Читайте также: |
|
В залежності від способу обертового буріння змінюються вимоги, які висуваються до електропривода ротора. Якщо при бурінні заглибними двигунами ротор використовується в основному для виконання допоміжних операцій, то при роторному бурінні через ротор передається основна операція – обертання долота.
Режим роботи двигуна ротора – тривалий, а потужність , яку він повинен розвивати в процесі буріння, можна виразити формулою:
,
де - потужність, яка затрачується безпосередньо на буріння (включаючи втрати тертя долота);
- потужність, яка необхідна для покриття втрат в буровій установці (сума втрат в поверхневому обладнанні і на тертя колони бурових труб об стінки свердловини й рідину, а також втрати на вібрацію колони).
Значення потужності може бути орієнтовно визначено по питомій витраті потужності на 1 см2 площі вибою, яку можна прийняти в залежності від грунту 35¸150 . Для практичних розрахунків часто приймають = = 100 кВт.
Потужність при роторному бурінні складає до 80 % потужності, яка споживається приводним двигуном. Для її розрахунку користуються формулами Плюща і Федорова, які були отримані в результаті обработки експериментальних даних:
- формула Плюща;
- формула Федорова,
де , , - коефіцієнти, які характеризують тип наземного обладнання (приводяться в довідникових даних на обладнання);
ω - кутова швидкість обертання.
При роторному бурінні привод ротора повинен мати м’яку механічну характеристику, по можливості мінімальний момент інерції і обмежений максимальний момент. При заклинюванні долота, коли низ колони бурових труб стає нерухомим, а ротор продовжує обертання, закручуючи труби, момент двигуна може досягти максимальної величини. Для обмеження механічних напруг в трубах й захисту їх від поломок необхідно обмежувати момент, що передається від двигуна до ротора. Це досягається застосуванням двигунів з невеликою перевантажувальною здатністю λ або використанням в приводі ротора датчиків обмеження моменту.
В більшості бурових установок застосовується груповий привод лебідки і ротора. Приводна потужність лебідки значно більше приводної потужності ротора, тому при роторному бурінні приводні двигуни виявляються недовантаженими. В деяких приводних установках передбачений індивідуальний привод ротора.
Безступінчасте регулювання частоти обертання ротора при бурінні глибоких свердловин може забезпечити збільшення механічної швидкості буріння до 30%. Діапазон регулювання частоти обертання, визначений техніко-економічним розрахунком, складає 5:1 – 7:1. Регулювання частоти обертання доцільно виконувати при постійному моменті.
Оскільки за допомогою ротора виконуються аварійні і деякі допоміжні роботи, привод ротора повинен мати оперативний реверс.
Дата добавления: 2015-10-23; просмотров: 144 | Нарушение авторских прав
<== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
Електропривод бурової лебідки | | | Схема керування асинхронним двигуном з фазним ротором |