А. М. Газалиев ректор, академик нан рк, д


Раздел «Геотехнологии. Безопасность жизнедеятельности»



Pdf көрінісі
бет6/23
Дата31.03.2017
өлшемі6,19 Mb.
#10721
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   23

Раздел «Геотехнологии. Безопасность жизнедеятельности» 
 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 


 
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» 
 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» 
 2015 
43 
 
Explanation to figure 1 
D
ept
h

m
 
Positioning 
W
el

d
es
ign
 
Inf
low
 i
nt
er
v
al

A
ct
ua

pe
rf
or
at
ion
 i
nt
e
rv
al

Dynamic and static modes 
GL around the shaft, mcR/h 
Thermometry in the stopped well, deg. 

22 
52 
54 
Current GL, mcR/h 
Thermometry in the working well, deg. 

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

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, % 

100 
Resistivimetry, c.u. 
–1000 
1000 
Mechanical flow metering, m
3
/h 
–1 

 
Explanation to figure 2 
D
ept
h

m
 
Positioning 
W
el

d
es
ign
 
Inf
low
 i
nt
er
v
al

A
ct
ua

p
er
for
at
ion
 i
n
te
rv
al

Dynamic and static modes 
GL around the shaft, mcR/h 
Thermometry in the working well, deg. 

20 
34 
54 
Current GL, mcR/h 
Thermometry in the stopped well, deg. 


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, % 

20 
E
xpe
ct
ed 
p
er
fo
ra
ti
o

in
te
rva
ls
 
Thermo-conductive flow meter, c.u. 

19 
Resistivimetry, c.u. 

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» 
 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 

 

Достарыңызбен бөлісу:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   23




©emirsaba.org 2024
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет