книги из ГПНТБ / Блантер С.Г. Электрооборудование для нефтяной промышленности учебник

подстанции буровой установки вблизи от распределительного устройства высокого напряжения. Трансформаторы подключаются к ячейке № 6 распределительного устройства КРНБ-6М и пусковому устройству ПБ-6М вместо приводных двигателей лебедки. Техниче­ ские данные трансформаторов для буровых установок приведены в табл. 6.2.

Присоединение двигателей и трансформаторов к ячейкам распре­ делительного устройства, а также соединения между остальными элементами электрооборудования производятся с помощью шланго­ вых кабелей.

§ 37. ЭЛЕКТРОПРИВОД ДОЛОТА

Электропривод ротора

В зависимости от способа вращательного бурения изменяются требования, предъявляемые к приводу ротора. Если при бурении погружными двигателями ротор используется в основном для произ­ водства вспомогательных операций, то при роторном бурении через ротор передается вращение долоту.

Режим работы приводного двигателя ротора в процессе ротор­ ного бурения продолжительный, а мощность, которую он должен развивать в процессе бурения, можно выразить формулой

Рр=Рб + Р„,

где Р6 — мощность, затрачиваемая непосредственно на бурение (включая потери трения долота); Рп— мощность, необходимая для покрытия потерь в буровой установке (сумма потерь в поверхност­ ном оборудовании, на трение колонны труб о стенки скважины и жидкость, а также на вибрации колонны).

Мощность Рп, теряемая при роторном бурении, составляет зна­ чительную часть (до 80%) мощности, развиваемой приводным дви­ гателем. Для расчета потерь мощности в буровой установке поль­ зуются формулами Б. М. Плюща или В. С. Федорова [13]. Эти фор­ мулы получены в результате обработки экспериментальных данных и содержат множество эмпирических коэффициентов.

Значение мощности Рп может быть ориентировочно определено по удельному расходу мощности на 1 см2 площади забоя, которую для роторного бурения шарошечными долотами можно принять 35-150 Вт/см2 [1].

В процессе бурения неоднородных пород момент сопротивления на долоте непрерывно изменяется. Наибольшие колебания момента наблюдаются при долотах режущего типа, наименьшие — при ша­ рошечных долотах. Колебания момента сопротивления на долоте передаются по колонне бурильных труб приводному двигателю ротора в виде упругих волн кручения, продольных колебаний и дру­ гих возмущений, распространяющихся в стальных трубах со ско­ ростью около 3 км/с.

В результате отражения волн кручения, вызванных заклинива­ нием долота, напряжения кручения, пропорциональные частоте вращения труб, возрастают, что в конечном итоге может вызвать поломку труб. Поскольку при мягкой механической характеристике приводного двигателя ротора его частота вращения с увеличением нагрузки падает, то и напряжения кручения в трубах через одно и то же время при мягкой механической характеристике привода будут меньше, чем при жесткой. Таким образом, с точки зрения ограничения напряжений в трубах и защиты их от поломок следует отдавать предпочтение приводу с мягкой механической характери­ стикой.

При заклинивании долота, когда низ колонны бурильных труб оказывается неподвижным, а ротор продолжает вращаться, закру­ чивая трубы, момент двигателя может достигнуть своей максималь­ ной величины. Чтобы ограничить возникающие при этом напряже­ ния кручения в трубах, следует ограничить момент, передаваемый от двигателя ротору. Это может быть достигнуто применением дви­ гателей со сравнительно небольшой кратностью максимального момента (Я = 1,8 -г- 2) либо применением в приводе ротора средств ограничения момента.

С заклиниванием долота связан также процесс передачи колонне бурильных труб кинетической энергии, запасенной во вращающихся частях поверхностного оборудования привода ротора.

С точки зрения уменьшения кинетической энергии, передава­ емой трубам, целесообразно иметь привод ротора с минимальным моментом инерции вращающихся частей. Следовательно, при роторном бурении привод ротора должен иметь мягкую механиче­ скую характеристику, по возможности минимальный момент инерции

иограниченный максимальный момент.

Увеличение частоты вращения ротора, т. е. долота, влечет за собой увеличение механической скорости бурения. Для основного типа долот, применяемых в бурении — шарошечных, вследствие увеличения износа долота при высоких частотах вращения время работы долота на забое и проходка на долото тем больше, чем меньше частота вращения ротора. Наряду с сокращением срока службы долота при больших частотах вращения ротора повышается износ бурового оборудования из-за увеличения вибрации. Поэтому опти­ мальные значения частоты вращения ротора (так же, как и нагрузки на долото) целесообразно определять экономическим расчетом, исходя из минимальной стоимости 1 м проходки.

Как показали расчеты, бесступенчатое регулирование частоты вращения ротора при бурении глубоких скважин может обеспечить увеличение механической скорости бурения до 30% и рейсовой скорости — до 20%. Диапазон регулирования частоты вращения, определенный технико-экономическим расчетом, составляет 5 : 1 — 7 : 1 . Регулировать частоту вращения целесообразно при постоян­ ном моменте.

Поскольку с помощью ротора выполняются аварийные и некото-

рые вспомогательные работы, привод ротора должен иметь опера­ тивный реверс,

Вбольшей части отечественных буровых установок применен групповой привод лебедки и ротора. Так как приводная мощность лебедки значительно больше приводной мощности ротора, привод­ ные двигатели при роторном бурении оказываются недогруженными.

Внекоторых серийных и вновь разрабатываемых буровых установках предусмотрен индивидуальный привод ротора.

Вновых буровых установках с индивидуальным электроприво­ дом ротора для питания приводного двигателя постоянного тока применен тиристорный выпрямитель.

Многие задачи привода ротора весьма просто решаются путем применения электромагнитных муфт, устанавливаемых между при­ водными двигателями и ротором. Пуск и регулирование частоты вращения ротора связаны с потерями, которые выделяются в электро­ магнитных муфтах, вызывая их нагрев. В случае необходимости большого и плавного диапазона изменения частоты вращения ротора электромагнитные муфты с водяным (жидкостным) охлаждением вполне могут обеспечить надежную работу. Однако, как указыва­ лось выше, для привода ротора в большинстве случаев необходим ограниченный диапазон регулирования частоты вращения. При этом представляет интерес применение более простых электромагнитных муфт с воздушным охлаждением в сочетании с многоскоростной коробкой перемены передач. Возможность плавного регулирования частоты вращения в диапазоне, определяемом допустимыми поте­ рями в муфте, позволяет в данном случае на каждой механической ступени иметь дополнительное плавное регулирование частоты вра­ щения в ограниченном диапазоне. Это обеспечивает в целом до­ вольно широкий диапазон регулирования частоты вращения ротора.

Помимо регулирования частоты вращения ротора электромаг­ нитные муфты обеспечивают ограничение передаваемого момента, а следовательно, и защиту бурильных труб от пбломки, а также придают большую гибкость приводу ротора при производстве ава­ рийных работ, связанных с освобождением прихватов и извлечением из скважины упущенного бурового инструмента. Они обеспечивают плавное закручивание и раскручивание бурильных труб и возмож­ ность кратковременного получения высоких значений моментов на низких частотах вращения при ликвидации аварий.

В зависимости от системы и рода привода лебедки и ротора мо­ гут быть осуществлены различные схемы применения электромаг­ нитных муфт.

Электробур

Идея переноса электродвигателя на забой скважины была впер­ вые реализована в CGCP в 1937—1940 гг. В дальнейшем оборудование для бурения погружными электродвигателями (электробурами) со­ вершенствовалось, и в настоящее время объем бурения электробурами

составляет 2,5—5% общего объема бурения скважин. Схема уста­ новки для бурения электробуром показана на рис. 6.3.

Долото 1 с электробуром 2 опускается в скважину на бурильных трубах 3. Внутри трубы вмонтирована кабельная секция, состоящая

W

Рис. 6.3. Схема установки для бурения электробуром.

из отрезка кабеля 4, контактного стержня и муфты. Муфта и стержень закреплены в замковом соединении 5 трубы.

Электроэнергия от источника тока (трансформатора) подводится к электробуру с помощью внешнего кабеля 6 через токоприемник 12, кабельную секцию в квадратной трубе 13 и двухжильный шланговый

резиновый кабель с гибкими медными жилами сечением 2x35 или 2x50 мм2 . В качестве третьего провода в системе питания двигателя электробура используются бурильные трубы. Шланговый кабель выполняется из отдельных отрезков (секций), которые автоматиче­ ски соединяются электрически в одно целое при свинчивании бу­ рильных труб. Для этой цели каждый отрезок кабеля, снабженный на одном конце контактным стержнем, а на другом — контактной

По сравнению с трехпроводным токоподводом токоподвод по системе два провода — труба обладает повышенной надежностью (вследствие уменьшенного числа контактов) и представляет собой меньшее гидравлическое сопротивление (вследствие уменьшенного диаметра кабеля).

рис. 6.3), вертлюг 11, квадратную трубу 13, бурильные трубы, полый вал электробура и долото, выходит в затрубное пространство.

Вращение бурильных труб для производства вспомогательных операций осуществляется с помощью ротора 7. Нагрузка на долото создается силой тяжести бурильных труб. Для подачи долота на за­ бой служит автоматический регулятор подачи долота 10, связанный цепной передачей с буровой лебедкой 9. Управляют электробуром с пульта 8, установленного у рабочего места бурильщика. Электро­ бур состоит из двух основных частей: погружного электродвига­ теля и шпинделя с пятами для передачи нагрузки на долото. Вал двигателя соединяется с валом шпинделя зубчатой соединительной муфтой. В верхней части электробура имеется переводник для за­ хвата его элеватором, а внизу наружу выходит вал шпинделя, на который навинчивается долото.

Двигатель работает в скважине на большой глубине в среде бу­ рового раствора, давление которого может достигать 40—50 МН/м2 . Для предохранения двигателя электробура от проникновения бу­ рового раствора, который может вызвать пробой изоляции обмоток и преждевременный абразивный износ его узлов и деталей, приме­ няется система масляной защиты. Внутренняя полость двигателя

электробура заполняется трансформаторным маслом, давление ко­ торого превышает на 0,05—0,25 МН/м2 давление окружающей среды. Герметизация внутренней полости двигателя электробура обеспе­ чивается торцовыми уплотнениями вращающихся валов и резино­ выми кольцами в неподвижных соединениях (резьб корпусов ИТ. д.).

Современный серийный двигатель электробура является асин­ хронной машиной высокого напряжения с короткозамкнутым секционированным ротором. Статор двигателя размещается в ци­ линдрических корпусах, соединенных между собой коническими резьбами. Обмотка статора расположена в пазах. Ее выводные концы соединены кабелем с контактным стержнем, с помощью ко­ торого двигатель подключается к кабелю, расположенному в бу­ рильных трубах. Ротор двигателя имеет полый вал с центральным каналом для прохода бурового раствора. На валу насажены секции ротора с алюминиевой беличьей клеткой; между ними расположены промежуточные подшипники. Подробное описание электробура при­ ведено в [2].

При проектировании двигателей электробуров стремятся до­ биться максимальной мощности при наименьших габаритных раз­ мерах, определяемых диаметром долота и технологией бурения. Синхронная частота вращения двигателя определяется исходя из Максимально допустимой частоты вращения долота, которая по нор­ мам не должна превышать 1000 об/мин. С другой стороны, конструк­ тивно трудно изготовить погружной двигатель промышленной ча­ стоты с синхронной частотой вращения менее 500 об/мин. Следова­ тельно, синхронная частота вращения двигателей электробуров может быть 500, 600, 750 или 1000 об/мин. Опыт бурения глубоких скважин электробурами свидетельствует о целесообразности сниже­ ния частоты вращения вала электробура в сочетании с увеличением его момента. Это достигается применением электробура с зубчатым редуктором. У двигателей редукторних электробуров синхронная частота вращения должна быть 1500 об/мин.

Если при роторном бурении желательно иметь мягкую характери­ стику и минимальный момент, инерции приводного двигателя для предотвращения прломки труб, то при бурении погружными дви­ гателями этой опасности нет. С точки зрения улучшения отработки долот целесообразно, чтобы их частота вращения при толчках на­ грузки мало изменялась. Толчки нагрузки должны преодолеваться за счет высокой перегрузочной способности двигателя. Погружные двигатели имеют небольшой диаметр, поэтому момент инерции их роторов незначителен. Двигатели электробуров должны иметь жесткую механическую характеристику и значительную кратность максимального момента.

Особенностями двигателей электробуров являются повышенное скольжение в режиме номинальной нагрузки и значительный пу­ сковой момент, достигающий (1,2—1,7) Мн. Выбор такой характе­ ристики обусловлен стремлением обеспечить максимально возмож­ ный пусковой момент, сопровождаемый небольшой кратностью

пускового тока. Технические данные серийных электробуров при­

Электробур получает питание от сети 6 кВ через ячейку распре­ делительного устройства высокого напряжения (схема этой ячейки аналогична схеме ячейки М З КРНБ-6М на рис. 6.2) и трансформа­ тор СТ, понижающий напряжение до необходимой величины, кото­ рая зависит от длины токоподвода к двигателю электробура (рис. 6.5). Применяемые для этой цели трансформаторы ТМБ-560/35 и ТМТБ560/6 имеют отводы на первичной и вторичной обмотках; необхо­ димое напряжение устанавливают с помощью переключателей. У трансформатора ТМБ-560/35 вторичное напряжение можно регу­ лировать в пределах 1100—1683 В девятью ступенями с соответству­ ющим изменением мощности от 330 до 500 кВА. Трансформатор ТМТБ-560/6 — трехобмоточный. Его обмотка среднего напряжения предназначена для питания электробура; пределы регулирования ее напряжения 1085—2270 В с изменением мощности от 270 до 560 кВА. Обмотка низшего напряжения, предназначенная для питания дви­ гателей буровой лебедки, имеет напряжение 525 В.

Обмотка низкого напряжения трансформатора СТ присоединя­ ется кабелем к пинцетам разъединителя Р камеры высокого напря­ жения станции управления УЗЭБ-65. В этой камере кроме разъеди­ нителя смонтированы трансформаторы напряжения 1ТН та. 2ТН и тока 1ТТ—5ТТ, питающие цепи защиты, измерения и автоматики, контактор высокого напряжения Л, с помощью которого подается напряжение к щеткам кольцевого токоприемника, и предохранители

1П-ЗП.

Заземляющий вывод в верхней части колонны бурильных труб осуществляется путем замыкания на корпус нижнего кольца в токо-

приемнике, а заземляющий ввод в нижней части колонны бурильных труб — путем присоединения к трубам одной из фаз обмотки двига­ теля через погружной разъединитель КП. Этот разъединитель предназначен для отключения заземленной фазы обмотки двига-

~2Z0B

Рис. 6.5. Схема управления двигателем электробура.

теля электробура от колонны бурильных труб для измерения сопро­ тивления изоляции двух других фаз во время спуска электробура на забой скважины.

Включающим аппаратом разъединителя КП является маслонаполненный электромагнитный контактор на ток 175 А, с электромаг­ нитами которого связаны два открытых параллельно соединенных контакта. При включении электробура тока двух фаз протекает