Содержание:

1      Определение мощности двигателя
для бурения. 3

2      Расчет
размеров, канатоемкости и напряжения сжатия барабана лебедки. 7

3      Расчет усилий,
передаваемых зажимным патроном ведущей трубе при бурении. 13

4      Расчет частот вращения для станка
колонкового бурения. 17

5      Расчет и выбор основных параметров
ротора. 21

Список
литературы. 25

Фрагмент текста работы:

1          
Определение мощности двигателя для
бурения

Для решения технических и технологических
задач, связанных с расчетом бурового и силового оборудования, важно заранее
знать необходимую мощность, расходуемую на процесс бурения.

Мощность двигателя расходуется на:
бурение; подъем бурового снаряда или обсадной колонны; привод бурового насоса
для промывки скважины (или компрессора при продувке). Мощность двигателя (в
кВт) в процессе бурения геологоразведочных скважин расходуется на:

—  
холостое вращение бурильной колонны N_хв,

—  
разрушение горной породы на забое скважины N_заб,

—  
преодоление сопротивлений, возникающих при трении гребней полуволны
вращающейся колонны о стенки скважины при передаче осевой нагрузки на
породоразрушающий инструмент N_доп.

Мощность на холостое вращение определяется
в зависимости от большого числа факторов – глубины, диаметра и профиля
скважины, параметров режима бурения, состояния пород и вида промывочной
жидкости. Вследствие этого для практических расчетов можно воспользоваться
экспериментальными формулами:

НОП «Геотехника» (В.Г. Кардыш, А.С.
Окмянский) для вертикальных скважин с углом наклона до 75^◦.

N_х.в.
= 55.8∙10^-4∙k₁∙k₂∙k₃∙ (1+0,44∙cosβ∙(0.9+20δ))∙k₄∙q∙d∙n^1.84∙L^0.75,
(1)

где k₁ коэффициент,
учитывающий тип соединения бурильных труб (для ниппельного соединения k₁=1; для
муфтово-замкового k₁=1,3);
k₂
–
коэффициент, учитывающий вид промывочной жидкости и применение антивибрационной
смазки (при промывке глинистым раствором k₂=1,1÷1,3; при
промывке водой k₂=1;
при использовании антивибрационной смазки или эмульсионного раствора k₂=0,4>0,6); k₃ –
коэффициент, учитывающий характер стенок скважины (для нормального разреза k₃=1; в сложных
геологических условиях k₃=1,5÷2);
k₄
–
коэффициент, учитывающий материал бурильных труб (для СБТ k₄=1; для ЛБТ k₄=0,75);

δ= – зазор между стенками скважины и бурильными
трубами, м, где

D
– диаметр скважины, м; d
– диаметр бурильных труб, м; q
– масса 1м бурильных труб, кг/м; n
– частота вращения снаряда, с^-1; L – глубина скважины, м; cosβ – косинус
угла наклона скважины;

Для высоких частот вращения бурильной
колонны при  n>n₀

Nх.в_.= k_c ∙(2∙10^-6∙q ∙ δ∙n²+ 0,8 ∙ 10^-3 ∙
q ∙ d² ∙n) ∙L.              (2)

Для низких частот вращения бурильной
колонны при n<n0