Система управления погружным электроцентробежным насосом



Система управления погружным электроцентробежным насосом
Система управления погружным электроцентробежным насосом
Система управления погружным электроцентробежным насосом
Система управления погружным электроцентробежным насосом
Система управления погружным электроцентробежным насосом
Система управления погружным электроцентробежным насосом

 


Владельцы патента RU 2605871:

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. Система управления погружным электроцентробежным насосом содержит блок (1) задания частоты, мультиплексор (2), частотный преобразователь (3), выход которого подключен к погружному электроцентробежному насосу (4), таймер (5). Первый и второй выходы блока (1) задания частоты соединены соответственно с первым и вторым входами мультиплексора (2). Третий вход мультиплексора (2) соединен с выходом таймера (5). Выход мультиплексора (2) соединен с входом частотного преобразователя (3). Предложенная система управления погружным электроцентробежным насосом обладает более простой технической реализацией. Изобретение направлено на упрощение технической реализации системы управления погружным электроцентробежным насосом . 4 ил.

 

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

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, первый и второй апериодические фильтры, датчик динамического уровня жидкости, пропорционально-интегральный регулятор, частотный преобразователь и погружной электроцентробежный насос.

Недостатком наиболее близкой системы управления погружным электроцентробежным насосом является сложность ее технической реализации.

Технический результат достигается тем, что в систему управления погружным электроцентробежным насосом, содержащую блок задания частоты, частотный преобразователь, погружной электроцентробежный насос, причем выход частотного преобразователя подключен к погружному электроцентробежному насосу, введены мультиплексор и таймер, причем первый и второй выходы блока задания частоты соединены соответственно с первым и вторым входами мультиплексора, третий вход которого соединен с выходом таймера, выход мультиплексора соединен с входом частотного преобразователя.

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

На фиг. 1 представлена функциональная схема системы управления погружным электроцентробежным насосом; на фиг. 2 изображен график изменения заданной частоты на входе частотного преобразователя; на фиг. 3 приведена расчетная схема системы управления погружным электроцентробежным насосом; на фиг. 4 представлен график изменения динамического уровня жидкости в скважине.

Система управления (фиг. 1) погружным электроцентробежным насосом содержит блок 1 задания частоты, мультиплексор 2, частотный преобразователь 3, погружной электроцентробежный насос 4, таймер 5.

Первый и второй выходы блока 1 задания частоты соединены соответственно с первым и вторым входами мультиплексора 2, выход которого соединен с входом частотного преобразователя 3. Выход частотного преобразователя 3 подключен к погружному электроцентробежному насосу 4. Третий вход мультиплексора 2 соединен с выходом таймера 5.

Блок 1 задания частоты, мультиплексор 2, частотный преобразователь 3 и таймер 5 могут быть реализованы, например, на преобразователе MICROMASTER 430 фирмы Siemens с помощью его внутренних функциональных возможностей и BICO-технологии программирования. В частности, например, с помощью параметров Р1000, Р1001, Р1002, Р1016 и Р1017 может быть реализован блок 1 задания частоты. С помощью параметров, например, Р1020 и Р1021, может быть выполнен мультиплексор 2, а с помощью параметров Р2800, Р2850 и Р2851 - таймер 5. Связи между блоками 1, 2, 5 и собственно частотным преобразователем 3 осуществляются, например, с помощью BICO-технологии программирования. В качестве погружного электроцентробежного насоса 7 может быть использована, 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.

Система управления погружным электроцентробежным насосом работает следующим образом. После включения системы управления блоки 1 задания частоты мультиплексор 2 и таймер 5 формируют сигнал на входе частотного преобразователя 3 в соответствии с графиком, приведенным на фиг. 2. Значение f1зтр определяется, например, по формуле

где ΔHдин.тр.=Hдин.тр.-Hст; Hдин.тр. и Hст - требуемый динамический и статический уровни жидкости в скважине (измеряемые от устья скважины); kскв, kсп, kду и kнас - коэффициенты передачи скважины, силового (частотного) преобразователя, электродвигателя и насоса соответственно; kпр - коэффициент продуктивности скважины (нефтяного пласта); ρ - плотность добываемой жидкости; g - ускорение свободного падения.

Величина f1зmax, например, выбирается либо номинальной, либо несколько большей исходя из возможностей установки электроцентробежного насоса. Время t1 определятся допустимой перегрузкой по току (пусковыми токами) и может находиться, например, в пределах 10÷30 с. Время t2 находится, например, из решения уравнения

где Ндин3 - желаемая величина динамического уровня жидкости в скважине в момент времени t2, например, меньше требуемого значения Ндин.тр на 1 метр; - постоянная времени скважины; Sз - площадь затрубного пространства; Δtз - время снижения задающего сигнала со значения f1зmax до f1зтр с заданным темпом, например, 1 Гц за 10 с. Время t3 определяется как сумма t3=t2+Δt3.

Частотный преобразователь 3 по сигналу задающего воздействия, сформированного в соответствии с графиком, приведенным на фиг. 2, заставляет вращаться асинхронный электродвигатель погружного электроцентробежного насоса 4, в результате чего происходит отбор жидкости из затрубного пространства скважины и динамический уровень начинает изменяться вплоть до требуемого значения.

Например, скважина 67 Кудиновского месторождения, оснащенная установкой электроцентробежного насоса УЭЦНМ5-80-1200, имеет следующие параметры: kсп=1; kду=6,28 рад/с·Гц; kнас=2,949·10-6 м3/рад; kпр=1,0275·10-10 м3/с·Па; ρ=900 кг/м3; g=9,81 м/с2; Sз=0,0083 м2; Ндин.тр=935 м; Hст=200 м. Для этой скважины рассчитаны и заданы следующие параметры графика изменения частоты: t1=20 с, t2=9620 с, t3=189,5 с, f1зmax=55 Гц, f1зтр=36,05 Гц.

Моделирование предлагаемой системы управления погружным электроцентробежным насосом в программной среде «MATLAB SIMULINK» (фиг. 3) и построение графика изменения динамического уровня жидкости в скважине (фиг. 4) показывают, что в конечном итоге динамический уровень жидкости в скважине придет к требуемому значению - 935 м.

Вариация в процессе длительной эксплуатации коэффициента продуктивности пласта или пластового давления приведет к изменению установившегося значения Ндин. Но если выбирать с соответствующим запасом величину Ндин.тр и, соответственно, f1зтр, то предлагаемая система управления погружным электроцентробежным насосом обеспечит вывод скважины на стационарный режим работы и позволит длительно и бесперебойно ее эксплуатировать.

Таким образом, предложенная система управления погружным электроцентробежным насосом позволяет значительно упростить техническую реализацию.

Система управления погружным электроцентробежным насосом, содержащая блок задания частоты, частотный преобразователь, погружной электроцентробежный насос, причем выход частотного преобразователя подключен к погружному электроцентробежному насосу, отличающаяся тем, что в нее введены мультиплексор и таймер, причем первый и второй выходы блока задания частоты соединены соответственно с первым и вторым входами мультиплексора, третий вход которого соединен с выходом таймера, выход мультиплексора соединен с входом частотного преобразователя.



 

Похожие патенты:

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.

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 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.

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.
Наверх