Стартовая >> Книги >> Системы электроприводов исполнительных механизмов буровых установок

Электропривод ротора - Системы электроприводов исполнительных механизмов буровых установок

Оглавление
Системы электроприводов исполнительных механизмов буровых установок
Сведения о системах подчиненного управления электроприводами
Основные типы регуляторов
Электропривод буровых насосов
Электропривод ротора
Электропривод силового вертлюга
Электропривод спускоподъемного агрегата
Подача долота
Технические характеристики современных моделей буровых установок
Типовые структуры электротехнических комплексов буровых установок

Основным способом проходки нефтяных и газовых скважин в настоящее время является вращательное бурение. Долото, находящееся на нижнем конце колонны бурильных труб (КБТ) и создающее усилие на забой скважины за счет части веса КБТ, при его вращении разрушает породу и обеспечивает углубление скважины. Разрушению породы способствует также гидромониторное действие струй бурового раствора, истекающих под давлением из отверстий насадок долота.
Устройства для приведения долота во вращение делятся на две группы:
наземные устройства, осуществляющие вращение всей колонны бурильных труб и жестко связанного с ней долота — буровой ротор или силовой вертлюг (верхний привод) со своими системами привода;
забойные двигатели гидравлические (турбобур, винтовой двигатель) и электрические (электробуры).
Основным наземным механизмом для привода долота является буровой ротор. Важная особенность наземных приводов КБТ и долота состоит в том, что скорость привода может достаточно просто регулироваться различными способами (с помощью механических многоскоростных передач, регулируемого электропривода и т.д.). При этом могут быть получены низкие скорости при высоких значениях момента.
Гидравлические двигатели приводятся в движение потоком бурового раствора. В течение многих десятилетий для бурения нефтяных и газовых скважин применяется турбобур, представляющий собой многоступенчатую гидротурбину, приводящую во вращение долото. Рабочая частота вращения вала турбобура относительно высока и составляет сотни оборотов в минуту, в связи с чем для турбинного бурения характерны высокие механические скорости, но пониженная проходка на долото.
За последние годы находят применение винтовые забойные двигатели, относящиеся к гидравлическим машинам объемного действия. Они характеризуются значительно меньшей частотой вращения вала, что обеспечивает достаточно высокую механическую скорость бурения и более высокую чем турбобур проходку на долото.
Передача энергии долоту с поверхности через наземные передаточные механизмы КБТ вызывает значительные потери мощности и сильно снижает КПД всего процесса бурения, особенно когда глубина скважины достигает 4—5 тыс. м.
В процессе бурения неоднородных пород момент сопротивления на долоте непрерывно меняется. Наиболее сильно колебания момента выражены при долотах режущего типа, меньше — при шарошечных долотах. Колебания момента сопротивления на долоте передаются по колонне бурильных труб приводному двигателю ротора в виде упругих волн кручения, продольных колебаний и других возмущений, распространяющихся в стальных трубах со скоростью около 3 км/с.
В результате отражения волн кручения, вызванных заклиниванием долота, напряжения кручения, могут вызывать поломку КБТ. Исследованиями установлено, что напряжения кручения в колонне бурильных труб при мягкой механической характеристике привода будут меньше, чем при жесткой. Таким образом, с точки зрения ограничения напряжений в КБТ и защиты ее от поломок следует отдавать предпочтение приводу с мягкой механической характеристикой.
При заклинивании долота, когда низ колонны бурильных труб неподвижен, а ротор продолжает вращаться, закручивая трубы, момент двигателя может достигнуть своего максимального значения. Чтобы ограничить возникающие при этом напряжения кручения в КБТ, следует ограничить момент, передаваемый от двигателя ротору. Этого можно достигнуть, применяя двигатели со сравнительно небольшой кратностью максимального момента X < 1,6+1,8 или используя в приводе ротора средства ограничения момента.
С заклиниванием долота связан также процесс передачи колонны бурильных труб кинетической энергии, запасенной во вращающихся частях поверхностного оборудования привода ротора. Для уменьшения кинетической энергии, передаваемой КБТ, целесообразно иметь привод ротора с минимальным моментом инерции вращающихся частей.
На основании изложенного выбор привода ротора и его характеристик должен производиться с учетом следующих требований и технологических особенностей:
режим работы привода продолжительный с изменяющимся моментом сопротивления при бурении пород различной твердости;
привод должен иметь мягкую механическую характеристику на участке от номинального до стопорного режима;
стопорный (максимальный) момент должен быть ограничен на уровне 1,6—1,8 от номинального значения;
для ограничения динамических нагрузок в КБТ привод по возможности должен иметь минимальный момент инерции, приведенный к оси КБТ;
для реализации оптимальных режимов бурения желательно регулирование частоты вращения в широком диапазоне: от 1 00— 1 50 об/мин (реже бывает до 200 об/мин) при проходке верхних интервалов скважины и до 20 об/мин на больших глубинах;
при регулировании частоты вращения вниз от номинальной, привод должен обеспечивать длительную работу при номинальном моменте нагрузки (регулирование с постоянным моментом), а при регулировании частоты вращения вверх от номинальной должен обеспечивать регулирование с постоянной мощностью, не превышающую номинальную;
привод должен быть реверсивным, однако реверс неоперативный; в основных рабочих режимах ротор вращается только в прямом направлении (по часовой стрелке), обратное вращение требуется лишь при выполнении некоторых вспомогательных операций и в аварийных режимах, поэтому возможны оперативные переключения с кратковременным перерывом питания.
При турбинном бурении ротор часто используют для вращения КБТ с малой частотой вращения, что предотвращает «зависание» КБТ в скважине и способствует улучшению процесса бурения. С помощью ротора выполняется раскрепление резьбовых соединений труб и др.

 

электропривод ротора

механические характеристики электропривода ротора

Рис.  Функциональная схема (а) и механические характеристики (б) электропривода ротора, управляемого по системе подчиненного управления

 

Выполнение указанных требований в полном объеме возможно при использовании привода ротора с плавным регулированием частоты вращения в широком диапазоне.
На современных отечественных буровых установках для ротора применяется электропривод по системе ТП — Д, который в полной мере отвечает указанным требованиям. Функциональная схема электропривода ротора изображена на рис, а. Она аналогична схеме управления электроприводом бурового насоса. Отличие состоит в наличии управляемого ограничителя УОТ уровня выходного напряжения регулятора ЭДС и узла управления УО, автоматически изменяющего этот уровень, т.е. сигнал Uзт задания тока (момента) двигателя ротора. Благодаря узлу УО в рабочем диапазоне достигается мягкая механическая характеристика электропривода (рис.). Точке А характеристики соответствует максимальное, а точке Q — минимальное значения Uзт, ё — одна из рабочих точек механической характеристики.
Весьма перспективным для ротора является электропривод по системе ПЧ — АД, обеспечивающий значительное снижение динамических нагрузок в КБТ по сравнению с электроприводом по системе ТП — Д, так как момент инерции асинхронного короткозамкнутого двигателя значительно меньше, чем у двигателя постоянного тока.
Увеличение производительности роторного бурения при применении регулируемого электропривода можно достигнуть как за счет изменения (от рейса к рейсу в функции глубины скважины) начальной частоты вращения долота, так и регулирования (в функции износа долота, времени рейса или мощности на забое) частоты вращения долота в течение одного рейса (последняя возможность эффективно реализуется в автоматизированных системах).
Исследованиями установлено, что долевое увеличение механической скорости за счет регулирования от рейса к рейсу составляет 1,13, а в процессе одного рейса 1,1 — 1,18, увеличение рейсовой скорости — соответственно 1,09 в первом случае и 1,07—1,13 — во втором.
На буровых установках класса 1 —4 с электроприводом по системе ТП — Д для ротора применяется электродвигатель сравнительно небольшой мощности (160 — 250 кВт). На установках выше 4-го класса электродвигатель ротора в целях унификации обычно принимается того же типа, как и для буровых насосов, со значительным запасом по мощности.



 
« Сборка масляных трансформаторов   Технология и оборудование производства электрической аппаратуры »
электрические сети