Электрооборудование нефтяной промышленности
..pdfРис. 7.6. Т и п о вая |
одноли ней ная |
|
сх ем а |
электротехн и ч еского к о м |
|
плекса |
бу ровой |
устан овк и с |
эл ек тр оп ри вод ом |
постоян н ого |
то к а (н и зковольтн ы й в а р и а н т ). О бозн ачен и я см. н а рис. 7.5
Оригинальная схема электроснабжения предложена для ус тановок класса БУ2500: питание всех тиристорных преобразова телей главных электроприводов осуществляется от четырех вторичных обмоток пятиобмоточного трансформатора ТСЗП2500. Для подключения схемы к промышленной сети требуется всего одна вводная ячейка КРУ.
Промышленностью освоены новые следующие электротехни ческие комплексы:
морская буровая установка (6500 м) с десятью двигателями постоянного тока (МПП1000-1000МЗ, 1000 кВт, 600 В), син хронным генератором МСК 1250—750 (1250 кВт, 400 В) и ком плектным устройством управления главными приводами;
автоматизированная наземная буровая установка для буре ния до 8000 м с тиристорным электроприводом;
электробуровое электрооборудование, в которые входят электробур Э127 — 4В (31,5 кВт, 1000 В), комплектное устрой ство управления и защиты электробуров, буровой трансформа тор ТМТБ-630/10У1 (630 кВА, 6,3/1,14-2,3/5,2 кВ), телеметри ческая система и механизм искривления;
200
установки для кустового бурения в районах Западной Сиби ри, которые содержат синхронный двигатель СДБО-99/49-8ХЛ2, (главные приводы), тормоз ТЭП45У1, станцию управления с ти ристорным регулятором скольжения привода лебедки и комп лектное устройство управления главными и вспомогательными приводами.
На буровых установках, эксплуатируемых в неэлектрифицированных районах, в качестве источника питания трехфазным переменным током электроприводов вспомогательных механиз мов, систем освещения и электрообогрева применяют дизельэлектрические агрегаты мощностью 50—200 кВт. Такие же агрегаты устанавливают и на буровых установках в электри фицированных районах в качестве аварийного источника элек троснабжения.
Дизель-электрический агрегат состоит из дизеля, синхрон ного генератора со статической системой возбуждения и регу лирования напряжения, водяного и масляного радиаторов, топ ливного и масляного баков, воздухоочистителя, аккумуляторной батареи, систем выхлопа, охлаждения, топливной и масляной, смонтированных на общей сварной раме. Генератор укомплек тован распределительным щитом с коммутационной, защитной и измерительной аппаратурой. Технические данные дизель-элек- трических агрегатов, применяемых на буровых установках, представлены в табл. 7.3. В агрегатах применены трехфазные синхронные генераторы переменного тока 50 Гц, 400/230В с номинальной частотой вращения 1500 об/мин. Обмотка статора генератора соединена в звезду с выведенной нулевой точкой.
Т а б л и ц а |
7.3 |
|
|
|
|
|
|
|
Технические |
дан ны е |
ди зель-электри чески х агр ега то в |
перем енного то к а |
|||||
|
Показатели |
|
|
Тип агрегата |
|
|||
|
|
ДЭА-100 |
ДГ50-4 |
ЭЛ-100А |
ТМЗДЭ104 |
|||
|
|
|
|
|
||||
Н о м и н ал ьн ая |
м ощ н ость, |
100 |
48 |
100 |
100 |
|||
к В т |
|
|
|
|
110 |
50 |
ПО |
ПО |
М ак си м ал ьн ая |
м ощ н ость, |
|||||||
к В т |
|
|
|
|
180/314 |
9 1 /1 5 7 |
180/314 |
180/314 |
Н о м и н ал ьн ая |
сила |
то- |
||||||
к а, |
А |
|
|
|
2 7 ,0 |
16 ,0 |
3 1 , 5 |
3 1 . 5 |
Р а с х о д топ л и ва, кг/ч |
|
|||||||
Тип |
д и зел я |
|
|
|
Я М З -238А |
К -153 |
У 1Д 6-62 |
У 1Д 6-62 |
М и н и м ал ьн ая |
устойчи- |
500 |
700 |
500 |
500 |
|||
в ая |
ч асто та |
|
вращ ен и я, |
|
|
|
|
|
об/мин |
|
|
|
|
Д Г С -9 2 -4 |
|
|
|
Тип |
ген ерато ра |
|
|
Г С Ф -Ю 0 А |
С 117-4 |
ГС Ф -Ю О Б |
||
М асса агр ега та, кг |
|
2450 |
2200 |
3600 |
3550 |
201
7.2. Электроприводы долота и механизма подачи
7.2./. Электропривод ротора
Взависимости от способа вращательного бурения изменя ются требования» предъявляемые к приводу ротора. Если при бурении погружными двигателями ротор используется в основ ном для производства вспомогательных операций, то при ротор ном бурении через ротор передается вращение долоту.
Режим бурения и его основные параметры — осевая нагруз ка на долото, частота «вращения долота и расход промывочной
жидкости, определяемые глубиной и конструкцией скважины, а также характером и крепостью разбуриваемых пород, сущест венно влияют на энергетику бурения. Энергия, затрачиваемая непосредственно на бурение, слагается из механической энер гии, передаваемой долоту н гидравлической энергии бурового раствора, расходуемой на разрушение породы на забое и на вынос выбуренной породы с забоя на поверхность.
Режим работы приводного двигателя ротора в процессе ро торного бурения продолжительный, а мощность, которую он
должен развивать в процессе бурения, можно |
выразить фор |
мулой |
|
Ре = Рп + Рж ~Ь РДО Л, |
(7.1) |
где Рж— мощность, соответствующая потерям |
в механизмах |
привода, установленных на поверхности; Рх — мощность, необ ходимая для холостого вращения колонны бурильных труб в скважине; Р*®* — мощность на долоте.
Значения мощностей Рв, Р * н Рдоа могут быть определены из эмпирических формул. Мощность Рж зависит от типа, со стояния оборудования и частоты вращения. На практике для
определения применяются формула В. С. Федорова |
|
||
Р * = |
a in + Па®2 |
(7.2) |
|
и формула Б. М. Плюща |
|
|
|
Р ж |
= |
/Си®1-5, |
(7.3) |
еде ©и, ©a, K i — коэффициенты, |
зависящие от типа |
применяе |
|
мого оборудования; ш— частота вращения ротора. |
|
Мощность Рж зависит в основном от частоты вращения, дли ны и диаметра бурильных труб, качества промывочной жидко сти, диаметра и кривизны скважины. Можно считать, что
Р ж = Ш |
Л ч т * - \ |
(7.4) |
|
где К — коэффициент, учитывающий |
кривизну скважин; |
4Я— |
|
наружный диаметр бурильных |
труб; |
L — длина колонны бу- |
рщдьиых труб; ш— угловая скорость труб; а в щ — показатели
Ш
степени, определяемые опытным путем; f — плотность промы вочной жидкости.
Среднее значение Р лол зависит от осевой нагрузки на доло то, угловой скорости инструмента, количества и качества про мывочной жидкости, типа, размера и состояния долота, а также от свойств разбуриваемых пород.
При бурении шарошечными долотами для определения мощ ности на долоте можно пользоваться формулой, предложенной
Г. Гевиняном |
|
Рдол = a$PD2ti°>5(К — А/п), |
(7.5) |
где а — коэффициент, характеризующий степень очистки забоя;
Р — коэффициент, зависящий от типа |
долота; |
D — диаметр |
|||
долота; |
п — угловая скорость долота; |
К — коэффициент, ха |
|||
рактеризующий буримость породы; А — коэффициент, |
завися |
||||
щий от |
частоты вращения долота; |
Р — осевая нагрузка |
на до |
||
лото. Эту мощность можно также |
определить |
по удельному |
расходу мощности на единицу площади забоя, которая для ро торного бурения принимается равной 35— 150 Вт/ом2. При оп ределении мощности привода ротора можно пользоваться также опытными данными.
По опытным данным при проводке скважины глубиной до 2000 м с частотой вращения долота /г= 300 об/мин и нагрузках на долото 10— 15 т (100— 150 кН), мощностью Р АОЛ изменяется в пределах от 80 до 170 кВт. В среднем РДО =90—110 кВт. При
расчетах можно принимать, что Р АОЛ прямо |
пропорциональна |
частоте вращения и нагрузке на долото. |
|
Передача энергии долоту с поверхности через наземные пе |
|
редаточные механизмы и колонну бурильных |
труб вызывает |
значительные потери мощности и сильно снижает к.п. д. всего процесса бурения, особенно когда глубина скважин достигает 4—5 тыс. м.
В процессе бурения неоднородных пород момент сопротив ления >на долоте непрерывно изменяется. Наибольшие колеба ния момента наблюдаются при долотах режущего типа наимень шие — при шарошечных долотах. Колебания момента сопротив ления на долоте передаются по колонке бурильных труб приводному двигателю ротора в виде упругих волн кручения, продольных колебаний и других возмущений, распространяю щихся в стальных трубах со скоростью около 3 км/с.
В результате отражения волн кручения, вызванных закли ниванием долота, напряжения кручения, пропорциональные час тоте вращения труб, возрастают, что в конечном итоге может вызвать поломку труб. Поскольку при мягкой механической характеристике приводного двигателя ротора частота его вра щения с ростом нагрузки уменьшается, то и напряжения круче ния в трубах через одно и то же время при мягкой механиче-
203
ской характеристике привода будут меньше, чем при жесткой. Таким образом, и с точки зрения ограничения напряжений в трубах и защиты их от поломок, следует отдавать предпочтение приводу с мягкой механической характеристикой.
При заклинивании долота, когда низ колонны бурильных труб оказывается неподвижным, а ротор продолжает вращаться, закручивая трубы, момент двигателя может достигнуть своей максимальной величины. Чтобы ограничить возникающие при этом напряжения кручения в трубах, следует ограничить момент, передаваемый от двигателя ротору. Это может быть достигнуто применением двигателей со сравнительно небольшой кратно стью максимального момента (А,^1,8—2), либо применением
вприводе ротора средств ограничения момента.
Сзаклиниванием долота связан также 'процесс передачи колонне бурильных труб кинетической энергии, запасенной во вращающихся частях поверхностного оборудования привода ро тора. С точки зрения уменьшения кинетической энергии, пере даваемой трубам, целесообразно иметь привод ротора с мини мальным моментом инерции вращающихся частей. Следова
тельно, при роторном бурении привод ротора должен иметь мягкую механическую характеристику, по возможности мини мальный момент инерции и ограниченный максимальный момент.
Увеличение частоты вращения ротора, т. е. долота, влечет за собой увеличение механической скорости бурения. Для ос
новного типа долот, применяемых в |
бурении — шарошечных, |
вследствие увеличения износа долота |
при высоких частотах |
вращения время работы долота на забое и проходка на долото тем больше, чем меньше частота вращения ротора. Наряду с сокращением срока службы долота при больших частотах вра щения ротора увеличивается износ бурового оборудования вследствие вибрации. Поэтому оптимальные значения частоты вращения ротора, так же как и нагрузки на долото, целесооб разно определять экономическим расчетом, исходя из минималь ной стоимости 1 м проходки.
Как показали расчеты, бесступенчатое регулирование часто ты вращения ротора при бурении глубоких скважин может обеспечить увеличение механической скорости бурения до 30 и рейсовой — до 20%. Диапазон регулирования частоты враще ния, определенный технико-экономическим расчетом, составля ет 5 :1 — 7 :1 . Регулировать частоту вращения целесообразно при постоянном моменте.
Поскольку при помощи ротора выполняют аварийные и не которые вспомогательные работы, привод ротора должен иметь оперативный реверс.
В большей части отечественных буровых установок приме нен групповой привод лебедки и ротора. Так как приводная
204
мощность лебедки значительно больше приводной мощности ротора, приводные двигатели при роторном бурении оказывают ся недогруженными. В некоторых буровых установках (БУ-6500, монтируемые на море, и БУ-2500 для суши) предусмотрен ин дивидуальный привод ротора, осуществляемый двигателем по стоянного тока, питаемым от тиристорного выпрямителя.
Требуемые механическая характеристика и диапазон регу лирования скорости двигателя получают изменением выпрям ленного напряжения, снимаемого с тиристорного выпрямителя.
Всхеме управления двигателем ротора предусмотрены защиты
иблокировки от превышения тока в якорной цепи, исчезновения поля двигателя, от отключения асинхронных двигателей венти ляторов, охлаждающих двигатель ротора и тиристорный выпря митель. Путем применения различных обратных связей в систе ме автоматического управления формируются требуемые ста тические и динамические характеристики привода.
В случае привода ротора с двигателем постоянного тока все рабочие режимы обеспечиваются при неизменном переда точном числе от двигателя к ротору. Передаточное число выби рают исходя из условия минимума приведенного момента инер ции при приемлемых значениях массы и габаритов привода. Обычно номинальная частота вращения приводного двигателя ротора равна 1000 об/мин, а передаточное число редуктора, встроенного в ротор, равно 3—4. Тогда для обеспечения верх него предела частоты вращения ротора необходимо иметь пере дачу от двигателя к ротору с передаточным числом 1— 1,5. Это му значению передаточного числа соответствует минимум при веденного момента инерции привода.
Иногда перегрузочная способность двигателя недостаточна для обеспечения аварийных режимов. В этом случае коробка передач содержит еще одну передачу (низшую), передаточное число которой выбирают таким образом, чтобы момент сопро тивления на валу двигателя при аварийном режиме не превы шал допустимый момент двигателя.
Многие задачи привода ротора просто решаются путем при менения электромагнитных муфт, устанавливаемых между при водными двигателями и ротором. Пуск и регулирование часто ты вращения ротора связаны с потерями в электромагнитных муфтах, вызывая их нагрев. В случае необходимости большого и плавного диапазона изменения частоты вращения ротора электромагнитные муфты с водяным охлаждением вполне могут обеспечить надежную работу. Однако, как указывалось ранее, для привода ротора в большинстве случаев необходим ограни ченный диапазон регулирования частоты вращения. При этом находят применение более простые электромагнитные муфты с воздушным охлаждением в сочетании с многоскоростной короб кой перемены передач, вращаемой многоскоростными асин
205
хронными двигателями. Возможность плавного регулирования частоты вращения в диапазоне, допустимьшв потерями в муфте, позволяет в данном случае на каждой механической и электрической ступени иметь^ дополнительное плав ное регулирование частоты вращения в ограниченном диапазо не. Это обеспечивает в целом довольно широкий диапазон регу лирования частоты вращения ротора.
Помимо регулирования частоты вращения ротора, электро магнитные муфты обеспечивают ограничение передаваемого мо мента, а следовательно, и защиту бурильных труб от поломки, а также придают большую гибкость приводу ротора при произ водстве аварийных работ, связанных с освобождением из сква жины прихватов упущенного бурового инструмента. Они обес печивают плавное закручивание и раскручивание бурильных труб и возможность кратковременного получения высоких зна чений моментов на низких скоростях при ликвидации аварий. В зависимости от системы и рода привода лебедки и ротора могут быть осуществлены различные схемы применения элект ромагнитных муфт.
7 JX Электробур
Идея переноса электродвигателя на забой скважины была впервые реализована в СССР в 1937—1940 IT . В дальнейшем оборудование для бурения погружными электродвигателями (электробурами) совершенствовалось, и в настоящее время объем бурения электробурами составляет 2,5—5% общего объ ема бурения скважин. Схема установки для бурения электробу ром показана на рис. 7.7.
Долото 1 с электробуром 2 опускается в скважину на бу рильных трубах 3. Внутри каждой трубы вмонтирована кабель ная секция, состоящая из отрезка кабеля 4, контактного стерж ня и муфты. Муфта и стержень закреплены в замковом соеди нении трубы.
Электроэнергия от распределительного устройства 14 через трансформатор 16 н станцию управления 16 с помощью наруж ного кабеля 9 через токоприемник «9, кабельную секцию в веду щей трубе 7 и двухжильный шланговый резиновый кабель с гибкими медными жилами (2x35 мм2) или (2x50 мм2) под водится к электробуру. В качестве третьего провода в системе питания двигателя электробура используют бурильные трубы. Шланговый кабель выполнен из отдельных отрезков (секций), шторме автоматически соединяются электрически в одно целое при свинчивании бурильных труб. Для этой цели каждый от резок кабеля, снабженный на одном конце контактным стерж нем, а на другом — контактной муфтой, закреплен внутри труб
Рис. 7.7. Схема установки для бурения электробуром
Рис. 7.8. Контактное соедине ние в замке бурильных труб:
I — ыуфта замка; 2 — ниппель зам ка; 3 — места вулканизации; 4 — контактная ыуфта; 5 — контактный стержень
на опорах, установленных в замковом соединении бурильных труб (рис. 7.8).
По сравнению с трехпроводным токоподводом, токоподвод по системе два привода — труба обладает повышенной надеж ностью (вследствие уменьшенного числа контактов) и представ ляет собой меньшее гидравлическое сопротивление (вследствие уменьшенного диаметра кабеля).
Буровой раствор, прокачиваемый через буровой шланг 10, вертлюг И, ведущую трубу 7 (см. рис. 7.7), бурильные трубы,
207
Рис. 7.9. Схема конструкции7электробура с масло наполненным шпинделем: /
1 — контактный |
стержень кабельного |
ввода; |
2 — лубри |
|||||||
каторы |
двигателя; |
3 — верхнее |
сальниковое |
уплотнение |
||||||
вала |
двигателя; |
4 — пакеты |
магнитной стали |
статора |
||||||
двигателя; |
5 — немагнитные |
пакеты |
статора; |
6 — об |
||||||
мотка |
статора; |
7 — нижнее сальниковое уплотнение |
вала |
|||||||
двигателя; |
8 — упорный шариковый подшипник |
шпинде |
||||||||
ля; 9 — сальниковое уплотнение |
вала |
шпинделя; |
10 — |
|||||||
вал шпинделя |
|
|
|
|
|
|
|
|
полый вал электробура, долото выходит в затрубное пространство.
Вращение бурильных труб для про изводства вспомогательных операций осуществляется при помощи ротора 5. Нагрузка на долото создается силой тя жести бурильных труб. Для подачи до лота на забой служит автоматический регулятор подачи долота 13, связанный цепной передачей с буровой лебедкой 12. Для управления электробуром служит пульт 6, установленный у рабочего места бурильщика.
Электробур (рис. 7.9) состоит из двух основных частей: погружного двигателя и шпинделя с пятами для передачи на грузки на долото. Вал двигателя соеди нен с валом шпинделя зубчатой соеди нительной муфтой. Верхняя часть элект робура имеет переводник для захвата его элеватором, а внизу наружу выходит вал шпинделя, на который навинчивают до лото.
Двигатель работает в скважине на большой глубине в среде бурового раст вора, давление которого может достигать 40—50 МПа. Для предохранения двига теля электробура от проникновения бу рового раствора, который может вызвать повреждение изоляции обмоток и преж девременный абразивный износ его узлов
и деталей, применяют систему масляной защиты. Внутреннюю полость двигателя электробура заполняют трансформаторным маслом, давление которого превышает на 0,05—0,25 МПа дав ление окружающей среды. Герметизацию внутренней полости двигателя электробура обеспечивают торцовые уплотнения вра щающихся валов и резиновые кольца в неподвижных соедине ниях (резьб корпусов и т. д.).
Современный серийный двигатель электробура — асинхрон ный двигатель высокого напряжения с короткозамкнутым сек-
208
ционированным ротором. Статор двигателя размещен в цилинд
рических корпусах, соединенных между |
собой |
коническими- |
резьбами. В корпусе статора запрессованы пакеты |
магнитной- |
|
стали, чередующиеся с немагнитными |
пакетами. |
Последние: |
установлены для того, чтобы избежать шунтирования магнит ного потока через шарикоподшипники и уменьшить потери от вихревых токов, возникающих в местах расположения промежу точных опор ротора. Обмотка статора расположена в пазах. Ее выводные концы соединены кабелем с контактным стержнем,, при помощи которого двигатель подключен к кабелю, располо женному в бурильных трубах. Ротор двигателя имеет полый,
вал с центральным каналом для |
прохода бурового |
раствора. |
На валу насажены секции ротора |
с алюминиевой |
«беличьей |
клеткой», между ними расположены промежуточные под шипники.
Лубрикаторная система, которая служит для создания внут ри двигателя избыточного давления, компенсации утечки масла через уплотнения и изменения объема масла при нагревании, обычно состоит из трех труб, расположенных в верхней части двигателя. Д.ве трубы заполнены трансформаторным маслом и сообщаются с внутренней полостью двигателя, третья, запол няемая более вязким маслом, соединена с центральной частью верхнего сальника.
Внутри трубы лубрикатора расположен поршень с пружи ной, вверху имеется крышка и снизу воронка. При заполнении двигателя маслом поршень поднимается и сжимает пружину. Верхняя часть поршня сообщается с окружающей средой. Таким, образом, поршень каждого лубрикатора находится под давле нием бурового раствора и пружины, поэтому независимо от давления окружающей среды внутри двигателя всегда сущест вует избыточное давление, под влиянием которого масло выте кает наружу, препятствуя этим проникновению бурового раст вора внутрь машины.
На коническую резьбу нижнего соединительного корпуса двигателя навинчен корпус шпинделя, в котором установлены, радиальные и упорные подшипники. Шпиндель служит для вос приятия и передачи механических нагрузок, а также для пере дачи вращающего момента от двигателя к долоту. Нагрузка, создаваемая силой веса сжатой части бурильной колонны, пе редается на долото через корпус электробура, пяту и вал. шпинделя. Удары и вибрация, возникающие при бурении, пере даются таким же путем на колонну бурильных труб, минуя вал двигателя. Шпиндель, имеющий свою лубрикаторную систему, заполняют вязким маслом. У электробура имеется запас масла для нормальной работы в течение 15—20 ч. За этот промежуток времени для смены долота электробур поднимают на поверх ность и, если необходимо, добавляют масло в лубрикаторы.
14—234 |
209 |