Кст.- коэффициент соединений бурильных труб: ниппельные -1,0; муфтово-зам­ковые- 1,3

К_кт - коэффициент кривизны (качества) бурильных труб. Если кривизна неизвестна, то трубы высокого качества: К_кт. = 1,0; средние - К_кт. = 1,3; низкое качество К_кт. = 1,6.

К_жт - коэффициентжесткости труб, определяемый по табл.7

Таблица 7

№ п.п.	Бурильные трубы.	Объединенный коэф. Жесткости
1.	СБТМЗ - 50	0,59
2.	СБТМЗ - 42	0,49
3.	СБТН-50	0,56
4.	СБТН -42	0,46
5.	СБТН-54	0,53
6.	ЛБТН-54	0,32
7.	ЛБТН -42	0,22
8.	ЛБТН-68	0,43
9.	КССК -76	0.56
10.	ССК-76	0,55
11.	ССК- 59	0,48
12.	ССК- 46	0,42

K_и. - коэффициент искривления скважины. K_и. = 1 +60 · J, где J интенсив­ность искривления, град/м. Для слабоискривленных скважин J = 0,01 ¸ 0,02, для силь­но искривленных скважин. J может достигать значений до 0,03 ¸ 0,05 и тогда величина K_и. Может достигать значения = 4,0 - это самое большое возможное значение из всех коэффициентов!

К_н. Коэффициент наклона, учитывающий наклон ствола скважины при наклон­ном бурении.

К_н. = (1 + 0,44 Sinθ), где θ зенитныйугол.

К_δ. -коэффициент зазора. К_δ. = (0,9 + 20δ),где – в м.

В формуле: L – длина скважины, м, n – скорость вращения бурового снаряда в об/мин.

3. Затраты мощности на забое скважины.

На забое мощность расходуется на разрушение породы, при этом часть мощности тратится собственно на разрушение породы, а часть, иногда значительная, на преодоление сил трения резцов или зубьев о забой. Для оценки забойной мощности используется либо эмпирическая формула (шарошечные долота), либо физическая формула N=F·V с опытными коэффициентами.

А). При бурении шарошечными долотами:

N_заб. = N_o. S_заб.

Где: N_o. - удельная мощность, приходящаяся на 1см² площади забоя; N_o. = (0,5 ÷ 1,5) квт/см.², (меньшее значение для мягких пород). S_заб. - площадь забоя, см.².

Б) При бурении лопастными долотами и пикобурами:

N_заб. = 10^-5 × (З ÷ 5) × С_оc.· D_скв. · n, кВт.

Где: С_оc. - осевая нагрузка на долото, Н; D_скв. - диаметр скважины, м, n - частота вращения, об/мин.

В). При бурении твердосплавными и алмазными коронками:

N_заб. = 10^-4 × (µ_о+A · h_об.) × С_ос.· r · n, кВт.

Где µ_о - коэффициент трения резцов о породу; А - коэффициент, учитывающий за­траты мощности на разрушение пород; h_об. - углубка за оборот, мм.

Ориентировочные значения коэффициентов µ_о и А и значения h_об. Принимаются по табл. 8

Таблица 8

№	Вид коронки и характер воздействия	µо	А	Hоб.,мм.
1.	Твердосплавная	0,1	1 - 3	0,05 - 0,6
2.	Твердосплавная с гидроударником	0,04	0,2 - 0,4	0,15 - 1,0
3.	Алмазная однослойная	0,03 -0,05	1,0-3,5	0,04 - 0,2
4.	Алмазная импрегнированная	0,05 - 0,1	3,0 - 8,0	0,02 - 0,2
5.	Алмазная с гидроударником	0,03	1,0-2,0	0,05 - 0,5

При меньших значениях h_об. Принимают большие значения А.

Анализ приведенного расчета затрат мощности позволяет решать две задачи для повышения эффективности процесса бурения:

1. Поскольку мощность приводного двигателя (нашего) бурового станка, как правило, огра­ничена и на больших оборотах и на больших глубинах явно недостаточна, то снижение непроизводительных затрат, главным образом, на вращение буриль­ных труб позволит повысить долю забойной мощности и повысить значения параметров режима и, тем самым, эффективность бурения. Анализ величин коэффициентов, определяющих затраты мощности на вращение труб позволяет определить и реализовать значительные резервы: - так замена воды на эмульсию экономит 25% мощности, а если применить еще и консистентную смазку КАВС экономится еще 10%.; замена стальных труб на легкосплав­ные добавит еще 25%, уменьшение кривизны скважины может уменьшить затраты мощ­ности на вращение труб в 2—4 раза и.т.д.

2. Вторая задача заключается в том, что анализ позволяет рассчитать до какой глу­бины скважины, на каких оборотах бурового снаряда будет хватать мощности двигателя в зависимости от реальных условий бурения, поскольку мощности наших буровых стан­ков не достаточна для бурения на максимальных оборотах на максимальные для данного станка глубины скважин. Для решения этой задачи преобразуем формулы затрат мощности в вид: L(n)= f(n), принимая все остальные значения постоянными, а величину C_oc. Примем среднюю для данных условий бурения.

Или при всех постоянных при n после их приведения обозначим:

Получим:

Подставляя последовательно n, начиная с максимальной частоты вращения
n_max. … n_i (при регулируемом приводе n_max., n_ср., n_min.), построим графики Рис. 28 а.

а	б
Рис. 28

При плавном приводе сначала определяют L примаксимальной частоте вращения данного станка – L(n_max.), затем подбором находим значение частоты вращения для полной глубины скважины – n (L_скв.), это будет - n_min. И еще одну - две промежуточные точки по средним значениям n и строим кривую - Рис. 28 б.

---

Дата добавления: 2015-08-10