Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией



Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией
Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией
Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией
Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией

 


Владельцы патента RU 2501980:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет (RU)

Изобретение относится к системам управления добычей нефти и может использоваться для вывода скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса, на стационарный режим работы, а также в процессе длительной эксплуатации скважины. Система управления (фиг.1) погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией содержит блок 1 задания динамического уровня жидкости, блок 2 задания частоты вращения, апериодические фильтры 3 и 4, пропорционально-интегральные регуляторы 5 и 6, частотные преобразователи 7 и 8, погружной электроцентробежный насос 9, кустовую насосную станцию 10, датчик 11 динамического уровня жидкости. Предложенная система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией позволяет стабилизировать дебит нефтяной скважины. 4 ил.

 

Изобретение относится к системам управления добычей нефти и может использоваться для вывода скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса, на стационарный режим работы, а также в процессе длительной эксплуатации скважины.

Наиболее близкой по технической сущности является система управления электроцентробежным насосом, (см. патент Российской Федерации №2370673, опубл. 20.10.2009, Бюл. №29), содержащая блок задания динамического уровня жидкости, два апериодических фильтра, пропорционально-интегральный регулятор, частотный преобразователь, погружной электроцентробежный насос и датчик динамического уровня жидкости.

Недостатком наиболее близкой системы управления погружным электроцентробежным насосом является то, что по мере отбора жидкости из скважины и падения давление в нефтяном пласте снижается дебит скважины при одном и том же динамическом уровне жидкости, который поддерживает система.

Сущность изобретения заключается в том, что в систему управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией, содержащую блок задания динамического уровня жидкости, первый и второй апериодические фильтры, первый пропорционально-интегральный регулятор, первый частотный преобразователь, погружной электроцентробежный насос и датчик динамического уровня жидкости, причем выход блока задания динамического уровня жидкости соединен с входом первого апериодического фильтра, выход которого соединен с первым входом первого пропорционально-интегрального регулятора, выход первого пропорционально-интегрального регулятора соединен с входом первого частотного преобразователя, выход которого подключен к погружному электроцентробежному насосу, выход датчика динамического уровня жидкости соединен с входом второго апериодического фильтра, выход которого соединен с вторым входом первого пропорционально-интегрального регулятора, дополнительно введены блок задания частоты вращения, второй пропорционально-интегральный регулятор, второй частотный преобразователь и кустовая насосная станция, причем выход блока задания частоты вращения соединен с первым входом второго пропорционально-интегрального регулятора, выход которого соединен с входом второго частотного преобразователя, выход первого пропорционально-интегрального регулятора соединен с вторым входом второго пропорционально-интегрального регулятора, а к выходу второго частотного преобразователя подключена кустовая насосная станция.

Существенные отличия находят свое выражение в новой совокупности связей между блоками устройства. Указанная совокупность связей позволяет стабилизировать дебит нефтяной скважины.

На фиг.1 представлена функциональная схема системы управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией; на фиг.2 изображена расчетная модель системы управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией; на фиг.3 приведен график изменения динамического уровня жидкости в скважине при работе предлагаемой системы управления; на фиг.4 представлен график производительности погружного электроцентробежного насоса при работе предлагаемой системы.

Система управления (фиг.1) погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией содержит блок 1 задания динамического уровня жидкости, блок 2 задания частоты вращения, апериодические фильтры 3 и 4, пропорционально-интегральные регуляторы 5 и 6, частотные преобразователи 7 и 8, погружной электроцентробежный насос 9, кустовую насосную станцию 10, датчик 11 динамического уровня жидкости.

Выход блока 1 задания динамического уровня жидкости соединен с входом апериодического фильтра 2, выход которого соединен с первым входом пропорционально-интегрального регулятора 5. Выход пропорционально-интегрального регулятора 5 соединен с входом частотного преобразователя 7, выход которого подключен к погружному электроцентробежному насосу 9, выход датчика 11 динамического уровня жидкости соединен с входом апериодического фильтра 4, выход которого соединен с вторым входом пропорционально-интегрального регулятора 5. Выход блока 2 задания частоты вращения соединен с первым входом пропорционально-интегрального регулятора 6, выход которого соединен с входом частотного преобразователя 8. Выход пропорционально-интегрального регулятора 5 соединен с вторым входом пропорционально-интегрального регулятора 6. К выходу частотного преобразователя 8 подключена кустовая насосная станция 10.

Блок 1 задания динамического уровня жидкости, блок 2 задания частоты вращения, апериодические фильтры 3 и 4, пропорционально-интегральные регуляторы 5 и 6 могут быть реализованы, например, на программируемом логическом контроллере, например, S7-300. В качестве частотных преобразователей 7 и 8 могут быть использованы, например, преобразователи MICROMASTER 440. В качестве погружного электроцентробежного насоса 9 может быть применена, например, установка УЭЦНМ5-80-1200 с повышающим трансформатором, согласующим выходное напряжение частотного преобразователя с напряжением на статорных обмотках погружного электродвигателя, входящего в состав электроцентробежного насоса. В качестве кустовой насосной станции 10 может быть использована, например, станция типа ППД400-200. В качестве датчика 11 динамического уровня жидкости может быть применен, например, стационарный эхолот Микон-801.

Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией работает следующим образом. После включения системы управления на входе частотного преобразователя 7 начинает формироваться сигнал в соответствии с сигналом, поступающим с выхода блока 1 задания динамического уровня жидкости, и передаточными функциями апериодического фильтра 3 и пропорционально-интегрального регулятора 5. Частотный преобразователь 7 заставляет вращаться асинхронный электродвигатель погружного электроцентробежного насоса 9, в результате чего происходит отбор жидкости из затрубного пространства скважины, и динамический уровень начинает изменяться. Датчик 11 динамического уровня измеряет фактическую величину уровня жидкости в скважине и подает сигнал, пропорциональный этой величине на вход обратной связи пропорционально-интегрального регулятора 5 через апериодический фильтр 4. Пропорционально-интегральный регулятор 5 вычисляет разность входного сигнала и сигнала обратной связи и в соответствии с параметрами своей передаточной функции опять же формирует сигнал управления частотному преобразователю 7. Далее работа системы управления погружным электроцентробежным насосом продолжается, и скважина автоматически выходит на стационарный режим работы со стабилизацией динамического уровня жидкости в нефтяной скважине. Одновременно с названными выше элементами блок 2 задания частоты вращения формирует на входе пропорционально-интегрального регулятора 6 сигнал, соответствующий требуемой частоте вращения асинхронного электродвигателя погружного насоса 9. Сигнал с выхода пропорционально-интегрального регулятора 5, характеризующий фактическую частоту вращения (за вычетом падения скорости под нагрузкой), подается на вход обратной связи пропорционально-интегрального регулятора 6. Пропорционально-интегральный регулятор 6 вычисляет разность сигнала с блока 2 задания и сигнала с выхода пропорционально-интегрального регулятора 5 и в соответствии с параметрами своей настройки формирует сигнал на входе частотного преобразователя 8, который регулирует скорость вращения асинхронного электродвигателя, входящего в состав кустовой насосной станции 10. Если частота вращения погружного электроцентробежного насоса 9 не соответствует заданной величине, то давление воды, создаваемое кустовой насосной станцией и подаваемое в нагнетательную скважину, начнет изменяться. В частности при падении пластового давления давление в нагнетательной скважине начнет увеличиваться. В результате происходит стабилизация дебита нефтяной скважины при одном и том же значении динамического уровня жидкости, также стабилизируемом предлагаемой системой управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией.

Подтверждением сказанного могут служить результаты компьютерного моделирования процессов, протекающих, например, в скважине 67 Кудиновского месторождения при оснащении ее кустовой насосной станцией. Скважина, погружной электроцентробежный насос, частотные преобразователи, кустовая насосная станция, например, обладают следующими параметрами: kсп=6,28 рад (коэффициенты передачи частотных преобразователей); kДУ=1 (коэффициент передачи асинхронных электродвигателей); kнас1=2,949·10-6 м3/рад (коэффициент передачи погружного насоса); kнас2=63700 Нс/м2 рад (коэффициент передачи насоса кустовой станции); kпр=1,0275·10-10 м3/с·Па (коэффициент продуктивности нефтяного пласта); ρ=900 кг/м3 (плотность добываемой жидкости); g=9,81 м/с2 (ускорение свободного падения); dк=0,126 м (внутренний диаметр колонны обсадных труб); dнкт=0,073 м (диаметр насосно-компрессорных труб); Sз=0,0083 м2 (площадь затрубного пространства); Hст=200 м (статический уровень жидкости в скважине. Параметры настройки апериодических фильтров 3 и 4 и пропорционально-интегральных регуляторов 5 и 6, например, выбраны следующим образом: Tф1=Tф2=618 с (постоянные времени первого и второго фильтров 3 и 4); kп1=0,164 (коэффициент передачи регулятора 5); Tи1=55729 с (постоянная времени регулятора 5); kп2=0,9149 (коэффициент передачи регулятора 6); Tи1=10000 с (постоянная времени регулятора 6). Тогда расчетная модель предлагаемой системы управления примет вид, приведенный на фиг.2. На расчетной схеме учтено ограничение скорости вращения асинхронного электродвигателя погружного насоса и давления на выходе кустовой насосной станции. Искусственно смоделировано изменение пластового давления со скоростью 20 Н/м2с через 10000 с после запуска системы. Несмотря на заданные изменения, предлагаемая система управления стабилизирует динамический уровень жидкости в скважине на значении 935 м (фиг.3). Величина 935 м является заданной блоком 1 задания. В то же время стабилизируется и дебит нефтяной скважины на уровне 6,57·10-4 м3/с (≈57 м3/сут), что соответствует заданной в блоке 1 частоте 36 Гц. В системе управления погружным электроцентробежным наосом, взятой за прототип, такого результата добиться невозможно, и при уменьшении пластового давления дебит скважины будет падать.

Таким образом, предложенная система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станции позволяет стабилизировать дебит нефтяной скважины.

Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией, содержащая блок задания динамического уровня жидкости, первый и второй апериодические фильтры, первый пропорционально-интегральный регулятор, первый частотный преобразователь, погружной электроцентробежный насос и датчик динамического уровня жидкости, причем выход блока задания динамического уровня жидкости соединен с входом первого апериодического фильтра, выход которого соединен с первым входом первого пропорционально-интегрального регулятора, выход первого пропорционально-интегрального регулятора соединен с входом первого частотного преобразователя, выход которого подключен к погружному электроцентробежному насосу, выход датчика динамического уровня жидкости соединен с входом второго апериодического фильтра, выход которого соединен с вторым входом первого пропорционально-интегрального регулятора, отличающаяся тем, что в нее дополнительно введены блок задания частоты вращения, второй пропорционально-интегральный регулятор, второй частотный преобразователь и кустовая насосная станция, причем выход блока задания частоты вращения соединен с первым входом второго пропорционально-интегрального регулятора, выход которого соединен с входом второго частотного преобразователя, выход первого пропорционально-интегрального регулятора соединен с вторым входом второго пропорционально интегрального регулятора, а к выходу второго частотного преобразователя подключена кустовая насосная станция.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области управления турбоагрегатами, в частности нефтеперекачивающими, водоотливными и компрессорными установками. Система автоматического управления турбоагрегатом содержит центробежный насос, электродвигатель, устройство для изменения частоты вращения ротора центробежного насоса, систему автоматического регулирования, обеспечивающую заданную частоту вращения ротора насоса, блок переключения входных сигналов частот, датчик давления на входе в насос и датчик давления на выходе из насоса, устройство измерения расхода жидкости, блок вычисления параметра, блок задания формы напорной характеристики насоса, блок задания формы характеристики КПД насоса, блок формирования режимных параметров насоса, определитель фактических режимных параметров насоса и трубопровода, блок вычисления фактической частоты вращения ротора, блок задания проектной характеристики трубопровода, определитель проектных режимных параметров насоса и трубопровода, блок вычисления проектной частоты вращения ротора.

Изобретение относится к области управления турбоагрегатами, в частности нефтеперекачивающими, водоотливными и компрессорными установками, включающими центробежные или осевые машины, и предназначено для обеспечения их работы с максимально возможным коэффициентом полезного действия независимо от изменения характеристики трубопровода.

Изобретение относится к области управления турбоагрегатами и направлено на обеспечение их работы с максимально возможным коэффициентом полезного действия не зависимо от изменения характеристики трубопровода.

Изобретение относится к насосостроению и может быть использовано в сахарной промышленности. .

Изобретение относится к области управления турбоагрегатами, в частности нефтеперекачивающими, водоотливными и компрессорными установками, включающими центробежные или осевые машины.

Изобретение относится к способу подавления поперечных вибраций в погружных электроцентробежных насосах, обычно применяемых в нефтегазовой промышленности. .

Изобретение относится к водоотливным установкам с многоступенчатыми секционными насосными агрегатами и может найти применение на шахтах и рудниках при ведении горных работ одновременно на нескольких горизонтах.

Изобретение относится к водоподъемным башенным установкам с насосными агрегатами. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и применяется при транспортировке высокообводненной продукции скважин нефтяных месторождений с помощью дожимных насосных станций (ДНС) на объекты подготовки нефти.

Изобретение относится к системам управления добычей нефти и может использоваться для вывода скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса, на стационарный режим работы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к погружным электронасосным агрегатам, используемым для добычи нефти и откачки воды из скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к погружным электронасосным агрегатам, используемым для добычи нефти и откачки воды из скважин.

Изобретение относится к насосостроению и может быть использовано в погружных центробежных насосах для добычи пластовой жидкости (нефти) из скважин. Модульная секция фильтра погружного насосного агрегата состоит из головки, основания, корпуса с отверстиями, фильтроэлемента, вала с подшипниками, каждый из которых содержит подвижную и неподвижную втулки, составляющие пару трения.

Изобретение относится к погружному оборудованию и предназначено для удаления механических примесей из скважинной жидкости, поступающей на прием электроцентробежного насоса.

Изобретение относится к области электротехники, а именно к конструкциям электродвигателей с большим отношением длины к диаметру, используемых для привода в погружных скважинных насосных агрегатах.

Изобретение относится к области насосостроения и может быть использовано при добыче нефти из скважин. .

Изобретение относится к области электромашиностроения, а именно к гидрозащите погружных электродвигателей погружных насосных агрегатов для добычи пластовой жидкости из нефтяных скважин.

Изобретение относится к насосостроению и касается конструкции ступени центробежного многоступенчатого насоса открытого типа для добычи жидкостей из скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающему оборудованию и может быть использовано при добыче пластовой жидкости из скважины, в частности для пропуска жидкости от входного модуля (фильтра) или газосепаратора на прием погружного скважинного центробежного электронасоса (ЭЦН), и для подвода жидкости из затрубного пространства к насосу в случае засорения фильтрующих элементов частицами механических примесей.

Изобретение относится к области машиностроения и может быть использовано в системах управления погружными электродвигателями как асинхронными, так и вентильными, применяемых при нефтедобыче, а также в других областях народного хозяйства. Станция управления содержит выпрямитель 1 и фильтр звена постоянного тока 2, инвертор 3, контроллер 4 и выходной фильтр 5, первый 6 и второй 7 блоки датчиков тока, датчик тока 8. Входы с 1 по 3 контроллера 4 подключены к фазным силовым входам станции управления. Входы 4 и 5 контроллера 4 присоединены к выходам фильтра звена постоянного тока 2, соединенным с 8 и 9 силовыми входами инвертора 3. Шестой вход контроллера 4 подключен к выходу датчика тока 8, через который проходит проводник, соединяющий один из выходов выпрямителя 1 с соответствующим входом фильтра звена постоянного тока 2, входы контроллера 4 с 7 по 9 и с 10 по 13 присоединены к выходам с 1 по 3 первого 6 и второго 7 блоков датчиков тока, при этом каждый блок датчиков тока может содержать 2 или 3 датчика тока. Через датчики тока первого блока датчиков тока 6 проходят проводники, соединяющие с 1 по 3 выходы инвертора 3 с соответствующими с 1 по 3 входами выходного фильтра 5, а через датчики тока второго блока датчиков тока 7 проходят проводники от выходов с 1 по 3 выходного фильтра 5 к выходам станции управления. Управляющие выходы контроллера 4 с 1 по 7 присоединены к соответствующим с 1 по 7 входам инвертора 3. Выпрямитель может быть выполнен управляемым 10, управляющие входы которого с 4 по 6 присоединены к управляющим выходам с 1 по 3 блока управления выпрямителем 9, подключенного своими входами с 1 по 3 к управляющим выходам с 6 по 10 контроллера 4 соответственно. Использование датчика тока 8 обеспечивает возможность отключения инвертора 3 при аварийном превышении тока, обусловленном выходом из строя конденсаторов фильтра или пробоем шин звена постоянного тока 2, силовых модулей инвертора 3, что повышает надежность. Подключение информационных входов контроллера 4 с первого по третий к трем фазным силовым входам станции управления (А, В, С) обеспечивает защиту инвертора 3 при превышении сетевым напряжением допустимого порога, что повышает надежность. Подключение 4 и 5 информационных входов контроллера 4 к выходам фильтра звена постоянного тока (DC) обеспечивает возможность стабилизации напряжения на выходе инвертора 3 путем корректировки ШИМ, а также обеспечивает защиту силовых модулей при превышении напряжением DC допустимых норм, что повышает надежность и расширяет функциональные возможности. 1 з.п.ф-лы, 4 ил.
Наверх