RU2165037C2 - Способ эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2165037C2 RU2165037C2 RU98121760A RU98121760A RU2165037C2 RU 2165037 C2 RU2165037 C2 RU 2165037C2 RU 98121760 A RU98121760 A RU 98121760A RU 98121760 A RU98121760 A RU 98121760A RU 2165037 C2 RU2165037 C2 RU 2165037C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- input
- output
- well
- frequency
- adder
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к области добычи жидкости и может быть использована для повышения эффективности вывода скважины на установившийся режим, а также для поддержания этого режима при изменении параметров пласта. Способ управления добычей жидкости основан на частотном регулировании скорости асинхронного двигателя погружного центробежного насоса по отклонению текущего значения динамического уровня от заданного. Текущее значение динамического уровня определяется в результате последовательности действий с сигналами о расходе на выкиде скважины и о частоте напряжения силового преобразователя. Устройство для осуществления способа реализуется посредством введения новых связей между блоками, входящими в устройство. Использование изобретений позволяет повысить надежность, упростить конструкцию устройства, обеспечить автоматический вывод скважины на установившийся режим и возможность последующего управления процессом добычи жидкости при изменении отдачи пласта и требуемой производительности скважины. 2 с.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Группа изобретений относится к области добычи жидкости и может быть использована для повышения эффективности вывода скважины на установившийся режим, а также для поддержания этого режима при изменении параметров пласта.
Известен способ эксплуатации скважины, предусматривающий оптимизацию ее работы путем дросселирования добываемой жидкости на устье (см. Муравьев И.М. , Мищенко И. Т. Эксплуатация погружных центробежных насосов в вязких и газожидкостных смесях. М. : Недра, 1969, С.213-219, авт. свид. РФ N 2042795, кл. 6 E 21 В 43/00) [1,2]. При этом поддерживается оптимальное значение буферного давления, обеспечивающего максимальную производительность насоса. Диаметр дросселя (штуцера) подбирают в процессе отработки скважины на нескольких режимах с заменой штуцеров и замером расходов. К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, относят то, что известный способ не позволяет оперативно корректировать работу насоса при вариации параметров пласта, кроме того, он характеризуется длительным и трудоемким подбором штуцера, большими потерями напора на штуцере, а следовательно, и потерями мощности.
Наиболее близким способом того же назначения к заявленному способу в группе изобретений по совокупности признаков является способ эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом, который предусматривает согласованное изменение частоты и амплитуды напряжения, питающего приводной двигатель погружного центробежного насоса путем применения частотно-регулируемого привода (см. Техническое руководство к интегрированной системе управления "Электроспид" фирмы Сентрилифт, Centrilift, 1991) [3]. Изменение частоты вращения осуществляется в функции давления на приеме насоса. Этот способ принят за прототип. К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, относят то, что в известном способе требуется измерять давление на приеме насоса, что возможно лишь с применением дорогостоящего глубинного датчика давления.
Известно устройство для эксплуатации скважины, включающее в себя погружной центробежный насос, повышающий силовой трансформатор, штуцер и датчик расхода скважины (см. Муравьев И.М., Мищенко И.Т. Эксплуатация погружных центробежных насосов в вязких и газожидкостных смесях. М.: Недра, 1969, с. 213-219) [1].
К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного устройства, относят то, что использование штуцера не позволяет оперативно скорректировать работу насоса при изменении параметров нефтедобычи и, кроме того, приводит к потерям мощности.
Наиболее близким устройством того же назначения к заявленному устройству в группе изобретений по совокупности признаков является устройство для осуществления способа эксплуатации скважины, включающее в себя погружной центробежный насос, повышающий силовой трансформатор, управляемый силовой преобразователь частоты и глубинный датчик давления (см. Техническое руководство к интегрированной системе управления "Электроспид" фирмы Сентрилифт, Centrilift, 1991) [3].
К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного устройства, относят то, что для измерения давления на приеме насоса используется дорогостоящий датчик давления. Он обладает низкой надежностью и требует использования дополнительных фильтров для выделения информационного сигнала, передаваемого по кабелю питания электродвигателя.
Сущность изобретения заключается в следующем. Вывод скважины на установившийся режим осуществляется в условиях ограничений, накладываемых величиной динамического уровня и продуктивностью пласта. Поэтому при действии этих ограничений процесс вывода скважины на установившийся режим должен сопровождаться регулированием производительности насоса (т.е. расхода скважины).
Технический результат - повышение надежности и упрощение конструкции устройства, обеспечивающего автоматический вывод скважины на установившийся режим, а также возможность последующего управления процессом нефтедобычи при изменении нефтеотдачи пласта и требуемой производительности скважины.
Указанный единый технический результат при осуществлении группы изобретений по объекту - способу достигается тем, что в способе эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом, предусматривающем предварительное определение технических параметров скважины, насосного агрегата и силового преобразователя частоты, а именно величины статического уровня Hст жидкости в скважине, радиуса rт колонны насосно-компрессорных труб, радиуса R1 и угла входа β1 на входе колеса насоса, радиуса R2, угла выхода β2 и ширины b2 колеса насоса на выходе, числа лопастей z рабочего колеса, числа n рабочих колес, коэффициента полезного действия насоса η, скольжения s асинхронного двигателя, закона согласованного изменения частоты и амплитуды напряжения силового преобразователя, питающего приводной двигатель погружного центробежного насоса, и включающем изменение частоты и амплитуды напряжения силового преобразователя, особенность заключается в том, что задаются желаемым значением динамического уровня Hдин.ж, измеряют расход скважины на выкиде и частоту выходного напряжения силового преобразователя, умножают частоту напряжения силового преобразователя на коэффициент пропорциональности
полученный результат суммируют с произведением текущего значения расхода скважины, умноженного на коэффициент пропорциональности
, результат сложения умножают на коэффициент пропорциональности K3 = -π·r и получают первый сомножитель, определяют первую производную расхода скважины по времени и получают второй сомножитель, умножают его на первый сомножитель и получают первое произведение, умножают частоту напряжения силового преобразователя на первую производную выходного сигнала сумматора по времени и на коэффициент пропорциональности K4 = π·r ·K1, вычитают полученный результат из первого произведения и получают выходной сигнал сумматора, умножают его на коэффициент пропорциональности 
, интегрируют, складывают полученное значение с величиной статического уровня Hст и получают текущее значение динамического уровня Hдин в скважине, сравнивают его с желаемым значением динамического уровня Hдин.ж, определяют величину и знак этого отклонения и преобразуют его в необходимые значения частоты и амплитуды напряжения силового преобразователя.
полученный результат суммируют с произведением текущего значения расхода скважины, умноженного на коэффициент пропорциональности
При выводе скважины на установившийся режим необходимо, чтобы динамический уровень в скважине не опускался ниже предельно допустимого по технологическим требованиям эксплуатации скважины. Выполнение этого условия возможно лишь при регулировании расхода скважины в рамках ограничений, которые накладываются продуктивностью пласта. Известно, что применение частотного управления скоростью приводного двигателя погружного насоса позволяет в широких пределах регулировать как напор, так и расход насоса. Если предварительно определить технические параметры скважины, насосного агрегата и силового преобразователя частоты, а именно величину статического уровня Hст жидкости в скважине, радиус rт колонны насосно-компрессорных труб, радиус R1 и угол входа β1 на входе колеса насоса, радиус R2, угол выхода β2 и ширину b2 колеса насоса на выходе, число лопастей z рабочего колеса, число n рабочих колес, коэффициент полезного действия насоса η, скольжение s асинхронного двигателя, закон согласованного изменения частоты и амплитуды напряжения силового преобразователя, питающего приводной двигатель погружного центробежного насоса, то можно найти величины конструктивных параметров,
K4 = π·r ·K1 и
Умножение измеренной частоты напряжения силового преобразователя на коэффициент K1 позволяет определить первое слагаемое первой суммы. В результате измерения расхода скважины и умножения полученного значения на коэффициент К2 можно получить второе слагаемое первой суммы. Умножая первую сумму на коэффициент К3, можно найти первый сомножитель первого произведения. Дифференцирование расхода скважины позволяет определить его первую производную по времени, которая является вторым сомножителем первого произведения. Измерение значения частоты силового преобразователя позволяет определить первый сомножитель второго произведения. Второй сомножитель второго произведения определяется путем дифференцирования второй суммы по времени. Таким образом можно найти второе произведение. Умножение второго произведения на коэффициент К4 и сложение полученного значения с первым произведением позволяет найти вторую сумму. Умножение полученного значения на коэффициент К5 и его дальнейшее интегрирование дает отклонение динамического уровня. Если сложить это отклонение с величиной статического уровня, то можно найти текущее значение динамического уровня в скважине Hдин.. Сравнение желаемого динамического уровня в скважине Hдин.ж с его текущим значением позволяет определить отклонение этих уровней ΔHдин. Полученное отклонение преобразуется регулятором в необходимые значения частоты и амплитуды напряжения, в соответствии с которыми вал насосного агрегата будет иметь определенную скорость вращения. Это позволяет обеспечить такую производительность насоса, при которой динамический уровень в скважине оставался бы постоянным.
K4 = π·r
Умножение измеренной частоты напряжения силового преобразователя на коэффициент K1 позволяет определить первое слагаемое первой суммы. В результате измерения расхода скважины и умножения полученного значения на коэффициент К2 можно получить второе слагаемое первой суммы. Умножая первую сумму на коэффициент К3, можно найти первый сомножитель первого произведения. Дифференцирование расхода скважины позволяет определить его первую производную по времени, которая является вторым сомножителем первого произведения. Измерение значения частоты силового преобразователя позволяет определить первый сомножитель второго произведения. Второй сомножитель второго произведения определяется путем дифференцирования второй суммы по времени. Таким образом можно найти второе произведение. Умножение второго произведения на коэффициент К4 и сложение полученного значения с первым произведением позволяет найти вторую сумму. Умножение полученного значения на коэффициент К5 и его дальнейшее интегрирование дает отклонение динамического уровня. Если сложить это отклонение с величиной статического уровня, то можно найти текущее значение динамического уровня в скважине Hдин.. Сравнение желаемого динамического уровня в скважине Hдин.ж с его текущим значением позволяет определить отклонение этих уровней ΔHдин. Полученное отклонение преобразуется регулятором в необходимые значения частоты и амплитуды напряжения, в соответствии с которыми вал насосного агрегата будет иметь определенную скорость вращения. Это позволяет обеспечить такую производительность насоса, при которой динамический уровень в скважине оставался бы постоянным.
Следовательно, если изменять скорость вращения вала насоса в соответствии с величиной динамического уровня, то можно добиться надежного вывода скважины на установившийся режим при определенном расходе скважины. Автоматическое управление работой насоса позволяет поддерживать требуемый режим эксплуатации скважины при действии возмущений со стороны пласта.
Указанный единый технический результат при осуществлении группы изобретений по объекту - устройству достигается тем, что в известном устройстве, включающем в себя погружной центробежный насос, управляемый силовой преобразователь частоты, выход которого соединен с первичной обмоткой повышающего силового трансформатора, вторичная обмотка которого посредством кабеля соединена со статором асинхронного короткозамкнутого двигателя погружного насоса, особенность заключается в том, что в устройство дополнительно введены датчик расхода скважины, блок измерения частоты напряжения силового преобразователя, блок задания статического уровня в скважине, задатчик желаемого значения динамического уровня в скважине, регулятор, два устройства сопряжения, устройство сравнения, три сумматора, два множительных звена, интегратор, два дифференцирующих звена и пять пропорциональных звеньев, причем выход задатчика желаемого значения динамического уровня скважины соединен с прямым входом первого устройства сравнения, выход которого соединен со входом регулятора, выход которого посредством первого устройства сопряжения соединен со входом управляемого силового преобразователя частоты, датчик расхода скважины посредством второго устройства сопряжения соединен со входом первого дифференцирующего звена и со входом второго пропорционального звена, выход которого соединен с первым входом первого сумматора, выход блока измерения частоты напряжения силового преобразователя соединен с первым входом второго множительного звена и со входом первого пропорционального звена, выход которого соединен со вторым входом первого сумматора, выход сумматора соединен со входом третьего пропорционального звена, выход которого соединен с первым входом первого множительного звена, выход которого соединен с прямым входом второго сумматора, выход которого соединен со входом пятого пропорционального звена и входом второго дифференцирующего звена, выход которого соединен со вторым входом второго множительного звена, выход которого соединен со входом четвертого пропорционального звена, выход которого соединен с инверсным входом второго сумматора, выход пятого пропорционального звена соединен со входом интегратора, выход которого соединен с первым входом третьего сумматора, второй вход которого соединен с блоком задания статического уровня в скважине, выход третьего сумматора соединен с инверсным входом первого устройства сравнения.
На фиг. 1 изображена система автоматического управления погружным насосом. Она включает в себя задатчик динамического уровня скважины 1, первое устройство сравнения 2, регулятор 3, первое устройство сопряжения 4, управляемый силовой преобразователь частоты 5, силовой трансформатор 6, насосный агрегат и НКТ 7, датчик расхода скважины 8, второе устройство сопряжения 9, блок измерения частоты напряжения 10, первое пропорциональное звено 11, первый сумматор 12, второе пропорциональное звено 13, третье пропорциональное звено 14, первое множительное звено 15, первое дифференцирующее звено 16, устройство сравнения 17, второе дифференцирующее звено 18, второе множительное звено 19, четвертое пропорциональное звено 20, пятое пропорциональное звено 21, интегратор 22, второй сумматор 23, блок задания статического уровня в скважине 24.
На фиг. 2 изображена скважина с погружным центробежным насосом. Она включает в себя обсадную колонну 1, насосный агрегат 2, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, силовой кабель 4, станция управления с силовым трансформатором 5.
Заявленное устройство позволяет автоматически вывести скважину на установившийся режим с заданным динамическим уровнем и поддерживать его при изменении нефтеотдачи пласта. Выполнение этих функций осуществляется путем регулирования скорости вращения двигателя, а следовательно, и производительности насоса в соответствии с отклонением текущего динамического уровня от его желаемого значения.
Выходной сигнал датчика 8 (фиг. 1) расхода скважины преобразуется в устройстве сопряжения 9 в цифровой код, который поступает на вход дифференцирующего звена 16 и на вход пропорционального звена 13, с выхода которого сигнал приходит на второй вход сумматора 12. Выходной сигнал блока измерения 10 частоты напряжения силового преобразователя поступает в виде цифрового кода на вход пропорционального звена 11 и множительного звена 19. С выхода пропорционального звена 11 сигнал приходит на первый вход сумматора 12. Выходной сигнал сумматора 12 поступает на вход пропорционального звена 14, с выхода которого сигнал приходит на первый вход множительного звена 15. На второй вход множительного звена 15 приходит сигнал с выхода дифференцирующего звена 16. В результате получается сигнал на прямом входе устройства сравнения 17. Выходной сигнал устройства сравнения 17 поступает на вход дифференцирующего звена 18, выходной сигнал которого поступает на второй вход множительного звена 19. С выхода множительного звена 19 сигнал приходит на вход пропорционального звена 20, выходной сигнал которого поступает на инверсный вход сумматора 17. В результате на выходе сумматора 17 формируется разностный сигнал, поступающий на вход пропорционального звена 21, выходной сигнал которого интегрируется в интеграторе 22. Выходной сигнал интегратора 22 поступает на вход сумматора 23, где он складывается с сигналом блока задания 24 статического уровня, в результате чего на выходе сумматора 23 формируется сигнал текущего динамического уровня в скважине. Этот сигнал поступает на инверсный вход устройства сравнения 2, где он сравнивается с сигналом, формируемым задатчиком 1 желаемого динамического уровня. Выходной сигнал устройства сравнения 2 поступает на вход регулятора 3, с выхода которого сигнал приходит на вход устройства сопряжения 4, где цифровой код преобразуется в аналоговый сигнал, поступающий на вход силового преобразователя частоты 5. В результате на выходе силового преобразователя частоты 5 формируется напряжение определенной амплитуды и частоты, которое поступает на первичную обмотку трансформатора 6. Напряжение со вторичной обмотки трансформатора 6 приходит на статор асинхронного электродвигателя. В результате вал насосного агрегата 7 начинает вращаться с определенной скоростью, которая в конечном итоге обеспечит равенство расхода насоса и притока пласта. Это будет означать, что скважина вышла на установившийся режим с заданным динамическим уровнем.
Заявленная группа изобретений соответствует требованиям единства изобретения, поскольку группа разнообъектных изобретений образует единый изобретательский замысел, причем одно из заявленных объектов группы - устройство для эксплуатации насосных скважин предназначено для осуществления другого заявленного объекта группы - способа эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом, при этом оба объекта группы изобретений направлены на решение одной и той же задачи с получением единого технического результата.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления каждого объекта заявленной группы изобретений с получением указанного технического результата:
По объекту - способу эксплуатации насосных скважин. Перекачивание жидкости погружным центробежным насосом представляет собой сложный динамический процесс, включающий в себя электромагнитные явления в двигателе, гидромеханические процессы в насосе и гидродинамические явления в скважине и пласте. Поэтому при рассмотрении его математического описания введем следующие допущения: насос перекачивает несжимаемую невязкую жидкость; приток пласта изменяется в соответствии с линейным законом фильтрации; динамические процессы в асинхронном электродвигателе протекают гораздо быстрее переходных процессов в скважине, поэтому принимаем допущение, что связь частоты ω0 напряжения статора асинхронного двигателя и скорости ω вращения его вала для двухполюсной машины может быть представлена выражением
ω = (1-s)·ω0,
где s - скольжение асинхронного двигателя.
По объекту - способу эксплуатации насосных скважин. Перекачивание жидкости погружным центробежным насосом представляет собой сложный динамический процесс, включающий в себя электромагнитные явления в двигателе, гидромеханические процессы в насосе и гидродинамические явления в скважине и пласте. Поэтому при рассмотрении его математического описания введем следующие допущения: насос перекачивает несжимаемую невязкую жидкость; приток пласта изменяется в соответствии с линейным законом фильтрации; динамические процессы в асинхронном электродвигателе протекают гораздо быстрее переходных процессов в скважине, поэтому принимаем допущение, что связь частоты ω0 напряжения статора асинхронного двигателя и скорости ω вращения его вала для двухполюсной машины может быть представлена выражением
ω = (1-s)·ω0,
где s - скольжение асинхронного двигателя.
Определим выражение, которое описывает изменение напора Hн насоса в динамике. В общем виде теоретический напор насоса [4]
Hн = Hуст + Hнеуст + Hпотерь,
где Hуст - напор насоса на установившемся режиме [5],
здесь u1, u2 - окружная скорость потока жидкости соответственно на входе и выходе рабочего колеса, c1, c2 - абсолютная скорость потока жидкости соответственно на входе и выходе рабочего колеса, α1,α2 - углы входа и выхода потока в колесо и из него. При рассмотрении центробежного насоса, как правило, допускают, что жидкость входит в рабочее колесо под углом 90o [5], тогда
где Q2 - расход насоса; g - ускорение свободного падения; R2 - радиус выхода рабочего колеса; R1 - радиус входа рабочего колеса; b2 - ширина межлопастного канала на выходе; β1,β2 - углы входа и выхода лопастей; Kz - коэффициент учета конечного числа лопастей;
z - число лопастей рабочего колеса;
Hнеуст - напор насоса на неустановившемся режиме,
где Sc - площадь межлопастных каналов на выходе рабочего колеса;
Hпотерь - гидравлические потери напора, определяются гидравлическим КПД насоса η.
Hн = Hуст + Hнеуст + Hпотерь,
где Hуст - напор насоса на установившемся режиме [5],
здесь u1, u2 - окружная скорость потока жидкости соответственно на входе и выходе рабочего колеса, c1, c2 - абсолютная скорость потока жидкости соответственно на входе и выходе рабочего колеса, α1,α2 - углы входа и выхода потока в колесо и из него. При рассмотрении центробежного насоса, как правило, допускают, что жидкость входит в рабочее колесо под углом 90o [5], тогда
где Q2 - расход насоса; g - ускорение свободного падения; R2 - радиус выхода рабочего колеса; R1 - радиус входа рабочего колеса; b2 - ширина межлопастного канала на выходе; β1,β2 - углы входа и выхода лопастей; Kz - коэффициент учета конечного числа лопастей;
z - число лопастей рабочего колеса;
Hнеуст - напор насоса на неустановившемся режиме,
где Sc - площадь межлопастных каналов на выходе рабочего колеса;
Hпотерь - гидравлические потери напора, определяются гидравлическим КПД насоса η.
Используя выражения (1) и (2) и учитывая многоступенчатость насоса, которая определяется числом n его рабочих колес, запишем уравнение действительного напора
В работе [4] показано, что динамические составляющие напора насоса незначительны, следовательно, ими можно пренебречь. Тогда выражение (3) принимает более простой вид
Динамический уровень жидкости в скважине
Hдин= Hст+ΔHдин, (5)
где Hст - статический уровень жидкости в скважине,
ΔHдин - отклонение динамического уровня.
В работе [4] показано, что динамические составляющие напора насоса незначительны, следовательно, ими можно пренебречь. Тогда выражение (3) принимает более простой вид
Динамический уровень жидкости в скважине
Hдин= Hст+ΔHдин, (5)
где Hст - статический уровень жидкости в скважине,
ΔHдин - отклонение динамического уровня.
Известно, что процесс изменения уровня жидкости в скважине и колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) может быть описан уравнением
где S - площадь сечения колонны НКТ,
Q4 - динамический расход колонны НКТ.
где S - площадь сечения колонны НКТ,
Q4 - динамический расход колонны НКТ.
Обозначим
где rт - радиус колонны НКТ.
где rт - радиус колонны НКТ.
Известно, что уравнение нагрузки центробежного насоса, работающего в скважине, имеет вид [6]:
Hн = Hдин + Hб + Hтр + Hин,
где Hб - напор на буфере скважины, Hтр - потери напора на трение жидкости, Hин - динамическая составляющая напора, связанная с инерционностью жидкости.
Hн = Hдин + Hб + Hтр + Hин,
где Hб - напор на буфере скважины, Hтр - потери напора на трение жидкости, Hин - динамическая составляющая напора, связанная с инерционностью жидкости.
Как показывают исследования, потерями напора Hтр и динамической составляющей Hин можно пренебречь, поэтому
Hн = Hдин + Hб (7)
Известно, скорость υ движения жидкости по трубопроводу и напор H этой жидкости связаны соотношением [7]
Учитывая, что
, где Q5 - расход на выкиде скважины, напор на буфере скважины
Hб = K3' · Q5 2 (8)
С учетом выражений (6) - (8) и принятых допущений
Принимая во внимание, что в динамическом режиме расход насоса Q2 = Q4 + Q5, математическое описание центробежного насоса и колонны НКТ можно представить системой уравнений
После несложных преобразований сведем эту систему к одному уравнению
дифференцируя которое по времени и считая, что ω0 = const, получим дифференциальное уравнение динамического расхода НКТ
где K1 =K2', K2 = 2·S·K3', К3 = S, K4 = S·K2'.
Hн = Hдин + Hб (7)
Известно, скорость υ движения жидкости по трубопроводу и напор H этой жидкости связаны соотношением [7]
Учитывая, что
Hб = K3' · Q5 2 (8)
С учетом выражений (6) - (8) и принятых допущений
Принимая во внимание, что в динамическом режиме расход насоса Q2 = Q4 + Q5, математическое описание центробежного насоса и колонны НКТ можно представить системой уравнений
После несложных преобразований сведем эту систему к одному уравнению
дифференцируя которое по времени и считая, что ω0 = const, получим дифференциальное уравнение динамического расхода НКТ
где K1 =K2', K2 = 2·S·K3', К3 = S, K4 = S·K2'.
Подставляя величину Q4 в уравнения (5) и (6), определим текущее значение и величину отклонения динамического уровня.
Сравнение желаемого значения динамического уровня с его текущим значением позволяет определить новую величину частоты напряжения, питающего асинхронный двигатель, что приведет к уменьшению напора Нн и, соответственно, расхода насоса Q2. В результате расход Q2 станет равен притоку пласта, что будет означать стабилизацию динамического уровня. При последующих изменениях величины динамического уровня, что будет означать нарушение равенства расхода Q2 и притока пласта, вступает в действие вышеописанная последовательность действий по управлению погружным центробежным насосом.
По объекту - устройству для осуществления способа эксплуатации насосной скважины. Установка погружного центробежного электронасоса 7 (фиг. 1), например, УЭЦНМ5-80-1200 представляет собой совокупность асинхронного короткозамкнутого двигателя, например, ПЭДУ45-103В5 и центробежного насоса, например, ЭЦН5-80-1200. В качестве повышающего силового трансформатора 6 может быть использован трансформатор ТМПН-100/3-73У1(УХЛ1). Управляемый силовой преобразователь частоты, например, ACS-100 фирмы ABB представляет собой устройство, обеспечивающее согласованное изменение частоты и амплитуды напряжения. Устройство сопряжения 4 представляет собой стандартный цифроаналоговый преобразователь, например модуль ввода-вывода программируемого контроллера С-60, устройство сопряжения 9 является стандартным аналого-цифровым преобразователем, например модуль ввода-вывода программируемого контроллера С-60. В качестве датчика дебита скважины может быть использовано стандартное устройство для измерения дебитов скважин, например, "Спутник" А-16-14-400. Регулятором 3 может служить, например, пропорционально-интегральный регулятор. Блоки 1-3, 10-26 выполнены, например, программно, например, на базе программируемого контроллера С-60.
Выход задатчика 1 (фиг. 1) соединен с прямым входом устройства сравнения 2, выход которого соединен с регулятором 3, выход регулятора 3 соединен со входом устройства сопряжения 4, выход которого соединен со входом силового преобразователя частоты 5, выход которого соединен с первичной обмоткой трансформатора 6, вторичная обмотка которого соединена со статором двигателя насосного агрегата 7, выход которого посредством колонны насосно-компрессорных труб соединен со входом датчика расхода скважины 8, выход которого соединен со входом устройства сопряжения 9, выход регулятора 3 соединен со входом блока измерения частоты 10, выход которого соединен со входом пропорционального звена 11, выход которого соединен с первым входом сумматора 12, выход устройства сопряжения 9 соединен со входом пропорционального звена 13, выход которого соединен со вторым входом сумматора 12, выход которого соединен со входом пропорционального звена 14, выход которого соединен с первым входом множительного звена 15, выход устройства сопряжения 9 соединен со входом пропорционального звена 16, выход которого соединен со вторым входом множительного звена 15, выход которого соединен с прямым входом сумматора 17, выход которого соединен со входом дифференцирующего звена 18, выход которого соединен со вторым входом множительного звена 19, выход которого соединен со входом пропорционального звена 20, выход блока измерения частоты 10 соединен со вторым входом множительного звена 19, выход пропорционального звена 20 соединен с инверсным входом сумматора 17, выход которого соединен со входом пропорционального звена 21, выход которого соединен со входом интегратора 22, выход которого соединен с первым входом сумматора 23, выход задатчика статического уровня 24 соединен со вторым входом сумматора 23, выход которого соединен с инверсным входом устройства сравнения 2.
Устройство работает следующим образом. Задатчик желаемого динамического уровня 1 формирует цифровой сигнал задания, который подается на прямой вход устройства сравнения 2, и сравнивается с сигналом, эквивалентным текущему динамическому уровню. Полученный разностный сигнал подается на вход регулятора 3, который посредством цифроаналогового преобразователя 4 преобразует его во входной сигнал силового преобразователя частоты 5, в соответствии с которым на выходе силового преобразователя 5 формируется напряжение частоты f1 и амплитуды U1, которое преобразуется трансформатором 6 в напряжение более высокого уровня U2 и посредством силового кабеля подается на статор асинхронного двигателя насосного агрегата 7. В результате вал насоса приходит во вращение и на устье скважины появляется определенный расход, который измеряется датчиком расхода 8. Выходной сигнал датчика 8 посредством аналого-цифрового преобразователя 9 подается на вход дифференцирующего звена 16 и вход пропорционального звена 13. Выходной сигнал регулятора 3 подается на вход блока измерения частоты, с выхода которого сигнал приходит на вход множительного звена 19 и вход пропорционального звена 11, выходной сигнал которого подается на первый вход сумматора 12. С выхода пропорционального звена 13 приходит сигнал на второй вход сумматора 12, выходной сигнал которого поступает на вход пропорционального звена 14. Его сигнал приходит на первый вход множительного звена 15, на второй вход которого поступает сигнал с выхода дифференцирующего звена 16. Выходной сигнал множительного звена 15 поступает на прямой вход сумматора 17, с выхода которого сигнал, эквивалентный динамическому расходу НКТ, приходит на вход пропорционального звена 21 и на вход дифференцирующего звена 18. Этот сигнал в начальный момент времени равен нулю, выходной сигнал которого приходит на второй вход множительного звена 19. Выходной сигнал звена 19 передается на вход пропорционального звена 20, выходной сигнал которого поступает на инверсный вход сумматора 17.Выходной сигнал пропорционального звена 21 интегрируется в интеграторе 22, после чего поступает на второй вход сумматора 23, где суммируется с выходным сигналом блока задания 24, и затем поступает на инверсный вход устройства сравнения 2. В результате на выходе устройства сравнения появляется новый разностный сигнал, который приводит к изменению выходного сигнала регулятора, что в свою очередь ведет к изменению скорости вращения асинхронного двигателя, а следовательно, и расхода насоса. Это приводит к тому, что величина расхода насоса приближается к значению притока пласта, и в момент их равенства наступает стабилизация динамического уровня.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Муравьев И.М. Мищенко И.Т. Эксплуатация погружных центробежных насосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях. М.: Недра, 1969, с.325.
1. Муравьев И.М. Мищенко И.Т. Эксплуатация погружных центробежных насосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях. М.: Недра, 1969, с.325.
2. Авт. свид. РФ N 2042795, кл. E 21 В 43/00, 1995.
3. Техническое руководство к интегрированной системе управления "Электроспид" фирмы Сентрилифт. Centrilift, 1991, с.82.
4. Высокооборотные лопаточные насосы. Под ред. Овсянникова Б.В. М.: Машиностроение, 1975, с. 336.
5. Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. М.: Энергоатомиздат, 1984, С.415.
6. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968, с.272.
7. Штеренлихт Д.В. Гидравлика: Учеб. Для вузов.- В 2-х кн.: Кн. 1.-М.: Энергоатомиздат, 1991, с.351.
Claims (2)
1. Способ эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом, предусматривающий предварительное определение технических параметров скважины, насосного агрегата и силового преобразователя частоты, а именно величины статического уровня Hст жидкости в скважине, радиуса rт колонны насосно-компрессорных труб, радиуса R1 и угла входа β1 на входе колеса насоса, радиуса R2, угла выхода β2 и ширины b2 колеса насоса на выходе, числа лопастей Z рабочего колеса, числа n рабочих колес, коэффициента полезного действия насоса η, скольжения S асинхронного двигателя, закона согласованного изменения частоты и амплитуды напряжения силового преобразователя, питающего приводной двигатель погружного центробежного насоса, и включающий изменение частоты и амплитуды напряжения силового преобразователя, отличающийся тем, что задаются желаемым значением динамического уровня Hдин.ж, измеряют расход на выкиде скважины и частоту выходного напряжения силового преобразователя, умножают частоту напряжения силового преобразователя на коэффициент пропорциональности
полученный результат суммируют с произведением текущего значения расхода скважины, умноженного на коэффициент пропорциональности
, результат сложения умножают на коэффициент пропорциональности K3 = -π·r , и получают первый сомножитель, определяют первую производную расхода скважины по времени и получают второй сомножитель, умножают его на первый сомножитель и получают первое произведение, умножают частоту напряжения силового преобразователя на первую производную выходного сигнала сумматора по времени и на коэффициент пропорциональности K4 = π·r ·K1, вычитают полученный результат из первого произведения и получают выходной сигнал устройства сравнения, умножают его на коэффициент пропорциональности 
и интегрируют, складывают полученное значение с величиной статического уровня Hст и получают текущее значение динамического уровня Hдин в скважине, сравнивают его с желаемым значением динамического уровня Hдин.ж, определяют величину и знак этого отклонения и преобразуют его в необходимые значения частоты и амплитуды напряжения силового преобразователя.
полученный результат суммируют с произведением текущего значения расхода скважины, умноженного на коэффициент пропорциональности
2. Устройство для осуществления способа по п.1, включающее в себя погружной центробежный насос, управляемый силовой преобразователь частоты, выход которого соединен с первичной обмоткой повышающего силового трансформатора, вторичная обмотка которого посредством кабеля соединена со статором асинхронного короткозамкнутого двигателя погружного насоса, отличающееся тем, что в устройство дополнительно введены датчик расхода скважины, блок измерения частоты напряжения силового преобразователя, блок задания статического уровня в скважине, задатчик желаемого значения динамического уровня в скважине, регулятор, два устройства сопряжения, устройство сравнения, три сумматора, два множительных звена, интегратор, два дифференцирующих звена и пять пропорциональных звеньев, причем выход задатчика желаемого значения динамического уровня скважины соединен с прямым входом первого устройства сравнения, выход которого соединен со входом регулятора, выход которого соединен со входом блока измерения частоты и входом первого устройства сопряжения, выход которого соединен со входом управляемого силового преобразователя частоты, датчик расхода скважины посредством второго устройства сопряжения соединен со входом первого дифференцирующего звена и со входом второго пропорционального звена, выход которого соединен с первым входом первого сумматора, выход блока измерения частоты напряжения силового преобразователя соединен с первым входом второго множительного звена и со входом первого пропорционального звена, выход которого соединен со вторым входом первого сумматора, выход сумматора соединен со входом третьего пропорционального звена, выход которого соединен с первым входом первого множительного звена, выход которого соединен с прямым входом второго сумматора, выход которого соединен со входом пятого пропорционального звена и входом второго дифференцирующего звена, выход которого соединен со вторым входом второго множительного звена, выход которого соединен со входом четвертого пропорционального звена, выход которого соединен с инверсным входом второго сумматора, выход пятого пропорционального звена соединен со входом интегратора, выход которого соединен с первым входом третьего сумматора, второй вход которого соединен с блоком задания статического уровня в скважине, выход третьего сумматора соединен с инверсным входом первого устройства сравнения.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98121760A RU2165037C2 (ru) | 1998-11-30 | 1998-11-30 | Способ эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом и устройство для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98121760A RU2165037C2 (ru) | 1998-11-30 | 1998-11-30 | Способ эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом и устройство для его осуществления |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98121760A RU98121760A (ru) | 2000-09-20 |
| RU2165037C2 true RU2165037C2 (ru) | 2001-04-10 |
Family
ID=20212930
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98121760A RU2165037C2 (ru) | 1998-11-30 | 1998-11-30 | Способ эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом и устройство для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2165037C2 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2468191C2 (ru) * | 2007-04-19 | 2012-11-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система и способ контроля физического состояния эксплуатационного оборудования скважины и регулирования дебита скважины |
| RU2487994C2 (ru) * | 2011-07-19 | 2013-07-20 | ООО "Научно-исследовательский институт технических систем "Пилот" | Система управления добычей углеводородного сырья |
| RU2510971C2 (ru) * | 2007-04-09 | 2014-04-10 | Лафкин Индастриз, Инк. | Связь на месте в реальном времени через интернет с диспетчером скважины для постоянной оптимизации скважины |
| RU2511934C1 (ru) * | 2012-09-17 | 2014-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Омский государственный технический университет" | Система управления центробежным насосом |
| RU2605871C1 (ru) * | 2015-06-08 | 2016-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный технический университет" | Система управления погружным электроцентробежным насосом |
| RU2677313C1 (ru) * | 2017-08-07 | 2019-01-16 | Адиб Ахметнабиевич Гареев | Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса |
-
1998
- 1998-11-30 RU RU98121760A patent/RU2165037C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Техническое руководство к интегрированной системе управления "Электроспид" фирмы Сентрилифт, Centrilift, 1991. * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2510971C2 (ru) * | 2007-04-09 | 2014-04-10 | Лафкин Индастриз, Инк. | Связь на месте в реальном времени через интернет с диспетчером скважины для постоянной оптимизации скважины |
| RU2468191C2 (ru) * | 2007-04-19 | 2012-11-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система и способ контроля физического состояния эксплуатационного оборудования скважины и регулирования дебита скважины |
| RU2487994C2 (ru) * | 2011-07-19 | 2013-07-20 | ООО "Научно-исследовательский институт технических систем "Пилот" | Система управления добычей углеводородного сырья |
| RU2511934C1 (ru) * | 2012-09-17 | 2014-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Омский государственный технический университет" | Система управления центробежным насосом |
| RU2605871C1 (ru) * | 2015-06-08 | 2016-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный технический университет" | Система управления погружным электроцентробежным насосом |
| RU2677313C1 (ru) * | 2017-08-07 | 2019-01-16 | Адиб Ахметнабиевич Гареев | Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса |
| WO2019031980A1 (ru) * | 2017-08-07 | 2019-02-14 | Адиб Ахметнабиевич ГАРЕЕВ | Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4718824A (en) | Usable device, in particular for the pumping of an extremely viscous fluid and/or containing a sizeable proportion of gas, particularly for petrol production | |
| Iversen | Performance of the periphery pump | |
| Karassik | Pump handbook | |
| EP1279794B1 (en) | Use of virtual sensors for controlling electrical submersible pumps | |
| US4370098A (en) | Method and apparatus for monitoring and controlling on line dynamic operating conditions | |
| RU2165037C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом и устройство для его осуществления | |
| EP2744980A1 (en) | Estimating Fluid Levels in a Progressing Cavity Pump System | |
| EP2582984B1 (en) | A turbomachine | |
| Krishnamoorthy et al. | Modelling and robustness analysis of model predictive control for electrical submersible pump lifted heavy oil wells | |
| CA2250623C (en) | Technique to control slurry pumps | |
| Pottebaum | Optimal characteristics of a variable frequency centrifugal pump motor drive | |
| RU2341004C1 (ru) | Система управления погружным электроцентробежным насосом | |
| RU2442024C2 (ru) | Система управления погружным электроцентробежным насосом | |
| Oliva et al. | Gas effect in electrical-submersible-pump-system stage-by-stage analysis | |
| RU2250357C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины погружным электронасосом с частотно-регулируемым приводом | |
| Sazonov et al. | Development of technologies for increase the ejector units’ efficiency | |
| RU98121760A (ru) | Способ эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом и устройство для его осуществления | |
| Gopalakrishnan | A new method for computing minimum flow | |
| Rabbi et al. | Modeling and performance evaluation of a hysteresis IPM motor drive for electric submersible pumps | |
| RU2501980C1 (ru) | Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией | |
| Rossini et al. | New concept for lifting in onshore oil wells | |
| RU2256065C1 (ru) | Устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтегазовой скважине | |
| Durham et al. | Effect of cyclic loading on motor efficiency | |
| US11976954B2 (en) | Method of calculating viscous performance of a pump from its water performance characteristics and new dimensionless parameter for controlling and monitoring viscosity, flow and pressure | |
| Powers | Effects of speed variation on the performance and longevity of electric submersible pumps |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061201 |