А. М. Газалиев ректор, академик нан рк, д
Раздел «Геотехнологии. Безопасность жизнедеятельности»
жүктеу/скачать 6,19 Mb. Pdf көрінісі
|
- Бұл бет үшін навигация:
- ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
- Determining Operation Specifications of Collectors Using GeophysicaL Methods Complex M.V. PONOMAREVA
- Keywords
- Раздел «Геотехнологии. Безопасность жизнедеятельности» 3 2015 41
- Раздел «Геотехнологии. Безопасность жизнедеятельности» 3 2015 43
- Раздел «Геотехнологии. Безопасность жизнедеятельности» 3 2015 45
Раздел «Геотехнологии. Безопасность жизнедеятельности» 3 2015 39 ЖЗ-ның ұсату тығыздығы оңтайлы шамаға дейін жоғарылаған сайын, оның дүмпу жылдамдығы да ӛсе- ді. ЖЗ-ның тығыздығы оңтайлы шамадан ұлғайғаннан кейін, олардың дүмпу жылдамдығы да тӛмендейді. График арқылы келесі тұжырымға келуге болады. ЖЗ-ның ұсату тығыздығын ӛзгерту арқылы дүмпу жылдамдығын жоғарылатуға мүмкіндік туады және ЖЗ-ның дүмпу жылдамдығын ӛзгерту арқылы алуға даярланған тау жыныстар сапасы жақсарады. Зерттелінген жарылыс тәсілі үзілмелі-толассыз технологияның, үзілмелі бӛлігінің тиімді және жоғары ӛнімділікпен орындалуын толық қамтамасыз етеді. ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 1. Открытые горные работы [Текст]: справочник / К.Н. Трубецкой и др. – М.: Горное бюро, 1994. – 590 с. 2. Корнилков С.В., Стенин Ю.В., Стариков А.Д. Расчѐт параметров буровзрывных работ при скважинной отбойке на карь- ерах: Учебное пособие. – Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 1997. – 112 с. 3. Жариков С.Н. Взаимосвязь удельных энергетических характеристик процессов шарошечного бурения и взрывного раз- рушения массива горных пород [Текст]: дис. …канд. техн. наук / С.Н. Жариков; ИГД УрО РАН. – Екатеринбург, 2011. – 139 с. 4. Жариков С.Н. О взаимосвязи между энергоѐмкостью бурения и взрывания горных пород / С.Н. Жариков // Вестник Маг- нитогорского государственного технического университета. – 2009. – № 4(28). – С. 5-8. 5. Жариков С.Н. Определение крепости горных пород по параметрам процесса шарошечного бурения технологических скважин на карьерах / С.Н. Жариков // Горный журнал. – 2010. – № 7. – С. 50-51. 6. Меньшиков П.В. Определение детонационных характеристик гранулитов и эмульсионных ВВ, изготавливаемых в усло- виях горных предприятий / П.В. Меньшиков, В.А. Синицын, А.С. Маторин, А.А. Котяшев, В.Г. Шеменев // Горный ин- формационно-аналитический бюллетень. – 2010. – № 7. – C. 298-301. УДК 550.8(574)=111 Determining Operation Specifications of Collectors Using GeophysicaL Methods Complex M.V. PONOMAREVA, candidate of technical sciences, docent, D.Yu. PAK, candidate of technical sciences, docent, P.S. VORONTSOV, undergraduate, Y.V. MUSSINA, undergraduate, Karaganda State Technical University, department of Geology and Geophysics Keywords: well, oil, collector, thermometry, barometry, resistivimetry. he development of oil and gas fields requires the information of the geological structure of deposits, of the processes running in them under the impact on pro- ductive layers, changes in the structure of formation fluids streams. The operational and systematized information of the wells and layers needed for carrying out geological and technical actions and controlling the processes of the oil pools development is obtained as a result of geophysical surveys of wells in the course of their operation. When studying operation specifications of a layer there are solved the following problems: defining the producing and absorbing intervals; establishing the inflow profile in the operational wells and acceleration perfor- mance profile in delivery wells; determining the pressure in layers and the interlayers; identification of water intru- sion intervals. Places of liquids inflows and absorption in a well are established by resistance methods, thermal, photo-electric and isotope methods. The method of resistance is based on studying specific resistance coming to a well of the for- mation fluid and the flushing liquid. The place of the liquid inflow or absorption is noted by a sharp change of resistance on the resistivimetry curve [2]. The thermal method of defining the liquid absorption in a well is based on changing the liquid temperature in the limits of the estimated site of inflow. The place of the water inflow and absorption is noted by changing the liquid temperature: its increase or decrease according on the thermogram. The photo-electric method of establishing the liquid absorption in a well is based on comparing the transparen- cy of the fluid coming to a well and the water-based solu- tion. The liquid transparency in a well is determined by the device measuring a potential difference in the chain of the photo cell lit by an electric bulb through the layer of the studied liquid. By the method of isotopes there is established the ab- sorption place on the gamma-method curve obtained after isotopes injection which is compared to the gamma- method curve registered before the introduction of the activated liquid to a well. Intervals of inflow are noted on the gamma-method curve registered after isotopes injec- tion with increased γ-radiation [1]. Defining operation specifications of layers was car- ried out in operational and delivery wells of the Ashchisay oil field. The field of Ashchisay in the administrative relation T 40 Труды университета is in the Terenozeksky district, Kyzylordinskaya region, the Republic of Kazakhstan. In the field of Ashchisay there is established industrial oil-bearing capacity of the Low Neocomian deposits. For the date of the first expedi- tious calculation of stocks according to seismic explora- tion there was supposed the existence of a uniform deposit of oil within the extensive anticlinal structure. According to the subsequent prospecting drilling there were revealed six isolated domes to which there were assigned six de- posits of oil. The definition of the inflow profile and behind-the- casing overflows was carried out in well №X6. The condi- tions of measurements: through the pump and compressor pipes (PCP); an artificial face 1225.0 m; a perforation interval 1211.0-1217.0 m; diameter of the choke 4.0 mm; estuarial pressure 12.0 atm; reservoir pressure 116.0 atm; category of the well – extracting; the operation mode – gushing; the output 33.0 m 3 /d. In the well for the solution of the tasks there were car- ried out the following studies: 1. In the working well: thermometry, barometry, re- sistivimetry, moisture metering, IHI (an inflow heat indi- cator), gamma logging, a locator of couplings in 1:200 scale, in the range of 1170.0–1218.0 m. 2. In the well stopped in 1 and 2 hours: thermometry, barometry, resistivimetry, moisture metering in 1:200 scale, in the range of 1170.0–1218.0 m. The results of the studies are given in Table 1, Figure 1. By the results of interpretation there can be drawn the following conclusions: 1. The maximum depth of the well instruments pass- ing taking into account the dead zone made 1218.0 m. On the curve of the locator of couplings the LTC boot is noted at the depth of 1202.2 m, perforation is confirmed in the intervals of 1211.0–1217.0 m. 2. Measurements were taken in two modes: static and operating mode. In the static mode pressure and tempera- ture in the perforation roof were, respectively, 115.0 atm. and 53.4 ° C, on the face 115.4 atm. and 53.3 ° C, respec- tively. 3. In the dynamic mode pressure and temperature in the perforation roof were, respectively, 113.0 atm. and 53.2 ° C, on the face 113.4 atm. and 53.3 ° C, respectively 4. On the curves of the well thermo-conductive flow meter (TCF) and highly sensitive thermometer (HFT) there are allocated the working intervals: 1212.8–1213.2 – (oil); 1213.9–1214.1 – (oil); 1215.2-1215.6 – (oil). In the studied interval no behind-the-casing overflows were revealed. 2. In the stopped well: thermometry, barometry, resis- tivimetry, moisture metering in 1:200 scale, in the range of 1191.5–1232.6 m. The results of studies are given in Table 2, Figure 2. By the results of the geophysical surveys interpreta- tion that were carried out in well №X6e there can be drawn the following conclusions: 1. The maximum depth of the well instruments pass- ing taking into account the dead zone, made 1232.0 m. Perforation is confirmed in the intervals of 1216.0- 1225.0 m. 2. Measurements were taken in two modes: static and dynamic. In the static mode pressure and temperature in Table 1 – Results of studying well №Х6 Parameters Methods used Result 1. The instrument maximum reach, m Locator of couplings 1210.0 2. LTC boot, m Locator of couplings 1202.2 3. Perforation intervals, m expected 1211.0–1217.0 actual 1211.0–1217.0 4. Total flow rate (in the mode of the jet pump operation), m 3 /h RDF, JDF 2.5 Statics 5. Pressure on the manometer, atm. Depth, m Value In the perforation roof 1211.0 115.0 On the face 1218.0 115.4 6. Temperature on HFT, ° С In the perforation roof 1211.0 53.4 On the face 1218.0 53.3 Dynamics 7. Pressure on the manometer, atm. Depth, m Value In the perforation roof 1211.0 113.0 On the face 1218.0 113.4 8. Temperature on HFT, ° С In the perforation roof 1211.0 53.0 On the face 1218.0 53.3 9. Studying the fluid flow and composition in the shaft Perforation intervals, m Working intervals, m Composition of the fluid com- ing to the well Volumetric efficiency, % 121.0–1217.0 1212.8–1213.2 1213.9–1214.1 1215.2–1215.6 Oil 16.7 Oil Oil Table 2 – Results of studying well №X6e Parameters Methods used Result 1. The instrument maximum reach, m Locator meth- ods 1232.6 2. Perforation intervals, m expected 1216.0-1225.0 actual 1216.0–1225.0 3. Total flow rate (pumped liquid volume), m 3 /hour RDF, JDF 27.2 Statics 5. Pressure on the manometer, atm. Depth, m Value In the perforation roof 1216.0 122.1 On the face 1232.6 123.4 8. Temperature on HFT, ° С In the perforation roof 1216.0 39.7 On the face 1232.6 52.6 Dynamics 6. Pressure on the manometer, atm. Depth, m Value In the perforation roof 1216.0 139.1 On the face 1232.6 141.5 7. Temperature on HFT, ° С In the perforation roof 1216.0 427 On the face 1232.6 52.9 8. Studying the fluid flow and composition in the shaft Perforation intervals, m Working intervals, m Composition of the fluid com- ing to the well Volumetric efficiency,% 1216.0–1225.0 1222.1–1225.0 32.2 Раздел «Геотехнологии. Безопасность жизнедеятельности» 3 2015 41 Figure 1 – Determining the inflow profile and behind-the-casing overflows Borehole Bottom 1218,0 m 42 Труды университета Figure 2 – Defining the intake rate profile and behind-the-casing overflows the perforation roof, were, respectively, 122.1 atm. and 39.7°C, on the face 123.4 atm. and 52.6°C, respectively. In the dynamic mode pressure and temperature in the perforation roof were, respectively, 139.1 atm. and 42.7°C, on the face 141.5 atm. and 52.9°C, respectively. 3. By the curves of the well Thermo-conductive flow meter (TCF) and highly sensitive thermometer (VFT) there were selected operating intervals: 1222.1–1225.0 m. 4. In the studied interval there were not revealed be- hind-the-casing overflows. The face is hermetic. Borehole bottom 1232,6 m Раздел «Геотехнологии. Безопасность жизнедеятельности» 3 2015 43 Explanation to figure 1 D ept h , m Positioning W el l d es ign Inf low i nt er v al s A ct ua l pe rf or at ion i nt e rv al s Dynamic and static modes GL around the shaft, mcR/h Thermometry in the stopped well, deg. 2 22 52 54 Current GL, mcR/h Thermometry in the working well, deg. 2 22 52 54 Locator of couplings Thermometry in the stopped well in an hour, deg. 16 50 52 54 Thermometry in the stopped well in 2 hours, deg. 52 54 Barometry in the stopped well, atm. 30 130 E xpe ct ed p er fo ra ti o n in te rva ls Barometry in the working well, atm. 50 130 Barometry in the stopped well in an hour, atm. 50 130 Barometry in the stopped well in 2 hours, atm. 50 130 Thermo-conductive flow meter, deg. 13 60 Moisture metering, % 0 100 Resistivimetry, c.u. –1000 1000 Mechanical flow metering, m 3 /h –1 6 Explanation to figure 2 D ept h , m Positioning W el l d es ign Inf low i nt er v al s A ct ua l p er for at ion i n te rv al s Dynamic and static modes GL around the shaft, mcR/h Thermometry in the working well, deg. 0 20 34 54 Current GL, mcR/h Thermometry in the stopped well, deg. 0 2 34 54 Locator of couplings Thermometry in the working well, deg. 12700 15000 115 145 Barometry in the stopped well, atm. 115 145 Moisture metering, % 0 20 E xpe ct ed p er fo ra ti o n in te rva ls Thermo-conductive flow meter, c.u. 9 19 Resistivimetry, c.u. 0 15 Mechanical flow metering, m 3 /h –1 69 LITERATURE 1. Геофизические исследования и работы в скважинах: в 7т. Т.3. Исследования действующих скважин / Р.А. Валиуллин, Р.К. Яруллин. Уфа: Информреклама, 2010. 2. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А., Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых место- рождений. М.: Недра, 1991. 44 Труды университета УДК 622.658 Очистной комплекс роботизированный с автоматизированным управлением для селективной выемки угольных пластов Т.Е. ЕРМЕКОВ 1 , д.т.н., профессор, Т.К. ИСАБЕК 2 , д.т.н., профессор, зав. кафедрой РМПИ, Е.Т. ИСАБЕКОВ 2 , к.т.н., ст. преподаватель, 1 ЕНУ им. Л.Н. Гумилева, 2 Карагандинский государственный технический университет Ключевые слова: фронтальный агрегат, очистной комплекс, выемочный манипулятор, робототехнологи- ческий, селективный, система управления, блок-схема. ронтальный агрегат [1], относящийся к горной промышленности, преимущественно к угольной отрасли, предназначен для разработки пологих и наклонных пластовых месторождений полезных иско- паемых (угля, сланца, фосфоритов, каменной соли и др.). В нем предусматривается автоматизация и робо- тизация модульного оборудования, разработано авто- матическое управление секциями механизированных крепей, имеются двухпозиционные электрогидрорас- пределители для каждой секции крепи. Основным недостатком являются усложнение процесса управле- ния крепью и снижение надежности системы. Близким прототипом для названного агрегата яв- ляется «Горный очистной комплекс роботизирован- ный селективный» [2], предназначенный также для селективной выемки угольных пластов. Комплекс имеет аналогичные недостатки, как и его аналог- фронтальный агрегат. В нем также не предусмотрена диагностика положения секций крепи и не обеспечи- вается достаточная надежность технологии выемки. Целью этого изобретения является роботизация всех технологических процессов в очистном забое и повы- шение надежности, производительности с обеспече- нием безопасности путем учета диагностики состоя- ния и положений механизированных крепей. Техноло- гия с применением роботизированного комплекса предусматривает выполнение горных работ без посто- янного присутствия людей в очистном забое за счет автоматического управления всех очистных процессов с поверхности. Модуль выемочной машины-манипу- лятора ВМФ должен обеспечивать уменьшение удельных энергозатрат путем поддержания постоян- ства соотношения скоростей резания и подачи. Для определения качества комплекса роботизиро- ванного селективного КРС [4] на более ранней стадии производилось сравнение с показателями качества известных в 1980-1990 гг. в мировой практике очист- ных комплексов ОКП-70, КМ-130 (СССР), «Хемшайд G420-15/35», «Хемшайд ВV500-23/40», «Клекнер Ферроматик», «Тиссен RHS17/36» (все ФРГ), «Добсон 4/300», «Даути 4/230», «Даути 4/235», «Даути 4/450» (Англия), «Пиома 21/37», «Фазос 19/37». На основе проведенных научно-эксперименталь- ных исследований [1, 2, 3] предлагается новый тип очистного робототехнологического комплекса [4, 5], в котором применяются микроконтроллерные системы управления технологическими процессами, а именно система управления роботизированной платформой перемещения выемочного манипулятора. Механизированные крепи очистного робототех- нологического комплекса принимаются из серийно выпускаемых крепей поддерживающего и огради- тельного поддерживающего типов из любых стран мира. Горный очистной робототехнологический ком- плекс состоит из следующих модульных и функцио- нальных элементов: – горный выемочный манипулятор; – аппаратура с адаптивно-программным блоком управления с диагностикой состояния и исполнитель- ными механизмами в виде гидростоек, индикацией гидродомкратов с индиксацией положения при вы- полнении операций по креплению и управлению кровлей; – механизированная крепь и выемочный манипу- лятор ВМФ, все гидростойки и гидродомкраты кото- рого снабжены гидроцилиндрами с индикацией поло- жения, они служат как исполнительные механизмы; – скребковый забойный конвейер с вертикально расположенными скребками на криволинейном участ- ке для отхода ВМФ при отказе функциональных эле- ментов; – электрогидрооборудование. Система управления робототехнологическим ком- плексом представляет собой совокупность следующих модульных устройств: автоматического выемочного манипулятора типа ВМФ, механизированной крепи, скребкового конвейера и другого оборудования, кото- рые через датчики давления и магнит индикации рас- хода жидкости и температуры регистрируют посту- пающие сигналы в блоке управления ЦАП. Система управления робототехнологическим ком- плексом приведена на рисунке 1. Все сигналы от цифрового аналогового преобразователя перерабаты- ваются в виде цифровых значений ЭВМ с программ- ным обеспечением, оттуда в виде цифровых значений сигналов поступают к исполнительным механизмам. Сигналы датчиков последовательно передаются в ЦАП, Ф Раздел «Геотехнологии. Безопасность жизнедеятельности» 3 2015 45 Рисунок 1 – Блок схема управления модулем оттуда преобразуются в виде необходимых сигналов на исполнительные механизмы, гидрораспределитель и электроклапан управления (ЭКУ), которые далее подаются для управления всеми процессами и опера- циями по добыче угля в очистном забое, а также по- ступают на все гидростойки и гидродомкраты с инди- кацией положения (рисунок 2) согласно программно- му обеспечению. На рисунке 3 показана система гидравлического управления процессами механизированных крепей очистного робототехнологического комплекса, кото- рые содержат устройство гидрораспределителя. В корпусе гидрораспределителя (рисунок 3, а) расположены две пластинки 1 и 2 и пакет 3 плоских золотников, сжатый гайкой 5. Золотники приводят в действие направляющие поршни 6 и дросселирующие поршни 7. В корпусе выходного клапана 8 располо- жены два конусообразных пара клапанов 9, которые управляются поршнем 10. Управляющие каналы У1...У4 распределителя сил присоединены соответ- ствующими полостями поршня. Полости дросселирующих поршней постоянно подключены напорными магистралями и подключены напорной магистралью полости А корпусов 8 и 11. Полости Б корпусов 8 и 11 подключены между собой. Напорная магистраль электрогидравлических клапа- нов через фильтр по каналу подключен каналами тока. Каналы утечки электрогидравлических клапанов под- ключены через отверстие корпуса гидрораспределите- ля сил. В исходном положении золотники 3 под действи- ем поршня 7 находятся в крайне правом положении. Пара клапанов выходного клапана в правом положе- нии полости Б соединяется с полостью А. На рисунке 4 приведена блок-схема управления горного выемочного манипулятора. Блок-схема включает исполнительный орган 1 с гидродвигателем 2 и с гидроцилиндром 3 вертикаль- ного перемещения, механизм подачи ВМФ, содержа- щий гидроцилиндры 4 и 5, гидрозажимы 6 и 7, рабо- чий регулируемый 8 и дополнительный 9 насосы, гидронасос 10 управления, распределители 11 и 12 с гидравлическим управлением и распределители 13 и 14 с управлением от двух электромагнитов, служащих для управления гидроцилиндрами подачи и гидроза- жимами, распределитель 15 с управлением от двух 1 – корпус; 2 – полый поршень; 3 – внутренний торец; 4 – ось; 5 – продольная паза; 6 – внутренняя полость поршня; 7 – втулка; 8 – немагнитный материал; 9 – винтовой датчик; 10 – датчик; 11 – провода; 12 – глухие пазы; 13 – лыска; 14 – взаимодействующая поверхность Рисунок 2 – Гидроцилиндр с индикацией положения электромагнитов, служащих для регулирования про- изводительности насоса 8, обеспечивающего измене- ние скорости подачи ВМФ и скорости перемещения |