Научные труды



жүктеу 8.15 Kb.

бет14/23
Дата14.09.2017
өлшемі8.15 Kb.
1   ...   10   11   12   13   14   15   16   17   ...   23
часть купола расширяется, и купол, не достигая 
верхней стенки, приобретает грибовидную форму 
(рис. 1). 
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 4
 (
38

20
11
11
t=0
t=0.5
t=1.2
t=1.5
Рисунок 3 – Эволюция границы раздела слоев 
в  процессе  гравитационной  неустойчивости. 
Параметры модели:     
литература
1. Косыгин Ю.А. Основы тектоники 
нефтеносных областей. М.: Гостоптехиздат, 
1995. - 511 с.
2. Рамберг Х. Сила тяжести и деформаций 
в земной коре. Пер. с англ. –М.: Недра, 1985. 
– 400 с.
3.. Белоцерковский О.М. Численное 
моделирование в механике сплошных сред. М.: 
Наука, 1984. – 520 c.
4. Роуч Х. Вычислительная гидродинамика. 
М.: Мир, 1980. - 616с.
5. Woid W.D., Neugebauer H.J. Finite element 
models of density instabilities by means of bicubic 
spline interpolation.-Phys. Earth Planet. Inter., 
1980. V. 21, p. 176-180.
6. Zaleski S., Julien P. Numerical simulation of 
Rayliegh-Taylor instability for single and multiple 
salt diapirs // Tectonophysics, 1992. V. 206, p. 
55-69.
7. Орунханов М.К., Танирбергенов 
А.Г. Численное моделирование процесса 
формирования нефтяных соляных куполов. // 
Нефть и газ, 2000. №2, 25-37c. 
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 4
 (
38

20
11
11
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СПОСОБОВ 
БОРЬБЫ С ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯМИ 
ПРИ ДОБЫЧЕ И ТРАНСПОРТИРОВКЕ 
НЕФТИ
баймагамбетова г.а.
магистрант КазНТУ  
им. К. Сатпаева, г. Алматы 
П
ри добыче парафинистой нефти происходит отложение 
парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается 
поперечное  сечение  труб,  возрастает  сопротивление 
движению  жидкости  и  перемещению  колонны  штанг, 
увеличивается  нагрузка  на  голову  балансира  СК,  нарушается 
его  уравновешенность,  уменьшается  коэффициент  подачи. 
Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса из вне 
могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время 
ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок 
НКТ  и  образует  над  собой  сплошную  парафиновую  пробку, 
которая  выталкивает  нефть  из  труб  и  загрязняет  территорию 
возле  скважины.  Много  неприятностей  нефтяникам  доставляет 
парафин, который откладывается на НКТ.
Новое и экспериментальное оборудование регулярно проходит 
опытно-промысловые  испытания  на  наших  месторождениях.
Борьба  с  АСПО  в  подъёмных  трубах  ведётся  механическими, 
тепловыми и физико-химическими методами, а также с помощью 
труб с гладкой поверхностью. 
Многолетняя  практика  эксплуатации  скважин,  добывающих 
парафинистую  нефть,  показала,  что  без  проведения  работ 
по  предотвращению  и  удалению  АСПО  в  трубопроводах  и 
нефтепромысловом оборудовании, подъемных трубах, выкидных 
линиях  и  промысловых  емкостях  нельзя  эффективно  решать 
вопросы  оптимизации  добычи  и  сбора  нефти.  В  этих  условиях 
актуальной становится разработка новых технических средств и 
методов, направленных на предотвращение отложений в глубинно-
насосном  оборудовании,  колонне  насосно-компрессорных  труб 
(НКТ), промысловых трубопроводах систем нефтесбора. 
Для  борьбы  с  АСПО  применяют  различные  способы: 
применение  скребков,  обработка  скважин  горячей  нефтью  и 
водой,  промывка  дистиллятом,  органическими  растворителями, 
водными 
растворами 
поверхностно-активных 
веществ 
(ПАВ),  электропрогрев  скважины,  магнитная  обработка 
и  ингибирование  добываемой  скважинной  продукции, 
применение  углеводородоокисляющих  микроорганизмов  и  т.д. 
Однако  все  известные  методы  борьбы  с  отложениями  АСПО  

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 4
 (
38

20
11
11
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ
парафина, взвешенных в объеме нефти, друг с 
другом и поверхностью оборудования, 
4) энергии межмолекулярных связей между 
кристаллами парафина и поверхностью, на 
которой они возникают.
В  общем  случае  любая  группа  способов 
борьбы  с  отложениями  парафина  может 
оказаться перспективной, если они основаны на 
использовании таких свойств  взаимодействующих 
фаз,  на  которые  легко  воздействовать  в 
необходимом 
направлении 
современными 
техническими средствами.
Химические  способы  удаления  парафиновых 
отложений  с  поверхности  нефтепромыслового 
оборудования  находят  в  последнее  время  все 
более  широкое  применение.  Для  этих  целей 
используются  различного  рода  растворители  — 
отходы  химической  промышленности.  Наиболее 
эффективными 
растворителями 
являются 
гексановая  фракция,  бутилбензоловая  фракция, 
легкая  пиролизная  смола,  их  композиции  и  др. 
(табл.1). 
Таблица 1
Растворитель
Растворяющая спо-
собность, % мас.
Легкая смола пиро-
лиза
78
Газовый бензин
82
Бензольная фракция
80
Кубовый остаток про-
изводства бутанолов 
46
Нефрас – П – 150/330
64
Адсорбент А – 1
52
Растворители  успешно  применяются  для 
депарафинизации выкидных линий, нефтесборных 
коллекторов.  Для  депарафинизации  выкидных 
линий  растворитель  закачивают  в  объеме, 
необходимом  для  заполнения  очищаемого 
интервала, выдерживают 3-4 ч, потом запускают 
скважину.  В  промысловой  практике  на  1 
км  выкидной  линии  расходуется  около  5  м
3
 
растворителя [5].
Проблема  выбора  агентов  воздействия 
на  залежи  нефтей,  насыщенных  парафином, 
приобретает  особенную  остроту,  поскольку  в 
современных экономических  условиях экономия 
энергоресурсов  является    одним  из  важнейших 
ограничиваются  в  зависимости  от  условий 
конкретных 
месторождений. 
Например, 
биотехнологический 
метод 
ограничивается 
высокими  пластовыми  давлениями  и  газовыми 
факторами, 
повышенным 
содержанием 
сероводорода в нефти и температурой выше 40-50 
°С и рекомендуется для скважин, эксплуатируемых 
штанговыми  насосами.  Магнитная  обработка 
имеет  свои  требования  к  применяемой  среде, 
такие как газовый фактор (20 - 300 м
З

З
), наличие 
в  скважинной  продукции  микропримесей 
ферромагнитных  частиц  железа,  содержания 
асфальтенов  и  смол  не  меньше  содержания 
парафина в нефти и т. д. Электрические методы 
имеют довольно сложное наземное оборудование 
для  подачи  электроэнер-гии  в  подземное 
нагревательное оборудование. 
Но  все  же,  проблема  с  АСПО  на  промыслах 
остается  актуальной  и  требует  дальнейшего 
усовершенствования методов по ее разрешению. 
Исследования  и  опыт  выявили  преимущества 
и  недостатки  применения  различных  способов 
борьбы  с  АСПО  в  условиях  конкретных 
месторождений. 
Химические  методы  борьбы  с  отложениями 
парафина  развиваются  и  создаются  по  двум 
основным направлениям:
• удаление смолопарафиновых отложений с 
помощью органических растворителей и водных 
растворов различных композиций поверхностно-
активных веществ (ПАВ);
• предотвращение отложения парафина 
применением химпродуктов, ингибирующих 
процесс формирования смолопарафиновых 
отложений.
Такая  классификация  способов  борьбы 
с  oтложeниями  парафина  построена  на 
основе  практических  приемов  удаления  или 
предотвращения образования отложений, поэтому 
является формальной.
Исходя  из  основных  положений  механизма 
парафинизации  промыслового  оборудования, 
все  способы  борьбы  с  отложениями  парафина 
целесообразно  классифицировать  на  основе 
учета  решающих  физико-механических  свойств 
взаимодействующих 
фаз 
(нефть–парафин-
поверхность оборудования): 
1) растворимости парафина в нефти: 
2) особенностей структуры и прочности 
парафиновых отложений; 
3) энергии взаимодействия кристаллов 

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 4
 (
38

20
11
11
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ
для  подвода  теплоносителя  –  полые  штанги  с 
муфтами.  
рис. 1 Схема установки для удаления АСПО, 
солеотложений,  гидратов,  ледяных  пробок  и 
обработки призабойной зоны пласта
КОМПЛЕКТАЦИЯ 
В  общем  случае  рекомендуемая  схема 
компоновки  штанговой  колонны  для  промывки 
скважин установкой УДП состоит из:
1. полого устьевого штока;
2. колонны полых штанг;
3. специальной промывочной муфты
4.  тройника  для  подвода  теплоносителя  и 
соединения с траверсой станка-качалки;
5. клапана обратного, навернутого на выходной 
конец устьевого полированного штока;
6.  заглушки,  к  которой  присоединяется  рукав 
высокого давления от промывочного агрегата.
 
 ОПИСАНИЕ РАБОТЫ
Разогретая  промывочная  жидкость  (нефть, 
вода)  подается  по  рукаву  УДП-1.200  в  колонну 
полых  штанг,  откуда  через  специальную 
промывочную  муфту  поступает  в  зону, 
находящейся ниже образования асфальто-смоло-
парафиновых отложений. В результате движения 
горячей жидкости к устью скважины происходит 
процесс растворения АСПО. 
 
факторов  дальнейшего  развития  нефтяной  
промышленности. К тому же она непосредственно  
связана с экологией окружающей среды.[3]
Выбор  каждого  из  указанных  методов 
зависит  от  характеристики  отдельно  взятой 
скважины. Одним из распространенных методов, 
применяемых  для  удаления  АСПО,  является 
промывка  теплоносителями  через  затрубное 
пространство. 
В зависимости от интенсивности образования 
парафиновых  отложений,  их  прочности,  состава 
и  других  особенностей  применяют  различные 
методы и часто – их комбинации. 
Тепловой  метод  основан  на  способности 
асфальто-смоло-парафиновых  отложений  пла-
виться  при  температурах,  превышающих  точки 
их  кристаллизации.  Для  создания  необходи-
мой  температуры  требуется  специальный 
источник  тепла,  который  должен  быть  помещен 
непосредственно в зону отложений. 
Большинство  существующих  недостатков 
при  промывке  через  затрубное  пространство 
устраняется при использовании метода промывки 
через полые штанги, предложенного предприятием 
ЗАО  «ЭЛКАМ-Нефтемаш».  На  сегодняшний 
день  для  работы  в  условиях  высокой  степени 
асфальто-смоло-парафинистых 
отложений 
предприятием 
ЗАО 
«ЭЛКАМ-Нефтемаш» 
серийно  выпускается  комплект  «Оборудования 
для  промывки  и  прогрева  скважин»,  далее  по 
тексту  ОППС,  который  используется  для  ввода 
теплоносителя и растворителей непосредственно 
в  зону  образования  АСПО  через  полые  штанги. 
Благодаря  простой,  удачной  компоновке  и 
комплектации  комплекта  ОППС  обеспечивается 
возможность периодической промывки лифтовой 
колонны  труб  от  различного  вида  отложений 
через  колонну  полых  штанг  и  переводную 
муфту,  установленную  ниже  зоны  образования 
АСПО  с  применением  минимальных  объемов 
промывочных  жидкостей.  Данный  комплект 
также  может  быть  успешно  использован  для 
ликвидации  ледяных  пробок  на  устье  скважины 
в  зимнее  время.  Комплект  оборудования 
ОППС,  изготавливаемый  предприятием  ЗАО 
«ЭЛКАМ-Нефтемаш», 
предназначен 
для 
промывки тепловым методом нефтяных скважин, 
оборудованных 
погружными 
штанговыми 
насосами  и  осложненных  образованием  АСПО, 
где  в  качестве  лифтовой  колонны  использованы 
трубы  НКТ  ГОСТ  633-80,  а  в  качестве  канала 

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 4
 (
38

20
11
11
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ
испытанный  на  наших  скважинах  инструмент 
“Энеркет”. Результаты их применения позволяют 
предположить,  что  и  они  займут  свою  нишу  в 
общем  объёме  мероприятий,  направленных  на 
борьбу с АСПО. 
Этот  вид оборудования - глубинный дозатор с 
приводом от станка-качалки. 
Это  специальное  дозирующее  устройство, 
монтируемое  на  контейнер,  заполненный 
ингибитором  парафиновых  отложений.  Сейчас 
такое  устройство,  смонтированное  на  одной  из 
скважин  Акингенского  месторождения,  дает 
весьма обнадеживающие результаты. 
Установка  “Энеркет”,  возможно,  одна  из 
самых  перспективных  на  сегодняшний  день, 
предназначена  для  борьбы  с  асфальтосмоло
парафиновыми  отложениями.  Как  заявляет 
в  техническом  описании  канадская  фирма  - 
производитель  агрегата,  “внутреннее  покрытие 
установки производит пассивную энергетическую 
волну,  стабилизирует  на  молекулярном  уровне 
структуру  потока”,  что,  в  конечном  итоге, 
предотвращает  появление  парафина  на  штангах 
и трубах. “Энеркет” смонтирован на Акингенской 
скважине 202 и 6. 
Общий  принцип  работы  депарафинизатора 
“ENERCAT” заключается в следующем:
Кристаллы  кварца  располагаются  таким 
образом,  что  когда  за  счёт  турбулентного 
потока  нефти  происходит  их  “раскачивание” 
генерируются электромагнитные волны с частотой 
20  Гц,  которые  находятся  в  нижнем  пределе 
инфракрасного излучения. Эти волны проникают 
через  внутренний  корпус  депарафинизатора 
и  воздействуют  на  поднимающуюся  по 
насосно  -компрессорным  трубам  нефть.  В 
результате  воздействия  высокочастотной  волны 
электромагнитного поля происходит расщепление 
молекулярной структуры парафина и асфальтенов 
содержащейся  в  нефти,  при  этом  молекулярная 
структура  поднимающейся  нефти  сохраняется 
первоначальной.
ENERCAT  -  это  погружной  инструмент, 
используемый  для  предотвращения  и  удаления 
парафина  и  асфальтенов  при  нефтедобыче. 
Он  может  быть  установлен  в  любой  скважине, 
состыковываясь  с  колонной  насосно  - 
компрессорной  трубы  (НКТ)  с  помощью 
резьбового соединения.
Опускается  депарафинизатор  как  минимум 
на  200-300  метров  ниже  интервала  активных 
Эксплуатация данных установок в Казахстане 
в  АО  «МангистауМунайГаз»  привела  к 
значительному  снижению  затрат  на  промывку 
скважин  (в  3-5  раз),  снижению  подъемно-
спусковых операций на 50% [2].
Применение  острого  пара,  вырабатываемого  
паропередвижными  установками  (ППУ),  с 
температуры  до  3100С  и  давлением  до  10МПа 
для  целей  скважинной  борьбы с отложениями 
не  эффективно.
При  подаче  пара  в  скважину  происходит  его 
интенсивная  конденсация  и  на  глубине  300-
400м  температура    теплоносителя  снижается  до 
температуры  скважины. Наиболее  целесообразно  
применять  ППУ  для  очистки  манифольдов, 
арматуры и  трубопроводов в зоне расположения  
скважины.
Поднятые на поверхность НКТ лучше очищать 
следующим  образом.  Поместить  их  в  касетту  и  
воздействовать на них  паром от ППУ  по схеме, 
приведенной на рис 2.
рис.  2  Способ  очистки  труб  от  парафина  1-
ППУ, 2-кассета, 3-емкость для слива отложений, 
4-поршень, 5-НКТ
При этом одновременно очищают 10-20 труб. 
Для  развития  указанная  схема  очистки  НКТ  на 
поверхности  получила  в  усиления  эффекта  в 
трубы  можно  вставить  поршни.  Современный 
результат создания мобильных или  стационарных  
комплексов  и  использования  высоконапорной  
парогазовой  струи,  при  необходимости  с  
добавлением абразивных компонентов.[1]
Физические  способы  борьбы  с  АСПО 
представлены  устройствами,  создающими  маг-
нитное,  электромагнитное,  либо  частотное 
воздействие.  К  ним  относятся  магнитные 
аппараты 
различных 
производителей, 
в 
первую  очередь,  ООО  “ПермьНИПИнефть”  и 

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 4
 (
38

20
11
11
литература
1. Б.Д. Елеманов., О.С. Герштанский. 
Осложнение при добыче  нефти.. Москва. 
Наука 2007
2. Технология и оборудование для добычи 
нефти из скважин, осложненных асфальто-
смоло-парафиновыми отложениями. 
Электронная версия на сайте///  www.runeft.
ru/library/articles/46/5222/
3. Комплекс оборудования для промывки 
и прогрева скважин через полые штанги 
(ОППС). 
Электронная версия на сайте///www.elkam.
ru/kompleks-oborudovaniya-dlya-promyvki-i-pro-
greva-skvazhin-cherez-polye-shtangi-opps.html
4. Какие технические новинки появились в 
последнее время на нефтепромысле. 
Электронная версия на сайте/// http://neft-
ianik.lukoil-perm.ru/
5. Химические методы борьбы с 
отложениями парафина.
 Электронная версия на сайте/// http://
aisteco.ru/otlojeniya_parafinov_v_truboprovo-
dah/5_himicheskie_metody_borby_s_otlojeni-
yami_parafina.html
парафиновых  и  асфальтеновых  отложений. 
Основные  типы  -  размеров  установки  “ENER-
CAT” указаны на (Рис.3, Таблица 2). Так же фирма 
- готова изготовить депарафинизаторы под любой 
размер НКТ, указанный заказчиком [4].
Рис.4
Все  вышеописанные  способы  борьбы  с 
отложениями парафина при умелом применении 
их уже сегодня позволяют эффективно бороться 
с  отложениями  парафина  в  добыче  нефти. 
Для  каждого  месторождения  в  зависимости  от 
физико-химических условий пластовых флюидов 
может  применяться  тот  или  иной  способ 
депарафинизации.  Однако  изучение  условий 
отложения  и  свойств  парафина  обязательно  во 
всех  случаях.  При  выборе  способа  борьбы  с 
отложением  парафина  предпочтение  следует 
отдавать способам предупреждения отложений. 
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 4
 (
38

20
11
120
ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ БУРЕНИЯ
ФедоРов б. в.
к.т.н. профессор Каспийского 
общественного университета 
ЦибиЗова е. е. 
Каз НТУ им. К.И. Сатпаева 
УДК 622.356
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ
В 
работе  рассматривается  вопрос  об  использовании 
данных 
геолого-технологического 
контроля 
целенаправленного  регулирования  технологического 
режима, позволяющего при каждом рейсе  углублять скважину с 
наименьшими удельными затратами.
Поскольку,  константы  идентификации  позволяют  рассчитать 
по модели все основные показатели работы породоразрушающего 
инструмента, для решения оптимизационной задачи необходимо 
установить зависимости констант идентификации 
0, 
 и m 
от параметров режима.
Если имеется возможность при однородном разрезе в течение 
одного  рейса  опробовать  несколько  различных  режимов,  то 
функциональные  зависимости  значений 
0, 
  и  m  от 
параметров режима можно выявить с использованием методики 
идентификации  модели  буримости  при  неоднородном  разрезе. 
Общее  решение  оптимизационной  задачи  невозможно  без 
рассмотрения вопросов рациональной промывки. В связи с этим 
из  числа  параметров  технологического  режима  бурения  как 
наиболее важные выделим два: осевую нагрузку на долото частоту 
его вращения, и будем отыскивать зависимости констант от этих 
параметров.
Константа  идентификации 
0  представляет  собой  началь-
ную  механическую  скорость  проходки  после  приработки  на 
забое  породоразрушающего  инструмента  в  течение  некоторого 
времени.  Как  известно,  она  зависит  от  физико-механических 
свойств  проходимых  пород,  конструкции  породоразрушающего 
инструмента, технологического режима бурения, качества очистки 
забоя от шлама, значения дифференциального давления на забое 
и ряда других факторов, многие из которых даже не поддаются 
измерению и точному учету (режим работы бурильной колонны, 
наличие  металлических  предметов  на  забое,  повреждение 
элементов  долота  при  его  спуске  и  т.п.).  Выделяя  факторы  с 
сильной связью для заданного сочетания «долото-горная порода», 
можно  ограничиться  рассмотрением  влияния  технологического 
режима на константу 
0.
Имеется  немало  аналитических  моделей,  отражающих 

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 4
 (
38

20
11
121
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ
зависимость  начальной  механической  скорости  проходки 
0    от  параметров  режима  бурения. 
Воспользуемся моделью, приведенной в РД 39-2-52-78/11/. С учетом того, что оптимизационная задача 
решается применительно к однородному разрезу и породоразрушающему инструменту одного типа 
при  постоянной  интенсивности  подачи  бурового  раствора,  исходную  формулу  можно  упростить  и 
записать в виде
где Рд - осевая нагрузка, кН;
n - частота вращения, мин
-1
 
d и a - показатели степени, определяемые соответственно по таблице 1 и 2
к - коэффициент, зависящий от физико-механических свойств пород и типа породоразрушающего 
инструмента.
Таблица 1 зависимость d от  твердости горной породы и от удельного расхода бурового раствора
*В 10
-4
 л/с на 1 cм
2
 площади забоя за 1 оборот.
Таблица 2 зависимость а от геологического строения породы и  категории твердости
Если известна начальная механическая скорость проходки 
0 при некоторых значениях осевой 
нагрузки и частоты вращения, по формуле (1) вычисляют коэффициент К, а затем, полагая что К=const, 
по  ней  же  рассчитывают  начальную  механическую  скорость  проходки  при  различных  сочетаниях 
указанных параметров.
Рассмотрим расчет механической скорости проходки на конкретном примере. Для начала определим 
коэффициент  К,  зависящий  от  физико  –  механических  свойств  пород  и  типа  породоразрушающего 
инструмента. Рассмотрим типовую модель.
Исходные данные: Рд = 160 кН, n= 80 мин
-1
 , 
0 = 12 м/ч. Примем по таблице 1 d = 0,7, а по таблице 
2 а = 0,7.
Горная порода
Категория твердости
α
Соли, гипсы
1-Ш
0,70
Глины, глинистые алевроли-
ты, песчаники, аргиллиты
1-1У 
У
0,60
0,55
Карбонатные породы и 
песчаники с карбонатным  
цементом
Ш-1У
У-У1
0,50
0,45
Изверженные и метаморфи-
ческие породы, песчаники с 
силикатным цементом
УП
0,30

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 4
 (
38

20
11
122
Расчет:
1) определение коэффициента К
2) определение значения 
0 при различных Рд, и n по формуле (1)
 Результаты расчетов сведены в таблицу 3
Таблица 3 результаты расчетов механической скорости проходки 

1   ...   10   11   12   13   14   15   16   17   ...   23


©emirb.org 2017
әкімшілігінің қараңыз

войти | регистрация
    Басты бет


загрузить материал