RU1796769C - Method of rock drilling control - Google Patents
Method of rock drilling controlInfo
- Publication number
- RU1796769C RU1796769C SU894766067A SU4766067A RU1796769C RU 1796769 C RU1796769 C RU 1796769C SU 894766067 A SU894766067 A SU 894766067A SU 4766067 A SU4766067 A SU 4766067A RU 1796769 C RU1796769 C RU 1796769C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- value
- rock
- strength
- operating parameters
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Сущность изобретени заключаетс в следующем: на основании результатов бурени предыдущей скважины программируемый контроллер запасает в пам ти крепость буримых пород и соответствующие ей рацио-о нальные значени режимных параметров, ко-° торым отвечает максимум стойкости породоразрушающего инструмента при заданной сменной производительности бурового агрегата. Кроме того, в пам ти имеютс значени произведений механической скорости бурени на соответствующее значение крепости породы: D v f. В начале бурени скважины программируемый контроллер задает регул торам сигналы, пропорциональные начальным значени м режимных параметров, отвечающих начальному значению крепости породы, при этом измер етс реальное значение механической скорости бурени , на которое делитс начальное значение показател D. Полученное реальное значение крепости буримой породы сравниваетс с начальным и устанавливаютс режимные параметры, соответствующие полученному реальному значению крепости буримых пород. Затем измер етс новое реальное значение механической скорости бурени , а полученное реальное значение крепости пород принимаетс за ее начальное значение. Значение показател DI, соответствующее полученному значению крепости породы, делитс на новое реальное значение механической скорости бурени и полученное значение крепости породы сравниваетс с ее значением на предыдущем шаге поиска и т.д. Таким образом, организуетс повтор ющийс цикл работы. При этом с увеличением крепости породы режимные параметры процесса бурени увеличиваютс дл обеспечени заданной производительности бурового агрегата, а с уменьшением крепости режимные параметры несколько снижаютс , что увеличивает стойкость породоразрушающего инструмента и сохран ет рабочий ресурс бурового агрегата. 1 с.п.ф., 2 ил. со с VI ю о VI ON ЮThe essence of the invention is as follows: based on the results of drilling a previous well, the programmable controller stores in memory the strength of the drill rock and its corresponding rational values of operating parameters that are ° which corresponds to the maximum durability of the rock cutting tool at a given shift capacity of the drilling unit. In addition, in memory there are values of the products of the mechanical drilling speed and the corresponding rock strength value: D v f. At the beginning of the well drilling, the programmable controller sets the regulators signals proportional to the initial values of the operating parameters corresponding to the initial value of the rock strength, while the real value of the mechanical drilling speed is measured, by which the initial value of the D indicator is divided. initial and set operating parameters corresponding to the obtained real value of the strength of the drill. Then, a new real value of the mechanical drilling speed is measured, and the obtained real value of the rock strength is taken as its initial value. The value of DI corresponding to the obtained value of the rock strength is divided by the new real value of the mechanical drilling speed and the obtained value of the rock strength is compared with its value in the previous search step, etc. In this way, a repeated work cycle is organized. In this case, with an increase in rock strength, the operating parameters of the drilling process increase to provide a given drilling unit productivity, and with a decrease in strength, the operating parameters are somewhat reduced, which increases the durability of the rock cutting tool and saves the operating life of the drilling unit. 1 s.p.f., 2 ill. from VI VI to VI ON Yu
Description
Изобретение относитс к контролю и управлению процессами в горной промышленности и предназначено дл оптимизации режимов вращательно-ударногоThe invention relates to the monitoring and control of processes in the mining industry and is intended to optimize the rotational-impact modes
бурени горных пород дл буровзрывного способа горных работ.rock drilling for blasting mining.
Известен способ регулировани процесса бурени взрывных скважин, которыйA known method of regulating the process of drilling blast holes, which
обеспечивает оптимальный режим за счет изменени угловой скорости бурового инструмента; значение этой величины непрерывно измер ют путем подсчета числа импульсов, поступающих за определенный промежуток времени от бесконтактного датчика, установленного на валу вращател . Затем производитс сравнение этой частоты с заданной и в цепь управлени двигателем подачи выдаетс регулирующее воздействие, которое стабилизирует угловую скорость вращени инструмента.provides an optimum mode by changing the angular velocity of the drilling tool; the value of this value is continuously measured by counting the number of pulses arriving for a certain period of time from a proximity sensor mounted on the shaft of the rotator. Then, this frequency is compared with the set frequency and a control action is generated in the feed motor control circuit that stabilizes the angular velocity of rotation of the tool.
Недостатком способа вл етс то, что он предполагает детерминированную св зь между механической характеристикой приводного двигател подачи и свойствами бу- римых пород; при использовании другого приводного двигател или при смене пород эта св зь нарушаетс и оптимальный режим работы не будет достигнут.A disadvantage of the method is that it involves a deterministic relationship between the mechanical characteristics of the feed feed motor and the properties of the borax; when using another drive motor or when changing rocks, this connection is broken and the optimum mode of operation will not be achieved.
Более совершенными вл ютс способы , в которых углова скорость вращени и осевое усилие вл ютс независимыми друг от друга параметрами. Фирма Тамрок раз- работала способ регулировани процесса бурени взрывных скважин, который обеспечивает рациональный режим бурени за счёт изменени величины усили подачи в зависимости от нагрузки на двигатель вра- щател бурового инструмента и от количества воды, расходуемой на промывку скважины. В процессе бурени углова скорость вращени инструмента увеличиваетс при увеличении скорости бурени . При сни- жении расхода воды уменьшаетс усилие подачи инструмента на забой скважины и наоборот. Система реагирует на изменение момента вращени бурового инструмента. При увеличении момента снижаетс усилие подачи и наоборот;Improved methods are those in which the angular velocity of rotation and axial force are independent of each other parameters. Tamrock has developed a method for controlling the drilling of blastholes, which ensures a rational drilling mode by changing the amount of feed force depending on the load on the rotator of the drilling tool and the amount of water used to flush the well. During the drilling process, the angular rotation speed of the tool increases with increasing drilling speed. With a decrease in water flow, the supply force of the tool to the bottom of the well decreases and vice versa. The system responds to a change in the rotational moment of the drilling tool. As the torque increases, the feed force decreases and vice versa;
Недостатком способа вл етс невысока точность стабилизации нагрузки двигател вращател бурового инструмента и отсутствие данных по износу породоразру- шающего инструмента, который вли ет на основные показатели процесса бурени .The disadvantage of this method is the low accuracy of load stabilization of the rotary tool of the drilling tool rotator and the lack of data on the wear of the rock cutting tool, which affects the main parameters of the drilling process.
Известен также способ регулировани процесса бурени взрывных скважин, основанный на контроле мощности, затрачивав- мой на бурение, измерении осевой нагрузки и скорости вращени бурового инструмента . При бурении на определенной скорости вращени довод т осевое усилие до величины , при которой по вл ютс максимумы мощности, т.е. по вл етс сухое трение, а затем плавно снижают осевое усилие до исчезновени этих максимумов и производ т бурение на этом режиме. Чтобы обеспечить оптимальную скорость, бурение ведетс наThere is also a known method for controlling the drilling process of blastholes, based on controlling the power spent on drilling, measuring the axial load and rotational speed of the drilling tool. When drilling at a certain rotation speed, the axial force is adjusted to a value at which power maxima appear, i.e. dry friction appears, and then gradually reduce the axial force until these maxima disappear and drill in this mode. To ensure optimum speed, drilling is carried out at
границе глубины промокаемого сло , котора зависит от осевого усили на коронку,the boundary depth of the wetted layer, which depends on the axial force on the crown,
Недостатком указанного способа вл етс неопределенность установки усили подачи по максимуму мощности, затрачиваемой при бурении, что затрудн ет оптимизацию режима работы.The disadvantage of this method is the uncertainty of setting the supply force to the maximum power consumed during drilling, which makes it difficult to optimize the operating mode.
Наиболее близким к за вл емому техническому решению вл етс способ регулировани нагрузки двигател вращател бурового инструмента, основанный на определении и стабилизации осевого усили подачи инструмента на забой. В процессе бурени измер ютс механическа скорость бурени и мощность двигател , привод щего маслонасос, по которым вычисл ютс удельные энергозатраты; на основании величины удельных энергозатрат определ етс уставка дл усили подачи. Заданное значение нагрузки двигател вращател сравниваетс с действительным и по результатам сравнени измен етс осевое усилие подачи на забой.Closest to the claimed technical solution is a method of adjusting the load of the motor of the rotator of the drilling tool, based on the determination and stabilization of the axial force of the tool to the face. During the drilling process, the mechanical drilling speed and the power of the engine driving the oil pump are measured, from which the specific energy consumption is calculated; based on the value of the specific energy consumption, a set point for the supply force is determined. The set value of the load of the rotator motor is compared with the actual one and the axial feed force of the bottomhole changes according to the results of the comparison.
Этот способ принимаетс за прототип.This method is adopted as a prototype.
Недостатками способа вл етс то, что вычисление удельных энергозатрат производитс с большой погрешностью, поскольку регулирование осевого усили осуществл етс дросселированием масла в гидросистеме, поэтому затраты энергии на разрушение горных пород не соответствуют измер емой (и интегрируемой во времени) мощности асинхронного электродвигател , привод щего маслонасос.The disadvantages of this method are that the calculation of specific energy consumption is made with a large error, since the axial force is controlled by throttling the oil in the hydraulic system, therefore, the energy consumption for rock destruction does not correspond to the measured (and time-integrated) power of the asynchronous electric motor that drives the oil pump .
Все это приводит к тому, что дл данного способа изменение свойств буримых пород слабо вли ет на удельные энергозатраты и дл сохранени производительности бурового станка процесс необходимо вести на повышенных параметрах, привод щих к интенсивному износу бурового инструмента и большим затратам энергии.All this leads to the fact that for this method, a change in the properties of drillstones weakly affects the specific energy consumption and to maintain the drilling rig productivity, the process must be carried out at increased parameters, leading to intensive wear of the drilling tool and high energy costs.
Данный спрсоб затруднительно использовать при безлюдной разработке полезных ископаемых поскольку при значительной интенсивности износа бурового инструмента требуютс большие затраты времени на его доставку и замену, что снижает сменную производительность бурового агрегата.This method is difficult to use in uninhabited development of minerals since, at a significant rate of wear of the drilling tool, it takes a lot of time to deliver and replace it, which reduces the exchange rate of the drilling unit.
Целью насто щего изобретени вл етс обеспечение заданной сменной производительности бурового агрегата при минимальном износе инструмента.An object of the present invention is to provide a predetermined interchangeable capacity for a drilling unit with minimal tool wear.
Указанна цель достигаетс тем, что в известном способе, включающем измерение механической скорости бурени и изменении осевого усили подачи на забой, дополнительно измер ют частоту и энергию ударов коронки о забой скважины и по величине этих параметров и механическойThis goal is achieved by the fact that in the known method, including measuring the mechanical drilling speed and changing the axial feed force to the bottom, additionally measure the frequency and energy of the impacts of the crown on the bottom of the well and the magnitude of these parameters and mechanical
скорости бурени вычисл ют крепость породы , по которой устанавливают рациональные значени режимных параметров процесса бурени .The rock strength is calculated from the drilling speeds, from which rational values of the operating parameters of the drilling process are established.
Определение крепости буримой поро- ды по механической скорости бурени и соответствующих ей режимным параметрам (энергии и частоты ударов коронки о забой, угловой скорости вращени коронки и осевому усилию подачи на забой) и установка рациональных (дл данной крепости пород) значений режимных параметров позвол ет в услови х безлюдной выемки полезного ископаемого обеспечить заданную производительность бурового агрегата, снизить износ бурового инструмента и сохранить рабочий ресурс бурового агрегата.Determination of the strength of the drill rock by the mechanical drilling speed and the corresponding operating parameters (energy and frequency of impacts of the crown against the face, angular velocity of rotation of the crown and the axial feed force to the face) and the establishment of rational (for the given rock strength) values of operating parameters allows The conditions of an unmanned extraction of minerals provide the desired performance of the drilling unit, reduce wear of the drilling tool and save the working life of the drilling unit.
Поскольку крепость вл етс одним из основных свойств горных пород, вли ющих на производительность бурового агрегата, стойкость коронки, вибрацию конструкций и удельные энергозатраты, то ее определение позвол ет вести процесс бурени скважин на рациональных режимах, что существенно улучшает технико-экономиче- ские показатели процесса бурени . Все операции по определению координат точки бурени , по сборке и разборке бурового ста- ва, по. выбору параметров режима бурени должны осуществл тьс в автоматическом режиме. Буровой агрегат оснащен гидроперфоратором , привод щим в движение буровую коронку и ударником дл нанесени ударов коронкой о забой скважины. При отсутствии горнорабочего все функции управ- лени процессом бурени выполн ет программируемый контроллер (ПК). Поскольку процесс вращательно-ударного бурени весьма сложен, а услови бурени и свойства буримых пород могут измен тьс в широких пределах, то дл обеспечени заданного цикла работ процесс бурени следует вести таким образом, чтобы сменна производительность составила 100 м (номинальна стойкость буровой коронки). Если процесс бурени вести при нерациональных значени х режимных параметров (не соответствующих свойствам буримых пород), то стойкость коронки может уменьшитьс , что потребует ее замены до оконча- ни цикла работ и значительного расхода времени на доставку и замену бурового инструмента . При отсутствии горнорабочего Функции определени свойств буримых пород и установки рациональных значений ре- жимных параметров возложены на ПК.Since the fortress is one of the main properties of rocks that affect the performance of the drilling unit, crown resistance, vibration of structures and specific energy consumption, its determination allows the well drilling process to be conducted in rational modes, which significantly improves the technical and economic performance of the process drilling. All operations for determining the coordinates of the drilling point, for assembling and disassembling the drill string, in. the selection of drilling mode parameters should be automatic. The drilling unit is equipped with a hydroperforator driving the drill bit and a hammer to strike the bit against the bottom of the well. In the absence of a miner, all functions for controlling the drilling process are performed by a programmable controller (PC). Since the rotary percussion drilling process is very complicated, and the drilling conditions and properties of drillstones can vary widely, to ensure a given cycle of work, the drilling process should be conducted in such a way that the shift rate is 100 m (nominal resistance of the drill bit). If the drilling process is carried out at irrational values of the operating parameters (not corresponding to the properties of the drill), then the durability of the crown may decrease, which will require replacement before the end of the work cycle and a significant expenditure of time for delivery and replacement of the drilling tool. In the absence of a miner, the functions of determining the properties of drill rocks and setting rational values of the regime parameters are assigned to the PC.
Сущность предлагаемого способа заключаетс в том, что ПК по величинам механической скорости бурени и режимных параметров определ ет фактическую крепость буримых пород и устанавливает рациональные режимные параметры, т.е. минимально возможные их значени , обеспечивающие номинальную стойкость буровой коронки (100 м) при заданной сменной про- изводительности бурового агрегата. Минимально возможные уровни режимных параметров обеспечивают минимальный износ буровой коронки и сохран ет рабочий ресурс бурового агрегата.The essence of the proposed method lies in the fact that the PC determines the actual strength of drill rocks and establishes rational operating parameters from the values of the mechanical drilling speed and operating parameters. their minimum possible values, ensuring the nominal durability of the drill bit (100 m) at a given interchangeable productivity of the drilling unit. The lowest possible levels of operational parameters ensure minimal wear of the drill bit and saves the working life of the drilling unit.
Авторами не обнаружено решений, обладающих признаками, сходными с отличительными признаками предлагаемого решени , на основании чего можно сделать вывод о соответствии предлагаемого решени критерию существенные отличи .The authors did not find solutions having features similar to the distinguishing features of the proposed solution, on the basis of which it can be concluded that the proposed solution meets the criterion of significant differences.
На фиг. 1 изображена блок-схема устройства дл осуществлени указанного способа; на фиг. 2-алгоритм работы устройства.In FIG. 1 is a block diagram of an apparatus for implementing the method; in FIG. 2-algorithm of the device.
Блок-схема включает пару коронка-забой скважины 1, датчики м еханической скорости бурени 2, частоты ударов коронки о забой скважины 3, анергии ударов коронки о забой скважины 4, осевого усили подачи на забой 5, угловой скорости вращени коронки 6 и регул торы; угловой скорости вращени коронки 7, осевого усили подачи на забой 8, энергии ударов коронки о забой скважины 9 и частоты ударов коронки о забой скважины 10; кроме того, в схеме имеютс датчик крепости породы 11, буровой агрегат 12 и ПК 13.The block diagram includes a crown-bottomhole pair of well 1, sensors of mechanical speed of drilling 2, the frequency of crown strokes against bottomhole 3, anergy of crown strokes against bottomhole 4, axial feed force to bottomhole 5, angular rotation speed of crown 6 and adjusters; the angular velocity of rotation of the crown 7, the axial feed force to the bottom 8, the energy of the impacts of the crown on the bottom of the well 9 and the frequency of impacts of the crown on the bottom of the well 10; in addition, the circuit includes a rock strength sensor 11, a drilling unit 12, and a PC 13.
.Датчик механической скорости бурени 2 выполнен на основе выключател поворотного дискретного фотоэлектрического ПДФ-5 (Башкирское ПО Электроаппарат); датчики частоты и энергии ударов коронки о забой скважины 3 и 4 выполнены на основе датчика вибрации типа АНС (завод Геофизических приборов, т. Львов); датчик осевого усили на забой 5 в качестве основного элемента содержит манометр типа МЭД (ПО Теплоприбор, г. Чел бинск); датчик угловой скорости вращени коронки 6 выполнен на базе тахогенератора типа ППЭ-Д1 (ПО Точприбор, г. Саранск)..Mechanical drilling speed sensor 2 is made on the basis of a rotary discrete photoelectric switch PDF-5 (Bashkir software Elektroapparat); the frequency and energy sensors of the impacts of the crown on the bottomhole 3 and 4 are made on the basis of the ANS type vibration sensor (Geophysical Instruments Plant, t. Lviv); the axial force sensor on the face 5 as a main element contains a pressure gauge type MED (PO Teplopribor, Chelinsk); the sensor of the angular velocity of rotation of the crown 6 is made on the basis of a tachogenerator of the PPE-D1 type (PO Tochpribor, Saransk).
В качестве регул торов угловой скорости вращени коронки 7, осевого усили подачи на забой 8. энергии ударов коронки О забой скважины 9 и частоты ударов коронки о забой скважины 10 используютс гидрораспределители с пропорциональным электрическим управлением типа РП (ПО ХЭМЗ, г. Харьков). Датчик крепости породы 11 организуетс программно в программируемом контроллере 13. Буровой агрегат 12 выполнен на основе гидроперфоратора ГБГ-180/250.As regulators of the angular velocity of rotation of the crown 7, the axial feed force to the bottom 8. The energy of the impacts of the crown About the bottom of the well 9 and the frequency of the blows of the crown to the bottom of the well 10 are used hydraulic control valves with proportional electric control of the RP type (PO KHEMZ, Kharkov). The rock strength sensor 11 is organized in software in a programmable controller 13. The drilling unit 12 is made on the basis of the GBG-180/250 hydroperforator.
Способ осуществл етс в следующей последовательности. После окончани процесса забуривани с элемента коронка-забой скважины 1, на датчик механической скорости бурени v, а на датчики 3, 4, 5 и 6The method is carried out in the following sequence. After completion of the drilling process from the crown-bottomhole element 1, to the mechanical drilling speed sensor v, and to the sensors 3, 4, 5 and 6
- сигналы частоты ударов коронки о забой скважины, энергии ударов коронки о забой скважины, осевого усили подачи на забой и угловой скорости вращени коронки соответственно . На основании априорной информации о свойствах буримых пород программируемый контроллер ПК 13 посылает регул торам 7, 8, 9 и 10 сигналы, пропорциональные начальным значени м режимных параметров: частоты ударов коронки о забой скважины, энергии ударов коронки о забой Скважины, осевого усили подачи на забой и угловой скорости вращени коронки, а регул торы 7,8, 9 и 10 устанавливают с о отв ёт ству ю щи е з н ач.е н и режимных параметров на буровом агрегате 12. Кроме того, в пам ти ПК 13 хранитс величина , равна произведению крепости породы на величину механической скорости бурени , полученна при бурении предыдущей скважины или заложенна в пам ть П К 13. (Р -. fH VH). Начальные значени крепости буримой породы режимных параметров, рациональных дл данной породы, извлекаютс из пам ти ПК 13, куда они были занесены по результатам бурени предыдущей скважина или из программы, если скважина в данных услови х буритс - signals of the frequency of impacts of the crown on the bottom of the well, the energy of impacts of the crown on the bottom of the well, the axial feed force to the face and the angular velocity of rotation of the crown, respectively. On the basis of a priori information on the properties of drill rocks, the programmable controller PC 13 sends to the regulators 7, 8, 9, and 10 signals proportional to the initial values of the operating parameters: the frequency of the impact of the crown on the bottom of the well, the energy of the impact of the crown on the bottom of the well, the axial feed force to the bottom and the angular speed of rotation of the crown, and the regulators 7.8, 9 and 10 set the corresponding related values and operating parameters on the drilling unit 12. In addition, a value is stored in the PC 13 memory. equal to the product of the rock fortress Inu ROP obtained while drilling borehole preceding or incorporated in memory 13. For P (P -. fH VH). The initial values of the strength of the drill rock of the operational parameters rational for the given rock are extracted from the memory of PC 13, where they were entered according to the results of drilling the previous well or from the program, if the well is drilled under the given conditions
впервые.: .. ....-...; .-ч :. . :: for the first time.: .. ....-...; .-h:. . ::
Сравнива полученные значени механической скорости бурени vp с начальным значением УИ, ПК 13 делает заключение о соответствии величины крепости породы прин тому значению. Если значение механической скорости бурени не совпадает с начальным, что указывает на отличие крепости породы 6т прин того начального значени , то ПК 13 на основе новых фактических данных определ ет реальное значение крепости буримых пород и посылает регул торам 7,8,9 и 10 сигналы, пропорциональные рациональным значени м (дл данной породы ) режимных параметров: угловой скорости вращени коронки,,осевого усили подачи, энергии и частоты ударов коронки оComparing the obtained values of the mechanical drilling speed vp with the initial value of the SI, PK 13 concludes that the rock strength value corresponds to the accepted value. If the value of the mechanical drilling speed does not coincide with the initial one, which indicates the difference in rock strength 6t of the accepted initial value, then PC 13, based on new actual data, determines the real value of the strength of drill rocks and sends signals to regulators 7,8,9 and 10, proportional to rational values (for a given breed) of operating parameters: the angular velocity of rotation of the crown, axial feed force, energy and frequency of impact of the crown o
забой скважины.bottom hole.
фпределениё рациональных параметров режима бурени соответствующих минимуму износа коронки при заданной производ ельности бурового модул дл вращательно-ударного бурени опираетс на следующие положени и закономерности , .,.. . . .::.. The determination of the rational parameters of the drilling regime corresponding to the minimum wear of the crown for a given productivity of the drilling module for rotary hammer drilling is based on the following provisions and patterns, ...,. . . :: ..
. На основании информации о показател х процесса бурени и свойств буримых. Based on information on drilling performance and drillability
пород, полученный при бурении предыдущих скважин в пам ть ПК 13 ввод тс следующие данные: f - крепость буримыхrocks obtained during the drilling of previous wells in the memory of PK 13 the following data are entered: f - drill strength
пород и соответствующие ей оптимальные (по минимуму износа и затратам энергии на бурение) параметры режима бурени , вычисленные по выражени м:rocks and the corresponding optimal (to minimize wear and energy consumption for drilling) parameters of the drilling mode, calculated by the expressions:
Р .R .
17-0,2f, 6 :Јf MO; 33 -1,83f, 10 f 16; 8-0,25f. f 16:17-0.2f, 6: Јf MO; 33 -1.83f, 10 f 16; 8-0.25f. f 16:
Ю ш, 52.1-0.1973Sew, 52.1-0.1973
.1-f(45 + a) АуК9,8+0,036а) f;.1-f (45 + a) AuK9.8 + 0.036a) f;
(1)(1)
15fifteen
ПУ PU
200-1,6a 200-1.6a
(Г+ЩШ) (G + SCH)
где Р - усилие подачи коронки на забой скважины, кН;v where P is the crown feed force to the bottom of the well, kN; v
со-углова скорость вращени коронки, рад/с; :;. .-:- ;;.. : - .;;. . . ,: .. . ;;. Ау - энерги одного удара коронки о забой скважины, Дж;co-angle crown rotation speed, rad / s; :;. .-: - ;; ..: -. ;;. . . ,: ... ;;. Au - the energy of one stroke of the crown on the bottom of the well, J;
Пу - частота ударов коронки о забойPu - crown beat frequency
скважины, Гц;wells, Hz;
f - крепость буримой породы по шкале проф. М.М.Протодь конова; а - абразивность породы, мг. Механическа скорость дл ударно-вращательного бурени определ етс по выра- жению:f - the strength of the drill rock according to the prof. M.M. Protod of Konov; а - rock abrasiveness, mg. The mechanical speed for rotary hammer drilling is determined by the expression:
3535
.ЗАуПу d2f.ZauPu d2f
(2)(2)
где d - диаметр коронки, мм;where d is the diameter of the crown, mm;
V-механическа скорость бурени , м/мин. Величина показател D, характеризующа породы при начальных значени х режимных параметров, определ етс по выражению:V-mechanical drilling speed, m / min. The value of the indicator D, characterizing the rocks at the initial values of the operational parameters, is determined by the expression:
4545
О-тнУнO-tnun
(3)(3)
дл каждой крепости породы и вноситс в пам ть программируемого контроллера ПК 13.for each rock fortress and is stored in the memory of the programmable controller PC 13.
После окончани процесса забуривани ПК 13 подает регул торам 7.8,9 и 10 сигналы на установку начальных значений режимных параметров; после того, как датчики режима бурени 3,4,5 и 6 укажут, что реальные значени режимных параметров соответствуют заданным, производитс измерение реального значени механической скорости бурени и сравнение ее с начальным значением. При изменении свойств буримых пород (когда реальна крепость буримых пород отличаетс от заданной ) механическа скорость бурени отличаетс от начальной величины. ПК 13 определ ет новое реальное значение крепости породы по выражению:5After the drilling process is completed, PC 13 sends signals to regulators 7.8,9 and 10 to set the initial values of operating parameters; after the drilling mode sensors 3,4,5 and 6 indicate that the actual values of the operating parameters correspond to the specified ones, the real value of the mechanical drilling speed is measured and compared with the initial value. When the properties of the drill bits change (when the actual strength of the drill bits differs from the predetermined one), the mechanical drilling speed differs from the initial value. PK 13 determines the new real value of the rock strength by the expression: 5
f D тнУнf D tnun
ТР 77 - Т,-- «TP 77 - T, - "
VpVpVpvp
(4)(4)
где fp - реальна крепость буримых пород в насто щий момент времени;where fp is the real strength of drill rocks at the current time;
Vp - реальное значение механической скорости бурени .Vp is the actual value of the mechanical drilling speed.
После определени реальной крепости буримых пород fp ПК 13 задает регул торам 7, 8, 9 и 10 рациональные значени режимных параметров со, Р, Ау, Пу в соответствии с системой (1). которые обеспечивают заданную производительность бурового агрегата при минимальных значени х режимных After determining the real strength of the drill rock fp, PK 13 sets the regulators 7, 8, 9 and 10 rational values of the operating parameters ω, P, Au, Pu in accordance with system (1). which provide the specified performance of the drilling unit with the minimum values of operating
параметров и соответственно минимальном износе буровой коронки и сохранении рабочего ресурса бурового агрегата. Таким образом , организуетс цикл работы схемы: по полученному значению крепости породы f за- дают режимные параметры (Р, в). Ay, ny, D), измер ют фактическое значение механической скорости бурени vp,1 значение показател О, запомненное на предыдущем цикле, дел т на фактическое значение скорости бу- рени Vp и таким путем определ ют крепость породы f. Цикл определени крепости породы осуществл етс непрерывно; изменение режимных параметров производитс только при изменении крепости породы. parameters and, accordingly, the minimum wear of the drill bit and the preservation of the working life of the drilling unit. Thus, the cycle of the scheme is organized: according to the obtained value of the rock strength f, the regime parameters (P, c) are set. Ay, ny, D), the actual value of the mechanical drilling speed vp is measured, 1 the value of the index O stored in the previous cycle is divided by the actual value of the drilling speed Vp and the rock strength f is determined in this way. The rock strength determination cycle is carried out continuously; a change in operational parameters is made only when the rock strength changes.
Дл по снени изложенного способа приведем пример. В пам ть ПК 13 введены значени режимных параметров и показателей процесса бурени : f, ny, (а, Р, v, Ay, D. а, полученных при работе бурового модул на данном месторождении (см. таблицу).To explain the above method, we give an example. The values of operating parameters and parameters of the drilling process: f, ny, (а, Р, v, Ay, D. а, obtained during the operation of the drilling module in this field (see table) are entered into the PC 13 memory.
Предположим, что при бурении предыдущей скважины крепость породы была равна 8, машина задает начальные значени режимных параметров, соответствую- щие этой крепости породы: пу 56, Ау 110, Of 17,7, Р - 15 и измер ет фактическую скорость бурени . Если крепость породы отличаетс от прин того значени , то реальна механическа скорость не будет соответствовать значению, запасенному в пам ти машины (1, 14); предположим, что реальна скорость vp 0,76, тогда значение величины D, соответствующее крепости породы f - 8, подел т на реальное значение ме- ханической скорости бурени и получают реальную крепость породы D 9,12, vp 0,76; fp 9,12/0,76 12, Подставив в (2) значени режимных параметров, отвечающих двенадцатой крепости породы; Пу-48, Ау 160, d 45 (диаметр коронки), получим значение механической скорости бурени 0,948, что совпадает с данными, наход щимис в пам ти ПК 13. Полученное значение механической скорости (при параметрах f 12. пу 48, Ау 160) сравниваетс с действительным её значением и так далее.Suppose that while drilling the previous well, the rock strength was 8, the machine sets the initial values of the operating parameters corresponding to this rock strength: PU 56, Au 110, Of 17.7, P - 15 and measures the actual drilling speed. If the rock strength is different from the accepted value, then the actual mechanical speed will not correspond to the value stored in the machine's memory (1, 14); suppose that the real speed is vp 0.76, then the value of D corresponding to the rock strength f - 8 is divided by the real value of the mechanical drilling speed and the real rock strength D is 9.12, vp 0.76; fp 9.12 / 0.76 12, Substituting in (2) the values of the operational parameters corresponding to the twelfth rock fortress; Pu-48, Au 160, d 45 (diameter of the crown), we obtain the value of the mechanical drilling speed of 0.948, which coincides with the data stored in the memory of PC 13. The obtained value of the mechanical speed (with parameters f 12. PU 48, Au 160) compares with its actual value and so on.
Предположим теперь что бурова коронка перешла в более м гкую породу, и скорость бурени повысилась: Vp 1,6; деление предыдущего значени показател D 11,4 (дл крепости пброды f - 12) на реальное значение механической скорости дает f 11,4:1,6 7, т.е. порода соответствует седьмой крепости; и ПК 13 устанавливает параметры режима бурени : пу 58, Ау « 98, а 18,7, Р 15,2; значение скорости, вычисленное по формуле (2) дает величину: Vp 1,2. Та ки.м образом, при увеличении крепости породыПК 13 устанавливает более высокие реж имные параметры дл поддержани механической скоростм бурени (обеспечение заданной производительности бурового модул ), а при снижении крё- пости породы - снижает уровень режимных параметров (дл поддержани заданной стойкости буровой коронки и сохранени рабочего ресурса комплекса). Способ функционировани представлен на блок-схеме , фиг. 2. . - . . , ;.;: .С;; v :,:... - :: -:: Now suppose that the drill bit turned to a softer rock and the drilling speed increased: Vp 1.6; dividing the previous value of the exponent D 11.4 (for the ford strength f - 12) by the actual value of the mechanical speed gives f 11.4: 1.6 7, i.e. the breed corresponds to the seventh fortress; and PC 13 sets the parameters of the drilling mode: PU 58, Au 98, and 18.7, P 15.2; the speed value calculated by the formula (2) gives the value: Vp 1,2. Thus, with an increase in rock strength, PPK 13 sets higher operating parameters to maintain mechanical drilling speeds (ensuring a given drilling module productivity), and when reducing rock strength, it reduces the level of operational parameters (to maintain a given drill bit strength and preservation of the working resource of the complex). The method of operation is shown in the flowchart; FIG. 2.. -. . , ;.;: .WITH;; v:,: ... - :: - ::
Таким образом, дополнительное измерение частоты и энергии ударов коронки о забой скважины и определение по ним и механической скорости бурени крепости бурильных пород, по которой устанавливают рациональные значени режимных параметров процесса бурени , позвол ет обеспечить заданную сменную производительность бурового модул при минимальном износе инструмента.Thus, an additional measurement of the frequency and energy of the impacts of the crown on the bottom of the well and the determination of the mechanical strength of the drill fortress from them, which are used to establish rational values of the operating parameters of the drilling process, makes it possible to provide a given interchangeable performance of the drilling module with minimal tool wear.
Формул а изобретени Formulas of the invention
Способ регулировани процесса бурени горных пород, включающий измерение механической скорости бурени v, изменение осевого усили подачи на забой, о т л и- ч а ю щ и и с тем, что, с целью повышени производительности вращательно-ударно- го бурени , задают среднее значение абра- зивности буримых горных пород, измер т частоту и энергию ударов коронки о забой, задают значение параметра О дл каждой крепости породы, определ ют текущее значение крепости буримой породы, как отношение D/v, по которой определ ют и поддерживают рациональные значени параметров процесса бурени .A method of regulating a rock drilling process, including measuring the mechanical drilling speed v, changing the axial feed force to the bottom, and, in addition, in order to increase the productivity of rotary percussion drilling, set the average the abrasiveness value of drillable rocks, measure the frequency and energy of impacts of the crown on the face, set the value of the parameter O for each rock strength, determine the current value of the strength of the drill rock, as the D / v ratio, from which rational values are determined and maintained and drilling process parameters.
Рациональные значени режимных параметров процесса бурени Rational values of operating parameters of the drilling process
Фиг. 1FIG. 1
(И А М А Л О J(AND A M A L O J
±±
г-1- Установ ить начальные Ре Томные параметры fng-1- Set initial Re
измерение ллеханическаиmeasurement of lelechanical
СКО рОС гпиSKO ROS GPI
бурени Ifadrilling ifa
&ычис+ение к ре по с ти породь/ ТРComposition + reagent / TP
11
г-5- Выдезе ниеg-5- Departure
цел.оц BeJMzuHbtfpinteger est BeJMzuHbtfp
У СТАНОвиТЬTO BECOME
режимныеregime
параметрыparameters
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894766067A RU1796769C (en) | 1989-12-05 | 1989-12-05 | Method of rock drilling control |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894766067A RU1796769C (en) | 1989-12-05 | 1989-12-05 | Method of rock drilling control |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1796769C true RU1796769C (en) | 1993-02-23 |
Family
ID=21483125
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU894766067A RU1796769C (en) | 1989-12-05 | 1989-12-05 | Method of rock drilling control |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1796769C (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8145462B2 (en) | 2004-04-19 | 2012-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Field synthesis system and method for optimizing drilling operations |
US8274399B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system having multiple cutting structures |
US9249654B2 (en) | 2008-10-03 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system |
-
1989
- 1989-12-05 RU SU894766067A patent/RU1796769C/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент US N 4266171, НКИ US 3.18/571, опубл. 1981. Патент FR NS 2546963, кл.Е 21 С5/16. Авторское свидетельство СССР № 947405, кл. Е 21 В 45/00, 1982. Авторское свидетельство СССР №1138497„кл. Е 21 С 35/24, 1985. Авербух М.М., Дюков А.И., Бессуднова Н.А. Автоматизаци бурильных установок. Обзорна информаци , М., ЦНИИЭИуголь, 1988, выпуск 24. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8145462B2 (en) | 2004-04-19 | 2012-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Field synthesis system and method for optimizing drilling operations |
US8274399B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system having multiple cutting structures |
US9249654B2 (en) | 2008-10-03 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP1451444B1 (en) | Method and equipment for controlling operation of rock drilling apparatus | |
CA2463603C (en) | Method and arrangement of controlling of percussive drilling based on the stress level determined from the measured feed rate | |
EP1461187B1 (en) | Method and apparatus for monitoring operation of percussion device | |
CA2323950A1 (en) | Method and apparatus for controlling drilling of rock drill | |
AU2002333927A1 (en) | Method and apparatus for monitoring operation of percussion device | |
SE526462C2 (en) | Procedure, program and arrangement for the control of slag drilling | |
JP3821489B2 (en) | Rock drill control method and apparatus | |
RU1796769C (en) | Method of rock drilling control | |
EP2140107B1 (en) | Method and device for controlling at least one drilling parameter for rock drilling | |
CN114041003B (en) | Method and system for estimating wear of drill bit | |
US11448013B2 (en) | Method and apparatus for percussion drilling | |
RU2029859C1 (en) | Method and apparatus to control mode of face hydraulic engine operation during oil well drilling process | |
RU2508447C1 (en) | Method of control over hydraulic face motor under face conditions | |
CN117328850B (en) | Drilling machine control method, device, terminal and storage medium | |
SU960425A1 (en) | Method of controlling the process of drilling blast-holes | |
SU1701897A1 (en) | Method of drilling process control and device for its realization | |
SU1645751A1 (en) | Method of optimization of rock drilling process | |
SU755998A1 (en) | Device for automatic regulating of drilling machine operating mode | |
RU2001123825A (en) | METHOD AND SYSTEM FOR FORECASTING THE WORK OF THE DRILLING RIG FOR THE FORMATION | |
SU651122A1 (en) | Method of optimization of well drilling conditions | |
RU98119437A (en) | METHOD FOR ANALYSIS OF TRAVELING CONDITIONS AND DOWNWELL STATE PARAMETERS |