Ротор. по курсу Нефтегазопромысловое дело

Реферат

Ротор (рис. 1) предназначен для передачи вращения бурильной колонне при роторном бурении или восприятия реактивного крутящего момента колонны создаваемого забойными двигателями при турбинном бурении или при бурении электробуром. Реактивный момент воспринимается квадратными вкладышами 3 надетыми на ведущую трубу и специальным стопорным устройством в створе ротора, при включении которого вращение стола становится невозможным.

Таким образом, находящиеся в скважине бурильные трубы становятся, как бы заторможенными в роторном столе, а вал забойного двигателя вместе с долотом продолжает вращаться, разрушая на забое породу.

Ротор также предназначен и для удержания на весу бурильных и обсадных труб во время их спуска или подъема. Используется он при ловильных и прочих работах, где требуется вращение бурильных труб.

Привод ротора осуществляется через буровую лебедку цепной или карданной передачей от КПП, а также в отдельных случаях от индивидуального привода.

Ротор. по курсу Нефтегазопромысловое дело 1

«Рис. 1 – Внешний вид ротора»

Глава 1. КОНСТРУКЦИИ РОТОРОВ

Ротор (рис. 2) состоит из следующих основных узлов и деталей. Станина 7 является основным элементом ротора. Она представляет собой стальную отливку внутри, которой смонтированы почти все остальные узлы и детали за исключением крышки 1 и цепного колеса 9. Внутренняя полая часть станины является также масляной ванной для конической пары и опор стола ротора.

Стол ротора 2 — это основная вращающаяся его часть, приводящая во вращение при помощи разъемных вкладышей 4 и зажимов 5 ведущую трубу и соединенную с ней спущенную в скважину бурильную колонну. Стол ротора монтируется на двух шаровых опорах — главной 3 и вспомогательной 8.

Главная опора 3 воспринимает осевые статические нагрузки от веса колонны , спущенной в скважину, и действующие динамические нагрузки – радиальную, от передаваемого крутящего момента, и осевую, от трения ведущей трубы о вкладыши при подаче колонны труб, и от веса стола ротора.

Вспомогательная опора 8 стола служит для восприятия радиальных нагрузок от зубчатой передачи и от осевых ударов при бурении или подъеме колонны. В верхней части стол имеет лабиринтные уплотнения между корпусом и столом ротора 2 предупреждающие возможность проникновения бурового раствора внутрь станины и выбрасывание смазки из ротора при вращении стола.

40 стр., 19981 слов

Техника бурения скважин

... случае конечный диаметр скважины должен быть минимально необходимым. При бурении скважины алмазными коронками d к = 46-59мм, при твердосплавном бурении dк = 76мм. Распределение объемов буровых работ по категориям. № ... ствола М. Она должна находиться на глубине ниже 10м от башмака колонны обсадных труб, следовательно, дополнительный ствол забуривается на глубине 230 м. Рассчитывается радиус кривизны ...

Приводной вал 6 установлен в станине на двух роликовых подшипниках, один из которых находящийся рядом с конической шестерней сдвоенный радиально-упорный. На один конец вала насажена коническая шестерня на другой — цепное колесо 9 установленное на консольной части вала вне станины. Это колесо соединено цепью со звездочкой лебедки. Привод во вращение осуществляется включением пневматической муфты.

В некоторых конструкциях буровых установок роторный вал соединен с источником вращения, карданным валом тогда вместо цепного колеса на валу ротора монтируется муфта кардана.

Верхняя крышка 1 образует площадку удобную для работы при спускоподъемных операциях, а также предохраняет внутреннюю часть станины от загрязнения.

Кронштейн 11 предназначен для присоединения механизма подъема и опускания в отверстие ротора клиньев при спускоподъемных операциях.

Разъемные вкладыши 4 состоящие из двух половин закрывают проходное отверстие ротора. Во вкладыши вставляют клинья для спускоподъемных операций, а при бурении — квадратные зажимы ведущей трубы. Зажимы 5 обычно закрепляются болтами на ведущей трубе и вместе с ней опускаются в отверстие разъемных вкладышей.

Ротор. по курсу Нефтегазопромысловое дело 2

«Рис. 2 – Ротор в разрезе»

Стопорное устройство 10 предназначено для фиксирования роторного стола. Рукоятка управления стопорным устройством находится на поверхности крышки стола в специальном углублении, предохраняющем ее от повреждения. Кроме того находясь в углублении она не мешает работе. При переводе рукоятки в рабочее положение выдвигается упор, входящий в одну из специальных лунок на наружной поверхности стола и препятствующий вращению последнего.

Для механизации процессов и облегчения труда рабочих при спускоподъемных операциях современные роторы укомплектовываются пневматическими клиновыми захватами с набором клиньев для бурильных труб различных размеров.

«Таблица 1. Основные параметры и размеры роторов отечественного производства»

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.

Ротор. по курсу Нефтегазопромысловое дело 3

«Рис. 3 – Присоединительные размеры Р560-Ш8»

Глава 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.

Ротор. по курсу Нефтегазопромысловое дело 4

«Рис. 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.

Глава 3. РАСЧЕТ РОТОРОВ

3.1 Выбор исходных данных

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 5ч5. 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 15ч0 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 = 2ч2 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):

на 1-й скорости n1 = 211

на 2-й n2=324

на 3-й n3=513.

Частота вращения стола ротора (в об/мин) соответственно будет

 выбор исходных данных 1

 выбор исходных данных 2 — число зубьев звездочки на роторном валу; up = 2 76— передаточное отношение конической передачи ротора;

 выбор исходных данных 3 об/мин;

Меняя соответственно величину частоты вращения звездочки на трансмиссионном валу можно определить nP2 и nP3:

 выбор исходных данных 4 об/мин;

 выбор исходных данных 5 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:

 выбор исходных данных 6

Откуда:

 выбор исходных данных 7

 выбор исходных данных 8

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.

 выбор исходных данных 9

«Рис. 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 =2ч4. 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:

 выбор исходных данных 10

Здесь  выбор исходных данных 11 — угловая скорость вращения стола ротора. Усилия (в Н) действующие в зубчатом зацеплении:

окружное:

 выбор исходных данных 12

осевое шестерни:

 выбор исходных данных 13

радиальное шестерни:

 выбор исходных данных 14

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:

 выбор исходных данных 15

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.

 выбор исходных данных 16

Расчетное осевое усилие, действующее на главную опору стола:

 выбор исходных данных 17

где G = 20 кН — вес стола и вкладышей ротора У7-560-6; Np — осевое усилие создаваемое трением ведущей трубы о вкладыши Н:

 выбор исходных данных 18

где fc = 0 25ч0 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.

Fa = 20 + 90=110 кН.

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:

Q = (X Fp + Y Fa) k3,

где X и У — коэффициенты радиального и осевого усилий; они определяются по общей методике расчета подшипников в зависимости от соотношения  выбор исходных данных 19 и типа подшипника. Для главной опоры при угле α≥40° принимают Х=0 35 У=0 57 k3 =3. Для стола ротора:

 выбор исходных данных 20

Номинальная долговечность опоры:

 выбор исходных данных 21

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.

Долговечность в часах:

 выбор исходных данных 22

В соответствии с нормами АНИ динамическая нагрузка (в Н) главной опоры должна быть:

 выбор исходных данных 23

Фактически в данном примере для ротора У7-560-6

0 9 ≥ 0 25•1 6 = 0 4.

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:

 выбор исходных данных 24

Допустимая статическая нагрузка главной опоры ротора У7-560-6 Сa=5 2 МН.

Фактический коэффициент запаса по допустимой нагрузке:

 выбор исходных данных 25

что вполне достаточно.

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.

Глава 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»

Точки смазки

Сорт смазки

Указания по смазке

летние условия

зимние условия

Коническое зацепление и нижняя опора

Ванна приводного вала

Масло индустриальное 45

То же

Масло индустрии-альное 12

То же

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

То же

Вспомогатель-ная опора

Смазка универсальная среднеплавкая УС-3

Заправка в количестве 3 л, пополнение по 0,5 л в неделю

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.

 выбор исходных данных 26

«Рис. 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

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/rotor/

  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.