Электропривод ротора
ЭП ротора может быть групповым и индивидуальным.
Групповой привод служит одновременно и для лебедки, и для обеспечения вращения ротора.
Требования к ЭП ротора буровой установки:
1. Должен иметь мягкую механическую характеристику.
2. Должен иметь минимальный момент инерции вращающихся частей.
3. Должен иметь небольшую кратность максимального момента.
Повышению эффективности привода ротора способствует применение электромагнитных муфт различных конструкций, устанавливаемых между двигателем и ротором и служащим для передачи вращения от ведущего вала к ведомому. Пуск и регулирование частоты вращения ротора связаны с потерями энергии в электромагнитной муфте, приводящими к её нагреву.
Электромагнитные муфты позволяют решить следующие задачи:
— регулирование частоты вращения ротора в относительно небольшом диапазоне, определяемом допустимыми потерями в муфте. Для расширения диапазона регулирования частоты вращения могут использоваться муфты с водяным охлаждением;
— ограничение передаваемого момента и защиту бурильных труб от поломки;
— плавное закручивание и раскручивание бурильных труб;
— дают возможность кратковременного получения высокого значения момента на низкой скорости при ликвидации аварий;
— снижение частоты включения и отключения электропривода.
Существуют следующие виды электромагнитных муфт: электромагнитные муфты скольжения, индукционные электромагнитные муфты и электропорошковые муфты.
Режим работы приводного двигателя ротора продолжительный, а мощность, которую он должен развивать в процессе бурения, складывается из мощности потерь в механизмах привода, установленных на поверхности, из мощности, необходимой для холостого вращения колонны бурильных труб в скважине, а также мощности на долоте.
Для расчета отдельных составляющих мощностей существует эмпирические формулы. При этом мощность холостого хода вращения колонны бурильных труб зависит от частоты вращения, длины и диаметра бурильных труб, качества промывочной жидкости, диаметра и кривизны скважины. Среднее значение мощности на долоте зависит от осевой нагрузки на долото, угловой скорости инструмента, количества и качества промывочной жидкости, типа, размера и состояния долота, а также свойств разбуриваемых пород.
Мощность на долоте можно также определить по удельному расходу мощности на единицу площади забоя, которая для роторного бурения принимается равной 35-150 Вт/см 2 .
Мощность потерь в механизмах привода зависит от типа, состояния оборудования и частоты вращения.
Передача энергии долоту с поверхности через колонну бурильных труб вызывает значительные потери мощности и снижает КПД всего процесса бурения, особенно при больших глубинах.
В процессе бурения неоднородных пород момент сопротивления непрерывно изменяется. Колебания момента сопротивления на долоте передаются с высокой скоростью по колонне стальных бурильных труб приводному двигателю ротора в виде упругих волн кручения, продольных колебаний и других возмущений.
В результате отражения волн кручения, вызванных заклиниванием долота, напряжения кручения могут вызвать поломку труб. Напряжения кручения в трубах при мягкой механической характеристике привода будут меньше, чем при жесткой.
При заклинивании долота, когда низ колонны бурильных труб неподвижен, а ротор продолжает вращаться, закручивая трубы, момент двигателя может достигать максимального значения. Чтобы ограничить при этом напряжение кручения в трубах, следует ограничить момент от двигателя к ротору. Этого можно достигнуть, применяя двигатель с кратностью максимального момента 
.
С заклиниванием долота связан и процесс передачи колонне бурильных труб кинетической энергии, запасенной во вращающихся частях поверхностного оборудования привода ротора. Для уменьшения кинетической энергии, передаваемой трубам, целесообразно иметь привод ротора с минимальным моментом инерции вращающихся частей.
Оптимальные значения частоты вращения ротора целесообразно определять экономическим расчетом исходя из минимальной стоимости 1 м проходки скважины.
Как показал опыт эксплуатации буровых установок, бесступенчатое регулирование частоты вращения ротора при бурении глубоких скважин в диапазоне 5:1-7:1 может обеспечить увеличение механической скорости бурения до 30 % и рейсовой скорости до 20 %. Регулировать частоту вращения целесообразно при постоянном моменте. Привод должен иметь оперативный реверс, так как с помощью ротора выполняются аварийные и некоторые вспомогательные работы.
В буровых установках, рассчитанных на небольшие глубины бурения и ранних лет выпуска, применяется групповой ЭП лебедки и ротора. При этом приводные двигатели при роторном бурении оказываются недогруженными, так как приводная мощность лебедки больше приводной мощности ротора.
Во вновь разрабатываемых буровых установках обычно предусматривают индивидуальный ЭП ротора. В буровой установке Уралмаш -5000Э используется регулируемый индивидуальный привод ротора по системе «генератор-двигатель» (Г-Д). Трехмашинный преобразовательный агрегат состоит из генератора (400 кВт, 460 В), вращаемого синхронным двигателем (500 кВт, 6 кВ, 1000 об/мин) и двигателя постоянного тока привода ротора (250 кВт, 350 В). Обмотка возбуждения генератора питается от реверсивного однофазного тиристорного преобразователя, управляемого магнитным усилителем.
Система Г-Д позволяет регулировать скорость вращения ЭД, как вверх от номинальной (изменяя магнитный поток обмотки возбуждения двигателя), так и вниз от номинальной (изменяя магнитный поток обмотки возбуждения генератора).
В схеме управления предусмотрены защиты и блокировки от превышения тока в якорной цепи генератора и двигателя, исчезновения поля двигателя, отключения асинхронных электродвигателей вентиляторов охлаждения. Двигатель вращает ротор через двухскоростную механическую передачу, что обеспечивает работу и в рабочем и аварийном режимах при требуемых скоростях и моментах. Путем применения различных обратных связей в системе автоматического управления формируются требуемые статические и динамические характеристики привода.
В последнее время для питания двигателя ротора используют силовые тиристорные преобразователи (система ТП-Д), положенные в основу регулируемого привода постоянного тока.
Система управления электроприводом построена по принципу подчиненного управления и включает в себя контур регулирования ЭДС двигателя и подчиненный ему контур регулирования тока. Регулятор ЭДС – пропорциональный (П-регулятор), регулятор тока – пропорционально-интегральный (ПИ-регулятор).
Управление электроприводом осуществляется сельсинным командоаппаратом. Механическая характеристика такого привода мягкая и представлена на рис. 2 (АВ – рабочий участок).
Источник
Роторы
Ротор нужен для осуществления вращения бурильной колонны (подвешенной), а так же при бурении забойными двигателями с помощью ротора осущес
ИА Neftegaz.RU. Роторы
Ротор нужен для осуществления вращения бурильной колонны (подвешенной), он также необходим при бурении забойными двигателями (с его помощью осуществляется восприятие реактивного крутящего момента) и при проворачивании инструмента в ходе ловильных работ. Роторы также эффективны при поддержании обсадных труб или бурильных колонн на весу.
Роторы выглядят как конический редуктор с зубцами. Коническое колесо аппарата соединено со столом и насажено на втулку, а ось стола расположена по оси скважины. Ротор так же используют для свинчивания и развинчивания труб.
Ротор — один из основных механизмов буровой установки, поэтому существует несколько его классификаций.
Роторы могут различаться по диаметру проходного отверстия, по мощности и по допускаемой статистической нагрузке
Известна классификация по конструкторской характеристике : роторы неподвижные и перемещающиеся возвратно-поступательно относительно устья скважины. Перемещение происходит в вертикальном направлении.
Важнейшая технологическая компонента ротора — привод.
Привод может запускаться посредством:
цепных, карданных и зубчатых передач от буровой лебедки
индивидуального двигателя
коробки смены передач
Привод ротора обусловливает различное изменение скоростей и моментов вращения.
Оно может быть:
ступенчатым
непрерывно-ступенчатым
непрерывным
В буровых установках привод ротора управляется с помощью цепной трансмиссии от лебедки или КПП карданной передачи. При установке лебедки ниже пола буровой управление осуществляется дополнительной трансмиссией от лебедки.
Состав роторной установки:
Ротор состоит из станины с расточкой для стакана со смонтированным приводным валом. На столе и станине ротора расположены кольцевые проточки. Они образуют лабиринтные уплотнения для защиты масляной ванны от попадания в нее раствора. В станине так же установлен упорный подшипник, а снизу — вспомогательный подшипник. Вспомогательный подшипник ротора предназначен для центрирования стола ротора и восприятия направленных вверх нагрузок. Снизу установлено специальное лабиринтное колесо, предохраняющее попадание раствора в масляную ванну.
В табл. 30 приведена техническая характеристика роторов, изготавливаемых ВЗБТ и ПО «Уралмаш».
На рисунке показан ротор Р-560.
На сегодняшний день активно эксплуатируются следующие модификации роторов ПО «Уралмаш»: Р-700, Р-950 и Р-1260
Для них характерны следующие конструкторские новшества:
надежное лабиринтное уплотнение масляной ванны (это повышает эксплуатационный срок зубцов ротора и основной опоры стола)
стопорное устройство способно фиксировать стол (это также это повышает эксплуатационный срок зубцов ротора, продлевает срок службы опор)
зубчатые колеса характеризуются повышенной точностью и плавностью зацепления
Источник
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Привод — ротор
Привод ротора — от электродвигателя асинхронного типа через втулочно-пальцевую муфту, одна полумуфта которой служит тормозным шкивом. [1]
Привод ротора осуществляется от электродвигателя через клиноременную передачу. [2]
Привод ротора ( 9) и механизмов подачи и выдачи стеклянных трубок осуществляется комплектом ПМЦ5М7 через электромагнитную муфту и главный вал, на котором установлены кулачки, передающие движение толкателям таблеток и пробок. [3]
Привод роторов и ленты является общим. Ведущая ветвь цепной передачи от роторов к конвейеру проходит через точку подвески конвейера, в результате чего момент, создаваемый тяговым усилием относительно опоры, всегда равен нулю и на датчик массы не действует момент сопротивления движению ленты. [4]
Привод ротора осуществляется посредством цепных, карданных и зубчатых передач от буровой лебедки, коробки перемены передач либо индивидуального двигателя. В зависимости от привода роторы имеют ступенчатое, непрерывно-ступенчатое и непрерывное изменение скоростей и моментов вращения. Для восприятия реактивного крутящего момента они снабжаются стопорными устройствами, установленными на быстроходном валу либо столе ротора. Подвижные детали смазываются разбрызгиванием и принудительным способом. Поставляются роторы в двух исполнениях — с пневматическим клиновым захватом ПКР для удержания труб и без ПКР. [5]
Привод ротора ( центрифуги) с реактивным и с активным приводом, причем наиболее распространены центрифуги с гидрореактивным приводом, построенным по принципу сеглерова колеса. Очищенная жидкость поступает из ротора через заборные трубки, расположенные на полой выходной оси ротора, к двум расположенным тангенциально к оси ротора и диаметрально противоположно друг к другу насадкам ( соплам) а ( рис. 335, б); реактивные силы потока жидкости, вытекающей из этих сопел, создают момент, приводящий ротор с заполняющей его жидкостью во вращение со скоростью 6000 — 7000 об / мин. [6]
Привод ротора осуществляется посредством цепных, карданных и зубчатых передач от буровой лебедки, коробки передач либо индивидуального двигателя. [7]
Привод ротора выполняется: I-цепной передачей от буровой лебедки; 2-карданной передачей от отдельного двигателя; 3-карданной передачей через редуктор от общей трансмиссии; 4-цепной передачей от отдельного двигателя; 5-непосредственно от электродвигателя с помощью муфты. [8]
Привод ротора цепной, с компенсацией длины цепи при подъеме и опускании ротора натяжным роликом, оттягиваемым пружиной. Это позволяет отказаться от второй цепной передачи. [10]
Привод ротора — электрический, включает два двигателя мощностью по 40 кВт каждый. Принудительная подача ведущей трубы производится двумя гидродомкратами, развивающими усилие 12 тс. На нижнем конце внутренней секции телескопической ведущей трубы устанавливается ковшовый бур J с днищем, автоматически открывающимся при разгрузке. [11]
Привод ротора осуществляется от трансмиссионного вала через реверсируемый редуктор и цепную передачу. Реверсирование ротора предусмотрено для возможности работы с бурильными трубами как с левой, так и с правой замковыми резьбами. Для оперативной перестройки работы ротора ( независимо от привода подъемной лебедки) служит цепное колесо привода ротора, расположенное на выходном валу редуктора, которое включается пневматической фрикционной муфтой. [12]
Привод ротора от коробки скоростей предусмотрен, например, при бурении лебедкой СБГЛ1 — 8 ( конструкция инж. [13]
Привод ротора должен быть реверсивным. [14]
Источник
Реферат: Понятие ротора
| Название: Понятие ротора Раздел: Промышленность, производство Тип: реферат Добавлен 08:12:37 17 июня 2011 Похожие работы Просмотров: 487 Комментариев: 22 Оценило: 4 человек Средний балл: 4.5 Оценка: неизвестно Скачать | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Параметры | Р560-ШВ «Бакинец» | У7-520-3 | У7-560-6 | У7-760 |
| Максимальная статическая нагрузка на стол, МН | 1,6 | 2,0 | 3,2 | 4,0 |
| Максимальный вес бурильной колонки, МН | 1,0 | 1,3 | 2,0 | 3,0 |
| Максимальная передаваемая мощность, кВт | 260 | 400 | 360 | 600 |
| Максимальная частота вращения стола ротора, об/мин | 320 | 300 | 250 | 230 |
| Проходное отверстие стола ротора, м | 0,56 | 0,52 | 0,56 | 0,76 |
| Число зубьев конической косозубой передачи: | ||||
| ведущей шестерни | 21 | 18 | 18 | 23 |
| венца | 58 | 58 | 65 | 72 |
| Расстояние от центра стола до средней плоскости цепного колеса, мм | 1370 | 1370 | 1370 | 1650 |
| Передаточное отношение | 2,76 | 3,22 | 1,51 | 3,13 |
| Опоры: | ||||
| основная — число шаров диаметром 75 мм | 26 | 25 | 31 | 36 |
| вспомогательная — число шаров диаметром 50 мм | 26 | 24 | 36 | 36 |
| Габаритные размеры, мм: | ||||
| длина | 2310 | 2250 | 2270 | 1750 |
| ширина | 1350 | 1400 | 1610 | 1200 |
| высота | 775 | 750 | 750 | 750 |
| Масса ротора, т | 4,0 | 4,8 | 6,6 | 5,9 |
Диаметр отверстия в столе ротора определяет проходной размер долота и характеризует основные размеры ротора. Максимально допустимая нагрузка определяет нагрузочные возможности ротора. Между допустимой нагрузкой и диаметром отверстия существует соотношение, при котором ротор с определенным диаметром отверстия, как правило, соответствует нагрузкам, определяемым конструкцией скважины.
Присоединительными размерами ротора, обеспечивающими его взаимозаменяемость, считаются: базовое расстояние А (рис. 3), диаметр конца приводного вала d=150; диаметр отверстия в столе ротора D = 560; присоединительные размеры вкладышей Б = 580, зажимов для ведущей трубы, клиновых захватов для бурильных и обсадных труб. Присоединительные размеры для различных роторов нормализованы.
Рисунок 3 – Присоединительные размеры Р560-Ш8
2 ПНЕВМАТИЧЕСКИЕ КЛИНОВЫЕ ЗАХВАТЫ, ВСТРОЕННЫЕ В РОТОР
Применение пневматических клиновых захватов облегчает труд буровых рабочих и ускоряет процесс спускоподъемных операций.
Пневматические клиновые захваты (рис. 4) предназначены для механизированного захвата и удержания на весу бурильных труб в столе ротора при спускоподъемных операциях и обсадных труб при спуске в скважину. Пневматические клинья, встраиваемые в ротор, выпускаются в настоящее время почти для всех роторов глубокого эксплуатационного и разведочного бурения.
Рисунок 4 – Пневматический клиновый захват
Механизм состоит из корпуса 6, двух вкладышей 5, четырех клиньев 3, подвешенных к направляющим 2, связанных между собой снизу кольцом 7, державок 4, пневматического цилиндра 9, предназначенного для подъема и опускания клиньев при помощи рычага 8, и крана управления 1. Четыре клина 3 предварительно собирают вместе и с помощью державок 4 присоединяют к верхним концам направляющих.
Таблица 2 Техническая характеристика
| Диаметр пневматического цилиндра, мм | 200 |
| Ход поршня, мм | 255 |
| Ход клиньев, мм | 414 |
| Рабочее давление воздуха, МПа | 0,7-0,8 |
| Управление педальным краном | С поста бурильщика |
| Диаметр труб, мм | 114, 127, 140, 168 |
| Допустимая нагрузка на клинья при поддержании бурильных и обсадных труб с толщиной стенки 8 мм, МН: | |
| трубы группы прочности Д | 0,9 |
| трубы группы прочности Е | 1,25 |
| трубы группы прочности Л | 1,45 |
| трубы группы прочности М | 1,60 |
Клиновые захваты выпускаются двух типов: ПКР-У7 и ПКР-Ш8. Конструкции их одинаковы, различаются они в основном наружным диаметром корпуса.
Долговечность ротора зависит в основном от величины действующих нагрузок, конструкции и качества его изготовления, монтажа зубчатой передачи и подшипников.
Конические зубчатые колеса передачи изготовляются со спиральным или косым зубом с углом наклона β≤10°С, твердость поверхности его рабочих профилей должна быть не ниже HRC 45. Так как окружные скорости конической передачи достигают 15—20 м/с и более, передача изготовляется не ниже чем по третьему классу точности. В роторах передаточное отношение обычно u=2,5÷5. Поскольку размеры ведомого колеса определяются конструктивно диаметром проходного отверстия стола ротора, число его зубьев выбирается в зависимости от модуля, полученного расчетным путем, и передаточного отношения. Модуль конической пары обычно равен 12—16 мм.
Ширина зубчатых колес для конических передач b≤0,2 Е, где Е — конусная дистанция; ширина шестерен b = (0,15÷0,2)A, где А — межцентровое расстояние передачи.
В опорах ведущего вала применяют роликовые подшипники почти всех типов. Наиболее нагруженными радиальными усилиями являются подшипники, установленные у ведущего конического колеса. Осевые усилия в ведущем валу воспринимаются сдвоенным коническим или сферическим радиальным роликоподшипниками, которые ограничивают от осевых перемещений. При применении конических подшипников ведущий вал монтируют в стакане, так как необходимо осуществлять регулировку конической передачи и осевого зазора подшипника. Регулировку обычно осуществляют набором тонких металлических пластин, устанавливаемых между фланцем стакана и крышкой.
Действующие на опоры нагрузки определяются общепринятыми в деталях машин методами. Размеры опор стола ротора выбираются по конструктивным соображениям, в зависимости от диаметра проходного отверстия ротора, а число шаров и их диаметр — в зависимости от величин действующих нагрузок. Долговечность подшипников определяется по эквивалентным нагрузкам, по которым затем находят условную нагрузку, действующую на подшипник.
Для роторов динамический коэффициент k1 = 2÷2,5.
3.2 Определение частоты вращения стола ротора при приводе от вала буровой лебедки ЛБУ-1400
Число зубьев ведущего цепного колеса лебедки трансмиссии ротора zбз =27.
Частота вращения этого колеса (в об/мин):
Частота вращения стола ротора (в об/мин) соответственно будет
,
— число зубьев звездочки на роторном валу; up = 2,76— передаточное отношение конической передачи ротора;
об/мин;
Меняя соответственно величину частоты вращения звездочки на трансмиссионном валу, можно определить nP 2 и nP 3 :
об/мин;
об/мин.
Если при ловильных работах необходимо уменьшить частоту вращения роторного стола до 50 об/мин, то, чтобы не изменять кинематическую схему лебедки, надо увеличить число зубьев на цепном колесе приводного вала ротора (в нашем случае на колесо с большим числом зубьев). Определяем, с каким числом зубьев следует поставить новое цепное колесо:
,
3.3 Расчет главной опоры ротора
Подшипник стола ротора так же, как и зубчатая передача, является основным элементом, определяющим долговечность и надежность ротора.
В опорах ведущего вала применяются стандартные роликоподшипники качения, их расчет аналогичен расчету опор валов общего машиностроения. Для выбора подшипников и определения их срока службы сначала рассчитывают действующие на опоры усилия (рис. 5). Для этого надо найти усилия, действующие в зацеплении: окружное усилие Р, радиальные Q и осевые N.
Рисунок 5 – Расчетная схема ротора
При расчете роторов обычно условно принимают, что привод ведущего вала всегда осуществляется цепной передачей при минимальном диаметре ведущей звездочки, к. п. д. ротора η = 0,9, коэффициент запаса kз =2÷4. За расчетный режим принимается частота вращения стола np =100 об/мин, срок службы Lh = = 3000 ч при длительно действующем эквивалентном моменте на столе ротора M2 .
Для определения долговечности опор ротора устанавливают исходные параметры для расчета.
Расчетная частота вращения стола ротора np =100 об/мин; расчетный крутящий момент на столе ротора M2 , Н•м.
Например, для бурения скважины глубиной 5000 м с использованием ротора У7-560-6 необходима мощность N=500кBт. Крутящий момент на столе ротора при частоте вращения np = 100 об/мин:
Здесь 
— угловая скорость вращения стола ротора. Усилия (в Н), действующие в зубчатом зацеплении:
где M1 и M2 — крутящий момент на ведущем и ведомом валах, Н•м; d1 и d2 — средний расчетный диаметр шестерни колеса, м; α —угол профиля зуба; в нормальном сечении обычно α =20°.
В формуле (VI.6) знак « + » берется, когда направления наклона зуба и вращения создают осевое усилие, направленное от вершины к основанию конической шестерни; знак « – » — при противоположном направлении этого осевого усилия.
Осевая N2 и радиальная Q2 составляющие нагрузки на коническом колесе соответственно равны и противоположны по знаку составляющим M1 и Q1 на сопряженной шестерне.
Окружное усилие для ротора У7-560-6:
Диаметр конического колеса ротора У7-560-6 d2 =0,975 м.
Так как плоскость действия силы Р почти совпадает с плоскостью центров тел качения главной опоры, можно принять, что радиальное усилие, действующее на опору, равно окружному усилию на колесе, т. е.
Расчетное осевое усилие, действующее на главную опору стола:
где G = 20 кН — вес стола и вкладышей ротора У7-560-6; Np — осевое усилие, создаваемое трением ведущей трубы о вкладыши, Н:
где fc = 0,25÷0,3 — коэффициент трения ведущей трубы о зажимы ротора; при скольжении; R = 0,1 м — радиус приложения нагрузки между ведущей трубой и зажимами; k3 =0,6 — коэффициент эквивалентности нагрузки.
Главная опора стола ротора и одна из опор ведущего вала рассчитываются из условия одновременного действия радиальной и осевой нагрузок.
Для упорно-радиальных подшипников стола ротора расчетная эквивалентная нагрузка:
где X и У—коэффициенты радиального и осевого усилий; они определяются по общей методике расчета подшипников в зависимости от соотношения 
и типа подшипника. Для главной опоры при угле α≥40° принимают Х=0,35, У=0,57, k3 =3. Для стола ротора:
Номинальная долговечность опоры:
где С0 =900 кН — динамическая нагрузка подшипника ротора У7-560-6; р — показатель степени, для шариков р=3, для роликов p=10/3. В роторе У7-560-6 опора шариковая.
В соответствии с нормами АНИ динамическая нагрузка (в Н) главной опоры должна быть:
Фактически в данном примере для ротора У7-560-6
Вес бурильной колонны для скважины глубиной 5000 м Qбк =1,6 МН.
Главная опора также проверяется на статическую нагрузку, поскольку на нее устанавливают колонны в период спуска и подъема.
Требуемая допустимая статическая нагрузка подшипника:
Допустимая статическая нагрузка главной опоры ротора У7-560-6 Сa =5,2 МН.
Фактический коэффициент запаса по допустимой нагрузке:
На стол ротора может устанавливаться обсадная колонна весом до 3,2 МН при коэффициенте запаса 1,6.
Если допустимые динамическая и статическая нагрузки подшипника главной опоры не известны, то их определяют по общеизвестной методике.
4 ЭКСПЛУАТАЦИЯ И МОНТАЖ РОТОРОВ
Надежная и длительная работа ротора во многом зависит от правильности его монтажа и эксплуатации. Ротор устанавливается в специальных пазах блока вышечного основания, а там, где есть шахтовые брусья, то в пазах этих брусьев. Глубина базы должна быть не менее 100 мм. Горизонтальность стола следует тщательно проверять уровнем. Центр проходного отверстия ротора должен строго совпадать с геометрическим центром вышки и скважины.
При монтаже ротора необходимо обращать внимание на то, чтобы ведущее цепное колесо на валу лебедки и ведомое колесо, закрепленное на роторном валу, находились в одной плоскости. Параллельное смещение допускается не более 0,5 мм на 1 м длины цепи.
Важно, чтобы расстояние от торца верхней трубы обсадной колонны, спущенной в скважину, до нижнего лабиринтного уплотнения стола было бы не менее 600—700 мм. При более близком расстоянии возможность проникновения бурового раствора во внутреннюю полость ротора увеличивается. У новых роторов или поступивших на буровую после капитального ремонта необходимо проверить наличие смазки и ее качество. Затем один рабочий должен провернуть стол на несколько оборотов: если стол вращается свободно (без рывков), то его следует проверить на вращение от силового привода в течение 15—20 мин, наблюдая за плавностью работы и температурой.
В первые 2—3 дня работы надо тщательно следить за состоянием смазки и температурой корпуса ротора и не допускать ее повышения более чем до 80° С.
В тех случаях, когда роторы поступают после бурения предыдущей скважины, необходимо спустить старое масло, промыть внутреннюю полость ротора и залить свежее масло. Если на предыдущей буровой наблюдались нагрев корпуса, рывки и стуки, следует поднять стол, вынуть роторный вал, промыть опоры и осмотреть их, затем собрать ротор, отрегулировать зубчатое зацепление и установить предохранительный щит.
Уход за ротором, в процессе эксплуатации заключается в следующем:
1) промывке ротора водой снаружи и снятии с него посторонних предметов;
2) проверке состояния стопорного механизма (закрытый стопор при эксплуатации вызовет поломку механизмов);
3) осмотре вкладышей и зажимов ротора, которые должны быть закреплены защелками (защелки должны свободно проворачиваться от руки);
4) проверке стола до закладки зажимов — стол должен вращаться свободно и без рывков;
5) креплении болтов и затягивании гаек;
6) смазка цепи привода ротора и установлении предохранительного щита;
7) проверке уровня и качества масла.
При смене ротора необходимо соблюдать меры предосторожности: поднимать и перемещать ротор надо с помощью талевой системы; при подъеме ротор должен быть подвешен в трех точках, чтобы исключить его переворачивание с одной стороны на другую, что может вызвать травмирование рабочих.
Смазка зубчатой передачи и основной опоры осуществляется из общей центральной ванны, куда масло заливается через специальное отверстие, закрываемое пробкой. В пробку вставляется щуп, с помощью которого определяется уровень масла в ванне.
Как правило, подшипники приводного вала имеют отдельную изолированную ванну, в которую заливается масло через второе отверстие.
Масло из ванны сливается через спускное отверстие, расположенное в нижней ее части (обычно под заправочными отверстиями), что позволяет сливать отработанное масло и промывать ротор, не снимая его с устья скважины.
Таблица 3 Указания по смазке ротора
Коническое зацепление и нижняя опора
В ванну заливается масло в коли-честве, соответствующем инструк-ции завода. Пополнение по мере надобности. Уровень контролируется щупом. Смена масла не реже одного раза в два месяца
В некоторых конструкциях вспомогательную опору смазывают консистентной смазкой при помощи шприца-масленки. Карта смазки ротора приведена в табл. 3.
4.1 Индивидуальный привод ротора
В большинстве конструкций буровых установок привод ротора цепной или карданной передач осуществляется через лебедку от главного привода, мощность которого достигает 800 кВт.
Индивидуальный привод ротора (ПИР) предназначен для роторного бурения скважин в целях освобождения буровой лебедки от функций передаточного механизма между силовым приводом и ротором. Этот привод устанавливают в буровой перпендикулярно к приемным мосткам; он соединяется карданным валом непосредственно с валом ротора.
Было создано несколько типов таких приводов: ПИР-1-4; ПИР-2-4, агрегат форсированного бурения и др. Применение индивидуальных приводов позволило более правильно использовать буровую установку, уменьшить шум в буровой вследствие устранения роторной цепи, увеличить частоту вращения роторного стола, экономить электроэнергию и др.
В настоящее время в связи с бурением скважин на большие глубины, особенно в осложненных условиях, создан индивидуальный привод ротора ПИРШ4-2А (рис. 6), применяющийся на промыслах Азербайджана при бурении скважин роторным способом. Он состоит из рамы-салазок 1, на которых смонтированы ротор 2, коробка перемены передач 3, два электродвигателя 4. Соединение ротора с коробкой перемены передач, а последней с электродвигателями осуществляется при помощи полужестких муфт 5.
Установленные на жесткой раме агрегаты прикреплены к ней болтами и строго центрированы. Ротор агрегата не отличается от серийного, за исключением того, что на консольной части вала цепное колесо имеет развитую ступицу, переходящую в ведомую часть полужесткой муфты, соединяющей ротор с коробкой перемены передач. Последняя представляет собой трехвальную коробку с одним коротким валом, предназначенным для присоединения второго электродвигателя. Ко второму валу присоединяется второй электродвигатель. В центре между этими валами в двух подшипниках находится основной вал, который передает ротору мощность от обоих двигателей через четыре передачи.
Рисунок 6 – Индивидуальный привод ротора ПИРШ4-2А
Таблица 4 Техническая характеристика ПИРШ4-2А
| Максимальная глубина бурения, м | 5000 |
| Мощность привода, кВт | 320 |
| Электродвигатель: | |
| тип | АКБ-104-3 |
| мощность, кВт | 160 |
| частота вращения вала, об/мин | 730 |
| Число скоростей ротора | 4 |
| n1 | 70 |
| n2 | 140 |
| n3 | 220 |
| n4 | 320 |
| Габаритные размеры, м: | |
| длина | 7,425 |
| ширина | 2,30 |
| высота | 1,59 |
| Масса агрегата, т | 14 |
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Лесецкий В. А. Буровые машины и механизмы: Учеб. для техникумов/ В.А. Лесецкий, А. Л. Ильский — 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1980. — 391 с.
2. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра, 1988.-501 с.
3. Северинчик Н.А. Машины и оборудование для бурения скважин. — М.: Недра, 1986. — 368 с.
4. Поляков В.П., Смирнов В.Н., Константинов А.А. Буровые установки завода Баррикады. — М.: Недра, 1972. — 288 с.
5. Бочарников В.Ф., Чижиков Ю.Н. Методические указания по курсовому проектированию для студентов специальности 1702 «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов». — Тюмень, ТюмИИ, 1991, 31 с.
6. Калмыков Н.Н., Стефанов Ю.А., Яковлев А.И. Буровая техника и технология за рубежом. — М.: Недра, 1968. — 318 с.
7. Ильский А.Л. Расчет и конструирование бурового оборудования. Учебник для ВУЗов.- М. Недра, 1985-452с.
Источник
