Анализ затрат мощности на процесс бурения

В процессе бурения скважины мощность двигателя бурового станка расходу­ется на выполнение ряда действий т.е.:

Nбур. = Nст. + Nбт. + Nзаб.

где: Nст -потери мощности в механизмах бурового станка, Nбт - затраты мощно­сти на вращение колонны бурильных труб, Nзаб -затраты мощности на забое скважины для разрушения породы (единственно полезные и необходимые). Очевидно, что суммар­ные затраты мощности на процесс бурения не должны превышать мощность двигателя.

Поскольку условия процесса бурения прямо влияют на затраты мощности, а пара­метры режима бурения, в свою очередь, прямо зависят от величины передаваемой на забой мощности, ана­лиз затрат мощности позволяет оценить возможности в выборе величин параметров ре­жима бурения, в первую очередь частоты вращения, и определить резервы снижения непроизводительных затрат (потерь) мощности в станке и на вращение бурильных труб.

1. Потери мощности в станке - Nст. Эти потери связаны с преодолением трения в элементах механической передачи станка от двигателя до вращателя. Эти потери разде­ляются на две части: - потери не связанные с изменением частоты вращения, т.е. вращающиеся с по­стоянной частотой (двигатель, фрикцион, первичный и промежуточный валы коробки пе­редач), и потери прямо пропорционально зависящие от частоты вращения: - (вторичный вал коробки передач, промежуточная коробка, вращатель). Общие потери в станке можно оценить по выражению:

Nст = a + б · n.

Где а. и б. опытные коэффициенты индивидуальные для каждого станка, завися­щие от марки станка, его состояния, износа, ремонта, обслуживания. Ориентировочные примерные значения коэффициентов для разных типов и марок буровых станков приводят­ся в справочниках. Для отечественных шпиндельных станков значения коэффициентов можно принимать в пределах а = (1,1 -:- 2,7) кВт и б = (5,0 -:- 6,8)х10^-3 кВт/n.

2. Затраты (потери) мощности на вращение колонны бурильных труб -- Nбт. Затраты мощности на вращение бурильных труб, (учитывая, что при геологоразведочном бурении практически не применяются забойные двигатели), составляют значительную часть от общих затрат мощности и их доля растет с ростом глубины скважины, достигая иногда до 90% от всех затрат мощности на бурение, поэтому их анализ имеет особо важ­ное значение!

Затраты мощности на вращение бурильных труб можно условно разделить на две части: затраты на холостое вращение – Nхв. т.е. затраты на вращение колонны труб, сво­бодно подвешенных в скважине, и дополнительные затраты - Nдоп, зависящие от вели­чины осевой нагрузки, из-за которой нижняя часть колонны труб изгибается и прижима­ется к стенкам скважины, вызывая дополнительные затраты мощности на преодоление дополнительных сил трения труб о стенки скважины: Nбт=Nхв+Nдоп

Теоретически рассчитать затраты мощности на вращение бурильных труб не пред­ставляется возможным из-за большого количества факторов влияющих на эти затраты и невозможность их точного учета в условиях реального бурения. Поэтому предложено не­сколько методик расчета затрат мощности на вращения бурильной колонны в процессе бурения, построенных на использовании опытных коэффициентов, отражающих степень влияния основных факторов бурения Основные из них методика ВИТР’а и методика СКБ.

Поскольку методика ВИТР´а упрощена и отражает лишь малую часть факторов, она при­годна только для очень приблизительных оценок. Методика СКБ, основанная на большом количестве стендовых и производственных экспериментов, гораздо реальнее отражает за­траты мощности на вращение бурильных труб в разных условиях и поэтому может быть рекомендована для ответственных расчетов, тем более, что она позволяет полнее увидеть резервы снижения затрат мощности в реальных условиях бурения. По методике СКБ при анализе затрат мощности на вращение бурильных труб учитывается влияние практически всех основных, факторов обуславливающих условия вращения бурильной колонны (9 ко­эффициентов). Суммарные затраты мощности на вращение бурильных труб - холостое вращение и дополнительные, за счет осевой нагрузки, определяются по формуле:

Nбт.= 10^-5· Ксм.· Кскв. · Кмт.· (Кст. · Ккт. · Кжт.· Ки.· Кн.· Кδ · D · L^0.75 · n^1.85 + 2 · δ · Сос · n)

Где: Ксм - коэффициент смазывающих свойств очистного агента: вода — 1; вяз­кий глинистый раствор — 1,3; малоглинистый раствор — 1,1; эмульсия и полимерные жидкости — 0,75; эмульсия + КАВС —0,65.

Кмт -- коэффициент материала бурильных труб: СБТ — 1; ЛБТ —0,75.

Кскв - коэффициент состояния стенок скважины: обсаженный ствол — 0,5: нор­мальное состояние ствола — 1,0 -:- 1,4; кавернозный ствол — 1,5 -:- 2,0

Кст - коэффициент соединений бурильныхтруб: ниппельные - 1,0; муфтово-зам­ковыс- 1,3

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

Кж. - коэффициентжесткости труб, определяемый по таблице №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

Kи - коэффициент искривления скважины. Ки = 1 +60 · J, где J интенсив­ность искривления, град/м. (для слабоискривленных скважин = 0,01 -:- 0,02, для силь­ноискривленных скважин.J может достигать значений до 0,03 -:- 0,05 и тогда величина Ки может достигать значения = 4,0 - это самое большое значение из всех коэффициентов!

Кн коэффициент наклона, учитывающий наклон ствола скважины при наклон­ном бурении.

Кн= (1 + 0,44 Cosβ), где β угол наклона скважины (90º - θ)

Кδ коэффициент зазора. Кδ= (0,9 + 20δ), где – δ 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:

Nзаб = No•Sзаб. Где: Nо - удельная мощность, приходящаяся на 1 м² площади забоя; = 10^-5 (0,5 -:1,5) кВт/м², (меньшее значение для мягких пород). Sзаб - площадь забоя, м².

Б) При бурении лопастными долотами и пикобурами:

Nзаб =10^-5(З -:-5)Соc·Dскв · n, кВт. Где: Сос - осевая нагрузка на долото, Н.; Dскв - диаметр скважины, м., n - частота вращения, об/мин.

В). При бурении твердосплавными и алмазными коронками:

Nзаб=10^-4(µо+A ·hоб) Сос· r ·n

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

Ориентировочные значения коэффициентов µ о и А и значения hоб. принимаются по таблице № 8

Таблица № 8

№	Вид коронки и характер воздействия	µо	А	об,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 hоб. принимают большие значения А.

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

1. Поскольку мощность приводного двигателя 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 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—3 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 достаточно для бурения на максимальных оборотах на максимальные для данного станка глубины скважин. Для решения этой задачи преобразуем формулы затрат мощно­сти в вид: Ln=.f(n), принимая все остальные значения постоянными, а величину Coc. примем среднюю для данных условий бурения.

^1,33

Или при всех постоянных кроме n после их приведения обозначим:

Получим: ^1,33 Подставляя последовательно n, начиная с максимальной частоты вращения (при регулируемом приводе ), построим графики Рис 27 а.

5 6 7 8 n(скорости) n

L(n) м.

L(n) м. Lскв.м.

а. Рис.27 б.

При плавном приводе определим Lскв для максимальной частоты вращения данного станка – L(nmax), затем подбором находим значение частоты вращения для полной глубины скважины – n (Lскв), это будет - n(min), и еще одну – две промежуточные точки по средним значениям n и строим кривую - Рис.27б.

Дата добавления: 2014-01-07