Модернизация электропривода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Модернизация электропривода

1. Анализ работы штатного электрооборудования установки

Краткие сведения о буровом оборудовании и основных технологических режимах.

Проводка скважин представляет собой совокупность взаимосвязанных последовательных процессов: спуск долота в скважину на бурильных трубах; разрушение долотом горной породы на забое; подъем разбуренной породы на поверхность буровым раствором, прокачиваемым через бурильные трубы и затрубное пространство; подъем долота после его отработки для замены новым. После спуска в скважину колонны с новым долотом процесс продолжается в той же последовательности до окончания проводки скважины. Периодически в процессе проводки для укрепления стенок скважины спускают обсадные колонны, а перед сдачей скважины в эксплуатацию - так называемую эксплуатационную колонну для добычи продукта (нефти или газа).

Кроме перечисленных обычных рабочих операций, при необходимости производятся работы по ликвидации зачастую возникающих осложнений и аварий в скважине.

Выполнение всех технологических операций по проводке скважин осуществляется с помощью буровых установок (БУ). Толстой линией обозначен контур буровой вышки 1. Колонна бурильных труб (КБТ) в процессе бурения своим верхним концом привинчивается к вертлюгу 2, который подвешивается к крюку, закрепленному на подвижном талевом блоке 3.

На крюке развивается усилие Р_кр, необходимое для подъема или удержания колонны бурильных или обсадных труб.

В процессе спуска и подъема вместо вертлюга к крюку подвешивается элеватор, обеспечивающий захват верхнего конца колонны. Талевый блок, талевый канат 4, обозначенный штрих-пунктирной линией, и кронблок 5 (установленный в верхней части вышки) образуют талевую систему, действующую по принципу полиспаста и необходимую для подъема, спуска и удержания тяжелой колонны бурильных труб 6, вес которой составляет обычно десятки или сотни тонн.

В нижней части КБТ находится забойная компоновка 8, в которую входят долото 9, утяжеленные бурильные трубы, различные вспомогательные элементы, а при турбинном бурении также турбобур или забойный двигатель другого типа. Долото воздействует на забой скважины 10, обеспечивая разрушение породы. Колонну вместе с забойной компоновкой и долотом часто называют «бурильный инструмент», или кратко «инструмент».

На рабочей площадке буровой установки (в Нижней части буровой вышки) находится буровой ротор (роторный стол) 11. Верхняя труба бурильной колонны имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие во вращающейся части ротора. Таким образом, при вращающемся роторе приводится во вращение вся бурильная колонна, причем одновременно с вращением колонна может двигаться вниз в процессе бурения.

Ротор обычно имеет индивидуальный привод от электродвигателя 12 через редуктор; на установках старых конструкций часто используется групповой привод ротора и лебедки.

Устройство системы спуско-подъема характеризуется следующим. Один конец талевого каната закрепляется неподвижно; на нем установлен первичный измерительный элемент датчика веса 7.

Второй конец каната закреплен на барабане буровой лебедки. Талевый канат проходит через кронблок и талевый блок несколько раз, при этом передаточное отношение талевой системы обычно равно 8-12, благодаря чему тяговое усилие в канате меньше усилия на крюке Р_кр кратно величине передаточного отношения.

Для привода лебедки при подъеме колонны используется электродвигатель лебедки 16 (МЛ), соединенный с барабаном через коробку перемены передач 15. На другом конце вала барабана устанавливается рабочий электромагнитный тормоз лебедки 13 (называемый также вспомогательным), необходимый для рассеивания энергии спуска КБТ; при спуске электродвигатель отсоединяется от лебедки. Имеется также аварийный механический тормоз, который накладывается на тормозные шкивы, закрепленные с двух сторон барабана.

Для регулирования скорости подачи КБТ и соответственно долота при бурении обычно используется регулятор подачи долота (РПД), содержащий электродвигатель 18 относительно небольшой мощности, соединяемый с коробкой передач лебедки через редуктор 17. Регулятор подачи служит также для аварийного подъема КБТ в случае отказа главного привода.

Создание потока промывочной жидкости (бурового раствора) осуществляется с помощью бурового насоса 20 с приводом от отдельного электродвигателя 19 (обычно предусматривается два насоса). С выхода насоса буровой раствор под высоким давлением поступает в нагнетательный трубопровод 21 («манифольд»), далее через гибкий шланг и вертлюг попадает в колонну бурильных труб. Внутри труб раствор проходит вниз к забойному двигателю, долоту и к забою.

Далее по затрубному пространству (в зазоре между КБТ и стенками скважины) раствор поднимается на поверхность. От устья скважины раствор по желобам попадает в циркуляционную систему, где проходит очистку с помощью вибросит, гидроциклонов и т.п., после чего очищенный раствор подается на вход бурового насоса.

Рассмотрим в общих чертах технологические операции проводки скважин, пользуясь той же схемой. Основным методом бурения нефтяных и газовых скважин является вращательное бурение.

Для выполнения технологического процесса собственно бурения, как процесса разрушения породы и углубления скважины, с использованием рассмотренного выше бурового оборудования необходимо обеспечивать:

вращение долота с определенной угловой скоростью при приложенном к нему вращающем моменте;

приложение осевого усилия (нагрузки) на долото Р_доп путем регулирования подачи долота;

прокачивание бурового раствора с определенной подачей и соответствующим давлением.

Указанные функции выполняются с помощью главных буровых механизмов, имеющих различные виды привода и энергетического оборудования.

При роторном бурении привод ротора осуществляет вращение всей колонны бурильных труб и жестко связанного с колонной долота. Частота вращения должна изменяться в зависимости от условий бурения: с увеличением глубины, как правило, вращающий момент возрастает, а частота вращения снижается.

В последние годы для вращения колонны применяется принципиально новый механизм - так называемый «верхний привод» вращения долота, конструктивно совмещенный с вертлюгом для подачи в колонну бурового раствора, в связи с чем используется также название «силовой вертлюг».

Регуляторы подачи долота, используемые в настоящее время, производят изменение нагрузки на долото за счет перемещения крюка подъемной системы, а соответственно и регулирования усилия на крюке Р_кр и нагрузки на долото Р_дол, путем ручного или автоматического управления механизмом подачи, при этом часть силы веса КБТ передается на долото. Особенность процесса подачи долота состоит в том, что перемещение КБТ вниз происходит под действием силы тяжести. Поэтому подача инструмента может осуществляться с помощью тормозных устройств (РПД пассивного типа). Однако для быстрой и более точной отработки требуемых режимов используются также электролриводные системы, способные изменять знак скорости колонны (РПД активного типа).

Прокачивание бурового раствора осуществляется буровыми насосами. При роторном бурении поток раствора необходим для поднятия на поверхность частиц разбуренной породы, а также для улучшения процессов разрушения породы на забое в случае применения гидромониторных долот. При турбинном бурении (с применением турбобуров или других гидравлических забойных двигателей) буровой раствор выполняет также роль рабочего агента для приведения во вращение забойного двигателя. Привод насоса должен обеспечивать требуемые параметры режимов работы насоса, изменяющиеся в значительных пределах в зависимости от глубины скважины и режимов бурения.

Подъем КБТ из скважины производится периодически с целью замены износившегося долота, а также забойного двигателя и других элементов забойной компоновки. Усилие на крюке по мере подъема КБТ изменяется в широких пределах, Для рационального использования мощности привода лебедки и возможного сокращения времени СПО, привод должен действовать таким образом, что бы скорость возрастала с уменьшением веса приблизительно по закону постоянства мощности.

При подъеме колонна развинчивается на отрезки, так называемые «свечи», длина которых обычно составляет около 25 м (на установках сверхглубокого бурения - 37 м). Отвинченная свеча убирается от оси скважины и устанавливается на «подсвечник», Перестановка свечей осуществляется с помощью специального комплекса механизации спуско-подъема (на установках производства АО «Уралмаш») или более простых вспомогательных механизмов (на установках ОАО «ВЗБТ»).

После замены долота производится спуск КБТ в скважину. Для обеспечения безопасного спуска используется обычно электромагнитный тормоз, в котором энергия спуска колонны выделяется в виде тепла. Аналогично режиму подъема, целесообразно регулировать скорость спуска в зависимости от веса по закону постоянства мощности. Наряду с электромагнитными, используются также гидродинамические тормоза, имеющие значительно худшие характеристики. В связи со сложностью технологических процессов бурения и трудностью обеспечения достаточно точного контроля за процессом, имеет место высокая вероятность осложнений и аварий в скважине. К осложнениям относятся значительные отклонения параметров режимов бурения от проектных данных, приводящие к невозможности дальнейшего бурения: образование в скважине обвалов, пробок, «сальников»; ухудшение условий циркуляции раствора; увеличение усилия подъема КБТ - так называемые «затяжки» колонны и т.п.

Наиболее тяжелым видом осложнений является «прихват» КБТ в скважине, в результате чего колонна в некоторой части теряет подвижность. Для ликвидации прихвата должно быть обеспечено повышенное усилие на крюке (иногда - до максимально допустимого предела), получение максимального вращающего момента ротора, с одновременным принятием ряда других мер,

К аварийным ситуациям относятся следующие. Как при ликвидации прихватов, так и при обычных режимах СПО бывают случаи обрыва КБТ (как правило, в дефектных или изношенных элементах). В этих случаях производят так называемые «ловильные» работы - специфические операции по извлечению из скважины оставшихся там частей колонны и забойной компоновки. Весьма большую опасность для персонала и оборудования представляет неконтролируемый выход из скважины нефти или газа, что может привести к открытому фонтану, пожару, полному разрушению оборудования и т.п. Работы по ликвидации осложнений и аварий весьма сложны, требуют значительных затрат времени и средств, а их успешность в значительной степени зависит от технических характеристик бурового оборудования и совершенства систем привода.

Схема технологического процесса бурения

2. Расчет мощности привода насоса

Наиболее общей формулой для определения давления на выходе насоса (или группы насосов) при работе на некоторую гидравлическую систему является выражение

P_Hac = KQ²

где Рнас - давление, МПа;

Q - суммарная подача (производительность, расход), дм/с = л/с;

К - коэффициент, характеризующий общее гидравлическое сопротивление линии нагрузки.

В условиях бурения глубина скважины, оказывающая сильное влияние на гидравлическое сопротивление линии, непрерывно изменяется, в связи с чем формулой (3.1) можно непосредственно пользоваться только для сравнения режимов при разных значениях подачи, но при неизменной глубине скважины и прочих равных условиях. Для каждого отдельного участка нагрузки (кроме забойного двигателя) падение давления определяется, аналогично (3.1), по формуле

Pi = Ki Q²

где i - номер участка.

Раствор от начала линии высокого давления и до выхода из скважины протекает по закрытой гидравлической системе, поэтому подача Q на всех участках одинакова.

Падение давления на забойном двигателе определяется графоаналитическими методами по характеристикам двигателя с учетом расчетного режима работы.

Давление на выходе насоса в расчетном режиме определяется как сумма падений давления на всех участках линии (i - номер участка; к - число участков)

Рнас = EPi

Величина подачи раствора Q выбирается технологической службой с учетом различных конкретных факторов бурения, из которых в качестве главных укажем следующие. Для нормальной очистки забоя и подъема частиц разбуренной породы на поверхность, величина подачи должна быть тем большей, чем больше площадь забоя, в соответствии с приближенной эмпирической формулой

Q~=0,07S_3a6,

где Q - подача бурового раствора, л/с; S_эаб - площадь забоя, см².

После этого можно определить гидравлическую мощность насоса по формуле

N_r = Q Р_нас,

где Nr - гидравлическая мощность, Вт; Q - подача насоса, м³/с; Р - давление насоса, Па.

Очевидно, что по той же формуле будет получена мощность в кВт, если подачу выразить в л/с, а давление - в МПа, это более удобно для практических расчетов.

Приводная мощность насоса равна гидравлической мощности, поделенной на КПД насоса

Nнас=QP/nнас

где nнас - 0,90 - 0,92 - КПД насоса, учитывающий гидравлические и механические потери в насосе; единицы измерения - те же, что и в формуле.

Сопоставив выражение, нетрудно заметить, что при постоянных параметрах линии и переменной подаче жидкости, гидравлическая мощность пропорциональна подаче в третьей степени, т.е. возрастает весьма интенсивно.

Величина подачи весьма важна для эффективной работы забойного двигателя, для гидромониторного разрушения породы и т.п. При этом в реальных процессах положительный эффект может быть достигнут как при увеличении, так и при уменьшении подачи. Поэтому режимы работы привода насоса могут корректироваться непосредственно при бурении.

Стандартизованные данные мощности насосов по государственному стандарту установлены по классам таким образом, что мощности насосов будут достаточны для бурения скважин с глубиной, соответствующей классу установки, причем с некоторым запасом.

При применении насоса конкретного типа следует иметь в виду, что мощность насоса указывается для основного, номинального расчетного режима, который имеет место при минимальном диаметре поршней, номинальной частоте вращения и характеризуется определенными значениями подачи и давления (причем в этом режиме насос развивает максимальное допустимое для него давление). При других диаметрах поршней режимы работы насоса рассчитываются таким образом, чтобы мощность насоса на любом диаметре поршней оставалась неизменной, то есть если мощность насоса 1000 кВт то привод насоса должен быть такой же мощности или с небольшим запасом.

3. Требования к приводу насоса и режимы работы

Выбор вида привода и его характеристик должен производиться с учетом следующих требований и технологических факторов:

привод насоса нереверсивный;

режим работы длительный, с относительно спокойной нагрузкой;

жесткость механической характеристики желательна такая, чтобы статизм (относительное падение скорости от холостого хода до номинальной нагрузки) был порядка 5% от номинальной скорости;

- пусковой момент привода должен быть относительно небольшим, желательно иметь возможность плавного, затянутого пуска насоса (до 60 с); пусковой момент не должен превышать номинальный более чем на 5-10%;

желательно иметь возможность регулировать скорость привода в режиме бурения на 30-50% и более вниз от номинального значения (больший диапазон относится к большей глубине скважины) в целях наиболее полного использования силовых параметров насоса при переменных условиях в скважине, а также для выбора оптимального режима бурения;

во вспомогательных режимах (восстановление циркуляции, промывка и т.п.) желательна возможность работы на скоростях 20 -50% от номинальной;

при регулировании скорости вниз от номинальной привод должен обеспечивать постоянство давления насоса, что соответствует постоянству момента на приводном валу.

Графики обобщенного вида, характеризующие различные режимы работы насоса и его привода. Условно принято, что в комплекте насоса предусмотрено 5 типоразмеров сменных поршней; основные расчетные точки 2, 4, 6, 8, 10 для различных диаметров поршней расположены на расчетной кривой постоянной мощности. При этом точка 2 - это основная расчетная точка для поршней максимального диаметра, точка 10 - для минимального диаметра.

Заметим, что точка 10 соответствует указанному выше номинальному режиму насоса (в котором давление максимально). Поскольку насос работает обычно в длительном режиме, превышение номинальной расчетной мощности не допускается. При неизменном диаметре поршня подача насоса пропорциональна скорости привода, давление пропорционально моменту на валу привода.

Рассмотрим вначале режим работы насоса с нерегулируемым приводом. В соответствии с формулой, давление Р_нас в конкретном режиме системы определяется как произведение некоторого коэффициента К гидравлического сопротивления системы на квадрат подачи жидкости Q. Соответствующий график называют «кривой нагрузки» при конкретном коэффициенте К. Коэффициент гидравлического сопротивления К увеличивается с ростом глубины скважины. Несколько кривых нагрузки, проходящих через указанные основные расчетные точки, показаны на рисунке тонкими линиями.

Предположим, что при малой глубине установлены поршни максимального диаметра и насос работает в точке 1. С увеличением глубины величина подачи насоса остается постоянной, а давление несколько возрастает, режим работы переходит в точку 2. Дальнейшая работа на тех же поршнях недопустима, т.к. с увеличением глубины давление и мощность превысят допустимые значения. Вынужденной мерой является установка поршней меньшего диаметра.

Поскольку при той же скорости привода подача уменьшается, а кривая нагрузки остается неизменной, режим работы насоса будет определяться точкой За; по мере углубления скважины происходит переход в точку 4, и т.д. Из графика видно, что в точках перехода фактически развиваемая мощность значительно меньше номинальной.

В целом при нерегулируемом приводе изменение режимов будет происходить по ступенчатому графику: 1-2, За-4, 5а-6, 7а-8, 9а-10. Из графиков видно, что во всех режимах, кроме основных расчетных точек, мощность насоса используется не полностью.

В итоге имеет место вынужденное недоиспользование мощности по сравнению с идеальной кривой, которое характеризуется приблизительно суммарной площадью треугольников: 2-3а-4, 4-5а-6, б-7а-8, 8-9а-10.

Теперь рассмотрим действие частично-регулируемого привода для тех же условий. Благодаря возможности регулирования скорости вниз от номинальной, общий график работы насоса представляет собой ступенчатую кривую 1-2-3-4-5-6-7-8-9-10. Анализ графиков показывает, что в данном случае недоиспользование мощности значительно меньше, чем при нерегулируемом приводе.

Проанализируем кратко особенности работы дизель-гидравлического привода бурового насоса. Графики, поясняющие работу насоса с приводом, показаны на рис. Основные расчетные точки при разных диаметрах поршней приняты те же, что и на рис. (точки 2, 4, 6, 8, 10).

Графики режимов работы бурового насоса при различных видах электропривода 1-2; 3а-4; 5а-6; 7а-8; 9а-10 - для нерегулируемого электропривода; 1-2-3-4-5-6-7-8-9-10 - для регулируемого электропривода при постоянном моменте; 2-4-6-8-10 - для регулируемого электропривода при постоянной мощности.

Возможны разные варианты согласования характеристик привода и насоса; наиболее очевидный вариант, показанный на рис. обеспечивает работу насоса в основных расчетных точках. Например, сплошная кривая, проходящая через номинальную точку 10, представляет собой характеристику насоса с приводом Q = f (P) при номинальной частоте вращения дизеля и минимальном диаметре поршня. Кривая, проходящая через точку 2 - аналогичная характеристика при максимальном диаметре поршня, и т.д. В этом случае переход с одного диаметра поршня на другой должен производиться в точках 3,5,7,9.

насос бурение мощность привод

Графики режимов работы бурового насоса с дизель-гидравлическим приводом 1-2-3-4-5-6-7-8-9-10 - при максимально возможном использовании мощности; 2-4-6-8-10 - кривая постоянства мощности.

При указанных условиях общий график работы насоса представляется ступенчатой кривой 1-2-3-4-5-6-7-8-9-10, которая достаточно близка к характеристике постоянства мощности (пунктирная кривая). Однако этому варианту использования дизель-гидравлического привода свойственны следующие негативные особенности: превышение номинального давления в зоне ниже каждой основной расчетной точки и превышение номинальной скорости в зоне выше той же точки. И то, и другое неблагоприятно для надежности и долговечности насоса, а в ряде случаев недопустимо.

Если принять условие, что давление и скорость насоса не должны превышать номинальные значения, то следует выбрать несколько ниже расположенные характеристики привода (за счет снижения скорости дизеля).

В этом случае насос будет работать в строго допустимых пределах параметров, однако мощность насоса и привода недоиспользуются, а также снижается КПД привода. Таким образом, дизель-гидравлический привод бурового насоса по своим характеристикам в достаточной мере отвечает предъявляемым требованиям, однако не обеспечивает оптимальные характеристики насоса.

Размещено на Allbest.ru