Мощность расходуемая на бурение скважины

Мощность расходуемая на бурение скважины.
Мощность, расходуемая при бурении установками вращательного бурения, складывается
из следующих составляющих:
N в  N з  N вр  N ст ,
(4.8)
где Nз – мощность, расходуемая на забое скважины, Вт;
Nпр – мощность, расходуемая на вращение колонны бурильных труб, Вт;
Nст – мощность, расходуемая в трансмиссии и узлах бурового станка, Вт.
В общем виде формула расчета мощности на забое может быть записана следующим
образом:
N з  ( Fp  Fт )
rср ω
9750
,[кВт],
(4.9)
где Fp, Fт – сила, необходимая для разрушения породы и сила трения, соответственно, Н;
rср – средний радиус коронки, равный 0,25(Dн+dвн), м;
Dн – наружный диаметр коронки, м;
dвн – внутренний диаметр коронки, м;
ω – частота вращения коронки, мин-1.
Сумму сил Fp и Fт можно определить по зависимости
( Fp  Fт )  Рос (μ тр  АΔv) ,
(4.10)
где Рос – осевая нагрузка, даН;
μтр – коэффициент трения резцов коронки о породу на забое;
А – коэффициент, учитывающий удельные затраты мощности на разрушение породы;
Δv – углубление коронки за один оборот, мм/об.
Используя формулы (4.9) и (4.10), а также
учитывая ширину и форму забоя, вид
промывочной жидкости и роль расширителя, мощность на разрушение породы на забое при
бурении твердосплавными и алмазными коронками в режиме вращательного и вращательноударного бурения определяют зависимостью [7]
N з  2,6 108 k1k2 k3 Росω(Dн  d вн )(μ тр  A* lΔv), [кВт]
(4.11)
где k1 – коэффициент, учитывающий влияние типа промывочной жидкости (для воды
k1=1,0, для эмульсионного раствора 0,75);
k2 – коэффициент, учитывающий влияние на затраты мощности работы алмазного
расширителя (k2=1,2);
k3 – коэффициент, учитывающий влияние забоя ступенчатой формы (k3=(n+1)/2n, где
n – число ступеней);
A* - коэффициент, учитывающий удельные затраты мощности на разрушение породы,
на единицу длины контакта поперечного сечения коронки с забоем;
l – длина линии контакта коронки с забоем в поперечном сечении, мм (для плоского и
ступенчатого забоя l равна ширине забоя T, для закругленного торца l=0,5πТ).
Показатель углубления инструмента за один оборот Δv характеризует эффективность
разрушения горной породы, поскольку непосредственно связан такими параметрами как
энергоемкость разрушения А*, коэффициент трения μтр и коэффициент сопротивления μк (μк = μтр +
lA*Δv), и может определяться по формуле [7]
v 
1000vм
,[мм/оборот],
60ω
(4.12)
где vм – механическая скорость бурения, м/ч.
Значения коэффициентов μтр, А и A* приведены в табл.4.2. и 4.3.
Таблица 4.2
Значения расчетных параметров μтр, А и A для различных способов бурения
*
Способ бурения и тип коронки
V–VI
μтр
A
Категория пород по буримости
VII–VIII
A*
μтр
A
A*
μтр
IX–X
A
A*
Вращательное:
алмазная однослойная
алмазная импрегнированная
твердосплавная
Вращательно-ударное:
твердосплавная
алмазная однослойная
0,2
0,4
0,03
0,1
2
0,2
0,1
0,32
1,81
0,83
0,14
0,06
0,07
0,12
1,94
3,3
0,15
0,4
0,17
0,03
0,4
1,6
0,1
0,2
0,03
1,6
0,2
0,04
0,32
0,01
Ударно-вращательное
Таблица 4.3
Значения коэфицицента трения μтр при бурении различных горных пород
Горная порода
Глина
Глинистый сланец
Мергель
Известняк
Доломит
Песчаник
Гранит
Коэффициент трения μтр
0,12–0,2
0,15–0,25
0,18–0,27
0,3–0,4
0,25–0,4
0,3–0,5
0,3–0,4
При бурении твердосплавными и алмазными конками могут использоваться несколько
более упрощенные зависимости:
- твердосплавное бурение
N з  5,3  10 4 РосωDср (0,137  μ тр );
(4.13)
- алмазное бурение
N з  2  104 РосDср ,
(4.14)
где Dср – средний диаметр коронки 0,5(Dн-dвн) , м.
При бескерновом шарошечном бурении затраты мощности на разрушение породы
составят:
N з  1,02  104 μ к РосDн ,
(4.15)
где μк – коэффициент сопротивления породы разрушению, принимается равным 0,1 для
долот диаметром до 59 мм и 0,17 для долот диаметром 76 мм и более.
Формула (4.11) может быть модифицирована для условий ударно-вращательного бурения в
следующем виде:
Р 


N з  4,2 109 Рос ωDн  d вн 0,04  0,32v  Pос  д  ,
2 


(4.16)
где Рд – ударная нагрузка (100–200 кН).
Таблица 4.4
Рекомендуемые значения углубления инструмента за один оборот при различных
способах бурения
Породы
Малой
твердости
Категория
по
буримости
V–VI
Способ бурения
и тип коронки
Углубление за один оборот, мм
минимальное
максимальное
среднее
Вращательный:
однослойные
твердосплавные
0,03
0,1
0,17
0,35
0.1
0,2
VII–VIII
Средней
твердости
Твердые и
очень
твердые
IX–XI
Вращательный:
однослойные
импрегнированные
твердосплавные
0,025
0,02
0,03
0,18
0,12
0,22
0,07
0,06
0,125
Вращательноударный,
однослойные
0,03
0.2
0,11
Вращательный:
однослойные
импрегнированные
0,01
0,01
0,12
0,1
0,05
0.05
0,15
1,1
0,65
Ударновращательный
Мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине Nвр составляет основную
долю от затрат мощности на бурение скважины. Обычно при расчетах учитывают затраты
мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине – Nх.в. и на вращение сжатой
части бурильной колонны Nд:
Nвр = Nх.в. + Nд.
Значение Nд можно рассчитать по формуле, разработанной СКБ ВПО «Союзгеотехника»:
N д  1,225 10 4 ( Dн  dн .б . ) Рос ,
(4.17)
где Dн – наружный диаметр бурового инструмента (скважины), м;
dн.б. – наружный диаметр бурильных труб, м;
Наиболее сложными для определения являются затраты мощности на холостое
вращение колонны бурильных труб в скважине, так как они зависят от целого ряда факторов,
часть которых имеет переменный характер в зависимости от условий, например, от частоты
вращения бурильной колонны или величины коэффициента трения колонны о стенку скважины.
От частоты вращения затраты мощности зависят очень существенно: при её малых
значениях справедлива зависимость вида ω1,3, а при высоких значениях – ω2,3.
Существенное влияние на результат расчета оказывают также такие факторы, как
разработанность стенок скважины, наличие каверн, материал и техническое состояние бурильных
труб, кривизна скважины, применение специальных буровых растворов и смазок.
Для расчета Nx.в. используют в основном эмпирические зависимости, полученные в
результате выполнения большого объема теоретических и экспериментальных исследований [7].
Поэтому многие из полученных зависимостей имеют ограниченную область применения,
определяемую условиями проведения экспериментальных работ.
Для практических расчетов при колонковом бурении рекомендуются следующие формулы.
Для вертикальных и наклонных скважин с углом наклона до 75º рекомендуется
предложенная СКБ ВПО «Союзгеотехника» формула
В. Г. Кардыша


qDн
1,85 0 ,75


N х.в.  k cм k скв k м k и k з 8,28 106 (0,9  20δ) 
ω
L
1

0
,
44
cos

,
( EJ ) 0 ,16


(4.18)
где kсм – коэффициент, учитывающий влияние антивибрационной смазки или
эмульсионного раствора (kсм =0,6);
kскв – коэффициент, учитывающий влияние характера стенок скважины (в нормальном
геологическом разрезе kскв = 1,0; в обсадных трубах kскв=0,5);
kм – коэффициент, учитывающий влияние интенсивности искривления скважин (kм =
1+60i, где i – интенсивность искривления скважин, градус/м);
kз – коэффициент, учитывающий влияние замковых соединений (kз=1,3);
δ – радиальный зазор, равный 0,5 (Dн-dнб);
q – масса 1 м бурильной трубы в воде, кг;
EJ – жесткость бурильных труб, Н·м2;
L – длина скважины, м;
θ – угол наклона скважины к горизонту, град.
Значения q и EJ для расчетов по формуле (4.16) для различных колонн приведены в табл.
4.5 [7].
При определении затрат мощности для бурения скважин, имеющих сложную
конструкцию, расчет следует проводить для отдельных интервалов, отличающихся диаметром
ствола и углом наклона, а затем суммировать полученные результаты. Аналогично следует
учитывать наличие в колонне бурильных труб, отличающихся диаметром, жесткостью и другими
параметрами.
Таблица 4.5
Расчетные значения параметров жесткости бурильных труб
Тип бурильных труб,
диаметр·толщина
стенки, мм
КССК-76:70·4,5
ССК-76:70·4,8
ССК-59:55·4,8
СБТН:50·5,5
ЛБТН:68·9
ЛБТН:54·9
СБТН:42·5,0
ЛБТН:42·7
ЛБТМ:54·7,5
СБТН:33,5·4,75
СБТН:68·4,5
СБТМЗ:42·5,0
СБТМЗ:50·5,5
СБТМЗ:63,5·6,0
Масса 1 м труб, кг
7,62
7,65
6,0
6,8
5,46
4,4
5,15
3,08
4,0
3,7
8,7
5,25
6,75
10,0
Жесткость труб EJ*, Н·
м2
10·104
11·104
4,9·104
3,94·104
5,3·104
2,38·104
2,06·104
0,875·104
2,17·104
0,93·104
9,3·104
2,06·104
3,94·104
9,2·104
(EJ)0,16
6,31
6,41
5,63
5,44
5,7
5,0
4,9
4,27
4,94
4,31
6,24
4,9
5,43
6,22
* – при расчетах модуль упругости Е для стали принят равным 2·1011 Н/м2, для
дюралюмина – 0,7·1011 Н/м2.
Поскольку расчет мощности на вращение бурильной колонны существенно зависит от
частоты вращения колонны, то в формуле (4.16) для более точного расчета можно изменять
степень при определении частоты вращения:
- cтепень 1,85 (ω1,85) дает среднее значение затрат мощности ;
-степень 1,3 (ω1,3) следует использовать при малых значениях частоты вращения ω<ω0;
- степень 2 (ω2) при ω>ω0,
2
где величина ω0 = 0,32·103 d н .б . /δ [7].
Для расчета могут использоваться также зависимости, разработанные в ВИТРе:
- для высоких частот вращения колонны бурильных труб при ω>ω0
N х .в.  kc (2,0  106 qδω2  0,8  103 qdн2.б .ω)L ;
(4.19)
- для низких частот вращения колонны бурильных труб при ω<ω0
N х .в.  1,44  103 kcм qdн2.б.L ,
(4.20)
где kcм – коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости (kcм=0,8
при использовании смазки с сочетании с промывочной жидкостью, обладающей смазочными
свойствами; kcм=1,0 при полном покрытии колонны смазкой в сочетании с промывкой скважины
технической водой; kcм=1,5 при отсутствии смазки).
Для горизонтальных скважин при диаметре скважины 59 мм и бурильных трубах СБТН-42
затраты мощности на вращение можно определить по формуле
N x .в.  (3,5 107 2  3,5 105   3,4 102 ) L .
(4.21)
Для горизонтальных скважин при диаметре скважины 59 мм и бурильных трубах СБТН-50
затраты мощности на вращение можно определить по формуле
N x.в.  (2,75 107 ω2  2,6 105 ω  4,0 102 ) L .
(4.22)
При диаметре скважины 76 мм и бурильных трубах СБТМ-50 затраты мощности на
вращение можно определить по формуле
N x.в.  (6,17 107 ω2 1,25 105 ω  4,0 102 ) L .
(4.23)
Потери мощности в трансмиссии станка зависят от конструкции станка, мощности привода
и реализуемой частоты вращения [7]. Для станков со шпиндельным вращателем потери мощности
в общем усредненном виде можно ориентировочно определить по формуле
N ст  kп N д ( А  В )  ( 1,1  1,2 )N дв ( 6  102  1,2  104 ω ) ,
(4.24)
где kп – коэффициент, учитывающий увеличение потерь энергии в станке под нагрузкой
(меньшее значение коэффициента следует использовать при алмазном бурении, большее при
бурении твердосплавными коронками большого и среднего диаметра);
Nдв – мощность приводного двигателя станка, кВт;
A – опытный коэффициент, характеризующий потери мощности в элементах
трансмиссии, не зависящие от частоты вращения;
B – опытный коэффициент, характеризующий зависимость потерь мощности в элементах
трансмиссии, от частоты вращения, реализуемой станком.
ω – частота вращения на выходе с вращателя, мин-1.
Для некоторых отечественных шпиндельных станков потери мощности определены в
работе [7] в соответствии с формулой
А+Вω,
значения коэффициентов к которой приведены в табл.4.6.
Таблица 4.6
Опытные коэффициенты для расчета потерь мощности при работе бурового станка
Тип станка
А
В
ЗИФ-650М
1,2
0,0088
ЗИФ-1200МР
2,7
0,0082
СКБ-4
1,1
0,0055
СКБ-5
1,3
0,005
СКБ-7
0
0,007
В буровых станках с подвижным вращателем потери мощности будут несколько ниже в
сравнении со станками со шпиндельным вращателем.
По данным из работы [7] сравнение потерь мощности гидрофицированного станка с
подвижным вращателем мощностью 15 кВт в сравнении со станком СКБ-200/300 c приводным
двигателем такой же мощности показало, что в станке с подвижным вращателем при частоте
вращения на выходе вращателя 800 мин-1 затраты мощности составили около 2 кВт, в станке СКБ
– 3 кВт (отличие в 1,5 раза); при частоте вращения
1 600 мин-1 2,5 и 5 кВт (в 2 раза); при
-1
частоте вращения 2 400 мин 3 кВт и 7,5 кВт (в 2,5 раза) соответственно.
Таким образом, потери мощности в гидрофицированных современных станках будут
существенно ниже при высоких значениях частоты вращения и несколько меньшими при средних
и малых частотах вращения. Приведенные соотношения можно использовать как коэффициенты
при выполнении расчетов для определения затрат мощности на бурение.