Об особенностях эксплуатации электрооборудования и средств автоматизации систем верхнего привода

Никулин О.В., ведущий инженер-энергетик, ООО «УК «Татбурнефть», к.т.н.
Шабанов В.А., профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, к.т.н.

Система верхнего привода (СВП) в последнее время становится наиболее популярным способом бурения нефтяных и газовых скважин. Этой системой оборудуются как импортные, так и отечественные буровые установки. В принципе, верхний привод представляет собой подвижный вращатель с сальником-вертлюгом, оснащенный комплексом средств механизации спуско-подъемных операций – силовой вертлюг. При его использовании не нужны бурильная ведущая труба и шурф под нее, а также намного облегчается труд помощника бурильщика, поскольку элеватор механически подается в необходимую позицию. Вместо наращиваний одиночными трубами («одиночками») можно наращивать бурильную колонну свечами.

Кроме того, применение СВП предусмотрено правилами безопасности в нефтяной промышленности при условии, что длина горизонтального участка составляет более 300 м [1]. Общий вид системы верхнего привода показан на рисунке 1.

Система верхнего привода крепится с помощью подвески 1 к талевому блоку, вся система движется вертикально по направляющим 2. Ось системы совпадает с осью скважины. Приводное устройство содержит асинхронный электродвигатель 3 с короткозамкнутым ротором и редуктор 4. Буровой раствор подводится при помощи гибкого шланга к трубопроводу 5. В процессе спуско-подъемных операций к силовому вертлюгу с помощью штропов 6 подвешивается элеватор 7, который служит для захвата верхней муфты бурильной трубы. При бурении элеватор снимается, верхний конец бурильной трубы привинчивается к соединительному устройству 8, которое по существу является выходным валом приводного устройства. При необходимости реверс колонны осуществляется реверсированием двигателя. Реактивный момент, возникающий при работе СВП, воспринимается направляющими 2.

Асинхронный электродвигатель 3 является главным двигателем и имеет систему охлаждения, состоящую из электродвигателя обдува 9 и воздуховода 10. Для обеспечения обратной связи по скорости на валу электродвигателя 3 расположен энкодер 11.

Система верхнего привода обеспечивает [1] посредством главного двигателя 3 (рисунок 1):

• вращение бурильной колонны при бурении, спуско-подъемные операции, проработку и расширение
ствола скважины методом «сверху вниз» и «снизу-вверх»;

• свинчивание, закрепление, раскрепление и развинчивание бурильных колонн; закрепление трубных соединений с контролируемым бурильщиком моментом;

• проворачивание бурильной колонны при бурении забойным двигателем.

При помощи штропов 6 (рисунок 1), оборудованных гидравлическими штропоотклонителями 12 и стопорного ключа 13, обеспечивающего фиксацию труб:

• проведение спуско-подъемных операций;

• проведение операций по спуску обсадных колонн;

• наращивание бурильной колонны с вечами и однотрубками.

Благодаря наличию трубопровода 5, интегрированного в систему верхнего привода обеспечивается промывка скважины, а так же расхаживание с промывкой бурильных колонн при ликвидации аварий и осложнениях.

Основные преимущества СВП:

• сокращение объема и времени вспомогательных операций (например, наращивание труб при бурении);

• расширение ствола скважины при спуске и подъеме инструмента;

• повышение точности проводки скважин при направленном бурении;

• уменьшение времени первоочередных действий буровой бригады при первых признаках газо-водо-нефтепроявлениях и снижение вероятности выброса флюида из скважины через бурильную колонну;

• сокращение рисков вероятности прихвата бурильного инструмента;

• облегчение спуска обсадных труб в зонах осложнений за счет вращения и промывки;

• повышение безопасности буровой бригады;

• сокращение сроков бурения и в целом строительства скважин [1].

На рисунке 2 показана механическая характеристика СВП. Участок А–В является кривой постоянства развиваемой электроприводом мощности, участок В–С – режим постоянства момента, при этом максимальный «стопорный» момент достигается в точке D. В режиме минимального момента вводится в действие дополнительное жесткое ограничение момента (участок А–А1).

Выбор того или иного из рассмотренных режимов производит бурильщик при помощи соответствующих переключателей на пульте. При бурении турбобуром с одновременным проворачиванием колонны бурильных труб устанавливается режим минимального момента (участок А–А1); режим постоянства мощности используется при бурении с использованием главного двигателя СВП, передающего вращение бурильным трубам; при ликвидации прихватов и т.п. используется режим постоянства момента (участок В–С). Работа на участке C–D происходит в моменты свинчивания и развинчивания бурильных труб.

Электропривод СВП построен по схеме «Трансформатор-Выпрямитель-Инвертор» (рисунок 3). Трансформатор Т понижает напряжение от 6 кВ до 600 В. Схема содержит коммутирующие дроссели L на входе выпрямителя В и фильтрующие дроссели на выходе инвертера И для подавления высших гармоник. Особенностью схемы является наличие блока динамического торможения БДТ, сбрасывающего излишки энергии на тормозной резистор R.

Входное трехфазное синусоидальное напряжение с постоянной амплитудой и частотой выпрямляется в выпрямителе B, а затем вновь преобразуется в инверторе И в переменное напряжение изменяемой частоты и амплитуды. Регулирование выходной частоты f_вых. и напряжения U_вых. осуществляется в инверторе за счет высокочастотного широтно-импульсного управления. Широтно-импульсное управление характеризуется периодом модуляции, внутри которого обмотка статора электродвигателя подключается поочередно к положительному и отрицательному полюсам выпрямителя. Длительность подключения каждой обмотки в пределах периода следования импульсов модулируется по синусоидальному закону. Наибольшая ширина импульсов обеспечивается в середине полупериода, а к началу и концу полупериода уменьшается. Таким образом, система управления инвертором обеспечивает широтно-импульсную модуляцию напряжения, прикладываемого к обмоткам двигателя. Амплитуда и частота напряжения определяются параметрами модулирующей синусоидальной функции. Таким образом, на выходе преобразователя частоты формируется переменное напряжение изменяемой частоты и амплитуды. Изменение частоты и амплитуды питающего напряжения позволяет полнее использовать мощность электродвигателя, обеспечивая работы привода в режиме постоянства мощности или постоянства момента [3, 4, 5].

Мощность, развиваемая на валу электродвигателя СВП в различных режимах, может быть представлена как сумма трех составляющих:

• мощность, расходуемая на холостое вращение колонны бурильных туб (КБТ) N_х.в.;

• мощность, расходуемая на разрушение горной породы на забое скважины N_заб.;

• мощность, расходуемая на потери в механизмах привода N_п..

Мощность, расходуемая на холостое вращение КБТ, определяется в зависимости от большого числа факторов – глубины, диаметра и профиля скважины, параметров режима бурения, состояния пород и вида промывочной жидкости. Для практических расчетов можно воспользоваться экспериментальными формулами для вертикальных скважин с углом наклона до 75° [3]:

N_х.в=55.8∙10^-4k₁∙k₂∙k₃ (1+0.44∙cosβ∙(0.9+20∙δ))∙k₄∙q∙d∙n1.⁸³∙L^0.75                  (1)

где k₁ коэффициент, учитывающий тип соединения бурильных труб (для ниппельного соединения k₁=1; для муфтово-замкового – k₁=1,3);

k₂ коэффициент, учитывающий вид промывочной жидкости и применение антивибрационной смазки (при промывке глинистым раствором
k₂=1,1÷1,3; при промывке водой k₂=1; при использовании антивибрационной смазки или эмульсионного раствора k₂=0,4÷0,6);

k₃ коэффициент, учитывающий характер стенок скважины (для нормального разреза k₃=1; в сложных геологических условиях k₃=1,5÷2);

k₄ коэффициент, учитывающий материал бурильных труб (для стальных бурильных трубk₄=1; для алюминиевых бурильных труб k₄=0,75);

δ=(D–d)/2зазор между стенками скважины и бурильными трубами, м, где D – диаметр скважины, м;

d  диаметр бурильных труб, м;

q  масса 1 м бурильных труб, кг/м;

n  частота вращения долота, с^-1;

L  глубина скважины, м;

cosβ  косинус угла наклона скважины.

Для определения мощности, необходимой для холостого вращения стальной бурильной колонны при бурении скважин с углом наклона менее 5° используется полуэмпирическая формула, предложенная А.Е. Сарояном [6]:

N_х.в=13.5·10^–8∙L∙d²∙(60∙n)^1.5∙D^0.5∙γ_ж               (2)

Где γ_ж– удельный вес промывочной жидкости, Н/м³.

Для труб из легких сплавов N_х.в снижается пропорционально уменьшению удельного веса материала труб.

Мощность на разрушение породы при бурении зависит от типа породоразрушающего инструмента и параметров режима бурения.

При бурении твердосплавными коронками мощность, расходуемая на разрушение горной породы определяются по формуле

N_заб=5.3·10^-4·0.1·P·60·n·D_ср.k·(0.137+μ)                 (3)

где Р осевая нагрузка, Н;

D_ср.k средний диаметр коронки, м.

D_ср.к=D_1k+D_2k/2                                                 (4)

где D_1k , D_2k наружный и внутренний диаметр коронки, м;

μкоэффициент трения резцов коронки о породу забоя.

Коэффициент трения резцов о породу зависит от многих факторов и является величиной приближенной. Его значения зависят от параметров режима бурения, состава очистного агента, проходимых пород и ряда других факторов.

Значения μ для разных типов пород приведены в таблице 1.

При бурении алмазными коронками

N_заб = 2·10^-4∙0.1·P·60·n∙D_ср.к..                                  (5)

При бескерновом бурении

N_заб=(3÷4) ∙10^-4∙0.1∙P∙60∙n∙ D.                           (6)

При использовании шарошечных долот можно рассчитывать мощность, затрачиваемую на забое, также по формуле

N_заб=10^-3·μ·0.1·P·60·n·D.                                     (7)

Для долот диаметром 0,076 м и более μ=0,17, диаметром 0,059 м и менее μ=0,10.

Из большого числа зависимостей по вычислению мощности, затрачиваемой на работу шарошечных долот диаметром 0,12-0,45 м отметим формулу фирмы «ЮЗ» (США), полученную на основании стендовых испытаний трехшарошечных долот при бурении в песчанике, известняке и граните

N_заб =с·10^-5·(1000·P)^1.3·60·n·(0.001·D)^0.4                  (8)

где с – коэффициент крепости пород, принимаемый для мягких пород с=2,6; для пород средней твердости с=2,3; для крепких с=1,85; для изношенных долот величина с увеличивается в 1,5 раза.

При бурении долотами режуще-истирающего типа Nд значительно возрастает: при D = 0,19м, n = 1,16с-1 и Рд =50 ÷ 150 кН расход мощности на разрушение породы достигает 11-36 кВт.

Мощность, расходуемая на потери в механизмах привода Nп. зависит от коэффициента полезного действия редуктора ηр., и определяется по формуле

N_п.=(N_х.в.+N_заб.)·1-η_р./η_р.                                 (9)

Мощность, развиваемая на валу электродвигателя СВП, в конкретном режиме определяется суммой трех составляющих

N_СВП=N_х.в+N_заб+N_п                                                  (10)ç

В таблицу 2 сведены параметры эксплуатационного бурения скважины № 21021 по данным буровой компании ООО «УК «Татбурнефть» при использовании шарошечных долот. Оптимальная частота вращения долота на каждом этапе бурения задается геологами и приведена в таблице 1.

Всего процесс бурения содержит семь этапов. На первых трех этапах частота вращения долота (привода СВП) составляет 2 с^-1, а нагрузка на долото 29,42 кН. На четвертом и пятом этапах без изменения частоты вращения увеличивается нагрузка на долото до 176,52 кН, а на шестом и седьмом этапах увеличивается частота вращения долота до 2,92 с^-1 без изменения нагрузки на долото.

Из таблицы 2 видно, что на каждом этапе бурения мощность, расходуемая на холостое вращение КБТ и на разрушение горной породы на забое при постоянной частоте вращения зависят только от глубины скважины и нагрузки на долото, соответственно, т. к. параметры бурения не изменяются в пределах интервалов бурения. Поэтому представим формулы (1) и (7) в виде

N_х.в=С·n^1.83·L^0.75                                            (11)

N_заб=К·n·P                                                   (12)

где С и К – коэффициенты, учитывающие параметры бурения скважины.

Бурение скважины № 21021 на первых двух этапах осуществлялось с использованием в качестве привода долота электропривода СВП. На остальных этапах использовался турбобур. При бурении турбинным способом требуемая частота вращения долота обеспечивается производительностью буровых насосов. Мощность, требуемая для разрушения горной породы на забое так же передается от буровых насосов. Поэтому при бурении турбинным способом мощность, развиваемая на валу электродвигателя СВП, затрачивается только на холостое вращение КБТ и на потери в механизмах. Следует отметить, что при бурении турбинным способом, частота вращения привода СВП составляет 0,3 – 0,5 от частоты вращения долота, и определяется только технологической необходимостью. Так, начиная с третьего этапа бурения скважины № 21021, частота вращения привода СВП n1 составляла 1 с=.

В таблице 3 приведены результаты расчетов мощностей, коэффициентов С и К, частоты вращения и момента на валу двигателя.

На рисунке 4 показаны механическая характеристика электропривода СВП и расчетные кривые по данным, приведенным в таблице3. Бурение начинается в точке 1 с использованием СВП в качестве привода долота и продолжается до точки 2. Точка 2 является концом второго этапа бурения. В точке 3 начинается третий этап бурения турбинным способом и продолжается до точки 4. Из рисунка 3 видно, что привод СВП недоиспользован по мощности, поэтому представляет интерес исследования работы привода СВП на всех интервалах бурения без использования турбобура.

В таблице 4 приведены результаты расчетов при бурении скважины с использованием в качестве привода долота привод СВП на всех этапах бурения, коэффициенты С и К при этом остаются теми же. Из таблицы видно, что мощность на валу электродвигателя СВП достигает своего номинального значения к концу пятого этапа бурения в точке 2. Начиная с этого момента на пятом этапе бурения в точке 2 следует ограничивать частоту вращения двигателя СВП. Тогда процесс бурения будет протекать по кривой постоянства мощности до точки 3, мощность привода будет использована полностью. Шестой и седьмой этапы полностью будут протекать по кривой постоянства мощности.

Использование СВП в качестве привода долота на протяжении всего цикла строительства скважины не всегда возможно. Это связано с технологическими особенностями бурения – необходимостью использования тубобуров-отклонителей для обеспечения необходимого наклона скважины, использованием специальной компоновки бурильной колонны с телеметрическим оборудованием и т.д. Мощность привода СВП в основном определяется необходимостью развинчивания труб с большим моментом при проведении спуско-подъемных операций, момент развинчивания которых может достигать 100 кН∙м.

Формулы (1) – (8) справедливы так же и для роторного бурения. Мощность, расходуемая на потери в механизмах привода ротора Nп. имеет более сложную зависимость. Это связано с тем, что передача к ротору осуществляется либо через редуктор и коробку перемены передач лебедки при комбинированном электроприводе, либо через редуктор и карданный вал при регулируемом электроприводе, то есть со сложной кинематической схемой. В практических расчетах для определения мощности Nп., зависящей от типа, состояния оборудования и частоты вращения, применяются формулы Б.М. Плюща и В.С. Федорова [7]:

N_п.=k∙n_р^1.5                           (13)

N_п.=a₁∙n+a₂∙n_р.²,                           (14)

где а₁, а₂, k: – коэффициенты, зависящие от типа применяемого оборудования; n_р. – угловая скорость ротора.

Общим существенным недостатком бурения с использованием в качестве привода долота СВП и ротора является значительные потери мощности на холостое вращение КБТ. Из таблицы 4 видно, что по мере увеличения глубины скважины мощность N_х.в становится соизмерима с мощностью на разбуривание породы N_заб. Тем не менее, использование СВП экономически оправдано ввиду высокой автоматизации системы управления. СВП позволяет вести контроль и регулирование частоты вращения и момента, автоматизировать процесс бурения и проведения спуско-подъемных операций.

ЛИТЕРАТУРА

1. Шарафутдинов И.И. Верхний силовой привод // Буровик. 2013. № 4 (11). С. 3.

2. Инструкция по эксплуатации системы верхнего привода Canrig 4017AC-122 2009 г.

3. Шабанов В.А., Никулин О.В. Оценка эффективности применения частотно-регулируемого электропривода буровых насосов в Азнакаевском УБР // Энергетика Татарстана. – 2008. — № 1. – С. 74–81.

4. Шабанов В.А., Никулин О.В. Регулируемый электропривод буровых лебедок // 59-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: сб. тез. докл. – Кн. 1 / Редкол.: Ю.Г. Матвеев и др. – Уфа; Изд-во УГНТУ, 2008. – 297 с.

5. Шабанов В.А., Никулин О.В. Энергосберегающий синхронный частотно-регулируемый электропривод бурового насоса // Энергоэффективность и энергобез-опасность на предприятиях промышленности и жилищно-коммунального хозяйства. Труды Всероссийского научно-практического семинара в г. Салават. – Уфа: «Гилем». 2010. – С.213-217.

6. Drillings.ru Буровой портал. Мощность двигателей, расходуемая на бурение. URL: http://www.drillings.ru/mosch (дата обращения: 26.12.2015).

7. Электроэнергетика нефтяных и газовых

промыслов: производственное (практическое) издание / под ред. Т.А. Атакишиева. М.: Недра, 1988. 221 с.