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
Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией

 


Владельцы патента RU 2604473:

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 погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией содержит блок (1) задания динамического уровня жидкости, блок (2) задания частоты вращения, задатчик (3) интенсивности, пропорционально-интегральные регуляторы (4) и (5), частотные преобразователи (6) и (7), погружной электроцентробежный насос (8), кустовую насосную станцию (9), датчик (10) динамического уровня жидкости. Изобретение направлено на упрощение технической реализации системы управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией. 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 погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией (см. патент Российской Федерации №2501980, опубл. 20.12.2013, Бюл. №35), содержащая блок задания динамического уровня жидкости, блок задания частоты вращения, два апериодических фильтра, два пропорционально-интегральных регулятора, два частотных преобразователя, погружной электроцентробежный насос, кустовую насосную станцию и датчик динамического уровня жидкости.

Недостатком наиболее близкой системы управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией является сложность технической реализации.

Технический результат достигается тем, что система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией, содержащая блок задания динамического уровня жидкости, блок задания частоты вращения, первый и второй пропорционально-интегральные регуляторы, первый и второй частотные преобразователи, погружной электроцентробежный насос, кустовую насосную станцию и датчик динамического уровня жидкости, причем выход первого пропорционально-интегрального регулятора соединен с входом первого частотного преобразователя, выход которого подключен к погружному электроцентробежному насосу, 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, к выходу второго частотного преобразователя подключена кустовая насосная станция, снабжена задатчиком интенсивности, причем блок задания динамического уровня жидкости соединен с входом задатчика интенсивности, выход которого соединен с первым входом первого пропорционально-интегрального регулятора, а выход датчика динамического уровня жидкости соединен с вторым входом первого пропорционально-интегрального регулятора.

Существенные отличия находят свое выражение в новой совокупности связей между блоками устройства. Указанная совокупность связей позволяет упростить техническую реализацию системы управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией.

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

Выход пропорционально-интегрального регулятора 4 соединен с входом частотного преобразователя 6, выход которого подключен к погружному электроцентробежному насосу 8. Выход блока 2 задания частоты вращения соединен с первым входом пропорционально-интегрального регулятора 5, выход которого соединен с входом частотного преобразователя 7. Выход пропорционально-интегрального регулятора 4 соединен с вторым входом пропорционально-интегрального регулятора 5. К выходу частотного преобразователя 7 подключена кустовая насосная станция 9. Блок 1 задания динамического уровня жидкости соединен с входом задатчика 3 интенсивности, выход которого соединен с первым входом пропорционально-интегрального регулятора 4. Выход датчика 10 динамического уровня жидкости соединен с вторым входом пропорционально-интегрального регулятора 4.

Блок 1 задания динамического уровня жидкости, блок 2 задания частоты вращения, задатчик интенсивности 3, пропорционально-интегральные регуляторы 4 и 5 и частотные преобразователи 6 и 7 могут быть реализованы, например, на устройствах MICROMASTER 430 с помощью их внутренних функциональных возможностей. Для передачи информации с выхода пропорционально-интегрального регулятора 4 на вход пропорционально-интегрального регулятора 5 может быть применен, например, программируемый контроллер S7-200. В качестве погружного электроцентробежного насоса 8 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 9 может быть использована, например, станция типа ППД400-200. В качестве датчика 10 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 6 начинает формироваться сигнал в соответствии с сигналом, поступающим с выхода блока 1 задания динамического уровня жидкости через задатчик 3 интенсивности, и передаточной функцией пропорционально-интегрального регулятора 4. Частотный преобразователь 6 заставляет вращаться асинхронный электродвигатель погружного электроцентробежного насоса 8, в результате чего происходит отбор жидкости из затрубного пространства скважины, и динамический уровень начинает изменяться. Датчик 10 динамического уровня измеряет фактическую величину уровня жидкости в скважине и подает сигнал, пропорциональный этой величине, на вход обратной связи пропорционально-интегрального регулятора 4. Пропорционально-интегральный регулятор 4 вычисляет разность входного сигнала и сигнала обратной связи и в соответствии с параметрами своей передаточной функции опять же формирует сигнал управления частотному преобразователю 6. 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 5 сигнал, соответствующий требуемой частоте вращения асинхронного электродвигателя погружного насоса 8. Сигнал с выхода пропорционально-интегрального регулятора 4, характеризующий фактическую частоту вращения (за вычетом падения скорости под нагрузкой), подается на вход обратной связи пропорционально-интегрального регулятора 5. Пропорционально-интегральный регулятор 5 вычисляет разность сигнала с блока 2 задания и сигнала с выхода пропорционально-интегрального регулятора 4 и в соответствии с параметрами своей настройки формирует сигнал на входе частотного преобразователя 7, который регулирует скорость вращения асинхронного электродвигателя, входящего в состав кустовой насосной станции 9. Если частота вращения погружного электроцентробежного насоса 8 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=1 (коэффициенты передачи частотных преобразователей); kДУ=6,28 рад/Гц (коэффициент передачи асинхронных электродвигателей); kнас1=2,949·10-6 м3/рад (коэффициент передачи погружного насоса); kнас2=63694 Нс/м2рад (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); Нст=200 м (статический уровень жидкости в скважине). Задатчик интенсивности, например, формирует темп изменения заданного динамического уровня со скоростью 3,026 м/с, причем заданное значение динамического уровня, формируемого блоком 1 задания, равно 935 м. Параметры настройки пропорционально-интегральных регуляторов 4 и 5, например, выбраны следующим образом: kn1=0,164 (коэффициент передачи регулятора 4); Tu1=55729 с (постоянная времени регулятора 4); kn2=9,149 (коэффициент передачи регулятора 5); Tu1=10000 с (постоянная времени регулятора 5). 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 5 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). В то же время стабилизируется и дебит нефтяной скважины (фиг. 4) на уровне 6,53·10-4 м3/с (≈57 м3/сут), что соответствует заданной в блоке 1 частоте 35 Гц. В системе управления погружным электроцентробежным наосом и кустовой насосной станцией, взятой за прототип, достигается такой же результат, но более сложными средствами. Действительно, в предлагаемой системе отпадает необходимость в двух апериодических фильтрах, что позволяет применить более простые и менее дорогие частотные преобразователи, а задатчик интенсивности есть в любом современном частотном преобразователе. Кроме того, поскольку регуляторы 4 и 5 могут быть реализованы на внутренних технологических регуляторах частотных преобразователей, то возможно применение и более простого программируемого логического контроллера, который служит только для передачи информации из одного частотного преобразователя в другой.

Таким образом, предложенная система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией обладает более простой технической реализацией.

Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией, содержащая блок задания динамического уровня жидкости, блок задания частоты вращения, первый и второй пропорционально-интегральные регуляторы, первый и второй частотные преобразователи, погружной электроцентробежный насос, кустовую насосную станцию и датчик динамического уровня жидкости, причем выход первого пропорционально-интегрального регулятора соединен с входом первого частотного преобразователя, выход которого подключен к погружному электроцентробежному насосу, 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, к выходу второго частотного преобразователя подключена кустовая насосная станция, отличающаяся тем, что она снабжена задатчиком интенсивности, причем блок задания динамического уровня жидкости соединен с входом задатчика интенсивности, выход которого соединен с первым входом первого пропорционально-интегрального регулятора, а выход датчика динамического уровня жидкости соединен с вторым входом первого пропорционально-интегрального регулятора.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к насосам для перекачивания высоковязких текучих сред. Насос (1) для перекачивания высоковязких текучих сред содержит кожух (3), вход (7), выход (8) и закрытое рабочее колесо (5), с возможностью вращения скомпонованное в кожухе (3) между входом и выходом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к автоматизированным системам контроля работы установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Сущность: Система контроля включает автоматизированные рабочие места (АРМ), блок ручного ввода данных, базу данных оперативного контроля (БД ОР), базу данных нормативно-справочной информации (БД НСИ), блок визуализации и формирования отчетов, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит блок администрирования, блок форматирования данных, базу данных (БД) телеметрии, блок сбора данных телеметрии, модуль ведения объектов учета и нормативно-справочной информации (НСИ), блок ведения объектов учета, блок ведения НСИ, модуль исследования вязкости, блок исследований вязкости по пласту, блок исследований вязкости по скважине, модуль расчетов напорно-расходных характеристик (НРХ), блок расчета на основе данных телеметрии, блок анализа режима работы погружного насосного оборудования (ПНО), блок прогнозирования.

Изобретение относится к системам автоматизированного управления и контроля процессов перекачки жидкости и может быть использовано для динамической оценки энергоэффективности работы насосного оборудования на объектах водоснабжения, водоподготовки, опреснения и водоочистки.

Изобретение относится к области контроля, диагностики и оптимизации работы электрического погружного насоса (ЭПН). Способ включает сбор измеренных данных, характеризующих состояние ЭПН внутри скважины или состояние скважины, и дальнейшее сохранение измеренных данных; сопоставление модели узлового анализа скважины со скважиной путем сопоставления одного или более смоделированных значений с соответствующими измеренными данными; идентификацию одного или более вероятных состояний ЭПН на основании, по меньшей мере частично, данных, сформированных сопоставленной моделью узлового анализа; обновление сопоставленной модели узлового анализа для отражения выбранной корректировки одного или более вероятных идентифицированных состояний; формирование множества кривых производительности ЭПН с использованием обновленной сопоставленной модели узлового анализа и предоставление пользователю действия, рекомендуемого для достижения производительности ЭПН, согласующейся с рабочей точкой ЭПН, выбранной из одной из множества кривых производительности ЭПН.

Изобретение относится к системам подачи и дозирования рабочего тела с электроприводными насосами, в частности к системам топливоподачи и управления газотурбинных двигателей.

Группа изобретений относится к оценке характеристик работы насоса, а именно к системам и способам, использующим измерения датчиков для определения характеристик работы насоса в реакторе гидрокрекинга.

Изобретение относится к области насосостроения. Способ комплексной оценки энергетической эффективности (ЭЭ) технологической установки (ТУ) для перекачивания жидких сред при заданном технологическом режиме во время ее эксплуатации включает первоначальную регистрацию номинальных параметров каждой составной части ТУ, единовременное измерение мгновенных фактических значений электрических и технологических параметров ТУ, вычисление КПД и удельных затрат мощностей для каждой составной части ТУ, определение фактических и эталонных значений каждого параметра, характеризующего энергоэффективность ТУ.

Изобретение относится к насосостроению и может быть использовано для откачки из емкостей высоковязких сортов нефти и нефтепродуктов с абразивными включениями. Насосный агрегат с устройством подогрева перекачиваемой среды имеет съемный трубчатый нагревательный элемент, выполненный в виде трубчатого каркаса с входной и выходной трубками подвода нагревательной среды.

Изобретение относится к пропеллерным (осевым) насосам. Пропеллерный насос содержит основание с подшипниками, ступицу, горизонтальный вал, лопасти колеса, роторы, имеющие магнитный контакт со статорами, установленными на основании.

Изобретение относится к насосной технике, в частности к центробежным насосам. В центробежном насосе, содержащем корпус с патрубками, вал с ротором, имеющий лопатки, согласно изобретению лопатки выполнены в виде двух групп.

Группа изобретений относится к испытаниям газосепараторов, обеспечивающих работу погружных нефтяных насосов в условиях повышенного газосодержания. Способ испытаний газосепараторов включает нагнетание жидкости и газа в затрубное пространство модели обсадной колонны, формирование рабочей жидкости в виде газожидкостной смеси, разделение газожидкостной смеси с помощью испытуемого газосепаратора на дегазированную жидкость и свободный газ.

Изобретение относится к нефтедобыче. Погружная установка содержит погружной электродвигатель, связанную с ним вращающуюся трубу (3), установленную в неподвижной трубе (2).

Группа изобретений относится к электрическим погружным насосам, добывающим углеводороды из скважин. Насос содержит пакет из рабочих колес и диффузоров для повышения давления флюида.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при термическом способе добычи тяжелых высоковязких и битуминозных нефтей. Скважинная насосная установка содержит колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в нижней части и штанги, спущенные в наклонный участок ствола скважины, наземный привод для вращения колонны штанг, центробежный насос, спущенный в наклонный участок ствола скважины, колонну труб на приеме центробежного насоса.

Изобретение относится к конструкции осевой опоры вала погружного электродвигателя насосного агрегата для добычи жидкости из скважин. Осевая опора включает пяту, закрепленную на валу, и подпятник с верхним, центральным и нижним элементами, подшипниковое кольцо подпятника и подшипниковое кольцо пяты, образующие подшипник.

Изобретение относится к насосостроению, в частности к бессепарационным предвключенным устройствам для многоступенчатых погружных насосов. Устройство содержит корпус, вал с радиальной опорой, на котором закреплен диспергатор в виде пакета ступеней, состоящих из статоров-втулок и роторов-винтов, имеющих на поверхностях сопряжения выступы и впадины, и напорный блок, выполненный из пакета осевых ступеней, каждая из которых содержит помещенное в корпус рабочее колесо и направляющий аппарат с закрепленными на центральной втулке лопатками.

Изобретение относится к погружным электродвигателям, приводящим во вращение насосы для подъема жидкости из скважин, преимущественно к электродвигателям, работающим на повышенных частотах вращения.

Группа изобретений относится к электрическим скважинным насосным установкам. Установка содержит приводимый двигателем насос, имеющий ряд ступеней.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу теплоизоляции скважин, в том числе для скважин, осуществляющих совместно раздельную добычу промышленных пластовых вод и углеводородов многопластового месторождения.

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано при изготовлении погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти. Способ изготовления рабочего колеса и направляющего аппарата ступени погружного многоступенчатого центробежного насоса включает ввод алюминия под поверхность расплава при температуре 1410-1480°С.
Наверх