графика нагрузки бурового станка СКБ-4 в течение рейса:

средняя потребляемая мощность:

кВт;

среднеквадратичная нагрузка за рейс:

кВт;

коэффициент формы графика:

.

Мощность при бурении скважин установками колонкового бурения складывается из трех основных составляющих:

N_б = N_з + N_вр + N_ст, (56)

где N_з - мощность, расходуемая на забое скважины, Вт; N_вр - мощность, расходуемая на вращение колонны бурильных труб в скважине, Вт; N_ст - мощность, расходуемая в трансмиссии и других узлах бурового станка, Вт.

При бурении твердосплавными коронками:

N_з = 0,53C_ocnD_кop.cp(0,137 + _тр), (57)

где С_ос - осевая нагрузка, даН; n - частота вращения, мин^-1; (здесь D_н иD_вн – наружный и внутренний диаметры коронки по резцам, м); _тр – коэффициент трения резцов коронки о породу забоя (табл. 9).

Таблица 9

Ориентировочные средние значения коэффициентов трения резцов коронки о породу

Горная порода	Коэффициент трения Ц
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:

N_з = 0,2C_осnD_кор.ср, (58)

При бескерновом бурении:

N_з = 0,35C_осnD_д, (59)

где D_д - диаметр долота, м.

Мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине N_вр составляет основную долю от затрат мощности на бурение скважин. N_вр складывается из двух составляющих: N_хв - мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине и N_доп - дополнительной мощности, затрачиваемой на вращение сжатой части бурильной колонны, которая создается осевой нагрузкой на породоразрушающий инструмент:

N_вр = N_доп + N_хв. (60)

Значение N_доп может быть рассчитано по формуле СКБ ВПО "Союзгеотехника":

N_доп = 0,245С_осn, (61)

где  - радиальный зазор, м; , D_c - диаметр скважины, м;

D_бт - наружный диаметр бурильных труб, м; С_ос - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, даН; n - частота вращения колонны бурильных труб, мин^-1.

Для расчета N_хв в нисходящих скважинах Л.Г. Буркиным (ВИТР) предложены зависимости (62) и (63).

Для высоких частот вращения колонны бурильных труб при n > n_0.:

N_хв = k_с(0,002q_бк¹n₂ + 0,8q_бк¹D_бт²n)Н_с. (62)

Для низких частот вращения колонны бурильных труб при n < n₀.:

N_хв = 1,44k_cq_бк¹D_бт²nH_c, (63)

, (64)

где n₀ - граница раздела зон частот вращения колонны бурильных труб по применимости (62) и (63).

Для расчета N_хв в горизонтальных скважинах:

при D_c = 59 мм и бурильных трубах СБТН-42

N_хв = (3,510^-4n² - 0,035n + 34)Н_с, (65)

при D_c = 59 мм и бурильных трубах СБТН-50

N_хв = (2,7510^-4n² - 0,026n + 40)Н_с, (66)

при Д_с = 76 мм и бурильных трубах СБТМ-50

N_хв = (6,1710^-4n² - 0,125n + 40)Н_с. (67)

В формулах (62) - (67) использованы следующие обозначения:

k_с - коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости (k_с = 0,8 при использовании смазки типа КABC в сочетании с промывочной жидкостью, обладающей смазочными свойствами, k_с = 1,0 при полном покрытии колонны смазкой типа КАВС в сочетании с промывкой скважины технической водой, k_с =1,5 при отсутствии смазки); q_бк¹ - масса 1 м бурильной колонны, кг/м;  - радиальный зазор, м;  = 0,5(D_c - D_бт), D_c - диаметр скважины, м; D_бт - наружный диаметр бурильных труб, м; Н_с - длина ствола скважины, м.

Потери мощности в станке можно рассчитать по формуле:

N_ст = B_cn, (68)

где В_с - опытный коэффициент, характеризующий переменные потери мощности в станке, Втмин (см. табл. 10).

Таблица 10

Значение опытного коэффициента, характеризующего переменные потери мощности в буровом станке

Тип бурового станка	(ЗИФ-1200МР) СКТО-75	ЗИФ-650М СКТО-65	СКБ-4	СКБ-5	СКБ-7
Значение коэффициента Bс, Втмин	8,2	8,8	5,5	5,0	6,8

Мощность при бурении станками шарошечного бурения определяется формулами:

, (69)

, (70)

P_с = 5000h_обD_д_мбz_ш, (71)

, (72)

где N_вр - мощность привода вращателя, Вт;  - кпд механизма вращателя,   0,65; n - частота вращения долота, мин^-1; М_кр - крутящий момент, необходимый для вращения бурового сна­ряда, Нм; P_с - полное сопротивление, преодолеваемое механизмом вращения, Н; D_д - диаметр долота, м; k_тр - коэффициент, учитывающий трение в подшипниках шарошек и трение бурового снаряда о стенки скважины, k_тр  1,12; h_об - глубина внедрения зубьев шарошки в породу за 1 оборот (тол­щина стружки), см; _мб - предел прочности породы при механическом бурении (табл. 11), МПа, ; _сж - предел прочности породы на сжатие, МПа; _ск - предел прочности породы на скалывание, МПа; z_ш - число шарошек в долоте; V_мех - ориентировочное значение механической скорости бурения, см/мин (табл. 12); k_ск - коэффициент, учитывающий уменьшение скорости бурения из-за неполного скалывания породы между зубьями долота, k_ск  0,5.

Мощность при бурении скважин установками шнекового бурения определяется формулами:

, (73)

, (74)

, (75)

, (76)

где M_р - момент сопротивления при разрушении породы долотом, Нм; М_т - момент сопротивления при вращении заполненного разрушенной породой шнека и транспортировании породы, Нм; k_к – коэффициент, учитывающий полноту контакта площади передней грани лопасти долота, k_к = 0,50,7 ; k_р - коэффициент разрыхления породы, kр  1,11,2; Н_ш - длина шнековой колонны, м; ' - относительная плотность горной породы; g - удельная сила тяжести, g  9,81 Н/кг. Размерности остальных величин те же, что и в предыдущих формулах.

Мощность при бурении скважин установками ударно-канатного бурения может быть определена по зависимости:

, (77)

G₁ = q_д + q_уш + q_н + q_кз + q_к1 + H_с, (78)

где N_б - затраты мощности на процесс ударно-канатного бурения ударным долотом, Вт; G₁ - вес бурового снаряда, Н; k₁ - коэффициент дополнительных сопротивлений при долблении, k₁ = 1,4; k₂ - коэффициент динамичности k₂ = 1,11,25; _п – кпд передачи от вала двигателя до ударного механизма, _п = 0,70,8; q_д - вес ударного долота, Н; q_уш - вес ударной штанги, Н; q_н - вес ножниц, Н; q_кз - вес канатного замка, Н; q_к1 - вес единицы длины инструментального каната, Н/м; Н_с - длина ствола (глубина) скважины, м; n – частот вращения кривошипа, мин^-1; 0,02 - коэффициент, учитывающий среднюю скорость движения инструмента, м.

Мощность на подъем инструмента N_n (Вт):

, (79)

где k_з =1,11,3 - коэффициент дополнительных сопротивлений при подъёме; - окружная скорость на барабане лебедки, м/с; R - радиус барабана с учетом витков намотанного каната, м; n_б - число оборотов барабана в 1 мин.

Грузоподъемность и затраты мощности на работу желоночного барабана определяются по методикам, аналогичным приведенным. Пусть вес G₂ (Н) поднимаемого при желонировании снаряда

G₂ = q_ж + q_п + q_к2H, (80)

где q_ж - вес желонки, Н; q_п - вес породы и шлама при заполнении желонки, Н; q_к2 - вес единицы длины желоночного каната, Н/кг. С учетом возможных дополнительных сопротивлений грузоподъёмность желоночной лебедки G₃ (Н):

G₃ = G₂k₄, (81)

где k₄ = 1,4 - коэффициент дополнительных сопротивлений.

Тогда при выбранной скорости навивки на желоночный барабан V_ж (м/с) затраты мощности (в Вт) на работу желоночного барабана:

. (82)

Таблица 11

Пределы прочности пород при разрушении механическим способом бурения

Горные породы	Относительная плотность породы '	Коэффициент крепости породы f	Предел прочности породы, МПа		Среднее значение предела прочности породы при механическом бурении мб, МПа
			на сжатие сж	на скалы­вание сж
Мел, каменная соль, гипс, обык­новенный мер­гель, каменный уголь	2,28 - 2,65	2 - 4	34 - 80	2,4 - 23	18,2 - 51,5
Песчаник, конг­ломераты, плот­ный мергель, известняки	2,65 - 2,72	4 - 6	80 - 100	23 - 25	51,5 - 62,5
Железные руды, песчанистые слан­цы, сланцевые песчаники, креп­кие песчаники	2,72 - 2,84	6 - 10	100-140	25 - 32	62,5 - 86
Гранит, мрамор, доломит, колче­дан, порфиры	2,84 - 2,89	10 - 12	140-180	32 - 44	86 - 112
Плотный гранит, роговики	2,89 - 2,95	12 - 14	180-243	44 - 50	112 - 146,5
Очень крепкий гранит, кварциты, очень крепкие песчаники и из­вестняки	2,95 - 3,00	14 - 16	243-272	50 - 52	146,5 - 162
Базальты, диабазы	3,00 - 3,21	16 - 20	272-343	52 - 53	162 - 198

Таблица 12

Скорости бурения шарошечными станками для расчетов мощности вращателей

Диаметр долота Dд, м	Коэффициент крепости породы f	Частота вращения долота n, мин-1	Механическая скорость бурения Vмех, см/мин
0,2	2 - 4	150 - 160	40
	4 - 6	150 - 160	36
	6 - 10	140 - 160	30
	10 - 12	120 - 130	25
	12 - 14	105 - 120	18
	14 - 16	80 - 110	13
0,25	6 - 10	81	25
	10 - 12	81	20
	12 - 14	81	16
	14 - 16	81	11
	16 - 20	81	8
0,32	10 - 12	80	18
	12 - 14	80	14
	14 - 16	80	10
	16 - 20	80	8

Мощность, расходуемую на подъем колонны труб (бурильных, обсадных) из нисходящей скважины, можно рассчитать по формуле:

, (83)

где N_л - мощность лебедки, Вт; G_кр - максимальная нагрузка на крюк (элеватор), Н; V_кр - скорость подъёма крюка (элеватора), м/с; по правилам техники безопасности Vкр  2 м/с; _пр - кпд передач от двигателя до крюка (элеватора); _пр = _с_п; _с - КПД талевой системы (оснастки); _п - кпд передач от двигателя до барабана лебедки, _п  0,9; _п - коэффициент длительной перегрузки двигателя; для электродвигателей _п = 1,3, для двигателей внутреннего сгорания _п = 1,1-1,15.

Максимальную нагрузку на крюк определяют из выражения:

, (84)

где k_доп - коэффициент, учитывающий дополнительные сопротивления при подъёме труб из скважины, возникающие из-за кривизны скважины и кривизны труб; при _ср = 0° - 2°, k_доп = 1,2; при _cp = 2° - 6°, k_доп = 1,25; при _cp = 6° - 15°, k_доп = 1,6; при _cp = 15° - 20°, k_доп = 2; _с - коэффициент, учитывающий вес соединений труб; _с = 1,04 - 1,06 для бурильных труб ниппельного соединения; _с = 1,06 - 1,1 для бурильных труб муфтового соединения; _с = 1 для бурильных и обсадных труб, соединяемых "труба в трубу" и для ниппельных обсадных труб; q - вес 1 м труб, Н/м; Н_с - длина колонны труб (бурильных, обсадных), м ; ° - относительная плотность очистного агента; °_м - относительная плотность материала труб, для стальных труб °_м = 7,85, для легкосплавных труб °_м = 2,8; _ср - среднее значение зенитного угла скважины на интервале длины труб, рад; _ср = 0,5(_н + _к); _н - начальный зенитный угол, рад; _к - конечный зенитный угол, рад; f_тр - коэффициент трения труб о стенки скважины, f_тр = 0,3 - 0,35.

, (85)

где _ш – КПД шкива, _ш = 0,98; m_с - число подвижных ветвей (струн) талевой системы (оснастки).

Мощность при бурении скважин установками глубокого бурения (на нефть, газ, гидротермальные источники) можно определить по зависимости:

, (86)

где _рот - кпд ротора, _рот  0,9  0,95; N_вр - мощность, расходуемая на вращение бурильной колонны, Вт; N_з - мощность, расходуемая на забое скважины, Вт.

N_вр = 1,35H_сD_бт²n^1,5D_д^0,5¹, (87)

N_з = 0,58k_крnD_д^0,4 C_ос^1,3, (88)

где Н_с - длина ствола скважины, м; D_6m - наружный диаметр бурильных труб, м; n - частота вращения труб, мин^-1; D_д - диаметр долота, м; ¹ - относительная плотность промывочной жидкости; k_кр - коэффициент, учитывающий крепость горных пород; для мягких пород k_кр = 2,6; для пород средней крепости k_кр = 2,3; для крепких пород k_кр = 1,85; для изношенных долот значения k_кр увеличиваются в 1,5 раза; С_ос - осевая нагрузка на долото, кН.