Приводы буровых установок
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Ижевский Государственный Технический Университет им. М.Т. Калашникова»
Курсовая работа на тему:
«Приводы буровых установок.»
Выполнил:
Проверил:
Ижевск 2013
Содержание
Введение…………………………………………………………
1.Теоретический раздел………………………………………………..……..
Общие сведения…………………………………………………………
Требования к буровым установкам…………………………………………….6
Привод с ДВС…………………………………………………………………..
Конструкция приводов буровых установок…………………………………....10
Гидропередачи буровых установок…………………………………………….12
Регулирование температуры охлаждающей жидкости………………………..15
Силовые передачи…………………………………………………………
2.Технический раздел (расчетная часть проекта)…………………….……..18
Заключение……………………………………………………
Список литературы……………………………………………………
Введение
В России более 50% всех установок работает с дизельным приводом. Такие установки используют для бурения разведочных и эксплуатационных скважин самых различных глубин в районах, где нет электроэнергии.
За последние годы технический уровень силовых приводов буровых установок значительно возрос. Увеличилось и число дизелей в приводе.
Для освещения и питания электроэнергией мелких двигателей, приводящих в работу механизм приготовления и очистки буровых растворов, центробежные насосы, компрессор пневмосистемы, каждая буровая установка укомплектована двумя электростанциями мощностью 100—200 кВт (в зависимости от класса установки). Такие станции, как правило, устанавливают в силовом отделении, и они обслуживаются дизелистами.
Рассмотрим отдельные конструкции современных буровых установок с дизельным приводом.
- Теоретический раздел
Общие сведения
Приводом буровой установки называется совокупность двигателей и регулирующих их работу трансмиссий и устройств, преобразующих тепловую или электрическую энергию в механическую, управляющих механической энергией и передающих ее исполнительному оборудованию- насосам, ротору, лебедке и др. Мощность привода (на входе в трансмиссию) характеризует основные его потребительские и технические свойства и является классификационным (главным) параметром.
В зависимости от используемого от используемого первичного источника энергии приводы делятся на автономные, не зависящие от системы энергоснабжения, и неавтономные, зависящие от системы энергоснабжения, с питанием от промышленных электрических сетей. К автономным приводам относятся двигатели внутреннего сгорания (ДВС) с механической, гидравлической или электропередачей. К неавтономным приводам относятся: электродвигатели постоянного тока, питаемые от промышленных сетей переменного тока через тиристорные выпрямительные станции управления; электродвигатели переменного тока с гидравлической либо электродинамической трансмиссией или регулируемые тиристорными системами.[1]
В соответствии с кинематикой установки привод может иметь три основных исполнения: индивидуальный, групповой и комбинированный или смешанный.
Индивидуальный привод - каждый исполнительный механизм (лебедка, насос или ротор) приводится от электродвигателей или ДВС независимо друг от друга. Более широко этот вид привода распространен с электродвигателями. При его использовании достигается высокая маневренность в компоновке и размещении бурового оборудования на основаниях при монтаже.[1]
Групповой привод - несколько двигателей соединены суммирующей трансмиссией и приводят несколько исполнительных механизмов. Его применяют при двигателях внутреннего сгорания.
Комбинированный привод- использование индивидуального и группового приводов в одной установке. Например, насосы приводятся от индивидуальных двигателей, а лебедка и ротор от общего двигателя. Во всех случаях характеристики привода должны наиболее полно удовлетворять требуемым характеристикам исполнительных механизмов.
Потребителями энергии буровой установки являются:
-в процессе бурения- буровые насосы, ротор, устройства для приготовления и очистки бурового раствора от выбуренной породы; компрессор, водяной насос и др.;
-при спуске и подъеме колонны труб -лебедка, компрессор, водяной насос и механизированный ключ.
Приводы также делятся на главные (приводы лебедки, насосов и ротора) и вспомогательные (приводы остальных устройств и механизмов установки). Мощность, потребляемая вспомогательными устройствами, не превышает 10-15% мощности, потребляемой главным оборудованием.[3]
Требования к приводам буровых установок
С учетом технологии бурения нефтяных и газовых скважин и условий, в которых эксплуатируются буровые установки, можно сформулировать основные требования, которым должны отвечать современные силовые приводы.
В период непосредственного бурения привод насосов осуществляется от двигателей с постоянной нагрузкой в пределах 60-100% их суммарной номинальной мощности. Время непрерывной работы двигателей при таком режиме колеблется от 45 минут до 8-10 часов и более. В процессе роторного бурения на вращение бурильных труб затрачивается мощность от 200 до 600 кВт. Во время спуско-подъемных операций двигатели имеют резко переменную нагрузку- от холостого хода до максимальной величины, при чем нагрузки от минимума до максимума изменяются через 2-3 минуты, а в отдельных случаях чаще и чаще. При таком режиме двигатель непрерывно работает 10-12 часов. Во время вспомогательных работ (промывка скважины , наращивание колонны, смена долота и др.) двигатели, как правило, загружены не полностью. Наилучшие результаты при бурении скважин могут быть достигнуты, когда привод имеет широкий диапазон регулирования от 0 непродолжительное время или до максимальной частоты вращения, требуемой условиями бурения. Особенно это необходимо для насосов при включении их в параллельную работу и при восстановлении циркуляции после наращивания или после прихватов и осложнений в скважине, а также для ротора при вращении колонны труб. Привод насосов и ротора должен обеспечивать длительную работу с высоким КПД при частоте вращения, составляющей 20-50%, а иногда и менее своей номинальной величины. [4]
Наиболее тяжелые условия создаются при ликвидации аварий в скважинах. В этих условиях привод эксплуатируется с резко переменными нагрузками, часто требуются реверс и передача мощности, превышающей расчетную.
Во избежание воспламенения газа или нефти при газопроявлениях в скважине двигатели должны быть оборудованы искрогасителями, позволяющими в отдельных случаях работать при фонтанных проявлениях в данной скважине или вблизи фонтанирующей скважины. Силовые приводы на буровых в районах с умеренным климатом устанавливают в легких щитовых помещениях, которые не утепляют. В районах Севера и Сибири зимой при низких температурах воздуха применяют утепленные помещения, т.к. в легких и неотапливаемых помещениях при длительных остановках ДВС температура помещения опускается ниже 0, а в районах с жарким климатом, наоборот, температура летом поднимается иногда до +60°С. Как в том, так и в другом случаях ухудшаются условия эксплуатации ДВС.[1]
Привод с ДВС
В нашей стране около половины всех буровых установок, используемых при бурении нефтяных и газовых скважин, имеют привод от ДВС. Эти двигатели применяют в тех случаях, когда в районе нет достаточно мощного источника снабжения электроэнергии. В приводах буровых установок зависимости от глубины бурения применяют групповые приводы: 2-4 ДВС различной мощности ( от 430 до 785 кВт) с частотами вращения 1000-1600 об/мин.
Применяемые в буровых установках ДВС работают на тяжелых топливах или газе. Двигатели, работающие на легких топливах ( бензине или керосине), в бурении не применяются вследствие их неэкономичности. Соответствие ДВС заданным условием работы определяется их внешней характеристикой и конструкцией.[1]
Внешней или механической характеристикой ДВС называется изменение мощности, крутящего момента и удельного расхода топлива в зависимости от частоты вращения коленчатого вала. Для восстановления нарушенного равновесия между моментом сопротивления исполнительного механизма и крутящим моментом двигателя требуются воздействие специальных регуляторов на источник энергии, который изменяет количество подаваемого горючего и воздуха.
ДВС могут работать при изменении массового соотношения количества воздуха и топлива в сравнительно небольшом диапазоне - от 15: 1 (бедная смесь) до 11:1 (богатая смесь). Этим и объясняется то факт, что крутящий момент, развиваемый этими двигательными, почти постоянен. Если подача топлива ограничена и применяется бедная смесь, то частота вращения уменьшается и двигатель не развивает полной мощности. Такую характеристику называют частичной.
Приемистость и приспособляемость ДВС определяется конструкцией системы подвода топлива и воздуха, а так же динамическим моментом инерции вращающихся частей поршневой группы. У быстроходных двигателей шатунно-поршневая группа облегчена, поэтому они имеют большую приемистость, чем тихоходные. С увеличением коэффициента собственной приспособляемости двигателя возрастает устойчивость его работы при переменных режимах нагрузки, что особенно важно для двигателей, приводящих в движение буровые лебедки.[5]
К недостаткам ДВС относится невозможность их запуска под нагрузкой. По этому надо устанавливать в трансмиссиях фрикционные муфты. Кроме того, мощность двигателя зависит, от давления, температуры и влажности окружающего воздуха. Наиболее широко распространены дизели с наддувом, однако не любой их тип можно использовать в буровой установке.[5]
Конструкция приводов буровых установок
Групповые силовые приводы с ДВС
Буровые установки снабжаются групповыми приводами, состоящими из 2-5 агрегатов, сблокированных между собой цепной или клиноременной передачей. В основном приняты 2 схемы расположения агрегатов в приводе; два-четыре агрегата установлены вместе на общей раме и предназначены для привода лебедки, ротора, двух насосов и вспомогательной лебедки; по такой схеме выполнены установки для бурения скважин глубиной 1600-5000 метров;
три агрегата соединены вместе, установлены на общей раме и предназначены для привода лебедки, ротора и одного бурового насоса; один два других агрегата установлены на другой раме и кинематически не связаны с первыми тремя, они предназначены для привода второго бурового насоса; по такой схеме выполнены привода буровых установок БУ3200БД и БУ650ДГ – ІV.
Групповой силовой дизельный привод буровой установки БУ2500ДГУ состоит из трех силовых агрегатов САТ-4М, соединяемых с цепным суммирующим редуктором, а через карданные валы и МШ500- с насосной трансмиссией и коробкой переменных передач (КПП). Цепная суммирующая трансмиссия при помощи муфты МШ700 соединяется с КПП, которая передает мощность одного или двух агрегатов САТ-4М на буровую лебедку, а так же ротора.
Мощность насосам передается от суммирующего редуктора при помощи муфт МШ500 и клиноременных передач со шкивом диаметром 500 мм. Компрессов и регулятор подачи РПД соединены трансмиссиями с суммирующим редуктором.
Коробка переменных передач является самостоятельным агрегатом, соединенным с лебедкой и силовым приводом цепной передачи с помощью цепного колеса установленного на консольной части ее ведомого вала.
В буровой установке БУ5000ДГУ-1 применен привод с четырьмя силовыми агрегатами СА-10 сблокированными в суммирующем редукторе трехрядными цепными передачами. Для удобства монтажа валы двигателей соединены с валами суммирующего редуктора карданными валами. На обоих концах суммирующего редуктора размещены валы привода насосов, а на первом валу – и цепная передача привода лебедки через трех-ступенчатую цепную КПП. Привод ротора осуществляется карданным валом от КПП.[1]
Гидропередачи буровых установок
Турбопередачи подразделяются на турбомуфты и турботрансформаторы. Турбомуфта – простейший вид турбопередачи. Она состоит из двух колес: ведущего – насосного, соединенного с валом двигателя, и турбинного, закрепленного на входном валу с полумуфтой на противоположном конце. С помощью этой муфты ведомый вал турбопередачи через последующие механизмы связывается с лебедкой, ротором и насосами. На колёсах имеются лопасти, образующие радиальные каналы. Насосное колесо, соединенное с валом двигателя, сообщает энергию рабочей жидкости, которая затем поступает на лопасти турбинного колеса, передавая энергию и заставляя его вращаться в ту же сторону. Затем жидкость по специальным каналам возвращается к насосному колесу.[4]
Турбинное колесо, соединенное с выходным валом, вращается с меньшей частотой n2, чем насосное колесо n1, соединенное с двигателем. Отношение частот вращения n2/n1 называется относительным скольжением.
КПД турбомуфты при номинальной нагрузке пропорционален скольжению и равен 0,98-0,95. В отечественных буровых установках турбомуфты не применяют.
Турботрансформатор отличается от турбомуфты тем, что имеет третье неподвижно закрепленное колесо – направляющий аппарат. Возможно также наличие двух направляющих аппаратов.
Вал двигателя 1 соединён с колесом 2 насоса и нагнетает жидкость по каналу 3 в направляющий аппарат 4, расположенный в неподвижном корпусе 5. Из направляющего аппарата жидкость поступает на турбинное колесо 6, закрепленное на валу 7. Жидкость, выходя из колеса турбины по каналу 8, поступает в полсть 9 корпуса, а оттуда по каналу 10 снова попадает на колесо насоса. Таким образом, жидкость совершает движение по замкнутому контуру: по спирали от вращающегося насосного колеса через направляющий реактор и вращающееся с меньшей частотой турбинное колесо. При этом и происходит трансформация частоты вращения и крутящего момента на выходном валу.[1]
Турботрансформатор является как бы коробкой передач с бесконечным числом передач и переменным КПД, т.к. потери мощности в турботрансформаторе возрастают с увеличением передаточного отношения.
Турботрансформатор можно использовать для работы с двигателем при постоянной частоте вращения – двигательным переменного тока. При постоянной частоте вращения входного вала нерегулируемого турботрансформатора диапазон частот вращения на выходном валу уменьшается, поэтому целесообразно применять только регулируемые турботрансформаторы, у которых характеристика соответствует требованиям исполнительных механизмов.
Турботрансформатор лучше использовать для совместной работы с двигателем, имеющем переменную частоту вращения. При широком диапазоне регулирования частот вращения КПД турботрансформаторов значительно снижается. Для расширения зоны регулирования до последнего времени применяли комбинированные комплексные турботрансформаторы, объединяющие турботрансформатор и турбомуфту. Комплексные турботрансформаторы обладают качествами турбомуфт и турботрансформаторов одновременно. Опыт эксплуатации комплексных турботрансформаторов в буровых установках, работающих с чистыми и недолговременными режимами нагрузок, изменяющихся в широком диапазоне, показал, что эффективность их работы не выше, чем простых турботрансформаторов, поэтому в новых буровых установках начали применять эти машины.[3]
Для поддержания необходимого давления в рабочей полости и осуществления внешней циркуляции рабочей жидкости в системе охлаждения турботрансформатор снабжается специальной масляной системой.
Вязкость рабочей жидкости существенно влияет на КПД турбопередачи. Чем ниже вязкость, тем выше КПД и тем меньше гидравлические потери. Увеличение плотности жидкости способствует уменьшению геометрических размеров рабочей полости. Этим объясняется стремление применять в качестве рабочих жидкостей маловязкие масла вплоть до дизельного топлива.[5]
Регулирование температуры охлаждающей жидкости
Регулирование температуры охлаждающей жидкости в допустимых пределах осуществляется терморегулятором 5, изменяющим степень наполнения масла гидромуфты 3, а, следовательно, и частоту вращения вентилятора 2. Чувствительный элемент терморегулятора устанавливается на трубопроводе, отводящем от дизеля охлаждающую жидкость. Корпус терморегулятора соединяется трубками с масляными трубопроводами дизеля и трехходовым краном аварийного включения вентилятора 4. Трехходовой кран имеет свободный подвод масла из масляной магистрали, минуя терморегулятор. С повышением температуры охлаждающей жидкости, выходящей из дизеля, чувствительный элемент перемещает золотник терморегулятора в положение, соответствующее увеличению протока масла в гидромуфту 3. Увеличенное наполнение гидромуфты маслом приводит к возрастанию частоты вращения вентилятора 2 и, следовательно, усилению охлаждения жидкости в радиаторе 1.
При понижении температуры охлаждающей жидкости уменьшается степень наполнения гидромуфты маслом, снижаются частота вращения вентилятора и степень охлаждения жидкости в радиаторе. Возможно и ручное управление вентилятором с помощью крана 4.[2]
Силовые передачи привода
Силовые передачи привода предназначены для соединения двигателя с рабочей машиной и согласования их скоростей и вращающих моментов. В приводе буровых установок используются механические, гидродинамические и электрические передачи, различающиеся по принципу действия и преобразующим свойствам. Механические передачи используются в сочетании с гидродинамическими (гидротрансформаторы и гидромуфты) и электрическими (электромагнитные муфты), образуя соответственно гидромеханические и электромеханические передачи. В зависимости от типа двигателей и силовых передач, используемых в основном приводе, различают следующие разновидности буровых установок:
-дизельные с механическими силовыми передачами (Уралмаш ЗД-76; БУ3000БД);
-дизельные с гидромеханическими силовыми передачами (БУ5000ДГУ-1; БУ75Бр-70; БУ80БрД; БУ2500ДГУ);
-электрические переменного тока с механическими силовыми передачами (Уралмаш 4Э-76; БУ3000ЭУК; БУ75БрЭ-70; БУ80БрЭ-1);
-электрические переменного
тока с электромеханической
-электрические постоянного тока с механическими силовыми передачами (БУ15000; БУ6000ПЭМ; БУ5000ЭР, БУ6500ЭР; БУ2500ЭП);
-дизель-электрические
-газотурбинные с механическими силовыми передачами.
Привод буровых установок должен быть надежным и экономичным, безопасным и удобным в управлении, компактным и сравнительно небольшой удельной массы, транспортабельным и приспособленным для монтажа, эксплуатации и ремонта в отдаленных от баз производственного обслуживания полевых условиях. Мощность, диапазоны регулирования частоты вращения и вращающего момента выводного вала привода определяются нагрузками и режимом работы приводимых машин и механизмов. Выбранный привод должен обеспечить сочетание высокой производительности буровой установки с минимальной стоимостью 1 м проходки.
2. Технический раздел (расчетная часть проекта):
Определение мощности двигателей для привода насосов при турбинном способе бурения
Задача расчета: определить мощность двигателей для привода буровых насосов при турбинном способе бурения
Исходные данные: бурение вертикальной скважины глубиной H = 2600 м осуществляется турбобуром Т12М3-9, диаметр долота Dд = 295 мм, диаметр бурильных труб D = 140 мм, толщина стенки бурильных труб δ = 9 мм, осевая нагрузка на долото G = 15 тс, удельный вес глинистого раствора γгл.р = 1,3 гс/см 3, диаметр УБТ Dу = 203 мм, длина УБТ lу = 100 м, производительность насосов Q = 30 л/с, скорость вращения вала турбобура (долота) n = 500 об/мин.
Методика расчета:
1. Мощность двигателей
для привода насосов при
N пр.н = |
N д + N г.п |
ήн |
N пр.н =(75,6+121.7)/0.6=328.8
2. Где N д – мощность, затрачиваемая на разрушение породы долотом. Nд с достаточной точностью для практических расчетов определяется по формуле
N д = 34,2 х 10 -4 К G Dд n=34.2**0.1*15*29.5*500=75.6
Здесь К – коэффициент для изношенного шарошечного долота, равный 0,2 – 0,3; для нового долота К = 0,1-0,2; G – осевая нагрузка на долото в тс; Dд – диаметр долота в см; n – скорость вращения долота в об/мин.
Принимаем К = 0,1 и подставляем данные из условия задачи в формулу, получим Nд = …
3. N г.п – мощность, затрачиваемая на преодоление гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе. N г.п определяется по формуле
N г.п = |
pQ |
10,2 |
N г.п =
Где p – давление нагнетания буровых насосов.
р = рм + р тр + рз + ру + рд + р п.т + рт + рк.п
4. Здесь рм – потери давления в манифольде.
рм = ам γгл.рQ2.
ам = коэффициент потерь давления в манифольде; ам = 340 х 10-5 (исходя из справочных данных)
γгл.р = 1,3 гс/см3 – удельный вес глинистого раствора; Q = 30 л/с- производительность буровых насосов.
Определить рм =3.9
5. р тр – потери давления в бурильных трубах.
р тр = атр γгл.рQ2L.
р тр =17.8
атр – коэффициент потерь давления в бурильных трубах. атр= 610 х 10-8 (исходя из справочных данных)
L – длина 140-мм бурильной колонны. Определить L = H - lу .
L =2600-100=2500
Определить р тр = …
6. р 3 – потери давления в замковых соединениях бурильных труб.
р 3 = а 3 γгл.рQ2 |
L |
l |
р 3 =6.4
а3 – коэффициент потерь давления в замковом соединении а3 = 2,2 х 10 -5 (исходя из справочных данных)
l = 10 м – длина одной бурильной трубы.
Определить р 3 =
7. р у – потери давления в утяжеленных бурильных трубах.
р у = аУБТ γгл.рQ2 lу
αУБТ – коэффициент потерь давления в утяжеленных бурильных трубах. αУБТ = 2,24 х 10 -5 (исходя из справочных данных)
lу = 100 м – длина УБТ.
Определить р у = 2.6
8. р д – потери давления в долоте
р д = а д γгл.рQ2
а д – коэффициент потерь давления в промывочных отверстиях долота.
ад = |
1,2 |
= |
1,2 |
= 414 х 10 -5 |
F2 |
172 |
Здесь F – суммарное сечение промывочных отверстий долота. Исходя из справочных данных F = 17 см2.
Определить р д = 4.8
9. р п.т – потери давления в верхнем узле турбобура.
р п.т = а п.т γгл.рQ2
а п.т – коэффициент потерь давления в верхнем узле турбобура. α п.т = 170 х 10 -5 (исходя из справочных данных)
Определить р п.т = 1.9
10. р т – перепад давления в турбобуре при данной производительности насосов
р т = Ар γгл.рQ2
Ар – коэффициент перепада давления в турбобуре. Ар = 0,021. (исходя из справочных данных)
Определить р т = 2.5
11. р к.п = потери давления в кольцевом пространстве.
р к.п = а к.п γгл.рQ2L
а к.п – коэффициент потерь давления в кольцевом пространстве. а к.п = 50 х 10-8 (исходя из справочных данных)
L = 2600 м.
Определить р к.п = 1.5
р =41.4
12. Исходя из полученных данных определим р
13. Подставив р и Q в формулу, определим мощность, затрачиваемую на преодоление гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе.
Определить N г.п =121.7
14. ηн – полный к.п.д. насоса
ηн = ηг α ηм
Где ηг и ηм – соответственно гидравлический и механический к.п.д. насоса; α – коэффициент подачи насоса.
При расчетах для нормальных условий бурения можно принять ηг = 0,98 – 0,99; ηм = 0,81 – 0,84; α = 0,9 – 0,97 – при работе на воде; α = 0,75 – 0,85 – при работе на глинистом растворе. Принимая ηг = 0,98, α = 0,85; ηм = 0,81, получаем
ηн =0.6
15. Подставляя значения N д , N г.п , ηн в исходную формулу, определяем мощность двигателей для привода насосов.
Определить N пр.н =328.8
16. Определим коэффициент передачи мощности на долото при турбинном способе бурения
η = |
N д |
х 100 |
|
N пр.н |
η =22.9
Задача расчета: определить общую мощность буровой установки при турбинном бурении
Исходные данные:
Принимаем мощность двигателей для привода насосов N пр.н = 458 кВт, мощность двигателей для привода лебедки N пр.л = 468 кВт и мощность двигателей для привода ротора N пр.р = 175 кВт.
Методика решения:
1. Общая мощность двигателей
буровой установки при
