Процесс сооружения скважин вращательным способом состоит из повторяющихся операций: спуска колонны бурильных труб с долотом (инструмента) в скважину; разрушения породы на забое - собственно бурения; наращивания колонны труб по мере углубления скважины; подъема труб для замены изношенного долота. Для выполнения этих операций, а также операции по креплению ствола скважины используют буровые установки, представляющие собой сложный комплекс производственных механизмов. В состав этого комплекса входят: буровая лебедка для подъема, спуска и подачи инструмента, буровые насосы, ротор, механизмы для приготовления и очистки бурового раствора, погрузочно-разгрузочных работ, обеспечение буровой установки сжатым воздухом и пр. Основные (ротор, буровая лебедка, буровые насосы) и вспомогательные механизмы буровой установки приводят в действие от силового привода, тип которого выбирают в зависимости от условий бурения, конструкции механизмов и других факторов.

Основные (главные) механизмы буровых установок являются основными потребителями электроэнергии. Поэтому при рассмотрении вопросов энергосбережения в первую очередь следует обратить внимание на режимы работы этих механизмов.

В настоящее время большинство эксплуатируемых буровых установок Республики Татарстан (рассмотрим на примере Азнакаевского УБР ООО "Татнефть-Бурение") имеют износ электрооборудования как физический, так и моральный. Буровые установки продолжают эксплуатироваться, поэтому необходимо рассматривать вопрос о повышении производительности имеющегося парка буровых установок. Добиться этого можно заменой имеющихся электроприводов главных механизмов на частотно-регулируемые электроприводы. Так электропривод лебедки буровой установки БУ-75 (75 - грузоподъемность буровой лебедки, т) имеет электродвигатель с фазным ротором. Способ регулирования применен реостатный. В цепь ротора включены реостаты, состоящие из трех ступеней. Первые две ступени - пусковые, третья - рабочая (применена для смягчения механической характеристики). Мощность, рассеиваемая в цепи ротора, теряется бесполезно.

При введении добавочных сопротивлений в цепь ротора так называемая энергия или мощность скольжения, потребляемая ротором асинхронного двигателя, рассеивается в окружающую среду в добавочном сопротивлении так же, как и электрические потери в обмотке ротора и статора. Рассмотрим понятие энергии скольжения (мощность скольжения) и определим зависимость этой энергии от скорости вращения электродвигателя. Если мощность, потребляемую из сети, обозначить P1 и при этом пренебречь магнитными потерями в статоре, то эту мощность через механические параметры можно выразить в виде

(1)

где w0 - угловая скорость вращения магнитного поля; М - момент на валу двигателя.

Механическая мощность, отдаваемая двигателем механизму P2 , может быть представлена как

(2)

где w - угловая скорость вращения ротора двигателя.

Тогда за вычетом электрических и механических потерь в двигателе мощность скольжения PS можно представить:

(3)

где S - скольжение.

Таким образом, если снизить угловую скорость двигателя по отношению к w0 в 2 раза, то мощность скольжения будет составлять примерно 0.5 потребляемой мощности, что приведёт к уменьшению КПД примерно на 50 %.

Для подъема колонны бурильных труб весом Q с установившейся скоростью Vуст потребуется мощность (1, 2):

(4)

При наличии уменьшающегося момента статического сопротивления (по мере выброса труб из скважины их число, а следовательно, и вес уменьшаются) на валу двигателя мощностью Pд, наибольшая производительность лебедки и полная загрузка привода могут быть достигнуты, если по мере подъема труб скорость подъема будет увеличиваться, то есть выполняется условие (1, 2):

(5)

где Мб - момент сопротивления на валу барабана лебедки; wб - угловая скорость барабана лебедки; h - КПД передач от двигателя к барабану лебедки.

Передаточные числа, число передач и диапазон регулирования частоты вращения электродвигателя выбирают таким образом, чтобы выполнялось условие Рд = Рном = const и механическая характеристика привода была близка к кривой постоянной мощности, которой в координатах Мб, wб соответствует кривая постоянства мощности на рис. 1.

В случае если скорость подъема колонны регулируется с помощью четырехскоростной (I, II, III, IV) трансмиссии и в качестве привода используется синхронный двигатель, у которого скорость не зависит от момента, вместо непрерывной параболы в координатах М, w получаем четырехступенчатую ломаную 1-2-3-4-5-6-7-8, проходящую ниже кривой постоянства мощности.

Таким образом, потребляемая от двигателя мощность при любом весе колонны (кроме точек 1, 3, 5, 7) будет меньше номинальной, и двигатель будет практически всегда не догружен. При этом КПД и коэффициент мощности двигателя будут ниже номинальных, что приведет к повышению потерь электроэнергии как в двигателе, так и в питающей сети.

Если двигатель буровой лебедки будет иметь механическую характеристику как у асинхронного двигателя с некоторым наклоном рабочего участка, то при снижении веса на крюке скорость двигателя будет несколько возрастать. При этом будет расти и скорость подъема колонны и вместо горизонтальных участков 1-2, 3-4, 5-6, 7-8 получим кривые, приближающиеся к кривой постоянства мощности (показаны пунктиром на рис. 1). При этом нагрузка двигателя будет приближаться к номинальной.

Нагрузка двигателя на каждой передаче уменьшается с уменьшением веса колонны бурильных труб, при переключении на следующую передачу трансмиссии она резко увеличивается и затем снова постепенно снижается, как показано на рис. 2. Как видно из рисунка коэффициент загрузки электродвигателя приблизительно b= 0.8.

Определим потери в электродвигателе при данном коэффициенте загрузки. Потери электроэнергии в электродвигателе определяются по выражению

(6)

где Т и Р - время спуско-подъемных операций и средняя мощность.

КПД при данном коэффициенте загрузки может быть найден по выражению

(7)

где

Из опыта эксплуатации [3] известно, что время, затрачиваемое на спуско-подъемные операции на одну скважину, составляет в среднем 60 ч. Отсюда потери электроэнергии в электродвигателе составят DЭ = 1 495.4 кВт · ч на скважину.

Для того чтобы смягчить механическую характеристику двигателя применяется рабочая ступень реостатов в цепи ротора. Частота вращения при этом составляет 750 об/мин. Потери электроэнергии в реостатах, рассчитанные с применением формулы (3), составят DЭРР = 4 725 кВт · ч на скважину.

Потребляемая электроэнергия электроприводом буровой лебедки при бурении одной скважины составит Э = 25 120.4 кВт · ч.

Изменять частоту вращения барабана лебедки (скорости подъема груза) для выполнения условия постоянства мощности двигателя можно также бесступенчато с помощью электропривода с широким диапазоном регулирования частоты вращения. Для этого целесообразно применить частотно-регулируемый электропривод той же мощности.

Механические характеристики при частотно-регулируемом электроприводе примут вид как показано на рис. 3.

Пунктиром показана суммарная кривая постоянства мощности частотно-регулируемого электропривода буровой лебедки. Мощность, развиваемая на валу электродвигателя, остается постоянной на любой передаче и равной номинальной мощности двигателя. Горизонтальные наклонные участки соответствуют выходу электродвигателя на естественную характеристику, вертикальные участки - расхаживанию колонны бурильных труб и ликвидации аварийных ситуаций (при этом скорость подъема - минимальная).

Частотно-регулируемый электропривод обладает таким важным свойством, как возможность рекуперации электроэнергии в сеть. Данное свойство должно быть эффективно использовано в электроприводе буровой лебедки при спуске инструмента на забой. Исследования, проведенные в [4], показали, что при спуске инструмента на глубину 2 000 м в сеть рекуперируется 160 - 200 кВт · ч электроэнергии. При спуско-подъемных операциях в процессе бурения на глубину до 2 500 м производится подъем и спуск инструмента в среднем 6 раз с разной глубины. Таким образом, в среднем можно рекуперировать 900 кВт · ч электроэнергии при бурении одной скважины.

При частотно-регулируемом электроприводе увеличивается мощность, отдаваемая электродвигателем механизму (буровой лебедке), что приводит к снижению времени, затрачиваемому на спуско-подъемные операции. Снижение времени на спуско-подъемные операции можно приближенно оценить следующим образом. Предположим, что энергия на спуско-подъемные операции при реостатно-регулируемом WРР и частотно-регулируемом WЧР электроприводах одна и та же: WРР = WЧР. Тогда будут равны и произведения средних потребляемых мощностей на спуско-подъемные операции:

(8)

где РРР и РЧР – мощности на спуско-подъемные операции при реостатно-регулируемом и частотно-регулируемом электроприводах; ТРР и ТЧР – время на спуско-подъемные операции при реостатно-регулируемом и частотно-регулируемом электроприводах.

Для рассматриваемого примера (3) средняя мощность при реостатно-регулируемом электроприводе Рср.рр = 252 кВт, при частотно-регулируемом электроприводе Рном = 315 кВт. При этом из выражения (8) следует, что

То есть время на спуско-подъемные операции при частотно-регулируемом электроприводе снижается на 20 %.

Потери электроэнергии в электродвигателе при регулируемом электроприводе определяются по выражению

(9)

При регулируемом электроприводе КПД и мощность электродвигателя остаются равными номинальным. Потери электроэнергии в электродвигателе составят DЭЧР = 1 051 кВт · ч на скважину.

Потребляемая электроэнергия частотно-регулируемым электроприводом за одну скважину сложится из полезной мощности и потерь в электродвигателе за вычетом электроэнергии, возвращаемой в сеть ЭЧР = 15 271 кВт · ч.

Снижение потребляемой электроэнергии при замене реостатного регулирования на частотное составляет 9 849,4 кВт · ч на одну скважину. Одной буровой установкой в среднем пробуривается 12 скважин в год, следовательно, годовая экономия электроэнергии составит 118 192.8 кВт · ч.

Определим срок окупаемости частотно-регулируемого электропривода. Для этого применим метод приведенных затрат. Приведенные затраты равны:

(10)

где Е – норма дисконта, определяемая на уровне кредитных ставок с учетом рисков; К - капитальные вложения; С - текущие эксплуатационные затраты.

Капитальные затраты, кроме затрат на приобретение частотного преобразователя, должны включать другие затраты, например, затраты на его транспортировку, создание фундамента, монтажно-наладочные работы, а также научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, связанные с созданием и внедрением проектируемого электропривода. Для мощности двигателя 315 кВт эти затраты были оценены в 300 тыс.рублей. Составляющие капитальных затрат, одинаковые в сравниваемых вариантах, во многих случаях можно не учитывать.

Текущие эксплуатационные затраты равны:

(11)

где Cа - амортизационные отчисления; Сро - затраты на ремонт и обслуживание; Сэ - затраты на электроэнергию.

Амортизационные отчисления равны:

где рачр - норма амортизационных отчислений.

Затраты на ремонт и обслуживание

где ррочр - норма отчислений на ремонты и обслуживание оборудования.

Разность эксплуатационных затрат равна:

(12)

где DСэ = Сэ – С`э - разность оплаты за электроэнергию при отсутствии и наличии частотно-регулируемого электропривода.

Определяем срок окупаемости [5]:

(13)

При расчетах было принято: стоимость на электрическую энергию, отпускаемую гарантирующим поставщиком ОАО "Татэнерго" в границах зоны его деятельности потребителям Республики Татарстан на 2007 год (для диапазонов напряжения 1-20 кВ) 180.1 коп./кВт · ч[6]; норма дисконта Е = 0.2; норма амортизационных отчислений рачрэп =0.03; нормы отчислений на ремонты и обслуживание частотно-регулируемого электропривода ррочрэп = 0.08 [5].

В заключение необходимо отметить, что реально срок окупаемости будет значительно меньше, так как при технико-экономической оценке не учитывались повторно-кратковременные и кратковременные режимы работы и вспомогательные технологические операции, величина ущерба, обусловленного отклонением напряжения в сети от номинального, потери электроэнергии в процессе пуска электродвигателя, а также уменьшение потерь энергии в буровой лебедке вследствие ее более полной загрузки.

Следует отметить также, что относительно большой срок окупаемости есть следствие того, что буровая лебедка используется в рассматриваемом примере 4-5 % от полного времени строительства скважины. С увеличением глубины скважины будет увеличиваться время, затрачиваемое на спуско-подъемные операции, а следовательно, будет уменьшаться срок окупаемости частотно-регулируемого электропривода.