- •Билет №1
- •1.Категории и группы взрывоопасных смесей и зон в нефтяной и газовой отраслях (нго).
- •2.Энергетические показатели установок насосной добычи нефти.
- •1.Классификация взрывоопасных зон помещений в нго, температура самовоспламенения газов.
- •1.Выбор мощности эп бн.
- •2.Эп буровых насосов на базе синхронных двигателей.
- •Билет №3
- •1.Характеристики конструктивного исполнения электрооборудования, способы охлаждения, климат условия экспл и размещения.
- •2.Погружной эд насосной установки добычи нефти с эцн.
- •1.Уровни и виды взрывозащиты электрооборудования, безопасный экспериментальный максимальный зазор (бэмз).
- •2.Системы телекоммуникаций работы ск.
- •Билет №5
- •1.Характеристики видов взрывозащиты элоборудования.
- •2. Регулируемые эп ск.
- •Билет №6
- •1.Сравнительные характеристики асинхронных и синхронных электродвигателей.
- •2.Схемы самозапуска эд ск.
- •Билет №7
- •1.Общие сведения о технологии бурения скважин и конструкциях буровых установок (бу).
- •2. Системы управления электродвигателями ск.
- •1. Требования к электроприводу ротора бу
- •2.Особенности схем электроснабжения ск.
- •Билет №14
- •1.Регулируемый эп бл на базе ад с фазным ротором с тиристорным регулятором скольжения.
- •2.Схемы электроснабжения бу.
- •1.Электромагнитные муфты и их использование в эп в бу.
- •2.Выбор мощности эд ск.
- •Билет №11
- •1.Режимы работы бл при подъеме и спуске кбт.
- •2.Электродвигатель ск.
- •2.Режимы работы эп штанговых насосных установок добычи нефти ск.
- •Билет №13
- •1.Выбор мощности электропривода бл в режиме подъема кбт.
- •2.Режимы работы эп штанговых насосных установок добычи нефти ск.
- •Билет №9
- •1.Регулируемые электроприводы ротора бу (системы г-д, тп-д, электромагнитные муфты).
- •2.Энергетические показатели работы электродвигателей ск (кпд и cosφ).
- •Билет №15
- •2.Электробур и технология электробурения.
- •Билет №16
- •1.Регулируемый электропривод бл с электромагнитными муфтами и тормозами.
- •Билет №17
- •1.Характеристика электроприводов бл в режиме спуска кбт.
- •2.Автоматические регуляторы подачи долота.
- •1.Характеристика режима работы электропривода бурового насоса (бн).
- •2.Каскадные схемы асинхронного регулируемого электропривода бн.
- •Билет №20
- •1.Характеристики видов взрывозащиты элоборудования.
- •2.Режимы работы эп штанговых насосных установок добычи нефти ск.
- •1. Требования к электроприводу ротора бу
- •2.Особенности схем электроснабжения ск.
- •Билет №22
- •1.Категории и группы взрывоопасных смесей и зон в нефтяной и газовой отраслях (нго).
- •2.Погружной эд насосной установки добычи нефти с эцн.
- •1.Автоматические регуляторы подачи долота.
- •2.Электромагнитные муфты и их использование в эп в бу.
- •Билет №24
- •1.Регулируемый эп бл на базе ад с фазным ротором с тиристорным регулятором скольжения.
- •Билет №25
- •2.Схемы самозапуска эд ск.
1. Требования к электроприводу ротора бу
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 мех хар-ку.
2.Должен иметь минимальный момент инерции вращающихся частей.
3.Должен иметь небольшую кратность максимального момента.
4.Должен иметь реверс.
Повышению эффективности привода ротора способствует применение элмагнитных муфт различных конструкций, устанавл-мых 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 элмагнитной муфте, приводящими к её нагреву.
Элмагнитные муфты позволяют:
- регулирование частоты вращения ротора в относительно небольшом диапазоне, опр-мом 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.
Следующие виды элмагнитных муфт: электромагнитные муфты скольжения, индукционные элмагнитные и элпорошковые муфты.
Режим работы приводного двигателя ротора продолжительный, а мощность, 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.
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/см2.
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 макс 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 оборуд-ния привода ротора. Для уменьшения кинет 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 БУ, бесступенчатое регулирование частоты вращения ротора при бурении глубоких скважин в диапазоне 5:1-7:1 может обеспечить увеличение мех скорости бурения до 30 % и рейсовой скорости до 20 %. Регулировать частоту вращения целесообразно при постоянном моменте. Привод должен иметь оперативный реверс для аварийных и вспомогательных работ.
В БУ, рассчитанных на небольшие глубины бурения и ранних лет выпуска, применяется групповой ЭП лебедки и ротора. При этом приводные двигатели при роторном бурении оказываются недогру-женными, т.к. приводная мощность лебедки больше приводной мощности ротора.