Расчет долговечности ротора

На скоростную характеристику ротора существенно  влияет тип используемого привода. Предпочтительным является электропривод постоянного тока, обеспечивающий беccтупенчатое изменение частоты вращения стола ротора в необходимом диапазоне регулирования. При дизельном приводе и электроприводе переменного тока используются механические передачи, осуществляющие ступенчатое регулирование частоты вращения стола ротора. Число скоростей ротора должно быть достаточным для удовлетворения требований бурения.  
 

4. Мощность  ротора

 

Мощность  ротора должна быть достаточной для вращения бурильной колонны, долота и разрушения забоя скважины: N = (Nх.в + Nд)/η (эта)

где N_х. _в — мощность   на холостое вращение бурильной колонны;  Nд — мощность   на   вращение   долота   и   разрушение забоя; η — к. п. д.ротора = 0.9-0.95

Мощность  на холостое вращение бурильной колонны (момент, передаваемый долоту, равен нулю) расходуется на преодоление сопротивлений вращению, возникающих в системе бурильная колонна — скважина. Сопротивление вращению зависит от длины и диаметра бурильной колонны, плотности промывочной жидкости в скважине, трения труб о стенки скважины. Сопротивление вращению изменяется в зависимости от кривизны и состояния стенок скважины, пространственной формы бурильной колонны, вибраций, вызванных трением и центробежными силами.

Nх.в = c*ρ*d*Ln  10

Где: ρ  – плотность раствора; d – наружный диаметр бурильных труб, м; L – длина бурильных труб, м; n – частота бурильной колонны, об/мин; с – коэффициент, учитывающий угол искривления скважины:

Угол  искривления, градус:        6      6-9       10-25         26-35

Коэффициент, с:               19-29        30-34            35-46          47-52 

Мощность, расходуемая на вращение долота и  разрушение забоя скважины, рассчитывается по следующей формуле:

N_д  = 3.5 k Рд Dд n 10

где     = 0.2-0.3 – для изношенного долота;      = 0.1-0.2 – для нового долота при  бурении в твёрдых породах; Рд — осевая   нагрузка  на долото, кН; п—частота  вращения  долота, 

Дд - диаметр долота, м.

В процессе бурения скважины происходит непрерывно-ступенчатое изменение потребляемой ротором мощности. Это обусловлено последовательным увеличением длины бурильной колонны, ступенчатым уменьшением диаметра используемых долот, а также изменением режимов бурения по мере углубления скважины. Для выбора ротора, удовлетворяющего требованиям бурения скважины определяют  мощности, необходимые для бурения скважины под направление, кондуктор, промежуточные и эксплуатационную колонны.                                                               

По наибольшей полученной величине выбирают расчетную мощность ротора. 
 
 
 

5. Максимальный  вращающий момент

 

Максимальный  вращающий момент (в кН-м) определяют по мощности и

минимальной частоте вращения стола ротора:

Мmах = N*η/n min 

где N мощность ротора, кВт; η — к.  п. д.  ротора;  n min - минимальная частота вращения, об/мин.

Максимальный  вращающий момент ограничивается прочностью бурильной колонны и деталей, передающих вращение столу ротора. 

6. Базовое расстояние

 

Базовое расстояние, измеряемое от оси ротора до первого ряда зубьев цепной звездочки на быстроходном валу ротора, используется при проектировании цепной передачи, передающей вращение от лебедки ротору. 

Основные  параметры роторов, регламентированные ГОСТ 4938-78 и ГОСТ 16293-82, приведены ниже.

 

Частота вращения для всех типоразмеров не более 250 об/мин. Проходной диаметр  диаметр втулки ротора для всех типоразмеров 225 мм.

Параметры по ГОСТ 16293-82. 
 
 

8. Расчёт  долговечности ротора.

Долговечность ротора зависит в основном от величины действующих нагрузок, конструкции и качества его изготовления, монтажа зубчатой передачи и подшипников.

Основные  элементы ротора, определяющие его  долговечность – его коническая зубчатая передача и опоры стола. 

1. Конические  зубчатые колеса

 

Конические  зубчатые колеса передачи изготовляются с круговым или тангенциальным зубом с углом наклона до 30°. Колёса изготовляют из легированных сталей и после нарезки зуба их поверхность подвергают термической обработке до твердости поверхности его рабочих профилей 50-58 HRС. Обработка осуществляется токами высокой частоты либо нагревом пламенем горелки и последующим охлаждением водой.

      Так как окружные скорости конической передачи достигают 15—20 м/с и более, то их изготовляют не ниже 6 степени точности по ГОСТ 1758-81. . В роторах передаточное отношение обычно и = 2,5 - 4. 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 10—20 мм.

Ширина  зубчатых колес для конических передач  b <0,2 Е, где Е — конусная дистанция; ширина шестерен b= (0,15 - 0,2)А, где А — межцентровое расстояние передачи. 

2. Расчёт  главной опоры  ротора.

 

Подшипники  стола ротора – главные элементы, определяющие долговечность ротора.

Долговечность опор ротора обычно принимают 3000 ч при  эквивалентной динамической нагрузке, создаваемой при вращении бурильной  колонны  заданной длины при частоте  вращения её 100 об/мин.

Для определения  срока службы подшипников сначала рассчитывают действующие на опоры усилия (рис.11). Для этого надо найти усилия, действующие в зацеплении: окружное усилие Р, радиальные Q и осевые N.

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.

 

Ри    Рис 11. Расчетная схема ротора

 

Условные  обозначения::

М2 –  крутящий момент на столе ротора;

М1 –  крутящий момент на ведущем валу;

Nр – осевое усилие, создаваемое трением ведущей трубы о вкладыши;

Усилия  действующие в зубчатом зацеплении: окружное – Р, осевое шестерни –  N1, радиальное шестерни – Q1, осевое колеса – N2, радиальное колеса – Q2.

Fa, – постоянное по величине и направлению осевое усилие,;

Fp - постоянная по величине и направлению радиальная нагрузка, действующее на главную опору;

R – радиус приложения нагрузки между ведущей трубой и зажимами;

α –  угол профиля зуба;

φ1- (фи) угол начального конуса шестерни, градус;

d1 -  диаметры шестерни ведущего вала, d2 –диаметр ведомого колеса, d3 – диаметр звёздочки.

Е –  дистанционное расстояние;

     В – ширина зуба; 
 
 
 

     
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Вывод

Основные  направления технического прогресса  в области буровой техники основываются на последних достижениях ведущих инженеров и специалистов в области усоверщенствования и создания нового бурового оборудования. В нефтяной и газовой промышленности особенно широкое применение должно получить бурение скважин уменьшенных и малых диаметров с облегченными конструкциями буровых установок, применение электробуров и малогабаритных турбобуров; первоочередным и неотлояшым делом должно быть осуществление комплексной механизации спуско-подъемных операций в бурении, вышечно-монтажных работ, процессов приготовления и очистки промывочных растворов».

Одна  из характерных черт развития буровой  техники — увеличение мощности буровых установок. Мощность установок для глубокого бурения доходит до 5000 квт и более.

В ближайшие  годы начнется бурение скважин значительно  большей глубины чем существующие. В настоящее время ведутся  подготовительные работы по созданию оборудования для выполнения этой сложной  задачи. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Список  литературы

1. Алексеевский Г. В. Буроэые установки Уралмашзавода. М., Недра
2. Анурьев В. И. Справочник конструктора-машиностроителя. М., Машиностроение, 1982
3. Буровые установки Уралмашзавода. Вып.'2. М., Недра, 1975
4. Ильский А. Л. Оборудование для бурения нефтяных скважин. М., Машиностроение, 1980
5. Лесецкий В. А., Ильский А, Л. Буровые машины и механизмы. М., Недра, 1980