Системы электроприводов исполнительных механизмов буровых установок - Электропривод буровых насосов

Буровые насосы  в случае роторного бурения служат для создания потока промывочной жидкости (бурового раствора) через вертлюг, бурильные трубы к забою скважины и через затрубное пространство к устью скважины. При этом поток жидкости способствует разрушению породы на забое и обеспечивает вынос на поверхность частиц разбуренной породы. При применении гидравлических забойных двигателей (турбобур, винтовой двигатель) промывочная жидкость служит рабочим агентом для вращения забойного двигателя.
Основными параметрами, определяющими режим работы буровых насосов, являются давление на его выходе и подача — количество жидкости, подаваемое в единицу времени. Давление на выходе буровых насосов при работе на некоторую гидравлическую систему определяется по формуле
р = k Q 2, (6.2)
где Q — подача (производительность, расход); k — коэффициент, характеризующий общее сопротивление гидравлической системы.
Подача раствора Q выбирается технологическими службами с учетом конкретных условий. Для нормальной очистки забоя и подъема частиц разбуренной породы на поверхность величина подачи должна быть тем большей, чем больше площадь забоя.

Гидравлическую Рг и приведенную Рп мощность бурового насоса определяют по формулам
Рг = р Q; Рп = р Q /n (6.3)
где n = 0,9+0,92 — КПД, учитывающий гидравлические и механические потери в буровых насосах.
Сопоставив выражения (6.2) и (6.3) нетрудно убедиться, что при постоянных параметрах гидравлической системы и переменной подаче жидкости, гидравлическая мощность пропорциональна подаче в третьей степени, т.е. возрастает весьма интенсивно.
Требуемая мощность бурового насоса при различных условиях в скважине и методах бурения различна. Поскольку каждая установка должна обеспечивать бурение как роторным, так и турбинным способом, мощность бурового насоса выбирается из условий турбинного бурения, где требуется наибольшая мощность. На серийных буровых установках различных классов номинальная приводная мощность одного бурового насоса составляет от 300 до 950 кВт, а на уникальных установках до 1180 кВт и более. Номинальная частота вращения привода выбирается в пределах от 500 до 1 000 об/мин. На серийных установках устанавливается как правило два, а на уникальных и морских установках — три насоса.
В отечественной практике для буровых насосов, как правило, используют однодвигательный электропривод, за рубежом — двухдвигательный (известны также случаи использования трехдвига-тельного привода). Целесообразность решения в данном случае зависит от условий унификации приводных электродвигателей всех основных исполнительных механизмов буровой установки.
Стандартизованные данные мощности буровых насосов по ГОСТ 1 6293—89 установлены по классам таким образом, что мощности насосов будут достаточны для бурения скважин с глубиной, соответствующей классу установки, причем с некоторым запасом.
Буровые насосы, представляющие собой насосы поршневого типа, оснащаются сменными поршнями и втулками ряда диаметров. Сменные поршни нужны в связи с тем, что требуемое давление по мере углубления скважины изменяется. Со сменой поршней связаны следующие закономерности:
по условиям прочности механизмов насоса (штоки, подшипники, передаточный механизм) усилия в них должны быть равными при разных диаметрах поршней; следовательно, при меньшем диаметре поршня допускается более высокое давление на выходе бурового насоса (обратно пропорционально площади поршня);
при уменьшении диаметра поршня и постоянной скорости его движения подача бурового насоса изменяется прямо пропорционально площади поршня (снижается);
при смене диаметра поршня должен сохраняться режим постоянной мощности привода бурового насоса.
Оптимальный режим бурового насоса характеризуется постоянством развиваемой мощности, равной номинальной: pQ = const. Приближение к этому режиму при нерегулируемом приводе достигается применением цилиндрических втулок разного диаметра. Режим работы бурового насоса рассмотрим по графику, характеризующему зависимость подачи Q от давления р на выходе и диаметра втулки D (рис. 2). Если принять, что в комплект бурового насоса входят 5 типоразмеров сменных поршней, то основные расчетные точки 2, 4, 6, 8, 10, соответствующие различным диаметрам поршней, будут располагаться на расчетной кривой постоянной мощности.

Рис. 2. График режимов работы бурового насоса при различных видах электропривода:
1—2, 3—4, 5—6, 7—8, 9—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

При этом точка 2 соответствует максимальному, а точка 10 — минимальному диаметру поршня. Заметим, что при неизменном диаметре поршня подача бурового насоса пропорциональна скорости привода, а момент на валу двигателя пропорционален давлению.
В соответствии с формулой  давление на выходе бурового насоса р пропорционально квадрату подачи жидкости Q,график зависимости р = kQ² для конкретного значения коэффициента гидравлического сопротивления k называют «кривой нагрузки». Значение коэффициента k увеличивается с ростом глубины скважины. Кривые нагрузки, проходящие через указанные расчетные точки, показаны на рис. 2  тонкими линиями.
Предположим, что при малой глубине бурения установлены поршни максимального диаметра D5 и БН работает в точке 1

С увеличением глубины скважины подача бурового насоса Q5 остается постоянной, а давление возрастает. Продолжать работу с поршнем диаметра D5 выше точки 2 недопустимо, так как мощность привода превысит допустимое значение. Поэтому в точке 2 необходимо заменить поршень диаметра D5 на поршень с диаметром D4. Поскольку при той же скорости привода вследствие уменьшения диаметра поршня подача уменьшится, а кривая нагрузки останется неизменной, режим работы бурового насоса будет определяться точкой 3. По мере углубления скважины произойдет переход в точку 4 и т.д. Следовательно, в случае нерегулируемого электропривода бурового насоса и периодической замены поршней процесс протекает по отрезкам вертикальных прямых 1—2, 3—4, 5—6, 7—8, 9—10. Из графика видно, что в точках 1, 3, 5, 7, 9 фактически развиваемая мощность значительно меньше номинальной. Вынужденное недоиспользование мощности по сравнению с идеальной кривой pQ = const можно оценить суммарной площадью треугольников 2—3—4, 4—5—6, 6—7—8, 8—9—10.
Рассмотрим теперь для тех же условий режимы работы бурового насоса, оснащенного регулируемым электроприводом. Благодаря возможности регулирования скорости вниз от номинальной, график работы насоса (см. рис. 2) 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. Применение регулируемого электропривода обеспечивает уменьшение числа замен поршней при бурении скважины.
Более полное использование мощности бурового насоса при регулируемом электроприводе практически выражается в том, что при том же значении допустимого давления в нагнетательной системе подача бурового насоса будет больше, чем при нерегулируемом электроприводе. Благодаря этому при всех видах бурения улучшается очистка забоя, что приводит к увеличению механической скорости бурения, а также обеспечивается возможность повышения скорости бурения вследствие использования более высокой нагрузки на долото. Одновременно возрастает проходка на долото, так как уменьшается степень повторного разрушения породы. В результате увеличения проходки на долото сокращается суммарное время спуско-подъемных и ряда вспомогательных операций. При турбинном бурении, кроме того возрастает механическая скорость бурения вследствие увеличения частоты вращения долота и подводимой к нему средней мощности.
Регулирование подачи бурового насоса необходимо также в осложненных условиях бурения. Ответственной операцией, особенно при бурении глубоких скважин, является восстановление циркуляции бурового раствора в гидравлической системе. В начале этой операции вязкость раствора и гидравлическое сопротивление в системе значительно выше, чем при рабочих режимах. Восстановление циркуляции значительно облегчается при возможности работы бурового насоса с пониженной подачей. Минимальная относительная подача при восстановлении циркуляции может составлять 0,1 от подачи в режиме бурения.
Таким образом, буровой насос целесообразно оснащать регулируемым электроприводом, причем регулирование следует осуществлять в режиме постоянного момента, определяемого допустимым давлением в гидравлической системе буровой установки.
Так как отношение диаметров соседних типоразмеров поршней составляет 0,85 — 0,9 между их двумя заменами, то регулирование частоты вращения приводного двигателя должно быть не менее 20 — 30 % в сторону уменьшения от номинальной.
На основании изложенного электропривод бурового насоса должен отвечать следующим требованиям:
возможность плавного, затянутого во времени пуска (до 60 с);
пусковой момент не должен превышать номинальный более чем на 1 0 %;
возможность регулирования скорости привода в режиме бурения до 50 %, а в режимах восстановления циркуляции до 80 % и более вниз от номинального значения;
при регулировании скорости вниз от номинальной привод должен обеспечивать постоянство давления бурового насоса, что соответствует постоянству момента на его валу;
привод должен иметь жесткую механическую характеристику с относительным падением скорости от холостого хода до номинальной нагрузки порядка 5 %;
привод нереверсивный, режим работы — продолжительный с относительно спокойной нагрузкой.
Регулируемый электропривод бурового насоса по системе тиристорный преобразователь — двигатель (ТП — Д) в настоящее время широко используется на отечественных буровых установках, оснащенных индивидуальными электроприводами основных механизмов.
Система управления электроприводом бурового насоса (рис. 3, а) построена по принципу подчиненного управления и включает в себя контур регулирования ЭДС электродвигателя и подчиненный ему контур регулирования тока. Регулятор ЭДС — пропорциональный (П-регулятор), регулятор тока — пропорционально-интегральный (ПИ-регулятор). Блок регуляторов БР включает в себя гальваническую развязку РГ, фазочувстви-тельный выпрямитель ФВ, задатчик интенсивности ЗИ, регулятор ЭДС РЭ с узлом ограничения УО и регулятор тока РТ. Блок датчиков содержит датчик тока ДТ и датчик напряжения ДН. На рис. 3, а датчики тока и напряжения вместе с устройствами гальванического разделения первичной цепи измерения и вторичного сигнала, подаваемого в систему управления, изображены прямоугольником с двумя диагоналями.

Рис. 3. Функциональная схема (а) и механическая характеристика (б) электропривода бурового насоса, управляемого по системе подчиненного управления:
Цзэ, Цзт — сигналы задания соответственно ЭВС и тока якоря двигателя; Цос т , иос н — сигналы обратных связей соответственно по току и напряжению якоря двигателя; Цуя — выходной сигнал регулятора тока; Ufl, Ifl — соответственно напряжение и ток якоря двигателя

На рис. 3, а используется также способ изображения регуляторов, при котором внутри прямоугольника указывается его переходная характеристика (реакция на ступенчатое воздействие).
Сигнал, пропорциональный ЭДС двигателя (в установившемся режиме пропорциональной скорости двигателя), определяется по формуле

Е = сω = U — IR,  

где с — конструктивная постоянная; ω — угловая скорость вала; U — напряжение на якоре; I — ток якорной цепи; R  — суммарное сопротивление якорной цепи двигателя.
Сигнал, пропорциональный первому слагаемому формулы, получают от датчика напряжения, а второму слагаемому — от датчика тока. Суммирование сигналов датчиков осуществляется на входе регулятора ЭДС РЭ. Поскольку сопротивление якорной цепи мало, первый сигнал является доминирующим. Применение данной схемы обеспечивает возможность устранения из системы управления тахогенератора.
Управление электроприводом осуществляется с пульта управления насосом сельсинным командоаппаратом СК. Воздействуя на систему управления тиристорным преобразователем ТП, плавно регулируют скорость двигателя М. В некоторых электроприводах буровых насосов регулирование скорости осуществляется ослаблением магнитного потока двигателя. В этом случае в цепь обмотки возбуждения двигателя LM включается устройство регулирования тока возбуждения.
Механическая характеристика электропривода буровых насосов по системе ТП — Д, соответствующая максимальной частоте вращения двигателя, приведена на рис. 3, б.
Регулирование предельного момента осуществляется изменением уставки узла ограничения УО регулятора ЭДС РЭ.
Перспективным для электропривода буровых насосов является регулируемый электропривод по системе преобразователь частоты — асинхронный короткозамкнутый двигатель (ПЧ — АД), который по сравнению с электроприводом по системе ТП — Д имеет меньшие массогабаритные показатели и более высокий КПД.
Электропривод буровых насосов по системе ПЧ — АД реализован на буровых установках ряда зарубежных фирм, выполняющих бурение на месторождениях Северного моря.
В результате исследования регулируемого электропривода бурового насоса типа У8-6М установлено, что при регулируемом электроприводе по сравнению с нерегулируемым механическая скорость и проходка на долото увеличиваются на 20 %, число рейсов сокращается на 20 %, а длительность вспомогательных операций — на 12 %.
Преимущества регулируемого электропривода буровых насосов в значительной степени проявляются при турбинном способе бурения и заключатся в следующем:
наилучшее использование установленной мощности и работа на оптимальных режимах для каждого интервала бурения при различных типах забойных двигателей, что обеспечивает сокращение времени механического бурения;
увеличение частоты вращения долота и средней мощности, подводимой к долоту, а при необходимости увеличение гидравлической мощности по мере износа забойного двигателя;
возможность пуска буровых насосов под нагрузкой, что уменьшает износ задвижек и облегчает труд буровой бригады;
сокращение времени спускоподъемных, а также ряда вспомогательных и подготовительно-заключительных операций, обусловленное уменьшением числа рейсов вследствие увеличения средней проходки на долото;
более широкие возможности ликвидации аварий, связанных с прихватами и некоторыми другими аварийными ситуациями;
равномерность подачи, что позволяет отказаться от пневмокомпенсаторов и др.
Регулируемый электропривод буровых насосов оказывает существенное влияние на конструкцию насосной группы оборудования. При нерегулируемом электроприводе бурового насоса обязательно должна быть предусмотрена оперативная соединительная муфта между двигателем и буровым насосом, а также пусковая задвижка, соединяющая выход насоса (линию высокого давления) с открытой емкостью. Это позволяет двигатель запустить вхолостую, затем производится пуск насоса также вхолостую, затем пусковая задвижка плавно закрывается, и поток жидкости начинает поступать в линию высокого давления и циркулировать по рабочему контуру.
При наличии регулируемого привода бурового насоса оперативная муфта не устанавливается, а пусковая задвижка практически не используется.
Развитие техники и технологии бурения скважин требует постоянного совершенствования буровых насосов в следующих направлениях: повышение мощности и давления, снижение неравномерности подачи и давления, уменьшение массы и габаритов, повышение надежности и долговечности, снижение трудоемкости и стоимости изготовления, улучшение транспортабельности, монтажеспособности, ремонтопригодности и удобства обслуживания.
За последние два десятилетия в мировой практике бурения давление и мощность бурового насоса возросла более чем в 2 раза и достигли соответственно значений 40 МПа и 1600—1750 кВт. Уровень рабочих давлений при бурении скважин находится в пределах от 1 5 до 25 МПа. Максимальное давление бурового насоса требуется обычно кратковременно и, как правило, в аварийных режимах.
В отечественной практике бурения скважин на нефть и газ применяются в основном двухпоршневые буровые насосы следующих типов: БрН-1 производства ОАО ВЗБТ (Волгоградского завода буровой техники), У8-6МА и У8-7МА производства ОАО «Уралмаш». Эти буровые насосы имеют значительные габариты и массу, что затрудняет их транспортировку, монтаж и ремонт.
За последние годы все большее применение находят быстроходные трехпоршневые буровые насосы одностороннего действия (триплексы) вместо двухпоршневых буровых насосов двухстороннего действия. Это обусловлено тем, что эффективность использования обратного хода поршня в двухпоршневых буровых насосов двухстороннего действия при высоких давлениях значительно снижается, поскольку площадь штока составляет 30 — 40 % от площади поршня минимального диаметра (насосы типов У8-6МА и У8-7МА). Кроме того, при переходе в область высоких давлений, наряду с требованием снижения массы, возрастают требования к надежности и необходимости постоянного контроля устройств уплотнения.
Учитывая эти факторы, за рубежом (США, Германия, Япония, Румыния) буровые установки оснащаются трехпоршневыми буровыми насосами одностороннего действия. При одинаковой мощности по сравнению с двухпоршневыми буровыми насосами двухстороннего действия они имеют следующие преимущества: уменьшение массы и габаритов в 1 ,4— 1 ,5 раза; уменьшение неравномерности подачи в 2 раза; а неравномерности давления в 5—6 раз; уменьшение числа сменных деталей в 1 ,3— 1 ,4 раза и их массы в 2—3 раза. Частота ходов у трехпоршневых буровых насосов может достигать 1 20— 1 85 в мин, против 60—80 у двухпоршневых.
Весьма эффективно применение трехпоршневых буровых насосов при бурении скважин в сложных геологических условиях, глубоких скважин и на море.
В России разработаны и изготавливаются трехпоршневые буровые насосы одностороннего действия следующих типов:  УНБТ-800, УНБТ-950 конструкции ОАО «Уралмаш» и НБТ-600 (БрН-2)
конструкции ОАО ВЗБТ. Технические характеристики отечественных буровых насосов приведены в табл.
Особенностью работы трехпоршневых буровых насосов является применение подпорных центробежных насосов, создающих во всасывающих камерах буровых насосов избыточное давление. За счет этого увеличивается коэффициент подачи и частота ходов поршня.

Технические характеристики буровых насосов

Применение подпорных насосов способствует также уменьшению колебаний в гидравлической цепи и весьма эффективно при перекачке бурового раствора с большим содержанием воздуха и газа. До настоящего времени электропривод подпорных насосов на отечественных буровых установках нерегулируемый. Применение частотно-регулируемого электропривода для подпорного насоса позволяет:
согласовать режим его работ с конкретными условиями эксплуатации;
обеспечить регулирование подачи в соответствии с изменением режима работы основного бурового насоса;
снизить потребление электроэнергии, особенно при малых нагрузках;
обеспечить плавный пуск электропривода; уменьшить износ запорной аппаратуры.
Следует отметить, что тенденция перехода на трехпоршневые буровые насосы в зарубежной практике коснулась в основном буровым насосом большой мощности, рассчитанных на высокое давление. Что же касается буровых насосов мощностью до 500 — 600 кВт и давлением до 20 МПа, то на такие параметры предпочтительны тихоходные двухпоршневые буровые насосы. Основной объем бурения в РФ пока приходится на двухпоршневые буровые насосы, которые будут находиться в эксплуатации еще долгие годы.