Розрахунок бурової установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Загальна частина

свердловина бурова установка

1.1 Аналіз конструкції свердловини

Розмір доліт для буріння в різних інтервалах вибирають залежно від діаметра труб, якими обсаджена бурова свердловина згідно з ГТН.

Відношення діаметрів доліт і обсадних труб подані в таблиці 1.1

Знаходимо діаметр долота:

D_д=D_м+Д (1)

Де

D_д1 = 451 + 45 =496 мм

D_д2 = 365,1 + 30 =395,1 мм

D_д3 = 269,9 +25 = 294,5 мм

D_д4 = 166 + 10 = 176 мм

Таблиця 1.1 - Відношення діаметрів доліт і обсадних труб

Діаметр долота, мм	490	444,5	295,3	190,5
Діаметр обсадної колони, мм	426	340	245	146

1 - кондуктор;

2 - перша проміжна колона;

3 - друга проміжна колона;

4 - експлуатаційна колона.

Рисунок 1.1 - Конструкція свердловини:

1.2 Визначення максимальних навантажень на підйомний гак бурової лебідки

Методика в цьому випадку передбачає спочатку розрахунок труб на статичну міцність, а потім перевірку на витривалість.

Таблиця 1.2.1 - Вихідні дані

№	Показники	Умовне позначення	Одиниці виміру	Значення по інтервалах
				1	2	3	4
1	Глибина початку інтервалу		м	0	640	1635	3670
2	Глибина кінця інтервалу		м	640	1635	3670	7135
3	Довжина інтервалу		м	640	995	2035	3465
4	Осьове навантаження		кН.	380	370	320	200
6	Густина бурового розчину	с	кг/м	1080	1142	1320	1547
7	Діаметр долота		мм	490	444,5	295,3	190,5
8	Частота обертання долота		об/хв	145	140	125	95

Визначаємо глибину буріння по інтервалах, м:

, (2)

де, L - глибина буріння інтервалу, м;

L- глибина кінця інтервалу, м;

L- глибина початку інтервалу, м.

L= 640- 0 = 640

L= 1635 - 640 = 995

L= 3670 - 16350 =2035

L= 7135 - 3670 =3465

Вибираємо діаметри замків бурильних труб і діаметри ОБТ, котрі повинні бути не менше від замків бурильних труб, але не більше від долота.

Д_бт = Д_д • (0,5…0,6)

Д_бт = 490 • 0,5 = 245

Д_бт = 444,5 • 0,5 = 222,2

Д_бт = 295,3 • 0,5 = 147,65

Д_бт = 190,5 • 0,5 = 95,2

Таблиця 1.2.2 - Характеристика труб та їх комплектуючих

, мм	, мм	Тип замка	, мм	, мм
490	168	ЗШ - 203	203	273
444,5	168	ЗШ - 203	203	229
295,3	140	ЗШ - 178	178	203
190,5	89	ЗН - 108	108	146

Визначаємо довжину обважених бурильних труб за умови осьового навантаження на долото:

, (3)

де - необхідна довжина обважених бурильних труб, м;

- осьове навантаження на долото, Н;

q - маса 1 м обважених бурильних труб , кг/м. (Палашкін.табл.86.ст 235)

(м)

(м)

(м)

(м)

Визначаємо довжину бурильних труб у колоні:

, (4)

де - довжина бурильних труб у колоні, м;

L- глибина кінця інтервалу, м;

- довжина обважених бурильних труб, м.

(м)

(м)

(м)

(м)

Визначаємо приведену масу 1м бурильних труб для даних діаметрів бурильних труб із різною товщиною стінок:

, (5)

де q- приведена маса 1м бурильної труби, кг/м;

m_тр.гл - маса гладкої частини труби, кг/м;(табл.9,ст..440.Ельяшевский)

m_вис.тр - маса висадженої частини труби, кг/м; (табл.82. Палашкин.ст.232)

m_зам - маса замка, кг/м;(табл.9,ст..440.Ельяшевский)

(кг/м)

кг/м)

(кг/м)

(кг/м)

Таблиця 1.2.3 - Характеристика бурильних труб та їх комплектуючих

, мм	S,мм	mтр.гл	mвис.тр	mзам	q
168	9	35,3	9,5	73	43,5
168	9	35,3	9,5	73	43,5
140	9	26	7,5	61	32,8
89	8	14,2	3,2	20	16,5

Розрахунок моменту кручення бурильної колони:

М_кр =М_х.об+М_д (6)

де, М_кр - моменту кручення бурильної колони, Н·м;

М_х.о - момент холостого обертання, Нм;

М_д - момент, приведений до долота, Нм.

Момент холостого обертання можна визначити за формулою:

, (7)

де N - потужність холостого обертання долота, кВт;

n - частота обертання долота, об/хв.

За формулою Федорова:

N_x.об=с?с_пр?d ²?D^0.5 l?n ^{1.5 ,} (8)

де с - дослідний коефіцієнт, який залежить від ступеня викривлення свердловини ( с=13,5?10 ^-8 );

с - густина бурового розчину, H/м;

d - зовнішній діаметр бурильних труб, м;

l - довжина бурильних труб, м.

13,5?10 ^-8 •1,080•10⁴•0,168²•496•145^1,5•0,168^0,5=14,6 кВт

с=13,5?10 ^-8 •1,142•10⁴•0,168²•1431•140^1,5•0,168^0,5=42,2 (кВт)

с=13,5?10 ^-8 •1,320•10⁴•0,14²•3414•125^1,5•0,14^0,5=62,3 (кВт)

с=13,5?10 ^-8 •1,547•10⁴•0,089²•6811•95^1,5•0,089^0,5=31,1 (кВт)

Тоді момент холостого обертання за формулою (7) дорівнює:

(кН·м)

(кН·м)

(кН·м)

(кН·м)

Момент приведений до долота можна визначити за формулою:

, (9)

де - момент приведений до долота, Н·м;

- осьове навантаження на долото, Н;

- питомий момент долота, який залежить від його типу, розміру, якості виготовлення, діапазону навантажень і частоти обертання, густини і пластичності розбурюваних порід, :

, (10)

де В - дослідний коефіцієнт який коливається в межах 1…2 ;

D - діаметр долота, м.

1,5+120•0,490 = 60,3 ()

1,5+120•0,444= 54,78 ()

1,5+120•0,295= 36,9 ()

1,5+120•0,190 = 24,3 ()

Тоді момент приведений до долота (9) буде дорівнювати:

60,3 • 380 = 22914 (Н·м)

54,78 • 370 = 20268 (Н·м)

36,9 • 320 = 11808 (Н·м)

24,3 • 200 = 4860(Н·м)

Таким чином момент кручення бурильної колони (6) дорівнює:

0,96 + 22914= 22914,96 (Н·м)

2,87 + 20268 = 20270(Н·м)

4,76 + 11808 = 11812,7 (Н·м)

3,12 + 4860= 4863,1 (Н·м)

Розраховуємо бурильну колону на статичну міцність:

, (11)

де у_Т - межа текучості, у_Т =750 МПа;

[у] - допустиме статичне напруження, МПа;

S _у - мінімально допустимий запас міцності на розтяг, S _у=1,5.

Звідси:

(МПа)

Статичне напруження у бурильній колоні можна визначити за формулою:

, (12)

де G - розрахункове навантаження, тобто вага бурової колони, Н;

m- приведена маса 1м бурильних труб, кг/м;

- довжина бурильних труб, м;

- густина бурового розчину, кг/м;

- густина матеріалу сталі, кг/м; =7850 кг/м;

F - площа поперечного перерізу гладкої частини бурильної труби, м².

, (13)

де D_зн - зовнішній діаметр труб, м;

D_вн - внутрішній діаметр труб, м:

D_вн=D_зн - 2S, (14)

де S - товщина стінки труби, м.

0,168- 2 • 0,009 = 0,15 (м)

0,168- 2 • 0,009 = 0,15 (м)

0,14- 2 • 0,008 = 0,124 (м)

0,089 - 2 •0,007 = 0,075 (м)

Розраховуємо формулу (13):

(м)

(м)

(м)

(м)

Визначаємо статичне напруження у бурильній колоні за формулою (12):

(МПа)

(МПа)

(МПа)

(МПа)

Розраховуємо дотичні напруження за формулою:

, (15)

де - дотичні напруження, МПа;

М_кр - моменту кручення бурильної колони, Н·м;

W- статичний момент опору, м:

, (16)

де r- зовнішній радіус труб, м;

r_вн - внутрішній радіус труб, м.

Розраховуємо формулу (15):

22914/1,69•10^-4 = 135,5 (МПа)

20270/1,69•10^-4 = 119,9 (МПа)

11812,7/1•10^-4 = 118,1 (МПа)

4863,1/0,3•10^-4 = 162,1 (МПа)

Найбільше напруження від власної ваги і крутного моменту виникає у верхньому перерізі бурової колони.

Згідно з IV теорією міцності, основою для розрахунку є виконання в цьому перерізі умови:

, (17)

де у_T - межа текучості, МПа;

[S_у] - коефіцієнт запасу міцності; S=1.4.

Визначаємо навантаження, які створюють на підйомнику бурової установки обсадні труби при їх спуску:

, (18)

де G_об.к - вага обсадної колони, Н;

q - маса 1 м обсадних труб, кг/м;

l - довжина обсадної колони, м;

с_бр - густина бурового розчину, кг/м³;

=1,15.

(кН)

(кН)

(кН)

(кН)

Розрахуємо вагу бурильної колони:

, (19)

де q_прив - приведена вага бурильної колони, кг/м;

l ? довжина бурильної колони, м;

g - прискорення вільного падіння, м/с;

=1,25.

38,8 • 381,5 • 9,81•1,25 = 181,5 (кН)

38,8 • 1029,55 • 9,81•1,25 = 489,844(кН)

28,9 • 3368,15 • 9,81•1,25 = 1193,62 (кН)

26 • 6225,7 • 9,81•1,25 = 1984,5(кН)

Згідно з приведеними розрахунками, за вагою бурової колони, а також за кліматичними умовами вибираємо клас бурової установки.

1.3 Вибір категорії, класу, виду та основних параметрів бурової установки

Бурові установки повинні володіти певною універсальністю або допускати швидку модифікацію і пристосованість до конкретних умов буріння безпосередньо на місці роботи. Бурові установки поділяються на три категорії :

1. Для буріння глибоких експлуатаційних та розвідувальних свердловин.

2. Для буріння неглибоких структурних і пошукових свердловин.

3. Для буріння на морі ( шельфі ).

Розподіл бурових установок (БУ) визначається багатьма факторами :

1) технічною характеристикою БУ, навантаженням на гак, тиском, подачею бурових насосів, типом і потужністю головного привода;

2) масою наземного обладнання;

3) засобом монтажу, демонтажу й транспортування;

4) часом, затраченим на будівництво бурової установки;

5) часом буріння свердловини;

6) організацією бурових робіт.

БУ для експлуатаційного та глибокого розвідувального буріння стандартизовані в ГОСТ - 16293 - 82 СТ СЭВ 2446 - 801, який передбачає 11 класів бурових установок для буріння свердловин. БУ яка використовується в моїх розрахунках відноситься до 8 класу бурових установок, так як глубина буріння 6480м і навантаження на гак складає близько 4000 кН.

Вибір БУ для одного і того ж класу визначається рядом чинників: умови буріння, метою буріння, типом свердловин, способом буріння, технологією буріння, геологічними умовами. Враховуючи всі зазначені чинники, вибираємо БУ “Уралмаш”, яка є однією з найбільш розповсюджених у бурових підприємствах. “Уралмаш” поставляє до цих установок комплект основного обладнання: талевої системи, вертлюги, лебідки і т.д. Вишку, містки зі стелажами, обладнання для приготування й очищення бурового розчину, комплекс АСП поставляють заводу.

Таблиця 1.3.1 - Параметри та технічні характеристики вибраної бурової установки БУ 6500/400 ЕР

Параметри	Значення
Допустиме навантаження на гаку, кН	4000
Умовна глибина буріння, м	6500
Розрахункова потужність на приводному валу лебідки, кВт	1250
Лебідка	ЛБУ-3000 М1
Буровий насос	У8-7МА2
Кількість насосів	3
Максимальне навантаження на стіл ротора, кН	3200
Вертлюг	УB-320
Максимальне навантаження, кН	320
Вишка	ВУ-45Х400А
Корисна висота вишки, м	45
Вантажопідйомність вишки, кН	3200
Кронблок	УКБА-7-400
Талевий блок	УТБА-6-400
Дизель - генераторна станція	АСДА-200
Потужність станції, кВт	200
Механізми АСП:	АСП-5
Ротор	У7 - 560
Клиновий захват	ПКР-300
Буровий ключ	АКБ-3М300
Оснастка талевої системи	6?7
Натяг швидкохідної гілки талевого каната, кН	4200

1.4 Вибір талевого каната та максимальної кратності талевої системи

Необхідно вибрати діаметри і тип талевого каната для оснащення талевої системи БУ ( оснастка), а також перевірити запас міцності каната за динамічним навантаженням підйому і спуску.

Знаходимо натяг ведучої гілки каната при підйомі:

, (20)

де P_вг - натяг ведучої гілки каната при підйомі, Н;

Р_тс - вага рухомого обладнання талевої системи, Н;

P_max - максимальне навантаження на гаку, Н;

U_т - кратність оснастки талевої системи (повинна бути парною);

_тс - ККД талевої системи, який залежить від числа шківів, діаметра каната, ступеню їх зносу, навантаження на гак тощо.

, (21)

де К_а - коефіцієнт зменшення ваги колони за рахунок архімедової сили;

G_к.п - вага бурильної колони в повітрі, Н;

Р_тер - сила тертя і прихвата колони (велика при прихватах), Н.

, (22)

де _бр - густина бурового розчину, кг/м³;

_м - густина матеріалу труб, кг/м³.

, Н, (23)

де q - приведена вага 1м бурильних труб з урахуванням висадженої частини замків, кг/м;

l - довжина бурильних труб, м;

g - прискорення вільного падіння, м/с;

q - вага 1м обважених бурильних труб, кг/м;

l - довжина обважених бурильних труб, м;

m- маса долота, кг;(табл.2.105.ст.204.Рибчич І.Й.)

38,8•381,5•9,81+290,1•168,5•9,81+120•9,81=625,9 (кН)

38,8•1029,55•9,81+204•220,45•9,81+100•9,81=834 (кН)

28,9•3368,15•9,81+163,7•251,85•9,81+50•9,81=1401,8 (кН)

26•6225,7•9,81+78,9•254,3•9,81+37•9,81=1785,12 (кН)

Тоді за формулою (21):

0,865•625,9+2=543,4 (кН)

0,851•834+2=711,7 (кН)

0,815•1401,8+2=1150,07 (кН)

0,794•1785,12+2=1419,38 (кН)

Вага рухомого обладнання талевої системи визначається за формулою:

, (24)

де - вага рухомого обладнання талевої системи, Н;

P_г - вага елеватора і гака зі стропами, Н;

Р_т.к - вага талевого каната при нижньому положенні гака (зазвичай приймають вагу 2/3 довжини каната талевої системи, Н;

Р_т.б - вага талевого блока, Н.

Вагу елеватора і гака зі стропами визначаємо за формулою:

, (25)

де m_г - маса гака, кг; m_г =4800 ;(ст..309.Молчанов А.Г.)

m_e - маса елеватора, кг; m_e =396;

g - прискорення вільного падіння, g= 9,81 м/с².

(4800+396) •9,81 = 50,972 (кН)

Вага талевого блоку дорівнює:

, (26)

де Р_т.б - вага талевого блока, Н;

m_т.б - маса талевого блока, кг; m_т.б =10300;

10300 • 9,81 = 101,043 (кН)

Вага талевого каната при нижньому положенні гака:

, (27)

де Р_т.к - вага талевого каната при нижньому положенні гака, Н;

l_к - довжина каната, яка необхідна для оснастки талевої системи БУ, м;

q_к - вага 1м змащеного каната, кг/; q_к =3,8 кН.

g - прискорення вільного падіння, g= 9,81 м/с².

, (28)

де Н - висота бурової вежі, м; Н=45;

с - довжина каната, що огинає шків діаметром D_ш;

, (29)

де D- діаметр шківів талевого блока, м;

(м)

С_о - довжина витків каната, які залишаються на барабані при опущеному до підлоги бурової гакоблоку, м;С_о=50...100 м.

, (30)

де z_т.б - число шківів талевого блока.

За формулою (28):

45•(12+2)+1,96(12+1)+ 75 = 730 (м)

Тоді, за формулою (27) вираховуємо вагу талевого каната при нижньому положенні гака:

2/3 •730•3,8•9,81 = 18,1 (кН)

ККД рухомого обладнання талевої системи розраховуємо за формулою:

, (31)

де _ш - ККД кожного шківа. Для розрахунку приймають ККД кожного шківа

_ш= 0,96...0,97.

Вага рухомого обладнання талевої системи (24):

50,972+101,043+18,1 = 170,115 (кН)

Тоді натяг ведучої гілки талевого каната при підйомі (20):

(кН)

(кН)

(кН)

(кН)

При невеликих навантаженнях і ненавантаженому гаку ККД талевої системи значно менший, ніж при повному навантаженні.

Визначимо динамічне навантаження у ведучій гілці при спускові:

, (32)

де - динамічне навантаження у ведучій гілці при спускові, Н;

Р - вага рухомого обладнання талевої системи, Н;

P_max - максимальне навантаження на гаку, Н;

U_т - кратність оснастки талевої системи (повинна бути парною);

_тс - ККД талевої системи, який залежить від числа шківів, діаметра каната, ступеню їх зносу, навантаження на гак тощо.

(кН)

(кН)

(кН)

(кН)

При виборі канатів для талевих систем потрібно перевірити запас міцності каната за динамічними навантаженнями підйому і спуску.

або , (33)

де S- запас міцності канатів;

R- розривне зусилля каната в цілому; R= 615 МПа.

- мінімальний коефіцієнт запасу міцності.

Перевіряємо умову запасу міцності:

(34)

Умова запасу міцності виконується лише в ,,, а в умова міцності не виконується.

1.5 Основні характеристики насосно-циркуляційного комплексу

Визначимо основні параметри, характеристики і вимоги, які повинен задовольняти насосно-циркуляційний комплекс при проведенні в певних умовах свердловин заданих конструкцій.

Швидкість руху розчину в затрубному кільцевому просторі (м/с) залежить від сумарної подачі насосів Q_с і площі кільцевого перерізу свердловини S:

, (35)

де - швидкість руху розчину в затрубному кільцевому просторі, м/с;

- сумарна подача насосів, м/с;

S - площа кільцевого перерізу свердловини, м.

, (36)

де діаметри доліт і бурильних труб, м.

(м)

(м)

(м)

(м)

Швидкість руху розчину в затрубному кільцевому просторі при ідеальній подачі насосів знаходимо із графіка, зображеного на рисунку 1.5.1.

0,0502/0,134 = 0,374 (м/с)

0,0502/0,053 = 0,947 (м/с)

0,0502/0,024 =2,0916 (м/с)

0,0502/0,0076 = 6,6 (м/с)

Швидкість підйому розчину в кільцевому просторі повинна знаходитись у межах 0,3...0,8 м/с. За графіком залежності швидкості бурового розчину в кільцевому затрубному просторі від діаметра долота визначаємо реальну (фактичну) швидкість руху розчину в затрубному кільцевому просторі:

 0,9 (м/с)

1 (м/с)

1,1 (м/с)

1,6 (м/с)

Рисунок 1.5.1 Залежність швидкості руху бурового розчину в кільцевому затрубному просторі від діаметра долота

Насоси мають забезпечити підведення до долота 0,4...0,8 кВт на 1см² поверхні вибою.

Потужність вигідно підвищити, збільшивши перепад тиску на долоті P_g, а не подачу Q_c.

Потрібну подачу рідини насосом визначають із формули (35).

, (37)

де Q_c - подача рідини насосом, м/с;

- швидкість руху розчину в затрубному кільцевому просторі, м/с;

S - площа кільцевого перерізу свердловини, м.

0,9 • 0,134 = 0,12(м/с)

1 • 0,053 = 0,053 (м/с)

1,1• 0,024 = 0,026 (м/с)

1,6 • 0,0076 = 0,012 (м/с)

Практикою встановлено, що подача розчину на вибій має складати від 0,06м³/с при великих діаметрах свердловин до 1м³/с на 1м² поверхні вибою при малих діаметрах.

Тиск на вході насосів залежить від гідравлічного опору циркуляційної системи і дорівнює сумі гідравлічних втрат в окремих елементах.

, (38)

де Р_л - втрати тиску на подолання опору в наземній системі, Па. Р_л=2...3% від тиску розчину, що подають насоси Р_вн=32 МПА.

Р_к - втрати на подолання гідравлічних опорів в бурильній колоні до долота, Р_к=17...30%Р_вн.

Р_д - втрати в долоті, на очищення долота і забою від вибуреної породи Р_д=50...60%Р_вн.

Р_з.п - частина енергії розчину, що затрачується на підйом вибуреної породи і на подолання опору в затрубному просторі Р_з.п =5...10Р_вн

Втрати напору в елементах циркуляційної системи визначають із довідників, за графіком та розрахунковим шляхом.

Втрати напору Р_і залежать від щільності, в'язкості, швидкості руху розчину і розраховуються за формулою Дарсі - Вейсбаха.

, (39)

де Р - втрати напору, МПа;

_і - безрозмірний коефіцієнт гідравлічного опору в турбулентному режимі,

· для практичних розрахунків можна прийняти _р=0,02;

_р - густина бурового розчину, кг/м³;

l_і - довжина трубопроводу, м;

d - внутрішній діаметр трубопроводу, м;

V_ср - середня швидкість руху розчину, м/с.

, (40)

де V_ср - середня швидкість руху розчину, м/с;

Q_c - подача рідини насосом, м/с;

d - внутрішній діаме тр трубопроводу, м.

(м/с)

(м/с)

(м/с)

(м/с)

Втрати напору дорівнюють (39 ):

(МПа)

(МПа)

(МПа)

(МПа)

Корисна потужність N_c насосів визначається за формулою:

, (41)

де N_c - корисна потужність насосів, кВт;

Q_c - подача рідини насосами, м/с;

P- тиск на вході насосів,Па.

0,12 • 12,501•10⁶ = 1500,12 (кВт)

0,053 • 12,501•10⁶ = 662,553 (кВт)

0,026 • 12,501•10⁶ = 325,026 (кВт)

0,012 • 12,501•10⁶ =150,012 (кВт)

1.6 Визначення оптимальних швидкостей спуску і підйому бурового інструменту

Визначимо середню механічну швидкість гака при спуску та підйомі бурильної колони:

, (42)

де - середню механічну швидкість гака при спуску бурильної колони, м/год;

L_i - довжина колони бурильних труб, м;

Т_с - машинний час спуску, год;

, (43)

де - середню механічну швидкість гака при підйомі бурильної колони, м/год;

L_i - довжина колони бурильних труб, м;

Т_п - машинний час підйому труб, год;

Максимальна швидкість гака обмежується вимогами техніки безпеки й має вигляд:

(44)

де - довжина свічки, м; =36 м.

(м/с)

Максимальна механічна швидкість підйому гака обмежується найбільшою швидкістю намотування каната на барабан для забезпечення рівномірного його складування:

Швидкість змотування допускається:

Для сучасних бурових установок середня швидкість, що забезпечує спуск і підйом 1000 м бурильної колони протягом 1 години, становить

Приймаємо

0,28

Знайдемо машинний час підйому гака:

, (45)

де Т- машинний час підйому гака, с;

час затрачений на підйом колони разом із допоміжним часом, що затрачується на машинно-ручних операціях бурильних труб, ОБТ і заміну долота, с;

-час, затрачений на машинно-ручні операції при підйомі бурильних труб (розгвинчування, установка), ОБТ, заміну долота, с.

, (46)

де L - довжина бурильної колони, м;

- середню механічну швидкість гака, м/с.

550/0,28 = 1964,3 (с)

1250/0,28 = 4464,28 (с)

3620/0,28 = 12928,57 (с)

6480/0,28 = 23142,85 (с)

, (47)

де S_т - кількість свічок бурильних труб;

S_обт - число свічок ОБТ;

t_т =60с - допоміжний час на машинно-ручні операції бурильних труб;

t_обт =90с - допоміжний час на машинно-ручні операції з ОБТ;

T_д =800с - час заміни долота.

Кількість свічок визначається за формулою:

, (48)

де L - загальна довжина труб, м;

l_c - довжина свічки, м.

381,5/36=10,59

1029,55/36=28,6

3368,15/36=93,55

6225,7/36=172,9

Час, затрачений на машинно-ручні операції при підйомі дорівнює (47):

10,59•60+4,68•90+800=1856,6 (с)

28,6•60+6,12•90+800=3064,8 (с)

93,55•60+6,99•90+800=7042,1 (с)

172,9•60+7,06•90+800=11809,4 (с)

Знайдемо машинний час підйому гака за формулою (45):

(год)

(год)

(год)

(год)

Знайдемо машинний час спуску гака:

, (49)

де Т_с - машинний час спуску гака, с;

T'_c - час затрачений на спуск колони разом із допоміжним часом, що затрачується на машинно-ручних операціях бурильних труб, ОБТ і заміну долота, с; T'_c = .

-час, затрачений на машинно-ручні операції при спуску бурильних труб (розгвинчування, установка), ОБТ, с.

10,59•60+4,68•90=1056,6 (с)

28,6•60+6,12•90=2266,8 (с)

93,55•60+6,99•90=6242,1 (с)

172,9•60+7,06•90=11009,4 (с)

Тоді машинний час спуску гака за формулою (49):

(год)

(год)

(год)

(год)

Визначимо середню механічну швидкість гака при спуску бурильної колони за формулою (42):

381,5/(0,25•3600)=0,42 (м/с)

1029,55/(0,61•3600)=0,46 (м/с)

3368,15/(1,85•3600)=0,505 (м/с)

6225,7/(3,37•3600)=0,513 (м/с)

Визначимо середню механічну швидкість гака при підйомі бурильної колони за формулою (43):

381,5/(0,0299•3600)=3,54 (м/с)

1029,55/(0,388•3600)=0,73(м/с)

3368,15/(1,635•3600)=0,57 (м/с)

6225,7/(3,15•3600)=0,54 (м/с)

Мінімальна механічна швидкість, м/с:

, (50)

3,57/2=1,77 (м/с)

0,73/2=0,365 (м/с)

0,57/2=0,285 (м/с)

0,54/2=0,27 (м/с)

Формула більш точна для великої кількості свічок. Максимальна механічна швидкість гака при підйомі _2.мах.n обмежується також можливостями оператора зупинити гак на заданій висоті і маніпулювати ним при підйомі.

Практикою встановлено: _2.мах.n=1,4...1,8 м/с. Мінімальна технологічна швидкість підйому встановлюється технологами-буровиками залежно від призначення бурової установки і її класу _2.міn.n=0,1...0,2м/с, завжди менше від мінімальної механічної швидкості _2.міn.n.

1.7 Кінематика підйомної системи

Середня швидкість руху ведучої гілки талевої системи при підйомі на довжину однієї гілки:

, (51)

де - середня механічну швидкість гака при підйомі бурильної колони, м/с.

3,54/12=0,295 (м/с)

0,73/12=0,06 (м/с)

0,57/12=0,047 (м/с)

0,54/12=0,045 (м/с)

Середня частота обертання барабана лебідки при підйомі:

, (52)

де - середня частота обертання барабана лебідки при підйомі, об/хв;

- середня механічну швидкість гака при підйомі бурильної колони, м/с;

D_ср - середній діаметр навивання каната, м:

, (53)

де D_o - мінімальний діаметр навивання каната, м;

D_e - найбільший діаметр навивання каната, м.

, (54)

де D_б - діаметр бочки барабана, м;

d - діаметр каната, м.

0,935 + 0,032 = 0,967 (м)

, (55)

де - коефіцієнт зменшення діаметра навивання за рахунок зменшення та укладання каната =0,93..0,95; =0,94,

z - число шарів навивання каната, z=3.

0,935 + 0,94·(2•3-1) •0,032 = 1,085 (м)

Середній діаметр навивання каната:

(м)

Середня частота обертання барабана лебідки при підйомі (52):

(об/хв)

(об/хв)

(об/хв)

(об/хв)

Після визначення частоти обертання шківів, знаючи час СПО, можна знайти сумарну кількість обертів (циклів) підшипників шківів, які необхідні при їх виборі і розрахункові.

Визначимо середній машинний час спуску бурильної колони на довжину однієї свічки:

, (56)

де t_p - період розгону, в цей час гак збільшує швидкість руху, с;

t_ст - період сталого руху, с;

t_г - період гальмування, с.

Відповідно до дослідних даних при довжині свічки 25...27м t_p складає:

- при незавантаженому елеваторі t_p = 20...30с;

- при вазі бурової колони 500...800КН t_p =10…15 с;

- при вазі бурової колони 200...500 КН t_p =8...10 с.

Період сталого руху при спускові залежить від середньої швидкості спуску:

 , (57)

де t- період сталого руху при спускові, с;

h -довжина ходу гака, м;

, (58)

де _і - коефіцієнт, що враховує відношення ходу гака до довжини свічки

₁=1,01...1,02;

1,02 • 36 = 36,72 (м)

h_г - шлях гака при гальмуванні, м. h_г =0,5...6 м. Приймаємо h_г =1м.

_2.ср.с - середня механічна швидкість спуску гака, м/с:

_2.ср.с =0,5_2.мах.с, (59)

Для орієнтовних розрахунків максимальну швидкість спуску можна прийняти:

_2.мах.с =0,6, (60)

де l_c - довжина свічки, м.

_2.мах.с = 0,6· =3,6 (м/с)

_2.ср.с = 0,5 • 3,6 = 1,8(м/с)

Період сталого руху при спускові (57) :

 (с)

Час гальмування колони при спускові

, (61)

(с)

Визначимо середній машинний час спуску бурильної колони на довжину однієї свічки:

10 + 19,84 + 1,11 = 30,95 (с)

Приблизно середній машинний час спуску колони на довжину свічки визначається так:

, (62)

де _с - коефіцієнт заповнення тахограми при спускові:

_с = 1,5 - для спуску бурильної колони;

(с)

1.8 Визначення потужності спуско-підйомного комплексу

Потужність на гаку підйомного механізму для підйому бурильної колони, кВт:

, (63)

де P_max - максимальне навантаження на гаку, Н;

- середня механічну швидкість гака при підйомі бурильної колони, м/с.

(кВт)

(кВт)

(кВт)

(кВт)

Потужність двигунів привода підйомної системи:

, (64)

де N - потужність двигунів привода підйомної системи, кВт;

_д.л - ККД трансмісії від двигуна до вала лебідки:

, (65)

де _т.т - ККД турботрансформатора, _т.т = 0,7...0,85;

_тр - ККД трансмісії;

_кп - ККД коробки передач, _кп = 0,85...0,9;

_л - ККД барабанного вала лебідки.

, (66)

де _в - вал на опорах кочення (_в = 0,99), на опорах ковзання (_в=0,97);

_л - ККД ланцюгової передачі (_л = 0,94);

_м - ККД муфти шинно-пневматичної чи дискової, еластичної або зубчастої (_м = 0,99), ККД електродинамічної чи турбомуфти (_м = 0,97), при глибокому ковзанні до 0,85.

(67)

_к - ККД намотки каната (_к = 0,95...0,97. _л = 0,9...0,95).

Величина _д.л =0,5...0,75 залежно від конструкції силового привода.

Потужність двигунів привода підйомної системи визначаємо за формулою (64):

(кВт)

(кВт)

(кВт)

(кВт)

При груповому приводі потужність підйомної системи вибирають із урахуванням потужності для привода насосів.

1.9 Розрахунок барабана лебідки

Розміри барабана повинні бути розраховані на навивання всієї робочої довжини каната. Момент інерції барабана лебідки повинен бути по можливості невеликим, щоб полегшити розгін при спускові ненавантаженого елеватора.

Барабан потрібно виконати із катаної сталевої або литої обичайки, звареної з литими сталевими дисками і маточинами, що забезпечує легку технологічну конструкцію, яка має невеликий момент інерції. Шківи гальма можуть оснащуватись ребрами і вентиляційними лопастями для поліпшення відводу теплоти чи камерами для водяного охолодження. Гальмівні шківи необхідно кріпити

до ребер болтами й шпильками, щоб при зношуванні їх можна було б легко замінити.

Диски барабанів зварної конструкції виготовляють із вуглецевої сталі марки 30Л чи 36Л. Бочки барабана - 20ХГ, а литі барабани - 35Л, 40Г2Л.

Барабан разом із валом з гальмівними шківами потрібно статично балансувати з точністю 1,5 Нм.

Діаметр барабана вибирають залежно від діаметра каната і товщини дроту в ньому, довжину - від потрібної канатоємності та вибраного числа шарів навивання каната. Для буріння на великі глибини необхідно не лише збільшувати діаметр барабана, а й зменшувати число шарів навивання каната за рахунок збільшення довжини барабана.

У сучасних лебідках діаметр барабанів - 0,6...1,07 м довжина - 0,9...1,83 м.

Рекомендують наступні співвідношення між діаметром барабана D_б і каната d для бурових лебідок:

, (68)

де D- діаметр барабана, м;

d - діаметр талевого каната, м.

25 • 0,032 = 0,8 (м)

Довжину барабана L_б вибираємо залежно від діаметра барабана в межах:

, (69)

2 • 0,8 = 1,6 (м)

-

При виборі довжини барабана потрібно перевірити кут відхилення каната від його середньої лінії (кут девіації). Приймаємо в межах =45...60.

При >60 канат не щільно укладається, внаслідок чого витки верхнього ряду попадають у проміжок між витками нижнього ряду і заломлюються. При 45 - виникають сили, що відштовхують канат від реборди барабана, при багатошаровому навиванні каната його витки набігають один на другий.

Необхідна канатоємність барабана:

, м, (70)

де h - корисна висота бурової вежі, м;

l_o - довжина частини каната, що не змотується з барабана при нижньому положенні гака (запасна довжина), м:

, (71)

де с - число запасних витків каната на барабані с5, звичайно l_o=10...15 м.

6•3,14(0,935+0,032)=18,218 (м)

45•12+18,218=558,218(м)

Товщина стінок барабана повинна вибиратися з урахуванням конструктивних мислень у межах:

, мм (72)

0,05•935+8=54,75 (мм)

Шорсткість поверхні барабана і реборд, що монтують із канатом, має бути оброблена до R_z 20 мкм.

1.10 Розрахунок бочки барабана

Визначимо місцеві навантаження в стінці бочки:

, Па, (73)

де Р_і - натяг ведучої гілки кінця каната, Н;

t - крок навивання каната, мм;

t=d_k+2 (74)

t=32+2= 34 мм

R_б - зовнішній радіус барабана, м;

А_і - коефіцієнт, що враховує число шарів навивання каната

(75)

- коефіцієнт, який ураховує вплив модулів пружності й площ перерізу каната Е_к та F_k та барабана E_б і F_б.

, (76)

де F_k - площа поперечного перерізу дротинок каната, береться із ГОСТу залежно від вибраного каната. F_k=672,5 мм.

F_б - площа поперечного перерізу бочки на довжині кроку, мм:

, (77)

, мм (78)

1,25 • 32 = 40 (мм)

34 • 40 = 1360 (мм)

Тоді за формулою (75):

Визначаємо місцеві навантаження в стінці бочки (73):

(Па)=6,8(МПа)

(Па)=8,4(МПа)

(Па)=12,59(МПа)

(Па)=15,17(МПа)

Розрахуємо нормальні напруження в стінці бочки:

Напруження на волокнах внутрішньої поверхні, МПа:

, (79)

де R_в - внутрішній радіус барабана, м.

, (80)

0,4675 - 0,04 = 0,4275 (м)

Розраховуємо формулу (79):

 (МПа)

(МПа)

(МПа)

(МПа)

Напруження на волокнах зовнішньої поверхні, МПа:

, (81)

(МПа)

(МПа)

(МПа)

(МПа)

Еквівалентні напруження визначають за енергетичною теорією міцності

, (82)

де у=P,

у=

у=0.

(83)

(МПа)

(МПа)

(МПа)

(МПа)

За отриманими напруженнями визначаємо запас міцності межі текучості матеріалу _т .

600/200,209=2,996 > 1,4

Отже, як бачимо умова виконується.

Якщо бочка виконана без ребер жорсткості, то вона перевіряється за граничним станом її форми. Критичне місцеве навантаження, Н:

, (85)

(МПа)

Коефіцієнт запасу за граничним станом

(86)

Оскільки n_пр 1 - порушення геометричної форми не відбувається.

Размещено на Allbest