Поиски сульфидных медно-никелевых руд на Микчангдинской площади, страница 17

Определяем затраты мощности  при бурении  на максимальной глубине.

N_бур = N_ст+ N_бт+ N_заб  Вт., где                                                                                                     (26)

N_ст =А+Bn, , кВт – потеря  мощности в станке ;                                                    (27)

где А- затраты мощности в звеньях силовой кинематики, не зависящих от частоты вращения шпинделя, А= 1,4 кВт;

В – коэффициент, учитывающий затраты мощности в звеньях силовой кинематики и зависящих от частоты вращения шпинделя,

 В= 0,0064кВт/(об/мин);

n – частота оборотов шпинделя, n = 437об/мин

Таблица 6

                       Параметры затрат мощности буровых станков.

ММарка станка	NNДВ, кВт	АА, кВт	ВВ
ЗЗИФ-1200МРК	555	11,4	00,0064

Произведем расчет затрат мощности для станка ЗИФ-1200МРК.

N_ст=1,4+0,0064∙437=4,1кВт.

N_бт = 1,2· ( 2 · 10 ^-6 · m · Δ · n ² + 8 · 10 ^-4 · n · m · d_u² ) · L , кВт. – мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны , где                                                                               (28)

m – масса 1 м бурильной колонны;

Δ    -  радиальный зазор, м;

n – частота вращения снаряда на номинальной глубине бурения. об/мин ;

 d_u – наружный диаметр бурильных труб, м;                                                                             

N_заб = С_ос· n · (0,24 · Δ + D_ср· μ ), кВт – мощность, затрачиваемая на  разрушение горной породы на забое, где                                                                                                                 (29)

С_ос – осевая нагрузка на забой, Н;

D_ср – средний диаметр коронки, м;

μ – коэффициент трения;                                                                                                                     

N_бур= (1,4+6,4 ·10 ^-3  · 437)+ 1,2(2 · 10^-6· 8,1· 3 ·10 ^-3 · 328² +  8 · 10 ^-4 ·328· 8,1·0,07²) ·1000 + 16·10³ · ·328( 0,24· 3 ·10 ^-3 + 34·10 ^-3· 0,3) = 35,2 кВт.

Допустимая частота вращения бурильной колонны.

Из условия  установочной мощности станка.

А = 1,2 · L · 2 · 10 ^-6 · m · Δ                                                                                                             (30)

B = 0.6 · 10 ^-2 + 1.2 · L · 8· 10 ^-4 · m · d_u² + C_ос ( 0,24 · Δ + D_ср· μ ) 10 ^-4 ;                             (31)

С = 55 кВт – мощность двигателя станка.

 n_{доп 1.2} =                                                                                                              (32)

На глубине 1000 м. ( L = 1000 м.):                          

А = 1,2 · 1000 · 2 · 10 ^-6 · 8,1 · 3 · 10 ^-3 = 5,83 · 10 ^-5

B = 0.6 · 10 ^-2 + 1.2 · 1000 · 8 · 10 ^-4 · 8,1 · 0,07 ² + 16 · 10 ³ ( 0,24 · 0,3· 10 ^-2  + 34 · 10 ^-3 · 0,3 ) 10 ^-4 =

= 6,15 · 10 ^-2

n_{доп 1.} = = 328 об/мин

Определяем допустимую  частоту вращения  из условий прочности  бурильной

колонны :

= = 5.64 м                                                                                                      (33)

где  δ_Т = 539 · 10 ⁶ Па – предел текучести материала труб при  растяжении ( сталь 36Г2С ).

= 50 · 10 ⁶  Па – предел  выносливости  на  изгиб  стали  36Г2С в растворе.

= 34273(рад/мин²)

ω_доп = 185 рад/мин.                                                                                                                                     (34)

n_доп = 10 · ω_доп = 1850 об/мин.                                                                                                                                              (35)

Все приведенные расчеты показывают, что прочность выбранных бурильных труб и мощность двигателя  станка позволяют обеспечить проектные параметры режимов бурения.

Расчет потерь давления в насосе.

                                                               Схема циркуляции ПЖ :                        

насос

                            1                                                  6             

                              

                                                                     5

                                2

 

                                                           4

                                                                                      Рисунок 3.

                                               3

Участки движения ПЖ :

1 – внутри бурильных труб , L₁  =993 м. ;

2 – внутри колонковой трубы, L₂ = 7 м ;

3 – в коронке ;

4 – между стенками скважины и колонковой трубой, L₄  = 7 м ;

5 – между стенками скважины и бурильными трубами , L₅  = 950 м ;

6 - между  бурильными  и обсадными  трубами , L₆  = 43 м ;

1. Определение  сечений эквивалентных диаметров потоков на участках движения.

1 Внутри труб КССК-76М :

м³ ;                                          (36)

d_БТ= 0,061 м –  внутренний диаметр буровых труб ;                               

d_Э1 = d_БТ = 6,1 · 10 ^{-2 м ;}

2.Внутри замков труб КССК-76М :                                                                 (37)

 м ²

d_з- внутренний диаметр замка, м;                                                                          

d^/_Э1 = d_з = 5,3 · 10 ^{-2 м.}

3. Внутри колонкового набора :

м ²  ; где,                         (38)

D_ск=  0,048 м – наружный диаметр керноприемной трубы ;

d_КТ  = 0,06 м – внутренний диаметр колонковой трубы ;                            

d_Э2 = d_КТ – D_ск = 0,06 – 0,048 = 0,012 м ;

4. Между колонковой трубой и стенками скважины ;                                                    (39)

м ^2;

D_c = 0,076 м – диаметр скважины ;

D_КТ = 0,73 м – диаметр колонковой трубы ;                                                                                                        

d_Э4 = D_c– D_КТ = 0,076 – 0,073 = 0,003 м ;

5. Между стенками скважины и бурильными трубами :                                              (40)

м ^2;

D_БТ = 0,07 м -  наружный  диаметр бурильных труб ;