H000546 Курсовая работа Электропривод и электроснабжение установок бурения и насосной добычи нефти

Введение 3

1.Электрооборудование буровых установок 3

1.1. Технология бурения скважин 3

1.2. Элетропривод ротора 3

2. Системы управления элеткроприводами  станков-качалок 3

3. Электротрубы. Особенности технологии электробурения 3

4. Бесштанговые насосные установки с погружными центробежными насосами. 3

4.1. Конструктивные особенности насосной установки с ЭЦН и электропривода. 3

Используемая литература 3

Введение

В 1901 году в нефтяной промышленности впервые была применена электрическая энергия. Было это сделано в городе Баку. На данный момент электрическая энергия применяется для глубиннонасосной добычи нефти, закачки воды в пласты для поддержания пластового давления, водоснабжения, перекачки нефти по внутрипромысловым и магистральным трубопроводам. Так же электроэнергия применяется в электрифицированных буровых установках при разведочном и эксплуатационном бурении, в установках промысловой подготовки нефти (при электрообезвоживании и электрообессоливании) и т.д.

Наибольший объем электроэнергии в технологических процессах нефтяной промышленности составляет добыча нефти (43,2%), далее транспортировка нефти(41,5%) и бурение скважин (3,1%). Энергоемкость остальных технологических процессов в сумме составляет 14,7%.

Большим потреблением электрической энергии характеризуется газовая промышленность. Более 73% энергии расходуется на транспорт газа по магистральным газопроводам. С помощью компрессорных станций осуществляется сжатие газа. Компрессоры имеют двигатели большой мощности, достигающие нескольких десятков мегаватт, что является причиной потребления больших количеств электрической энергии.

1.Электрооборудование буровых установок

1.1. Технология бурения скважин

Следующие операции можно отнести к бурению скважин:

1. Спуск бурильных труб с долотом (разрушающим инструментом) в скважину.

2. Разрушение породы на забое (процесс бурения).

3. Наращивание колонны бурильных труб по мере углубления скважины.

4. Подъем труб для замены изношенного долота.

5. Вспомогательные или аварийные работы, в которые входят промывка скважин, очистка и приготовление раствора.

К способам вращательного бурения можно отнести:

1. Роторное.

2. Турбинное.

3. Электробурение.

С помощью колонны бурильных труб осуществляется вращение долота при роторном бурении. Частью веса бурильных труб на долото создается нагрузка.

Турбинный способ бурения, это когда долото вращается с помощью турбины турбобура. Турбина при этом вращается движением жидкости под давлением.

Если использовать электробуры, то вращение долота осуществляется ЭД, опускаемым в скважину. В большей степени применяются АД с КЗ ротором, могут применяться ДПТ, использование вентильного электродвигателя является очень перспективным.

Комплектом буровой установки является:

1. Буровая лебедка для подъема и опускания бурильных труб, а также осуществления вспомогательных операций: свинчивания и развинчивания труб, их переноски и установки, подачи долота при бурении.

2. Буровые насосы, которые служат для создания в скважине циркуляции промывочной жидкости, которая очищает забой и выносит выбуренную породу на поверхность, а при турбинном бурении передает энергию турбобуру. Чаще применяются поршневые насосы, у которых подача меняется за счет смены цилиндровых втулок.

3. Ротор передает вращение долоту при роторном бурении, поддерживает на весу колонну бурильных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем.

Труба, находящаяся в самом верху колонны бурильных труб квадратная, а не круглая (может быть также шестигранной). Ее именуют ведущей бурильной трубой. Труба, проходящая через отверстие круглого стола ротора и при бурении скважины по мере углубления забоя опускающаяся вниз, называется ведущей трубой. В центре буровой вышки помещается ротор.. Бурильная труба и ведущая труба являются полыми изнутри. К вертлюге  верхним концом соеденяется ведущая труба. Вместе с колонной бурильных труб может вращаться нижняя часть вертлюга, соединенная с ведущей трубой. Неподвижной является его верхняя часть. Гибкий шланг присоеденяется к горловине неподвижной части вертлюга. При помощи буровых насосов через гибкий шланг в скважину закачивается промывочная жидкость в процессе бурения. Как только жидкость проходит всю колонну бурильных труб и квадратную ведущую трубу, она попадает в долото и на забой скважины , через отверстия в нем, (при бурении турбинным способом промывочная жидкость вначале поступает в турбобур, приводя его вал во вращение, а затем в долото).

Силовой привод буровой установки делится на дизельный, электрический, дизель-электрический и дизель-гидравлический. Если район не обеспечен электрической энергией, необходимой мощности, то там применется дизельный привод. В электрифицированных районах применяется электрический привод с использованием электордвигателя постоянного и переменного тока.  Из двигателя внутреннего сгорания (дизеля), который вращает электрический генератор, питающий электродвигатель, состоит дизель-электрический привод

Мощность силового привода буровых установок в сумме составляет от 1100 до 4600 кВт. При процессе бурении она распределяется на ротор и привод буровых насосов. Основная энергия, при спускоподъемных операциях, потребляется лебедкой, а все остальное  компрессорами. Компрессоры вырабатывают сжатый воздух, который в свою очередь использутся в качестве источника энергии для автоматического бурового ключа, подвесного бурового ключа, пневматического клинового захвата и др.

Рис. 1. Схема буровой установки для глубокого вращательного бурения:

1 – долото; 2 – турбобур; 3 – бурильная труба; 4 – бурильный замок; 5 – лебедка; 6 – двигатели лебедки и

ротора; 7 – вертлюг; 8 – талевый канат; 9 – талевый блок; 10 – крюк; 11 – буровой шланг; 12 – ведущая труба; 13 – ротор; 14 – вышка; 15 – желоба; 16 – обвязка насоса; 17 – буровой насос; 18 – двигатель насоса; 19 – приемный резервуар.

Буровые установки отечественного производства, подразделяются на 11 классов, которые определяются числом основных и вспомогательных механизмов и энерговооруженностью, оснащаются ЭП (электроприводами) переменного тока (синхронные и асинхронные двигатели с фазным ротором) и двигателями постоянного тока с питанием от сети. Суммарная доля электрифицированных установок достигает 70%.

Фирма «Уралмаш – буровое оборудование» выпускает восемь типоисполнений буровых установок, из которых шесть – с электроприводом на постоянном токе. Из пяти комплектов морского оборудования – четыре комплекта с электроприводами. Один из заводов буровой техники, расположенный на Волгоградской области предлагает десять типоисполнений буровых установок, девять из которых с электроприводами и шесть из них  – на ЭП с постоянным током.

В настоящее время, буровые установки с новым типом моделей оснащаются приводами, которые имеют следующие буквенные обозначения: Э – электропривод, частично регулируемый; ЭП – регулируемый полностью привод постоянного тока (обозначение, используемое Волгоградским заводом буровой техники); ЭР – регулируемый полностью привод постоянного тока (обозначение, используемое Уралмашзаводом); ДЭП, ДЭР – дизель-электрический привод постоянного тока (регулируемый); У – универсальная монтажеспособность; К – кустовое бурение; М – модернизированный вариант.

Уже более 40 лет объединение «Электропривод» работает  совместно с объединением «Электросила», Московским опытным заводом «НИИ Электропривод» и другими организациями, в области создания и производства электрооборудования для буровых установок

Электропривод буровых установок подразделяется на нерегулируемый и регулируемый. Регулируемый электропривод в приводе постоянного тока применяется по системе «тиристорный преобразователь – двигатель» (ТП-Д), там на выходе преобразователя он изменяет среднее значение выпрямленного напряжения.

Электроприводы с частотным регулированием главных механизмов буровых установок (насос, лебедка) в нашей стране отсутствуют. Однако в этом направлении ведутся научно-исследовательские работы компанией ОАО «Электропривод». Так же в экспериментальном порядке планируется попробовать частотно-регулируемый электропривод, достигающая  мощности не больше 50 кВт, в регуляторе подачи долота и др. вспомогательных механизмах буровой установки.

1.2. ЭП(электропривод) ротора

Электропривод ротора бывает  индивидуальным и групповым.

Для обеспечения вращения ротора и для лебедки одновременно может служить групповой привод.

К электроприводу ротора буровой установки применяют следующие требования:

1. Он должен иметь мягкую механическую характеристику.

2. Он должен иметь минимальный момент инерции вращающихся частей.

3. Он должен иметь небольшую кратность максимального момента.

4. Он должен иметь реверс.

 Применение электромагнитных муфт различных конструкций может способствовать повышению эффективности ротора, которая устанавливается между двигателем и ротором, котораяв свою очередь служит для передачи вращения от ведущего вала к ведомому. Пуск и регулирование частоты вращения ротора связаны с потерями энергии в электромагнитной муфте, приводящими к её нагреву.

С помощью электромагнитных муфт можно решить следующие задачи:

- регулирование частоты вращения ротора в относительно небольшом диапазоне, определяемом допустимыми потерями в муфте. Чтобы расширить диапазон регулирования частоты вращения, используются муфты с водяным охлаждением;

- ограничение передаваемого момента и защиту бурильных труб от поломки;

- плавное закручивание и раскручивание бурильных труб;

- дают возможность кратковременного получения высокого значения момента на низкой скорости при ликвидации аварий;

- снижение частоты включения и отключения электропривода.

Можно выделить следующие виды электромагнитных муфт: электромагнитные муфты скольжения, индукционные электромагнитные муфты и электропорошковые муфты.

Режим работы приводного двигателя ротора продолжительный, а мощность, которую он должен развивать в процессе бурения, складывается из мощности потерь в механизмах привода, установленных на поверхности, из мощности, необходимой для холостого вращения колонны бурильных труб в скважине, а также мощности на долоте.

Чтобы расчитать отдельные составляющие мощности, существует эмпирические формулы. При этом мощность холостого хода вращения колонны бурильных труб зависит от частоты вращения, длины и диаметра бурильных труб, качества промывочной жидкости, диаметра и кривизны скважины. Среднее значение мощности на долоте зависит от осевой нагрузки на долото, угловой скорости инструмента, количества и качества промывочной жидкости, типа, размера и состояния долота, а также свойств разбуриваемых пород.

Мощность на долоте можно также определить по удельному расходу мощности на единицу площади забоя, которая для роторного бурения принимается равной 35-150 Вт/см2.

От типа, состояния оборудования и частоты вращения, зависит мощность потерь в механизмах привода.

Значительные потери мощности может вызвать передача энергии долоту с поверхности через колонну бурильных труб, так же это снижает КПД всего процесса бурения, особенно, если глубины большие.

Момент сопротивления непрерывно изменяется в процессе бурения неоднородных пород. Колебания момента сопротивления на долоте передаются с высокой скоростью по колонне стальных бурильных труб приводному двигателю ротора в виде упругих волн кручения, продольных колебаний и других возмущений.

 Поломку труб могут вызвать напряжения кручения, которые происходят при заклинивание долота, в результате отражения волн кручения.При мягкой механической характеристике привода напряжения кручения в трубах будут меньше, чем при жесткой.

При заклинивании долота, когда низ колонны бурильных труб неподвижен, а ротор продолжает вращаться, закручивая трубы, момент двигателя может достигать максимального значения. Момент от двигателя к ротору нужно ограничить для того, чтобы ограничить напряжение кручения в трубах. Если мы  применим двигатель с кратностью максимального момента, то сможем легко этого достичь.

С заклиниванием долота связан и процесс передачи колонне бурильных труб кинетической энергии, запасенной во вращающихся частях поверхностного оборудования привода ротора. Кинетическую энергию, которая впоследствии  передается трубам, уменьшают  с помощью привода ротора с минимальным моментом инерции вращающихся частей.

С помощью экономических расчетов, исходя из минимальной стоимости 1 м проходки скважины, можно не затрудняясь найти оптимальные значения частоты вращения ротора.

Как показал опыт эксплуатации буровых установок, бесступенчатое регулирование частоты вращения ротора при бурении глубоких скважин в диапазоне 5:1-7:1 может обеспечить увеличение механической скорости бурения до 35 % и рейсовой скорости до 25 %. Целесообразным является регулировать частоту вращения  при постоянном моменте. Ротор позволяет выполнять некоторые аварийные и другие работы, поэтому необходимым является, чтобы привод имел оперативный реверс.

Групповой электропривод ротора и лебедки можно применить в буровых установках, которые изначально рассчитаны на бурение с небольшой глубиной. Приводная мощность ротора меньше приводной мощности лебедки, по этой причине приводные двигатели при роторном бурении остаются недогруженными.

Индивидуальный электропривод ротора начали рассматривать во  вновь разрабатываемых буровых установках. В буровой установке Уралмаш -5000Э используется регулируемый индивидуальный привод ротора по системе «генератор-двигатель» (Г-Д). Трехмашинный преобразовательный агрегат состоит из генератора (450 кВт, 470 В), вращаемого синхронным двигателем (520 кВт, 6 кВ, 1000 об/мин) и двигателя постоянного тока привода ротора (200 кВт, 360 В). Реверсивный однофазный тиристорный преобразователь, который в свою очередь управляет магнитным усилителем, питает обмотку возбуждения генератора.

Скорость вращения ЭД, как вверх от номинальной (изменяя магнитный поток обмотки возбуждения двигателя), так и вниз от номинальной (изменяя магнитный поток обмотки возбуждения генератора), можно регулировать с помощью специальной системы Г-Д.

В схеме управления предусмотрены защиты и блокировки от превышения тока в якорной цепи генератора и двигателя, исчезновения поля двигателя, отключения асинхронных электродвигателей вентиляторов охлаждения. Двигатель вращает ротор через двухскоростную механическую передачу, что обеспечивает работу и в рабочем и аварийном режимах при требуемых скоростях и моментах. Путем применения различных обратных связей в системе автоматического управления формируются требуемые статические и динамические характеристики привода.

В последнее время для питания двигателя ротора используют силовые тиристорные преобразователи (система ТП-Д), положенные в основу регулируемого привода постоянного тока.

Система управления электроприводом построена по принципу подчиненного управления и включает в себя контур регулирования ЭДС двигателя и подчиненный ему контур регулирования тока. Регулятор ЭДС – пропорциональный (П-регулятор), регулятор тока – пропорционально-интегральный (ПИ-регулятор).

Управление электроприводом осуществляется сельсинным командоаппаратом. Механическая характеристика такого привода мягкая и представлена на рис. 2 (АВ – рабочий участок).  

2. Системы управления элеткроприводами  станков-качалок

Для управления двигателем станка-качалки применяются блоки управления серии БГШ (достаточно простые и надежные) на токи 15, 20, 40 и 100 А. Более современными являются блоки с микропроцессорным управлением БУС-3, БУС-4, СУС и др. Блоки управления выполняют следующие функции:

 пуск и отключение двигателя в ручном режиме;

 автоматическое отключение электродвигателя при обрыве одной из фаз;

 отключение электродвигателя при перегрузках, сверх допустимого предела;

 отключение электродвигателя при КЗ в его обмотках или кабеле;

 отключение электродвигателя при исчезновении или глубоком снижении напряжения и автоматический пуск электродвигателя при восстановлении напряжения в питающей сети после его кратковременного исчезновения или понижения с помощью реле времени;

 отключение электродвигателя при аварийном состоянии скважины.

Проблема самозапуска станка-качалки.

Если одновременно запустить более двух станков-качалок, то пусковые токи складываются между собой, это в свою очередь может привести к снижению напряжения на двигателях из-за его потери в проводах. Существует два способа для автоматического повторного включения (АПВ) двигателей станков-качалок после исчезновения или снижения напряжения, первый это индивидуальный, а второй групповой. Делается это для того, чтобы обеспечить нормальную работу системы электроснабжения станков-качалок:

Если рассматривать индивидуальный АПВ, то после восстановления номинального напряжения сети двигатель вновь подключается к ней с некоторой выдержкой времени. Чтобы предотвратить наложения пусковых токов, для разных групп двигателей, у которых источник питания является одним, создаются разные выдержки времени . От типа реле времени зависит наибольшая выдержка времени и составляет примерно 15 и 25 сек. А если АПВ является групповым, то при исчезновении или глубоком снижении напряжения отключаются магистрали, к которым подключен двигатель на питающей подстанции. АПВ осуществляется включением магистрали в определ

2.1. Описание электробура с короткозамкнутым асинхронным двигателем.

В 1937—1940 гг впервые в СССР родилась и была реализована идея переноса электродвигателя на забой скважины .Рисунок  2 показывает схему установки для бурения электробуром.

Долото 1 с электробуром 2 опускается в скважину на бурильных трубах 3. Внутри каждой трубы вмонтирована кабельная секция длиной 12-13 метров, состоящая из отрезка кабеля 4, контактного стержня и муфты. При соединении секции муфта и стержень плотно сочленяются и создают надежный контакт. Сопротивление изоляции между жилами кабеля и между каждой жилой и корпусом должно быть не менее 2000 Ом на секцию.

Электроэнергия от распределительного устройства 14 через трансформатор 15 и станцию управления 16 с помощью наружного кабеля 9 через токоприемник 8, кабельную секцию в ведущей трубе 7 и двухжильный шланговый резиновый кабель подводится к электробуру. В качестве третьего провода в системе питания двигателя электробура используют бурильные трубы.

В отличии от трехпроводнго токопровода, токоподвод по системе два провода–труба обладает повышенной надежностью, благодаря  уменьшенному числу контактов, а так же имеет меньшее гидравлическое сопротивление из-за уменьшенного диаметра кабеля.

Буровой раствор, прокачиваемый через шланг 10, вертлюг 11, ведущую трубу 7, бурильные трубы, полый вал электробура, долото и выходит в затрубное пространство.

Вращение бурильных труб для производства вспомогательных операций осуществляется при помощи ротора 5. Нагрузка на долото создается силой тя-жести бурильных труб. Для подачи долота на забой служит автоматический регулятор подачи долота 13. Для управления электробуром служит пульт 6, установленный у рабочего места бурильщика.

Электробур состоит  погружного двигателя и шпинделя с пятами для передачи вращающего момента от двигателя на долото, они являются двумя основными частями электробура. Вал двигателя соединен с валом шпинделя зубчатой соединительной муфтой.

В скважине двигатель работает на большой глубине и среде бурового раствора. Давление бурового раствора может достигать 45-50 МПа. Чтобы в двигатель электробура не попадал буровой раствор, который может вызвать повреждение изоляции обмоток и преждевременный абразивный износ его узлов и деталей, применяется система масляной защиты. С помощью трансформаторного масла заполняют внутреннюю полость двигателя электробура. Давление внутреннего электробура превышает давление окружающей среды.

Торцовые уплотнения вращающихся валов и резиновые кольца в неподвижных соединениях, обеспечивают герметизацию внутренней полости двигателя электробура.

Рис. 2 – Общий вид буровой установки с электробуром.

Современный серийный двигатель электробура представляет собой асинхронный двигатель высокого напряжения с короткозамкнутым секционированным ротором. Статор двигателя размещен в цилиндрических корпусах, соединенных между собой коническими резьбами. В корпусе статора запрессованы пакеты магнитной стали, чередующиеся с немагнитными пакетами. Последние установлены для того, чтобы избежать шунтирование магнитного потока через шарикоподшипники и уменьшить потери от вихревых токов, возникающих в местах расположения промежуточных опор ротора. Выводные концы обмотки статора соединены кабелем с контактным стержнем, при помощи которого двигатель подключен к кабелю, располо¬женному в бурильных 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.

Для создания внутри двигателя избыточного давления, компенсации утечки масла через уплотнения и изменения объема масла при нагревании электробур снабжен лубрикаторной системой.

Внутри трубы лубрикатора расположен поршень с пружиной. При заполнении двигателя вязким маслом поршень поднимается и сжимает пружину, находясь под давлением бурового раствора и пружины. Таким образом, независимо от давления окружающей среды внутри двигателя всегда существует избыточное давление, под влиянием которого масло вытекает наружу, препятствуя этим проникновению бурового раствора внутрь машины.

У электробура имеется запас масла для нормальной работы в течение 17-25 ч. За этот промежуток времени для смены долота электробур поднимают на поверхность и, если необходимо, добавляют масло в лубрикаторную систему.

Возникающие при электробурении толчки нагрузки должны преодолеваться благодаря высокой перегрузочной способности двигателя. Диаметр погружных двигателей невелик, поэтому момент инерции их роторов незначителен. Вследствие этого двигатели электробуров должны иметь жесткую механическую характеристику и значительную кратность максимального момента.

Особенность двигателей электробуров заключается в повышенном скольжении в режиме номинальной нагрузки и значительном пусковом моменте, достигающем (1,3—1,8) . Выбор такой характеристики обусловлен стремлением обеспечить максимально возможный пусковой момент, сопровождаемый небольшой кратностью пускового тока.