Монтаж буровых установок, строительство скважин (бурение) , ремонт скважин и транспортное обеспечение

• Содержание
• Аннотация
• Введение
• 1. Описание технологического процесса
• 1.1 Технологический процесс производства
• 1.2 Тенденция развития привода буровых установок
• 2. Схема электроснабжения буровой установки
• 2.1 Описание существующей схемы электроснабжения
• 3. Системы привода ротора, буровой лебёдки и бурового насоса
• 3.1 Описание существующей системы привода
• 3.2 Реконструкция привода основных механизмов буровой установки
• 3.3 Выбор системы привода ротора, буровых насосов и буровой лебёдки
• 4. Выбор типа и марки электродвигателей
• 4.1 Выбор электродвигателей привода бурового насоса
• 4.2 Выбор электродвигателей привода ротора
• 4.3 Выбор электродвигателей привода буровой лебёдки
• 5 Выбор частотных преобразователей
• 5.1 Определение параметров преобразователей частоты.
• 5.2 Выбор типа преобразователей частоты
• 6. Выбор дизель-генераторов для дизельной электростанции
• 6.1 Критерии выбора дизель-генераторов
• 6.2 Выбор типа и мощности дизель-генераторов
• 7. Выбор схемы электроснабжения буровой установки и рабочего посёлка
• 7.1 Выбор схемы электроснабжения
• 7.2 Выбор трансформаторов
• 8. Выбор марки и сечения кабелей
• 8.1 Методика определения марки и сечения кабелей
• 9. Расчёт токов короткого замыкания
• 9.1 Определение параметров элементов системы электроснабжения
• 9.2 Расчёт тока короткого замыкания на шинах ГРП и определение ударного тока
• 10. Выбор выключателей
• 10.1 Выбор и проверка выключателей по отключающей способности
• 11. Выбор устройств релейной защиты и определение установок
• 11.1 Выбор типа устройств релейной защиты
• 11.2 Защита кабельной линии
• 11.3 Защита трансформатора
• 11.4 Защита двигателя
• 12. Тепловой расчёт теплосистемы буровой установки
• 12.1 Выбор и обоснование системы теплообеспечения
• 12.2 Расчёт теплопотерь
• 12.3 Теплопотери через ограждающие конструкции МНО
• 13. Расчёт воздухопроводов
• 13.1 Расчёт теплообменника
• 14. Экономическая эффективность применения установок утилизации теплоты, дизельных электростанций
• 15. Расчёт показателей экономической эффективности
• 16. Охрана окружающей среды
• 16.1 Общее положение
• 16.2 Экологическая политика
• 16.3 Стратегические цели экологической политики
• 16.4 Технология нейтрализации и утилизации твёрдых отходов бурения и нефтедобычи
• 16.5 Токсичные твёрдые отходы бурения и нефтедобычи
• 16.6 Методы и технологии нейтрализации и утилизации твёрдых отходов бурения и нефтедобычи
• 16.7 Метод литификации и приоритетные технологии нейтрализации и утилизации твёрдых отходов бурения и нефтедобычи
• 17. Охрана труда
• 17.1 Общее положение предприятия
• 17.2 Требование к персоналу
• 17.3 Организационные мероприятия
• 17.4 Организационно — технологические мероприятия
• 17.5 Средства индивидуальной защиты
• 17.6 Обязанности работников опасного производства
• 17.7 Гигиена труда и промысловая санитария
• 17.8 Дополнительные мероприятия по технике безопасности
• 17.9 Ответственность за нарушение ОТ и ТБ
• 17.10 Требование к территориям, объектам, рабочим местам
• 17.11Значение охраны труда и окружающей среды в обеспечении безопасных условий труда и нормальной экологической обстановки
• 17.12 Вопросы охраны труда предусмотренные колдоговором
• 18. Организация безопасной эксплуатации электроустановки
• 18.1 Общее положение
• 18.2 Требование к персоналу, обслуживающему электроустановки
• 18.3 Эксплуотационные ограничения безопасной эксплуатации оборудования буровой установки
• 18.4 Подготовка электрооборудования к работе
• 18.5 Порядок включения электрооборудования
• 18.6 Техническое обслуживание и ремонт
• 19. Общее положение ликвидаций аварий на буровой установке
• 19.1 Характеристика объекта
• Заключение
• Библиография
• АННОТАЦИЯ
• Основной темой дипломного проекта является энергообеспечение буровой установки ООО «Буровая компания «Евразия» в связи с заменой механического привода на электрический с целью снижения затрат на эксплуатацию энергосистемы, приобретение дизельного топлива.
• В данной работе рассмотрены вопросы применения асинхронных двигателей, дизель генераторных установок, для замены механического привода на электрический. Разработана схема энергоснабжения с использованием двигателей переменного тока и выполнена технико-экономическая оценка их применения.
• В дипломном проекте также представлена техническая разработка подачи горячего воздуха за счёт рекупиляции выхлопных газов для отопления МНО и помещения под буровой установкой и экономическая эффективность применения установок утилизации теплоты, дизельных электростанций.

ООО «БК «ЕВРАЗИЯ» Нарьян-Марская экспедиция является крупным единственным подрядчиком буровых работ по строительству скважин на территории Ненецкого автономного округа.

Она образована в ходе реорганизации и реструктуризации подразделений Архангельского производственно-геологического объединения в начале 90годов века.

В ее состав вошли «Нарьян-Марская экспедиция глубокого бурения», Нарьян-Марская «Вышкомонтажная экспедиция» и Нарьян-Марское «Автотранспортное предприятие».

Основной деятельностью объединенного общества является; монтаж буровых установок, строительство скважин (бурение), ремонт скважин и транспортное обеспечение входе выполнения этих работ.

Структура «Нарьян-Марской экспедиции» состоит из административно-хозяйственного отдела и базы производственного обеспечения

(БПО)расположенных в пос. Искателей (г. Нарьян-Мар) которая является вспомогательной службой общества при строительстве скважин. 15 бригад по строительству и ремонту скважин и бригад по монтажу буровых установок, являющихся основной производственной структурой, ведущих работы на территории НАО. В ее составе трудятся более 2000 человек.

Базы производственного обеспечения включает в себя цеха;

— Ремонтно-механические мастерские (РММ)

— Автотранспортное подразделение

— Складское хозяйство

— Электроцех

— Цех тепло-газо-водоснабжения

— Служба ГСМ Ремонтно-механическая мастерская состоит из ;

— Цех обработки металла

— Участка ремонта вспомогательного бурового оборудования, ремонт Д.В.С., ремонта, наладки и обслуживание противо-выбросного оборудования (ПВО)

— Участка сварочных, кузнечных работ

— Хим. лаборатории растворов Автотранспортное подразделение состоит;

— 2автоколонн

— тракторной колонны

— мастерских по ремонту транспортной техники Электроцех включает в себя;

— участок ремонта и обслуживания электрооборудования

— участок обслуживания электрооборудования на буровых

— лабораторию КИП

— кислородную станцию по производству кислорода для производственных нужд Цех тепло-газо-водоснабжения — занимается обеспечением водой, газом и теплом (БПО и АХО) в поселке и на буровых Служба ГСМ призвана для обеспечения горюче-смазочными материаламитранспорт и буровые установки.

Обеспечение электрической энергией производственно хозяйственной деятельности базы осуществляется из городской сети электроснабжения от 3 ТП мощностью каждая. Тепло-водообеспечение централизированны от сети поселка.

Основная деятельность Нарьян-Марской экспедиции строительство скважин на нефть и газ.

1. Описание технологического процесса

1.1 Технологический процесс производства

Весь цикл строительства скважин состоит из следующих основных этапов;

— выбора точки бурения и подготовки площадки

— транспортировки и монтажа оборудования буровой установки

— транспортировки материала для строительства скважин (ГСМ, трубы: обсадные и бурильные, глинопорошок и химреагенты, цемент и др.)

— опробование и испытание оборудования

— проходка скважины (процесс бурения, т. е. образование ствола, а также спуск подъем бурильных труб для смены изношенного долота)

— спуск обсадных колонн и их цементирование, ликвидации осложнений и аварий

— геофизических работ

— опробование скважины

После завершения монтажа буровой установки и обкатки её агрегатов приступают к проходке скважин. Разрушать горные породы можно механическим, термическим, физико-химическим, электроискровым и другими способами. Однако практически применяются только способы механического разрушения породы. Наиболее широко распространён вращательный способ бурения нефтяных и газовых скважин.

При вращательном способе бурения ствол скважины углубляется в результате одновременного воздействия на долото вертикальной нагрузки и крутящего момента.

Характерная особенность вращательного бурения — постоянная циркуляция приготовленного бурового раствора или воды в течение всего времени работы долота на забое для его охлаждения и выноса разбуренной породы (шлама). Для этого два (реже один или три) буровых насоса закачивают раствор по нагнетательному трубопроводу в вертикальную трубу (стояк), установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу и бурильную колонну. Пройдя через отверстия долота на забой, буровой раствор подхватывает куски разбуренной породы и вместе с ней по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на дневную поверхность. Здесь в желобной системе и очистных механизмах раствор очищается от выбуренной породы, а затем поступает в приёмные ёмкости буровых насосов и вновь закачивается в скважину.

По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и талевого каната, подаётся в скважину. Когда ведущая труба войдёт в ротор на всю длину, включают лебёдку, поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью элеватора или клиньев на столе ротора.

Затем отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом и спускают её в шурф — обсаженную наклонную скважину глубиной, равной длине ведущей трубы. Шурф бурят заранее в правом углу буровой, примерно по середине расстояния от центра скважины до ноги вышки. Бурильную колонну удлиняют (наращивают) путём навинчивания на неё очередной бурильной трубы (длиной около 12 м), затем снимают с элеватора или клиньев, спускают в скважину на длину наращенной трубы, подвешивают с помощью элеватора или клиньев на стол ротора. Поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают их к бурильной колонне, освобождают последнюю от клиньев или элеватора, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

Для замены изношенного долота из скважины поднимают всю бурильную колонну, а затем вновь спускают её с новым долотом. Спускоподъёмные работы ведут также с помощью полиспасной системы. При вращении барабана лебёдки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъём или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов или элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.

При подъёме бурильную колонну развинчивают на секции (две или три трубы), длина которых определяется высотой вышки (24 м при высоте вышки 41 м и 36 м для 53 м вышки). Отвинченные секции, называемые свечами, устанавливают в фонаре вышки на специальном подсвечнике с наклоном 2−3 от вертикали. Спускают бурильную колонну в скважину в обратном порядке. Следовательно, процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны испускоподъёмными работами для смены изношенного долота. Как правило, верхние участки разреза скважины представлены отложениями легко размывающимися в процессе бурения циркулирующим потоком жидкости. Поэтому прежде всего бурят или копают вручную шурф до устойчивых пород (глубиной 4−10 м) и в него спускают обсадную трубу, называемую направлением. Пространство между обсадной трубой и стенками шурфа заливают цементным раствором. В результате устье скважины надёжно укрепляется. В верхней части направления заранее вырезают окно, из которого в процессе бурения скважины раствор выходит в циркуляционную систему. Прорубив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс проходки (обычно 150−400 м), перекрывают и изолируют эти горизонты, для чего в скважину спускают обсадную колонну, состоящую из свинченных стальных труб, а её затрубное пространство цементируют. Эта обсадная колонна получила название кондуктор. После её спуска не всегда удаётся прорубить скважину до проектной глубины вследствие прохождения новых осложняющих горизонтов и необходимости перекрытия продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной. В таких случаях возникает потребность в спуске и последующем цементировании второй обсадной колонны, называемой промежуточной. В очень сложных условиях бурения могут быть три и даже четыре промежуточные колонны.

После спуска кондуктора и промежуточных колонн на устье скважины устанавливают противовыбросовое оборудование — превенторы и обвязывают их с циркуляционной системой и буровыми насосами. Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, в которую в дальнейшем спускаются насосно-компрессорные трубы, предназначенные для подъёма нефти или газа от забоя к устью скважины. После окончания цементировочных работ обвязывают устье скважины и против продуктивного пласта простреливают (перфорируют) эксплуатационную колонну и цементный камень для создания каналов, по которым в процессе эксплуатации нефть (газ) будет поступать в скважину. Для вызова притока нефти (газа) скважину осваивают. Сущность освоения сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в эксплуатационной колонне, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начинает поступать в скважину, и после комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию. Все рассмотренные работы по проходке скважин выполняют с помощью сложного комплекса сооружений, агрегатов и механизмов, составляющих в совокупности буровые установки.

Они выпускаются двумя предприятиями отечественной промышленности: Волгоградским заводом буровой техники (ВЗБТ) и Уральским заводом тяжёлого машиностроения (УЗТМ).

В настоящее время организовано серийное производство комплектных буровых установок, наиболее полно удовлетворяющих современным требованиям проходки скважин и обладающих большими потенциальными возможностями в повышении производительности бурения.

Тенденция развития приводов буровых установок.

Дизельный и электрический приводы бурового оборудования существуют более 60 лет. Они пришли на смену паровым силовым установкам — локомобилям, приводившим в действие первые модели буровых станков ударно — канатного и ударно — штангового способов бурения. Переход на эти новые прогрессивные виды привода обеспечил революционный прорыв в области создания буровой техники для современных видов вращательного бурения.

Дизельный привод за свою более чем полувековую эволюцию пережил два характерных периода.

Первый — характеризуется интенсивным поиском и созданием рациональных схем мощных групповых приводов, подбором оптимальных типов двигателей и их оснащением гидродинамическими передачами, разработкой новых видов трансмиссий и передач мощности на буровые машины и механизмы. Этот период динамического развития продолжался до 60 — 70 -х годов прошлого столетия.

Второй период — это процесс стабилизации, когда в конструкциях было достигнуто соответствие требованиям потребителей, резервы и возможности дизель — механической системы привода были исчерпаны и процесс совершенствования постепенно прекратился. В таком состоянии дизельные приводы находятся в настоящее время.

Дальнейший прогресс в области привода буровых установок связан с развитием электропривода.

Электропривод оказался привлекательным, для буровой установки благодаря таким преимуществам, как упрощение механической трансмиссии, снижение затрат на её содержание и ремонт, низкая стоимость эксплуатации электродвигателей, простота подвода электроэнергии к буровой установке и её не высокая стоимость. Этими достоинствами отличались уже первые, самые простые нерегулируемые электроприводы переменного привода.

На территории бывшего СССР, электропривод применялся в основном в районах с широко развитыми сетями промышленного электроснабжения, (Азербайджан, Северный Кавказ, Татарстан, Западная Сибирь). Однако с появлением транспортабельных дизельных электростанций для автономного электропитания буровых установок проблема была решена, и дизель — электрические установки стали альтернативой дизель — механическим.

Развитие электропривода привело к использованию в буровых установках регулируемых приводов на базе двигателей переменного тока. Глубокое регулирование этих двигателей и адаптация их характеристик к технологическим режимам работы лебёдки, ротора и буровых насосов заметно повысили скорости проходки, снизили аварийность при бурении скважин и положительно сказались на эффективности всего процесса буровых работ.

Исследование объёмов производства бурового оборудования и состояние парка буровых установок по видам привода как в бывшем СССР, так и в современной России и за рубежом (США) свидетельствуют о тенденции к повышению объёмов использования электропривода в бурении.

Объяснить этот процесс можно, сопоставив показатели механического и электрического приводов (см. табл. 1). Примечательно, что переход на рыночные формы хозяйствования в России, существенно повысив значимость экономических факторов, способствовал ещё большему спросу на буровое оборудование с электроприводом.

Таблица1 Относительная оценка показателей механических и электрических приводов.

Доля выпускаемых Уралмашзаводом буровых установок с электроприводом с начала освоения их производства в 1956 г. с некоторыми колебаниями непрерывно нарастала. Если в начале она составляла 13,7% от общего количества установок (другую часть составляли установки с дизельным приводом), то в 1985 — 1986 гг. доля буровых установок с электроприводом превысила 50%. В последние годы нефтяные компании России, обновляя парки бурового оборудования, всё больше ориентируются на установки с электрическим приводом. В результате доля буровых установок этого типа, заказанных нефтяными компаниями России, в общем объёме заказов в последнее время превысила 70%.

В США и других странах использованию электропривода в буровых установках препятствовало частное владение источниками централизованного энергоснабжения. Буровые подрядчики стремились к независимости от энергетических компаний и долгое время использовали только механические приводы. Однако с освоением в начале 60- х годов прошлого столетия производства буровых установок с электроприводом их число в общем парке стало быстро расти. Уже в 1970 г. такие установки составляли заметную величину, а через 16 лет их доля существенно возросла. Так, число установок с электроприводом при бурении в диапазоне 4400 — 5500 метров выросло в 6,22 раза, свыше 5500 метров в 2,2 раза. Этот процесс коснулся и установок для не глубокого и среднего бурения (2600 — 3350 метров, 3350 — 4400 метров), где использование установок с электроприводом увеличилось также в 2 раза. В настоящее время результаты переписи парка буровых установок США свидетельствует о ежегодном росте числа буровых установок с электроприводом и уменьшении числа с механическим приводом.

Так, в 2000 году по с равнению с 1998 годом парк установок с электроприводом увеличился на 4,6%, а с механическим уменьшился на 9,6%. Общее число установок с электроприводом в 2000 г. составило 520 единиц, или 31,8%. Причём пополнение парка происходит не только за счёт приобретения новых установок, но и за счёт замены механического привода электрическим на имеющихся буровых.

Уже несколько десятилетий электропривод и связанные с ним системы управления и автоматизации представляют собой динамично развивающуюся область техники. Достижения в этой отрасли используются при создании различных видов техники, в том числе и буровых установок. Ведущие западные компании приступили к производству электроприводов на базе асинхронных двигателей переменного тока с частотным регулированием скорости. Об использовании таких приводов в буровом оборудовании уже заявили такие известные в нефтяной отрасли машиностроительные компании, как «Нэшнл — Ойлвелл» (США), «Дрико» (Канада) и другие. Совершенствуются системы автоматизации электропривода за счёт использования микропроцессорной техники. Аналогичные процессы происходят и в отечественном нефтяном машиностроении.

2. Схема электроснабжения буровой установки

2.1 Описание существующей схемы электроснабжения

В конструкции буровой установка БУ 3Д-86 для привода основных механизмов (буровые насосы, буровая лебёдка, ротор) используются двигатели внутреннего сгорания. Система электроснабжения установки служит для подвода электрической энергии маломощным вспомогательным механизмам (вибросита, перемешиватели, дегазатор, вентилляторы и т. д.), освещения прилегающей территории, электроснабжения рабочего посёлка при буровой установке. В связи с необходимостью эксплуатации установки в труднодоступных местностях, удалённых от электрических сетей энергосистем, система электроснабжения буровой установки является автономной. В системе электроснабжения используется один уровень напряжения — 380 В.

Источником питания является дизельная электростанция, состоящая из трёх дизель-генераторов мощностью по 200 кВт каждый номинальным напряжением 380 В. Два дизель-генератора обеспечивают работу буровой установки и электроснабжение рабочего посёлка. Третий дизель-генератор — резервный, включается при ремонте или выходе из строя одного из основных дизель-генераторов.

Распределительная сеть выполнена кабелями марки … Имеется 5 распределительных щитов, к которым подключена следующая нагрузка:

· РЩ-1:

· РЩ-2: Освещение МНО, вибросита, электротельфер, котельная, перемешиватели.

· РЩ-3: БПР № 2, насосы системы охлаждения, дегазаторы, вентиляторы, водонасосная, ФСМ № 1, ФСМ № 2, центрифуга № 2, ВШН, ГШН.

· РЩ-4: пескоотделитель «Халко», илоотделитель «Халко», перекачка «Халко», БПР «Халко», центрифуга.

· РЩ-5: буровая вышка: освещение буровой, освещение пространства под буровой, освещение юбки, освещение трёхдизельной установки, сварочный трансформатор, каротажный пост, ВШН, компрессор.

Для защиты питающих кабелей и электроприёмников используются автоматические выключатели. Для электроприёмников применяются автоматические выключатели типов АЕ, для питающих кабелей — SGDA.

В случае реконструкции буровой установки, предусматривающей отказ от использования дизельных двигателей для привода буровых насосов, ротора и буровой лебёдки с установкой электропривода этих механизмов, существующая схема электроснабжения буровой установки не может быть использована. Причина заключается в отсутствии возможностей для подключения мощных электроприёмников, недостаточных сечениях питающих кабелей, недостаточной мощности дизельной электростанции. Так, существующая система электроснабжения обеспечивает максимальную мощность 500 кВт, из которых 200 кВт приходится на рабочий посёлок, 300 кВт — на буровую установку и сопутствующие механизмы. Мощность на приводном валу буровой лебёдки составляет 690 кВт, буровых насосов — по 600 кВт, ротора — 530 кВт.

3. Системы привода ротора, буровой лебёдки и бурового насоса

3.1 Описание существующей системы привода

Привод ротора и буровой лебёдки осуществляется от трёх дизельных двигателей Wola-H мощностью 350 л/с каждый через коробку передач. Частота вращения вала двигателей составляет 800 — 1600 об/мин. Передаточные числа и частоты вращения выходного вала привода ротора приведены в таблице 3.1, буровой лебёдки — в таблице 3.2. Передача вращающего момента с выходного вала коробки передач на валы ротора и лебёдки осуществляется с помощью цепных передач 2Н-50,8.

В оборудовании буровой установки имеется два буровых насоса. Привод каждого из них осуществляется от двух дизельных двигателей Wola-H мощностью 350 л/с каждый через цилиндрическую косозубую передачу с передаточным числом 4,92 (123/25). Буровые насосы могут включаться как по одиночке (на начальном этапе бурения, при подъёме инструмента), так и совместно. Синхронизация буровых насосов при использовании такого типа привода представляет собой отдельную проблему: зачастую после пуска двигатели одного из насосов останавливаются, что приводит к невозможности дальнейшего бурения до повторного запуска насоса.

Применение привода буровых насосов, буровой лебёдки и ротора от ДВС значительно ухудшает эксплуатационные показатели буровой установки. По сравнению с установками, оборудованными электроприводом основных механизмов, установка БУ 3Д-86 обладает меньшей надёжностью, имеет гораздо более низкую степень автоматизации основных процессов. Наличие большого количества дизельных двигателей является причиной дополнительных эксплуатационных затрат, поскольку дизельные двигатели по сравнению с электродвигателями больше нуждаются в обслуживании.

3.2 Реконструкция привода основных механизмов буровой установки

Для того, чтобы справиться с недостатками, присущими используемой в настоящее время системе привода от дизельных двигателей, следует провести реконструкцию буровой установки с заменой системы привода буровой лебёдки, буровых насосов и ротора на частотно-управляемый асинхронный электропривод.

Условия работы электроприводов в нефтедобывающей отрасли характеризуются отраслевой спецификой. Специфичность заключается в большой мощности электроприводов, их питании по временным линиям электропередачи либо от автономных источников, больших динамических нагрузках электроприводов и механизмов, частой работе механизмов на упор, необходимости обеспечения высокой надёжности и безопасности. Для буровых установок характерны наиболее сложные в нефтяной и газовой промышленности системы электропривода.

Электрооборудование буровой установки размещается на открытой площадке или в неотапливаемом помещении временного типа (климатическое исполнение — У, ХЛ; категории размещения — 1 и 2). Длительность использования основных механизмов в рабочих режимах составляет до 2500 ч в год. Переодически проводятся демонтаж, транспортировка и монтаж оборудования в составе крупных блоков или поагрегатно.

Переход на электропривод основного оборудования буровой установки позволит улучшить эксплуатационные показатели установки: повысить надёжность, снизить время простоя при ремонтах, упростить текущее обслуживание, а также станет основой внедрения автоматизированной системы управления процессом бурения.

3.3 Выбор системы привода ротора, буровых насосов и буровой лебёдки

Для буровых станков предпочтителен электропривод с асинхронных короткозамкнутым электродвигателем и частотным управлением с преобразователем типа инвертора с широтно-импульсной модуляцией (ШИМ-инвертора)[1].

Главные электроприводы буровой установки работают не одновременно: в основных рабочих режимах действуют буровые насосы и ротор (режим бурения) или буровая лебёдка в режиме спускоподъёмных операций. Мощность, потребляемая электроприводами, в большей мере зависит от текущей глубины бурения. С учётом этого мощность главных электроприводов следует выбирать так, чтобы максимальные мощности в режиме бурения и режиме спуско-подъёмных операций были одного порядка и не превышали мощность источников энергии.

Необходимая мощность привода бурового насоса при разных методах бурения различна. Поскольку каждая буровая установка должна обеспечивать возможность бурения любым из указанных методов, мощность выбирают исходя из условий турбинного бурения, поскольку для роторного бурения требуется меньшая мощность. Мощность бурового насоса составляет 600 кВт, максимальная частота вращения вала привода — 1500 об/мин. Буровые насосы представляют собой насосы поршневого типа. Мощность двигателя определяется для основного расчётного режима, соответствующему наибольшему давлению насоса.

Буровой ротор предназначен для приведения во вращение колонны бурильных труб. При роторном бурении это необходимо для непосредственного вращения долота, при турбинном — для вспомогательных целей. Условия работы электропривода ротора буровой установки требуют использования взрывозащищённого электрооборудования. Выбор вида привода и его характеристик выполняют с учётом следующих требований и технологических условий работы:

1. Привод ротора должен быть реверсивным.

2. В основных рабочих режимах ротор должен вращаться в одном (прямом) направлении, обратное направление необходимо только в некоторых вспомогательных режимах, поэтому допустим реверс с применением оперативных переключений с кратковременным перерывом питания.

3. Режим работы — длительный, момент нагрузки может быть постоянным или колебаться в некоторых пределах, вплоть до максимального.

4. При регулировании частоты вращения ниже номинальной привод должен привод должен обеспечивать возможность длительной работы при номинальном моменте нагрузки, при регулировании частоты выше номинальной — при постоянной номинальной мощности, однако привод ротора работает при меньших моменте и мощности, в связи с чем автоматическое обеспечение указанных условий не требуется.

5. Требуемый статизм механической характеристики в пределах номинальной нагрузки должен быть не более 5… 10% номинальной частоты вращения;

6. Требования к плавности регулирования частоты вращения зависят от расчетной глубины бурения (плавное регулирование необходимо на установках глубокого бурения, а на прочих установках допустимо ступенчатое изменение частоты вращения);

7. Специфическим является требование ограничения момента инерции привода. Ротор приводит во вращение длинную упругую колонну труб. Для уменьшения динамических нагрузок в трубах при заклинивании долота привод должен иметь возможно меньший момент инерции.

В зависимости от класса буровой установки для привода ротора рекомендуется применять: для установок глубокого и сверхглубокого бурения — глубоко регулируемый электропривод ротора; для прочих буровых установок — нерегулируемый электропривод со ступенчатым изменением частоты вращения ротора с помощью механической коробки передач; возможно также применение группового привода ротора от трансмиссии буровой лебедки.

Буровая лебедка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны, производимых периодически для замены породоразрушающего долота. Мощность на валу буровой лебёдки составляет 690 кВт. Вид привода и его характеристики должны выбираться с учетом следующих требований и технологических особенностей работы лебедки в режиме подъема:

Режим работы привода — повторно-кратковременный. При подъеме колонну делят на отдельные отрезки — свечи длиной 25 … 37,5 м каждая, которые поднимают последовательно одну за другой с перерывами, необходимыми для выполнения вспомогательных операций. Относительная продолжительность включения составляет в среднем 30…40%, длительность одного цикла 1,5… 3 мин. Перегрузка двигателя по току в рабочем периоде принимается обычно равной 1,2… 1,3 номинального тока;

Реверс двигателя в основных рабочих режимах не требуется, он необходим только в редких вспомогательных режимах и может осуществляться путем оперативных переключений. Если двигатель используется также в качестве тормозной машины при спуске колонны, то привод должен быть реверсивным (изменение знака скорости), однако статический момент нагрузки определяется «протягивающим грузом» и не меняет знака, т. е. привод работает в I и IV квадрантах.

Желательно более полное использование мощности привода при изменении момента нагрузки в широких пределах (до 20 раз), поэтому характеристика привода должна быть близкой к кривой постоянной мощности. Требуемый диапазон регулирования скорости до 10:1; привод должен иметь такие пусковые характеристики, чтобы обеспечивался плавный, но достаточно интенсивный разгон лебедки. Значение максимального момента двигателя должно быть 1,8…2,2 номинального момента;

Жесткость механической характеристики должна быть такой, чтобы статизм не превышал 5… 8% номинальной частоты вращения. При регулируемом приводе формируется обычно экскаваторная механическая характеристика;

Привод лебедки должен обеспечивать остановку крюка талевой системы с точностью ±(30…40) мм, что соответствует 0,05…0,15 оборота вала двигателя (в зависимости от передаточного отношения между барабаном лебедки и валом двигателя);

На установках глубокого бурения привод лебедки должен быть двухдвигательным по соображениям резервирования, причем максимальное расчетное усилие на крюке должно обеспечиваться при работе одного двигателя.

В зависимости от класса буровой установки для привода лебедки рекомендуется применять: для установок глубокого и сверхглубокого бурения — глубоко регулируемый редукторный или безредукторный электропривод с аварийной механической передачей в зависимости от ряда дополнительных требований; для прочих буровых установок — регулируемый электропривод с диапазоном регулирования до 10:1.

Система торможения буровой лебедки должна воспринимать энергию, развиваемую бурильной колонной при спуске в скважину, и обеспечивать регулирование скорости спуска в заданных пределах. Для этой цели используются электрические машины различных типов, в первую очередь специально создаваемые для этого электромагнитные тормоза индукционного или порошкового типа. Рационально использовать в качестве тормозных машин приводные двигатели лебедки. Мощность тормозной машины на установках разных классов составляет от 200 до 1500 кВт. Действующие стандарты регламентируют скорости спуска колонны номинальной массы и незагруженного талевого блока, остальные параметры выбираются при проектировании.

Тормозные режимы реализуются с учетом следующих требований и технологических особенностей работы лебедки при спуске колонны:

1. режим торможения — повторно-кратковременный, приблизительно такой же, как для привода лебедки в режиме подъема;

2. основное направление вращения соответствует спуску колонны, однако возможно вращение в обратном направлении. Приводной двигатель при спуске работает в IV квадранте в режиме динамического или рекуперативного торможения. Последнее допускается на установках, получающих питание от электрической сети;

3. диапазон регулирования скорости спуска выше номинальной достигает 2:1. Желательно получение малых скоростей спуска вплоть до нулевой, однако допустимо принимать минимальную скорость примерно 0,3 номинальной. Желательно наиболее полно использовать мощность системы торможения, поэтому зависимость скорости спуска от момента нагрузки при скорости больше номинальной должна быть близкой к кривой постоянной мощности;

4. система торможения должна обладать запасом тормозного момента примерно 1,5 номинального значения для обеспечения достаточно интенсивного замедления;

5. требования к точности остановки те же, что и для привода лебедки в режиме подъема.

В зависимости от класса буровой установки рекомендуется применять системы торможения: для установок глубокого и сверхглубокого бурения — с использованием приводных двигателей лебедки в качестве тормозных машин; для установок бурения на средние глубины — с электромагнитными индукционными тормозами; для установок бурения на небольшие глубины — с электромагнитными ферропорошковыми тормозами, которые могут дополнительно, выполнять функции регуляторов подачи долота при бурении.

Для привода буровых насосов выбираем частотно-регулируемый асинхронный электропривод поскольку, по сравнению с другими видами электропривода, он обладает рядом преимуществ:

1. обеспечивает широкий диапазон регулирования частоты вращения;

2. обладает высокой эксплуатационной надёжностью;

3. позволяет эффективно решить задачу синхронизации двух буровых насосов при одновременной работе.

Для привода ротора выбираем частотно-регулируемый асинхронный электропривод, параметры редуктора и необходимость в использовании двухскоростного редуктора будет уточнена в ходе расчётов. В рамках рассматриваемой задачи данный вид привода обладает рядом дополнительных преимуществ:

механическая характеристика привода близка к кривой постоянной мощности, что позволяет достигать высокого момента при малой частоте вращения и номинальной мощности при высокой частоте;

1. обеспечивает плавный пуск и плавное регулирование скорости вращения;

2. обладает низким моментом инерции.

Для привода буровой лебёдки выбираем двухдвигательный частотно-регулируемый асинхронный электропривод в связи с необходимостью обеспечения отказоустойчивости, точного регулирования положения вала двигателя. В целях реализации последнего требования привод следует оборудовать датчиком угла поворота вала.

Рассмотрим вариант системы электропривода, выполненной на номинальное напряжение 6 кВ, поскольку двигатели требуемой мощности на более низкие уровни напряжения не производятся серийно, а выпукаются на заказ. Кроме того, пусковые токи двигателей, токи нормальных и аварийных режимов системы электроснабжения при выполнении её на номинальное напряжение 0,4 кВ будут достигать нескольких килоампер, что потребует установки мощной коммутационной аппаратуры.

4. Выбор типа и марки электродвигателей

4.1 Выбор электродвигателей привода бурового насоса

Согласно паспортных данных бурового насоса УНБ-600А мощность его составляет 600 кВт, максимальная частота вращения — 5,33 с-1 (320 об/мин), для привода используется односкоростной редуктор с косозубой циллиндрической передачей с передаточным числом 4,92. Для привода насоса будем использовать асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором, оснащённый преобразователем частоты. Максимальная частота вращения приводного вала определяется из выражения

(4.1)

где n2 — частота вращения приводного вала, с-1 (об/мин);

n1 — частота вращения механизма, с-1 (об/мин);

i1,2 — передаточное число редуктора;

и составляет:

.

Минимальную полезную мощность электродвигателя, необходимую для привода насоса, определим исходя из мощности насоса и КПД редуктора по формуле

(4.2)

где Pдв min — минимальная полезная мощность электродвигателя, кВт;

PМ — максимальная мощность на приводном валу, кВт;

— КПД редуктора.

Минимальная мощность электродвигателя составляет:

.

Для привода насоса выбираем асинхронный электродвигатель с синхронной частотой вращения 1500 об/мин, номинальной мощностью Pдв ном, удовлетворяющий условию:

. (4.3)

Выбираем электродвигатель серии ДА304 марки ДА3 044 500 402УХЛ3 на напряжение 6 кВ номинальной мощностью 800 кВт, частотой вращения 1500 об/мин, имеющий степень защиты IP44 и предназначенный для эксплуатации в помещениях с повышенной влажностью и запылённостью либо на открытом воздухе при температуре от +40 до -40 С.

4.2 Выбор электродвигателей привода ротора

Основными заданными параметрами электропривода ротора являются мощность и момент ротора. По этим данным определяется номинальная угловая скорость ротора. Буровой ротор всегда имеет встроенный конический редуктор. Между приводным валом ротора и двигателем в общем случае имеется редуктор (одноили многоскоростной). Мощность, угловая скорость и момент ротора и двигателя связаны следующими соотношениями [1]:

(4.4)

где Pр — мощность ротора, кВт;

— КПД встроенного конического редуктора ротора;

— КПД редуктора, установленного между ротором и двигателем.

(4.5)

где — угловая скорость двигателя, рад/с.;

— угловая скорость ротора, рад/с.;

iр — передаточное число встроенного конического редуктора ротора;

iред — передаточное число редуктора, установленного между ротором и двигателем.

(4.6)

где Мдв — момент на валу двигателя, Нм;

Мр — момент на валу ротора, Нм.

В соответствии с паспортными данными ротора Р700 его статический момент составляет 8000 кгсм (78 480 Нм), максимальная частота вращения — 4,17 с-1, передаточное число встроенного конического редуктора — 3,61. Сведения о мощности ротора в паспорте отсутствуют. Поскольку в настоящий момент для привода ротора используются три дизельных двигателя мощностью по 350 л.с. (255 кВт) каждый, мощность ротора с учётом КПД встроенного конического редуктора и 4-скоростной механической коробки передач, не может превышать 650 кВт.

Механическая характеристика для данного типа ротора в доступных автору библиографических источниках отсутствует. Однако, в приводится механическая характеристика ротора буровой установки БУ 5000/335 ДЭК БМ, имеющего близкие технические характеристики. Исходя из приведённой механической характерстики, максимальное значение статического момента достигается при частоте вращения ротора 60 об/мин (1 с-1) и составляет 6000 кгсм (58 860 Нм). Предполагая, что максимальный статческий момент ротора Р700 имеет место при тех же условиях, мощность ротора может быть найдена из выражения

(4.7)

где fр — частота вращения ротора, с-1:

.

Одной из основных задач расчета является выбор передаточного числа редуктора ротора, поскольку iр задано. Для регулируемого привода передаточное число высшей передачи определяют по (5), причем скорость двигателя принимают максимальной. Затем по (6) находят момент двигателя при том же iр и максимальном моменте на роторе и проверяют выполнение условия:

(4.8)

где Мдв max — момент двигателя при максимальном моменте на роторе, Нм;

Мдв доп — максимальный допустимый момент двигателя, Нм.

Определим максимальную частоту вращения двигателя. Предварительно выберем для привода ротора асинхронный двигатель с короткозамкнутым ротором взрывозащищённого исполнения ВАО710М-8 мощностью 800 кВт, синхронной частотой вращения 750 об/мин (12,5 с-1), Мmax/Mном = 2,4. Верхний предел частоты выходного напряжения современных преобразователей частоты, используемых для организации частотно-регулируемого электропривода, задаётся путём программирования, а максимальное его значение для различных типов преобразователей составляет не менее 150 Гц. Определим с учётом (5) максимальную частоту вращения выходного вала ротора n1:

.

Поскольку отношение максимальной частоты вращения вала ротора к синхронной частоты вращения вала двигателя составляет 1,20, за счёт применения преобразователя частоты возможно обеспечить необходимую максимальную частоту вращения вала ротора без применения дополнительного редуктора.

Определим по (6) максимальный момент на валу двигателя при максимальном моменте ротора:

.

Номинальный момент двигателя:

.

Учитывая характеристики преобразователя частоты, номинальный момент двигателя на частоте вращения 1 с-1 составит 1,5Мдв ном, максимальный момент будет равен:

.

Условие (8) выполняется. Дополнительный редуктор для привода ротора не требуется.

Для привода ротора выбираем асинхронный двигатель с короткозамкнутым ротором взрывозащищённого исполнения ВАО710М-8.

4.3 Выбор электродвигателей привода буровой лебёдки

За основной расчетный режим лебёдки принимается режим подъема бурильной колонны номинальных длины и массы. Формулы для расчета мощности и моментов являются общими для различных видов привода. Предварительный выбор номинальной мощности двигателя (или суммарной мощности двигателей) осуществляется по заданной мощности на барабане Рб в основном расчетном режиме:

(4.9)

где — допустимая перегрузка двигателя в основном расчётном режиме.

Моменты на валу барабана при подъёме и спуске колонны определяются следующими выражениями:

(4.10)

(4.11)

где Мб п — момент на валу барабана при подъёме колонны, Нм;

Мб с — момент на валу барабана при спуске колонны, Нм;

G — вес колонны в воздухе, Н;

Dб — расчётный диаметр барабана, м;

kпогр — коэффициент потери массы при погружении колонны в раствор;

iтс — передаточное число талевой системы;

— КПД талевой системы;

— коэффициент, учитывающий трение колонны о стенки скважины, .

Моменты на валу двигателя при подъёме и спуске колонны, соответственно:

(4.12)

(4.13)

где Мдв п — момент на валу двигателя при подъёме колонны, Нм;

Мдв с — момент на валу двигателя при спуске колонны, Нм;

ik — передаточное число k-й передачи редуктора;

— КПД k-й передачи редуктора.

4.3.4 В приведены паспортные данные буровой лебёдки ЛБУ-1200Д-1, расчёт электропривода которой предусмотрен в проекте. Мощность на приводном валу лебёдки составляет 690 кВт, частоты вращения приводного вала для различных скоростей 5-ступенчатой коробки передач составляют, соответственно, 0,628(37,7); 1,413(84,8); 2,416(145); 3,716(223); 5,733(344) с-1 (об/мин). Исходя из выражения (7), определим моменты на приводном валу лебёдки в режиме подъёма, предполагая, что лебёдка работает с максимальной мощностью. Результаты вычислений приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 — Частота вращения приводного вала лебёдки и момент на валу в зависимости от номера скорости.

Для привода лебёдки исходя из номинальной мощности и требуемой частоты вращения приводного вала выберем асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором марки ДА3 044 500 406УХЛ3 мощностью 800 кВт, синхронной частотой вращения 500 об/мин, Мmax/Mном = 2,6. Для привода лебёдки будем использовать редуктор. Передаточное число редуктора выберем так, чтобы, с учётом регулирования частоты питающего напряжения с использованием частотного регулятора, максимальная частота вращения приводного вала лебёдки совпадала с частотой вращения вала на 5-й скорости. Поскольку большинство частотных регуляторов, используемых для высоковольтного электропривода, поддерживают регулирование частоты питающего напряжения в диапазоне до 150 Гц, а частота напряжения сети составляет 50 Гц, передаточное число редуктора может быть найдено из отношения:

(4.14)

где n5 — частота вращения приводного вала лебёдки на 5-й скорости;

.

Проверим выполнение условия (8) с учётом (9). При синхронной частоте вращения двигатель развивает номинальный момент:

;

Момент на приводном валу лебёдки при синхронной частоте вращения двигателя:

.

Найденное значение превосходит величину момента на приводном валу лебёдки при третьей скорости редуктора. Проверим выполнение условия (8) при минимальной частоте вращения. Учитывая характеристики преобразователя частоты, номинальный момент двигателя на частоте вращения 1 с-1 составит 1,5Мдв ном, максимальный момент на приводном валу лебёдки будет равен:

.

Поскольку условие выполняется, для привода лебёдки исходя из требования обеспечения надёжности выбираем два электродвигателя серии ДА304 марки ДА3 044 500 402УХЛ3 на напряжение 6 кВ номинальной мощностью 800 кВт, частотой вращения 1500 об/мин, имеющих степень защиты IP44 и предназначенных для эксплуатации в помещениях с повышенной влажностью и запылённостью либо на открытом воздухе при температуре от +40 до -40 С.

Для обеспечения возможности остановки электродвигателей привода лебёдки в заданном положении на валах двигателей следует установить датчики угла поворота вала.

5. Выбор частотных преобразователей

5.1 Определение параметров преобразователей частоты

Выбор преобразователей частоты осуществляется исходя из номинального напряжения, номинальной мощности, необходимого диапазона регулирования выходной частоты, а также по наличию возможностей автоматизации управления электроприводом.

В современных условиях для управления технологическим оборудованием находят применение промышленные сети. Один из перспективных стандартов интерфейсов промышленных сетей для управления электроустановками — RS₄₈₅ и протокол MODBUS.

RS₄₈₅ является симметричным последовательным интерфейсом, обеспечивающим двунаправленную полудуплексную передачу данных. Связь обеспечивается по кабелям типа «витая пара» на дальность до 1200 м. Максимальное количество передатчиков сети RS₄₈₅ составляет 32, приёмников — 32, максимальная скорость передачи — 10 Мбит/с. Несмотря на то, что стандарт предусматривает наличие в сети до 32 пар передатчик/приёмник, что определяется суммарным сопротивлением приёмников, многие производители расширили возможности стандарта с поддержкой до 255 устройств на одной линии за счёт увеличения сопротивления приёмников. Стандарт RS₄₈₅ за счёт поддержки трёх состояний позволяет осуществлять связь двух устройств по одной витой паре. В случае наличия второй пары организуется дуплексная передача данных, при этом одно из устройств выполняет функции ведущего.

Протокол MODBUS реализует взаимодействие устройств в режиме главный/подчинённый. Главное устройство инициирует передачу (делает запрос), подчинённые устройства передают запрашиваемые данные или выполняют требуемые действия. Главное устройство может посылать запрос конкретному подчинённому устройству или выполнять широковещательный запрос. Подчинённое устройство посылает ответ на запросы, адресованные лично ему. Ответы на широковещательные запросы не возвращаются. Допустима последовательная передача в режимах ASCII или RTU. На данный момент протокол MODBUS получил широчайшее распространение в сфере энергетики и поддерживается большей частью цифрового промышленного оборудования.

В целях реализации эффективного управления электроприводом будем рассматривать только те преобразователи, которые имеют встроенную поддержку интерфейса RS485 и протокола MODBUS.

Мощность частотного преобразователя определяется из следующего соотношения:

(5.1)

где — номинальный двигателя;

— КПД двигателя.

Преобразователи частоты для двигателей ДА3 044 500 402УХЛ3 (буровые насосы, буровая лебёдка) должны иметь мощность, не менее:

.

Преобразователь частоты для двигателя ВАО710М-8 (ротор) должен иметь мощность, не менее:

Частотные преобразователи должны быть выполнены на номинальное напряжение 6 кВ.

5.2 Выбор типа преобразователей частоты

На рынке широко представлены преобразователи частоты для частотно-регулируемого асинхронного электропривода как зарубежного (Siemens, ABB, Schneider Electric и др.), так и отечественного (Компания «Веспер», Корпорация «Триол» и др.) производства. В таких условиях важными составляющими выбора типа оборудования, и, как следствие, его поставщика, кроме стоимости решения, являются обеспечение возможности сервисного обслуживания оборудования, открытость производителя и поставщика, готовность поставщика участвовать в проектировании системы и пуско-наладочных работах, гибкость получаемого решения и его соответствия принятым стандартам, а для рассматриваемого случая — возможность работы частотных преобразователей в суровых климатических условиях.