Розрахунок і вибір основних параметрів

Параметри ротора визначають виходячи з конструкції свердловини, компоновки бурильної колони і вимог, що ставляться технологіями буріння і кріплення свердловин.

Діаметр прохідного отвору в столі ротора повинен бути достатнім для спуску доліт і обсадних труб, що використовується при бурінні і кріпленні свердловини. Для цього необхідно, щоб отвір в столі ротора був більшим від діаметра долота при бурінні під напрямок:

де — діаметр прохідного отвору в столі ротора;

— діаметр долота при бурінні під направлення свердловини;

— діаметральний зазор, необхідний для вільного проходу долота ( = 30-50 мм).

Діаметр доліт залежить від конструкції свердловин. В глибоких свердловинах діаметр направлення звично зростає внаслідок збільшення кількості проміжних колон. Нижче наведені найбільш поширені діаметри напрямків і доліт для буріння свердловини під направлення.

Із наведених даних випливає, що діаметри направлень і відповідних їм доліт для розглядуваних глибин свердловин обмежуються визначеними межами. Завдяки цьому можна використовувати в бурових установках сусідніх класів ротори, які мають однаковий діаметр прохідного отвору, і скоротити відповідно їх номенклатуру.

Ротори, які застосовуються для буріння свердловин на морі, мають більш широкий прохідний отвір, який вибирається за діаметром водовіддільної колони, зв'язуючої підводне гирлове обладнання з буровим кораблем. Прохідний отвір вставок стола ротора повинен бути достатнім для проходу бурильної колони при спуско-підіймальних операціях. Виходячи з найбільших діаметрів (203 мм) бурильних замків (ЗШ-203) і обважених бурильних труб, отвір вставок стола роторів всіх типорозмірів прийнято рівним 225 мм.

Допустиме статичне навантаження на стіл ротора повинно бути достатнім для утримання в нерухомому стані найважчої обсадної колони, що застосовується в заданому діапазоні глибин буріння. В більшості випадків важчими виявляються проміжні колони обсадних труб, вага яких для деяких конструкцій свердловини наближується до значення допустимого навантаження на гаку бурової установки. Тому паспортне значення допустимого статичного навантаження на стіл ротора звично співпадає з величиною допустимого навантаження на гаку, прийнятого для бурових установок відповідного класу.

Поряд з цим допустиме статичне навантаження не повинно перевищувати статичної вантажопідйомності підшипника основної опори стола ротора. Виходячи з розглянутих умов, можна записати

де — маса найважчої колони обсадних труб, що застосовується в заданому діапазоні глибин буріння;

— допустиме статичне навантаження на стіл ротора;

— статична вантажопідйомність підшипника основної опори стола ротора.

Підшипники опор стола ротора, як вказувалось раніше, підбирають за діаметром прохідного отвору. Основні розміри і орієнтовні розрахункові параметри упорно-радіальних шарикопідшипників, які застосовуються в основній опорі стола бурових роторів, наведені в табл. 7.1.

З наведених в табл. 7.1 даних випливає, що упорно-радіальні кулькові підшипники, вибрані за діаметром прохідного отвору стола ротора, забезпечують більший ніж 1,5-разовий запас у відношенні до допустимого статичного навантаження на стіл ротора.

Частоту обертання стола ротора вибирають у відповідності до вимог, що ставляться технологією буріння свердловин. Найбільша частота обертання стола ротора обмежується критичною частотою обертання бурових доліт: 250 об/хв.

Досвід буріння свердловин роторним способом показує, що при подальшому збільшенні частоти обертання погіршуються показники роботи доліт. Поряд з цим слід враховувати, що з ростом частоти обертання збільшуються відцентрові сили, які викликають поздовжній згин бурильної колони, внаслідок якого відбуваються втомні руйнування в її різьбових з'єднаннях і викривлення стовбура свердловини.

Буріння глибоко залягаючих абразивних і досить твердих порід, забурювання і калібровка стовбура свердловини проводяться при частоті обертання до 50 об/хв. Для періодичного провертання бурильної колони з метою усунення при-
хоплень при бурінні вибійними двигунами, а також для обертання бурильного інструмента при аваріях в свердловині потрібне подальше зниження частоти обертання стола ротора до 15 об/хв. З врахуванням цих вимог найменша частота обертання стола ротора =15 ¸ 50 об/хв.

Відношення граничних значень частоти обертання визначає діапазон її регулювання: .

На швидкісну характеристику ротора суттєво впливає тип приводу, що використовуються. Перевагу віддають електроприводу постійного струму, який забезпечує безступінчасту зміну частоти обертання стола ротора в необхідному діапазоні регулювання. У дизельному приводі і електроприводі змінного струму використовуються механічні передачі, які здійснюють ступінчасте регулювання частоти обертання стола ротора. Число швидкостей ротора повинно бути достатнім для задоволення вимог буріння. Але у груповому приводі з буровою лебідкою ротор звично має 3-4 швидкості. В цьому випадку користуються змінними ланцюговими зірочками, з допомогою яких число швидкостей ротора може збільшуватись згідно такої залежності:

де — число швидкостей ротора;

— число швидкостей, що передаються від бурової лебідки;

— число змінних зубчастих ланцюгових коліс на приводному валу ротора.

Проміжні значення частоти обертання доцільно вибирати за законом геометричної прогресії.

де і — частота обертання стола ротора відповідно на і -й і і -1-й ступені;

— знаменник геометричного ряду чисел.

Знаючи діапазон регулювання і задаючись числом швидкостей ротора , можна визначити знаменник геометричного ряду

З метою більш повного задоволення вимог буріння діапазон регулювання частоти обертання стола ротора ділять на середній і крайні інтервали. В середньому порівняно вузькому інтервалі частота обертання ротора змінюється згідно геометричного ряду чисел, знаменник якого менший, ніж у крайніх інтервалів діапазону регулювання. Завдяки цьому в середньому інтервалі зменшується різниця між суміжними частотами обертання стола ротора, що дозволяє точніше узгоджувати частоту обертання долота з вимогами буріння.

Для зворотного обертання (реверсу) достатньо однієї або двох передач, які забезпечують обертання стола ротора з частотою 15-50 об/хв, необхідної для роботи з трубами і ловильним інструментом, які мають ліву різьбу. В електричному приводі внаслідок реверсування двигунів ротор має однакові частоти при прямому і зворотному обертанні.

В процесі проектування приводу ротора, і особливо групового приводу бурової лебідки і ротора, можливі відхилення остаточно прийнятих значень частоти обертання стола ротора від розрахункових, обумовлені конструктивними особливостями. Слід також відмітити, що у дизель гідравлічному приводі завдяки турботрансформатору частота обертання ротора змінюється за безперервно-ступінчастою кривою.

Потужність ротора повинна бути достатньою для обертання бурильної колони, долота і руйнування вибою свердловини:

(7.1)

де — потужність на холосте обертання бурильної колони;

— потужність на обертання долота і руйнування вибою;

— к.к.д., який враховує втрати в деталях ротора, що труться.

Потужність на холосте обертання бурильної колони (момент, що передається долоту, рівний нулю) витрачається на подолання опорів обертанню, що виникають в системі бурильна колона — свердловина. Опір обертанню залежить від довжини і діаметра бурильної колони, густини промивної рідини в свердловині, тертя труб об стінки свердловини. Опір обертанню змінюється залежно від кривизни і стану стінок свердловини, просторової форми бурильної колони, вібрацій, викликаних тертям і центробіжними силами.

Експериментально встановлено, що із збільшенням частоти обертання потужність на холосте обертання бурильної колони зростає в ступеневій залежності. Разом з цим на потужність холостого обертання бурильної колони впливає ряд випадкових і тяжко враховуючих факторів, які виникають при бурінні свердловини (крутні коливання, обвал стінок свердловини, утворення каверн, викривлення стовбура свердловини, зміна просторової форми бурильної колони і ін.).

Складність процесів взаємодії колони, що обертається, і свердловини погіршує виведення аналітичних залежностей для визначення потужності, яка витрачається на холосте обертання бурильної колони. Тому в практичних розрахунках користуються емпіричними формулами різних авторів. Наприклад, в розрахунках бурильної колони на міцність потужність прийнято визначати за формулою (5.16).

Розрахунки показують, що на кожну 1000 м бурильної колони витрата потужності на холосте обертання (частота обертання 100 об/хв, густина розчину 1200 г/см³, кут викривлення 3-5°) складає [6]:

Діаметр труб, мм
Потужність , кВт	8,8	10,9	13,6	19,1

Потужність, що витрачається на обертання долота і руйнування вибою свердловини, розраховується за формулами, наведеними в розділі 5, або за формулою, яка враховує вплив типу долота [38]:

(7.2)

де — коефіцієнт опору долота;

— осьове навантаження на долото, кН;

— частота обертання долота, с^-1;

— середній радіус долота, м.

Коефіцієнт опору долота має такі значення:

Долото	Алмазне	Твердосплавне і ріжучого типу	Шарошкове
	0,2—0,4	0,4—0,8	0,2—0,4

Середній радіус долота .

В процесі буріння свердловини відбувається безперервно-ступінчаста зміна потужності, що споживається ротором. Це обумовлено послідовним збільшенням довжини бурильної колони, ступінчатим зменшенням діаметра використовуваних доліт, а також зміною режимів буріння по мірі заглиблення свердловини. В теоретичних розрахунках, які виконуються при виборі потужності ротора, так само, як і при розрахунку бурильної колони на міцність осьове навантаження на долото, частота його обертання і густина промивної рідини, які характеризують режим буріння, приймаються незмінними для кожного розміру доліт, які використовуються при бурінні свердловин заданої конструкції. Розрахункові значення вказаних параметрів буріння вибирають на основі емпіричних залежностей і дослідних даних, одержаних при бурінні свердловин аналогічних конструкцій.

В попередніх розрахунках частоту обертання стола рото-ра залежно від поточної і кінцевої глибини буріння вираховують за емпіричною залежністю, прийнятою Уралмашзаводом:

(7.3)

де і — відповідно поточна і кінцева глибина свердловини.

Густина промивної рідини, яка враховується при розрахунку потужності, яка витрачається на холосте обертання бурильної колони, визначається за формулою, одержаною Урал-машзаводом на основі статистичних даних:

кг/куб. м (7.4)

( — глибина свердловини).

На основі вказаних залежностей визначають потужності, необхідні для буріння свердловини під направлення, кондуктор, проміжні і експлуатаційну колони. За найбільшою одержаною величиною вибирають розрахункову потужність ротора.

Максимальний обертовий момент (в кН×м) визначають за потужністю і мінімальною частотою обертання стола ротора:

(7.5)

де — потужність ротора, кВт;

— ККД ротора;

— мінімальна частота обертання, об/хв.

Максимальний обертовий момент обмежується міцністю бурильної колони і деталей, які передають обертання столу ротора.

Базова відстань, яка вимірюється від осі стола ротора до першого ряду зубців ланцюгового колеса на швидкохідному валі ротора, використовується при проектуванні ланцюгової передачі, яка передає обертання від лебідки ротору.

Основні параметри роторів, регламентовані ГОСТ 4938-78 і ГОСТ 16293-82, наведені нижче.

Типорозмір ротора	Р-460	Р-560	Р-700	Р-950	Р-1260
Діаметр отвору в столі ротора, мм
Допустиме ста-тичне навантаження на стіл ротора, кН
Потужність ротора кВт
Максимальний крутний момент, кН*м не більше
Базова відстань, мм
Умовна глибина буріння, м		1600-4000	3200-6500