RU2604473C1 - Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией - Google Patents
Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией Download PDFInfo
- Publication number
- RU2604473C1 RU2604473C1 RU2015122827/06A RU2015122827A RU2604473C1 RU 2604473 C1 RU2604473 C1 RU 2604473C1 RU 2015122827/06 A RU2015122827/06 A RU 2015122827/06A RU 2015122827 A RU2015122827 A RU 2015122827A RU 2604473 C1 RU2604473 C1 RU 2604473C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proportional
- centrifugal pump
- output
- cluster
- input
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D15/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or systems
- F04D15/0066—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or systems by changing the speed, e.g. of the driving engine
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
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.
Description
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.
Claims (1)
- 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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015122827/06A RU2604473C1 (ru) | 2015-06-15 | 2015-06-15 | Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015122827/06A RU2604473C1 (ru) | 2015-06-15 | 2015-06-15 | Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2604473C1 true RU2604473C1 (ru) | 2016-12-10 |
Family
ID=57776754
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015122827/06A RU2604473C1 (ru) | 2015-06-15 | 2015-06-15 | Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2604473C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2716786C1 (ru) * | 2019-03-11 | 2020-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Устройство для стабилизации давления на приеме установки электроцентробежного насоса |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6167965B1 (en) * | 1995-08-30 | 2001-01-02 | Baker Hughes Incorporated | Electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores |
US7558699B2 (en) * | 2002-09-27 | 2009-07-07 | Unico, Inc. | Control system for centrifugal pumps |
RU2370673C1 (ru) * | 2008-03-19 | 2009-10-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет | Система управления погружным электроцентробежным насосом |
RU2442024C2 (ru) * | 2010-05-05 | 2012-02-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет | Система управления погружным электроцентробежным насосом |
RU2501980C1 (ru) * | 2012-08-13 | 2013-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет | Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией |
-
2015
- 2015-06-15 RU RU2015122827/06A patent/RU2604473C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6167965B1 (en) * | 1995-08-30 | 2001-01-02 | Baker Hughes Incorporated | Electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores |
US7558699B2 (en) * | 2002-09-27 | 2009-07-07 | Unico, Inc. | Control system for centrifugal pumps |
RU2370673C1 (ru) * | 2008-03-19 | 2009-10-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет | Система управления погружным электроцентробежным насосом |
RU2442024C2 (ru) * | 2010-05-05 | 2012-02-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет | Система управления погружным электроцентробежным насосом |
RU2501980C1 (ru) * | 2012-08-13 | 2013-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет | Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2716786C1 (ru) * | 2019-03-11 | 2020-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Устройство для стабилизации давления на приеме установки электроцентробежного насоса |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20130004337A1 (en) | System and method for driving a pump | |
AU2011239051B2 (en) | Phase shift controller for a reciprocating pump system. | |
AU2013405486B2 (en) | Well control system | |
CA2442973A1 (en) | Control system for centrifugal pumps | |
US11566625B2 (en) | Method for operating an electronically controlled pump assembly | |
US11401938B2 (en) | Motor drive system and method | |
RU2370673C1 (ru) | Система управления погружным электроцентробежным насосом | |
RU2604473C1 (ru) | Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией | |
US9920603B2 (en) | Method of operating a well using a pump assembly with a variable-frequency drive | |
CN104251202A (zh) | 抵消波动注入方法和装置以及泵的控制系统 | |
AU2014241404B2 (en) | Enhanced oil production using control of well casing gas pressure | |
RU2501980C1 (ru) | Система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией | |
RU2442024C2 (ru) | Система управления погружным электроцентробежным насосом | |
US9835160B2 (en) | Systems and methods for energy optimization for converterless motor-driven pumps | |
JP2019213381A (ja) | 水力発電所の運転支援システム | |
Zagirnyak et al. | The optimal control of dynamic loads in a pump complex with adjustable pipeline valves | |
RU2250357C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины погружным электронасосом с частотно-регулируемым приводом | |
AU2019101451B4 (en) | Control system | |
RU2362011C1 (ru) | Устройство регулирования забойного давления бурового раствора | |
RU2165037C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом и устройство для его осуществления | |
RU2605871C1 (ru) | Система управления погружным электроцентробежным насосом | |
RU2322611C1 (ru) | Способ динамической эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом | |
RU2554692C1 (ru) | Электрооборудование для подъема пластовой жидкости на кусте скважин и способ управления им | |
RU2322571C1 (ru) | Способ динамической эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом | |
US20190128268A1 (en) | Rate control for an injection pump |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180616 |