Источники электроэнергии и особенности её распределения на предприятиях нефтяной и газовой промышленности

     Род прокладки проводов определяется классом помещения и наличием или отсутствием механических и химических воздействий на проводку.

     В помещениях и наружных установках классов B-I и В-Ia должны прокладываться провода и кабели с медными жилами, а в помещениях и установках остальных классов могут применяться проводники как с медными, так и с алюминиевыми жилами. При этом площадь сечения медных жил должна быть не менее 1,5 мм², а алюминиевых — не менее 2,5 мм².

     Соединительные  и  ответвительные кабельные муфты  внутри взрывоопасных помещений  и во взрывоопасных наружных установках устанавливать не разрешается. Заделки концов кабелей и проводов должны отвечать специальным требованиям.

     Для соединения и ответвления проводов, проложенных в стальных трубах, применяются специальные фитинги, имеющие взрывонепроницаемое исполнение.

     Для протяжки, соединения и ответвления  проводов, прокладываемых в стальных трубах во взрывоопасных помещениях классов B-I6, В-Па, В-1г, применяются пыленепроницаемые коробки, а для перехода с кабеля на изолированный провод с площадью сечения 35 мм² и выше — чугунные коробки, заливаемые компаундной массой (рис. 32). 
 

     

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рис. 32. Переходная чугунная коробка типа КСВ с заделкой  кабеля:

1 — изолированный  провод; 2 — соединительная гильза; 3 — жилы кабеля 
 
 
 

Электрооборудование буровых установок. 

Электропривод долота

Электропривод ротора 

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

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

     P_V = P₆ + P_П

     где Р_б — мощность, затрачиваемая непосредственно на бурение (включая потери трения долота); Р_п— мощность, необходимая для покрытия потерь в буровой установке (сумма потерь в поверхностном оборудовании и на трение колонны труб о стенки скважины и жидкость, а также на вибрацию колонны).

     Мощность  Р_П теряемая при роторном бурении, составляет значительную часть (до 80%) мощности, развиваемой приводным двигателем.

     Значение  мощности Р_б 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.

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

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

     При заклинивании долота, когда низ колонны  бурильных труб оказывается неподвижным, а ротор продолжает вращаться, закручивая трубы, момент двигателя может достигнуть своего максимального значения. Чтобы ограничить возникающие при этом напряжения кручения в трубах, следует ограничить момент, передаваемый от двигателя ротору. Это может быть достигнуто применением двигателей со сравнительно небольшой кратностью максимального момента λ ≤ 1,8—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, передаваемой трубам, целесообразно иметь привод ротора с минимальным моментом инерции вращающихся частей.

     Следовательно, при роторном бурении привод ротора должен иметь мягкую механическую характеристику, по возможности минимальный момент инерции и ограниченный 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 в 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 вследствие увеличения вибрации. Поэтому оптимальные 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 постоянном моменте.

     Поскольку при помощи ротора выполняются аварийные  и некоторые вспомогательные  работы, привод ротора должен иметь  оперативный реверс.

     В отечественных буровых установках в основном применен групповой привод лебедки и ротора. Так как приводная мощность лебедки значительно больше приводной мощности ротора, приводные двигатели при роторном бурении оказываются недогруженными. В некоторых серийных и вновь разрабатываемых буровых установках предусмотрен индивидуальный привод ротора.

     Генератор ГР питает двигатель постоянного тока привода ротора ДР (П 127-8к, 250 кВт, 330 В). Обмотка возбуждения генератора ГР питается от реверсивного однофазного тиристорного преобразователя, управляемого магнитным усилителем, а обмотка возбуждения двигателя ДР — от нереверсивного однофазного тиристорного преобразователя, который управляется своим магнитным усилителем. В качестве датчика скорости ротора используется тахогенератор постоянного тока.

     Двигатель ДР вращает ротор через двухскоростную механическую передачу, что дает возможность обеспечить требуемые скорости и моменты как в рабочем, так и в аварийном режимах. В схеме управления предусмотрены защиты и блокировки от превышения тока в якорной цепи машин ГР и ДР, от исчезновения поля двигателя ДР и отключения асинхронных двигателей вентиляторов, охлаждающих ДР и ГР. При указанных нарушениях   работы   привода   автоматически отключается питание обмоток возбуждения генератора и двигателя, что делает невозможной дальнейшую работу. Путем применения различных обратных связей в системе автоматического управления формируются требуемые статические и динамические характеристики привода.

     Многие  задачи привода ротора весьма просто решаются путем применения электромагнитных муфт, устанавливаемых между приводными двигателями и ротором. Пуск и регулирование частоты вращения ротора связаны с потерями в электромагнитных муфтах, которые нагревают последние. В случае необходимости большого и плавного диапазона изменения частоты вращения ротора электромагнитные муфты с водяным (жидкостным) охлаждением вполне могут обеспечить надежную работу. Однако, как указывалось ранее, для привода ротора в большинстве случаев необходим ограниченный диапазон регулирования частоты вращения. При этом находят применение более простые электромагнитные муфты с воздушным охлаждением в сочетании с многоскоростной коробкой перемены передач, вращаемой многоскоростными асинхронными двигателями. Возможность плавного регулирования частоты вращения в диапазоне, определяемом допустимыми потерями в муфте, позволяет в данном случае на каждой механической и электрической ступени иметь дополнительное плавное регулирование частоты вращения в ограниченном диапазоне. Это обеспечивает в целом довольно широкий диапазон регулирования частоты вращения ротора.

     Помимо  регулирования частоты вращения ротора электромагнитные муфты ограничивают передаваемый момент, а также придают большую гибкость приводу ротора при производстве аварийных работ, связанных с освобождением из скважины упущенного бурового инструмента. Они обеспечивают плавное закручивание и раскручивание бурильных труб, и возможность кратковременного получения высоких значений моментов на низких скоростях при ликвидации аварий. В зависимости от системы и рода привода лебедки и ротора могут быть осуществлены различные схемы применения электромагнитных муфт.

     Перспективно  применение привода ротора по системе  управляемый тиристорный выпрямитель — двигатель постоянного тока, которая широко распространена в плавучих буровых установках в СССР и за рубежом.

     Требуемые механическая характеристика и диапазон регулирования частоты вращения двигателя могут быть получены изменением выпрямленного напряжения, снимаемого с тиристорного выпрямителя. 
 
 
 

Электробур 

     Идея  переноса электродвигателя на забой  скважины была 
впервые реализована в СССР в 1937—1940 гг. В дальнейшем оборудование для бурения погружными электродвигателями (электробурами) совершенствовалось, и в настоящее 
время       объем бурения электробурами составляет 2,5—5% от общего объема бурения скважин. Схема установки для бурения электробуром показана на рис. 33. Долото 1 с электробуром 2 опускается в скважину на бурильных трубах 3. Внутри каждой трубы вмонтирована кабельная секция, состоящая из отрезка кабеля 4, контактного стержня и муфты. Муфта и стержень закреплены в замковом соединении трубы.  
 

     

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Рис. 33. Схема установки для бурения электробуром 
 
 
 

     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 с гибкими медными жилами площадью сечения 2х35 или 2x50 мм² подводится к электробуру. В качестве третьего провода в системе питания двигателя электробура используются бурильные трубы. Шланговый кабель выполняется из отдельных отрезков (секций), которые автоматически соединяются в электрическую цепь при свинчивании бурильных труб. Для этой цели каждый отрезок кабеля, снабженный на одном конце контактным стержнем, а на другом — контактной муфтой, закрепляется внутри труб на опорах, установленных в замковом соединении бурильных труб (рис. 34).

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

     Буровой раствор, прокачиваемый через буровой  шланг 10, вертлюг 11, ведущую трубу 7 (см. рис. 33), бурильные трубы, полый вал электробура, долото, выходит в затрубное пространство.

     Вращение  бурильных труб для производства вспомогательных операций осуществляется при помощи ротора 5. Нагрузка на долото создается силой тяжести бурильных труб. Для подачи долота на забой служит автоматический регулятор подачи долота 13, связанный цепной передачей с буровой лебедкой 12. Для управления электробуром служит пульт, установленный у рабочего места бурильщика.

     Электробур   (рис.  35)   состоит из двух основных частей:  погружного двигателя  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 захвата его элеватором, а внизу наружу выходит вал шпинделя, на который навинчивается долото.

     

 

Рис. 34. Контактное соединение в замке  бурильных труб: