RU88167U1 - Система оптимального управления установкой электроцентробежного насоса - Google Patents

Abstract

Система оптимального управления установкой электроцентробежного насоса, содержащая установленный в скважине погружной электронасосный агрегат с кабельной линией питания его электродвигателя, блок погружной телеметрии с датчиками параметров состояния скважины и электронасосного агрегата, измеритель дебита жидкости, установленный на выкидной линии и подключенный к первому входу блока идентификации, преобразователь частоты, подсоединенный к станции управления, силовой выход которой подключен к кабельной линии питания электродвигателя электронасосного агрегата, а информационный выход станции управления подключен ко второму входу блока идентификации, задатчик режима работы, отличающаяся тем, что дополнительно введены блок оптимизации и датчик буферного давления, причем выход датчика буферного давления соединен с первым входом блока оптимизации и третьим входом блока идентификации, четвертый вход которого подключен к первому выходу задатчика режима работы, второй выход которого подключен к информационному входу станции управления, третий выход соединен со вторым входом блока оптимизации, третий вход которого подключен к выходу блока идентификации, выход блока оптимизации подключен к управляющему входу преобразователя частоты.

Description

Полезная модель относится к области управления технологическими процессами в нефтяной промышленности и может быть использована в автоматизированных системах управления установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) с целью оптимизации установившихся режимов работы по технико-экономическим критериям.

Известна система управления УЭЦН, содержащая станцию управления с преобразователем частоты и контроллерами, систему погружной телеметрии (Станция управления «Электон-05» ПЧ-ТТПТ-800-380-50-1-УХЛ1 ТУ 3416-003-43174012-2001).

Недостатком данной системы является то, что управление погружным электронасосным агрегатом осуществляется только по предварительно определенному заданию, отсутствует возможность автоматического регулирования производительности установки в соответствии с изменяющимися условиями добычи нефти, так как при управлении не учитываются реальные динамические характеристики системы «пласт-скважина-УЭЦН».

Известно устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтяной скважине (Патент №2256065, МПК Е21В 43/00, опубл. 10.07.05.).

Данное устройство, обладающее совокупностью признаков наиболее близкой к полезной модели, является прототипом.

Устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтяной скважине содержит установленный в скважине погружной электронасосный агрегат с кабелем питания его электродвигателя, блок погружной телеметрии с датчиками параметров состояния скважины и электронасосного агрегата, измеритель дебита жидкости, установленный на выкидной линии и подключенный к первому входу блока идентификации, преобразователь частоты, соединенный со станцией управления, силовой выход которой подключен к кабелю питания электродвигателя, а информационный выход - ко второму блоку идентификации, задатчик режима работы.

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного устройства, относится то, что данное устройство не может в реальном времени автоматически настраиваться на режим оптимального по технико-экономическим критериям функционирования УЭЦН в установившемся режиме эксплуатации нефтяной скважины при изменении условий нефтедобычи, поскольку в устройстве отсутствует блок оптимизации по технико-экономическим критериям.

Задачей полезной модели является повышение качества управления УЭЦН за счет возможности в реальном времени автоматически изменять показатели производительности УЭЦН и настраиваться на режим оптимального по технико-экономическим критериям функционирования.

Предлагаемая система оптимального управления УЭЦН, также как в прототипе, содержит установленный в скважине погружной электронасосный агрегат, состоящий из электроцентробежного насоса и электродвигателя, кабельную линию питания электродвигателя, блок погружной телеметрии с датчиками параметров состояния скважины и электронасосного агрегата, измеритель дебита жидкости, установленный на выкидной линии и подключенный к первому входу блока идентификации, преобразователь частоты, подсоединенный к станции управления, силовой выход, которой подключен к кабельной линии питания электродвигателя электронасосного агрегата, а информационный выход - ко второму входу блока идентификации, задатчик режима работы.

Поставленная задача решена за счет того, что в систему оптимального управления дополнительно введены блок оптимизации и датчик буферного давления, причем, выход датчика буферного давления соединен с первым входом блока оптимизации и третьим входом блока идентификации, четвертый вход которого подключен к первому выходу задатчика режима работы, второй выход которого подключен к информационному входу станции управления, третий выход соединен со вторым входом блока оптимизации, третий вход которого подключен к выходу блока идентификации, выход блока оптимизации подключен к управляющему входу преобразователя частоты.

Достигаемый технический результат - повышение качества управления за счет оптимизации функционирования УЭЦН по технико-экономическим критериям.

На фиг.1 представлена структурная схема системы оптимального управления УЭЦН нефтяной скважины.

Система оптимального управления УЭЦН содержит установленный в скважине 1 электроцентробежный насос 2, кабельную линию питания 3 электродвигателя 4, блок погружной телеметрии 5 с датчиками 6 параметров состояния скважины и электронасосного агрегата, измеритель дебита жидкости 7, установленный на выкидной линии 8 и подключенный к первому входу блока идентификации 9, преобразователь частоты 10, подсоединенный к станции управления 11, силовой выход которой подключен к кабельной линии питания 3 электродвигателя 4 электронасосного агрегата, а информационный выход станции управления 11 подключен ко второму входу блока идентификации 9, задатчик режима работы 12, блок оптимизации 13 и датчик буферного давления 14, причем, выход датчика буферного давления 14 соединен с первым входом блока оптимизации 13 и третьим входом блока идентификации 9, четвертый вход которого подключен к первому выходу задатчика режима работы 12, второй выход которого подключен к информационному входу станции управления 11, третий выход соединен со вторым входом блока оптимизации 13, третий вход которого подключен к выходу блока идентификации 9, выход блока оптимизации 13 подключен к управляющему входу преобразователя частоты 10.

Извлечение пластовой жидкости из скважины 1 осуществляется за счет энергии нефтесодержащего пласта, характеризуемой величиной пластового давления Р_пл, и за счет энергии вращения вала, передаваемой потоку добываемой жидкости электроцентробежным насосом 2.

Станция управления 11 со встроенным контроллером и силовым трансформатором (на схеме не показан) обеспечивает управление, питание и защиту электродвигателя 4, обработку сигналов блока погружной телеметрии 5 (температура пластовой жидкости, давление на приеме электроцентробежного насоса, виброускорение и др.), и, совместно с преобразователем частоты 10 - регулирование частоты вращения ротора электродвигателя 4 и соединенного с ним электроцентробежного насоса 2.

Задатчик режима работы 12 предназначен для выбора режима (пуск, останов, работа) и формирования исходной информации для функционирования УЭЦН в установившемся режиме: сведения об экономических показателях (цена нефти, цена электроэнергии, плановый коэффициент рентабельности), параметры скважинной продукции (обводненность и плотность), параметры скважины 1, номинальные данные электродвигателя 4, а также технологические ограничения (допустимая температура обмотки статора электродвигателя 4, давление на приеме электроцентробежного насоса 2, уровень вибраций, погружение электроцентробежного насоса 2 под динамический уровень и т.д.).

Блок идентификации 9 служит для определения рабочей точки системы и оценки технико-экономической эффективности функционирования УЭЦН. В данном блоке в установившемся режиме работы на основе синтезированной математической модели УЭЦН (Сипайлов В.А. Математическое моделирование электротехнического комплекса механизированной добычи нефти / Наука, технологии, инновации: Труды Всеросс. науч. конф. Новосибирск:, 2008. - с.46-47), количественных данных измеренных параметров системы (потребляемый установкой ток I₁;, частота напряжения f и величина напряжение U₁, на выходе преобразователя частоты, буферное давление P_буф, давление на приеме электроцентробежного насоса Р_пр, дебит жидкости Q_ж) и информации, содержащейся в блоке задатчика режима работы 12 (номинальные данные электродвигателя), определяются текущие параметры системы (коэффициент загрузки электродвигателя К_М, частота вращения ротора электродвигателя ω, пластовое давление Р_пл, энергетические показатели).

Математическая модель объекта представляет собой уравнения регрессии вида:

где Q_ж - дебит жидкости;

M₂ - полезный момент на валу электродвигателя;

P_пр - давление на приеме электроцентробежного насоса

ω - частота вращения ротора электродвигателя;

P_буф - буферное давление;

P_пл - пластовое давление

I₁ - потребляемый установкой ток;

η,cosφ - энергетические показатели установки (КПД и коэффициент мощности соответственно);

α=f/f_н - отношение частоты напряжения f на выходе преобразователя к номинальной частоте f_н напряжения электродвигателя;

К_М - коэффициент загрузки электродвигателя;

γ=U₁/U_1н - отношение величины напряжения на выходе преобразователя частоты U₁, к величине напряжения на выходе преобразователя частоты в номинальном режиме работы электродвигателя U_1H.

Уравнения (1) и (2) описывают работу УЭЦН в заданном диапазоне изменения параметров (частота напряжения f и величина напряжения U₁ на выходе преобразователя частоты, пластовое давление P_пл, буферное давление P_буф).

В блоке идентификации 9 также производится оценка технико-экономической эффективности функционирования УЭЦН. В качестве показателя технико-экономической эффективности выбран коэффициент рентабельности по электроэнергии, который в обобщенном виде характеризует технико-экономические критерии (Сипайлов В.А., Букреев В.Г., Сипайлова Н.Ю. Способы повышения энергоэффективности установок электроцентробежных насосов механизированной добычи нефти // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. - Казань. - №7-8/1, 2008. - С.31-41). Оценка технико-экономической эффективности производится на основе сравнения планового коэффициента рентабельности по электроэнергии с фактическим, который определяется с использованием замеренных значений (дебит жидкости, потребляемый установкой ток, величина напряжения на выходе преобразователя частоты) и базы данных, содержащей текущую информацию об экономическим показателях (цена на нефть и электроэнергию, плановый коэффициент рентабельности), а также обводненности и плотности скважинной продукции.

В случае отклонения коэффициента рентабельности от планового запускается программа оптимизации.

Основные показатели работы УЭЦН - производительность (дебит жидкости) и потребление электроэнергии - зависят от технических параметров насоса и трубопровода, частоты вращения ротора электродвигателя, а также пластового и буферного давлений.

Управление режимом работы УЭЦН обеспечивается путем изменения производительности (дебит жидкости) электроцентробежного насоса 2 за счет регулирования частоты вращения ротора электродвигателя 4 электронасосного агрегата путем изменения частоты напряжения и величины напряжения на выходе преобразователя частоты в соответствии с рассчитанными в блоке оптимизации 13 значениями, определяющими оптимальное по технико-экономическим критериям функционирование УЭЦН.

Оптимизация реализуется с помощью модели объекта (1) и (2) методом перебора полученных решений в пределах заданных технологических ограничений.

Результатом работы блока оптимизации 13 является расчет управляющих воздействий (частота напряжения и величина напряжения на выходе преобразователя частоты), определяющих минимальное отклонение показателя технико-экономической эффективности УЭЦН (коэффициент рентабельности по электроэнергии) от планового значения.

Оптимальные значения управляющих воздействий (частота напряжения и величина напряжения на выходе преобразователя частоты) передаются в станцию управления 11.

В результате работы станции управления 11 происходит изменение частоты вращения ротора электродвигателя 4 за счет изменения частоты напряжения и величины напряжения на выходе преобразователя частоты и устанавливается режим работы установки, наиболее приближенный к оптимальному режиму.

Задатчик режима работы 12 может быть реализован в виде автоматизированного рабочего места технолога, а блоки идентификации 9 и оптимизации 11 - программным (цифровым) способом с помощью программируемых контроллеров, например, контроллеров станции управления 11 и преобразователя частоты 10.

Claims (1)

1. Система оптимального управления установкой электроцентробежного насоса, содержащая установленный в скважине погружной электронасосный агрегат с кабельной линией питания его электродвигателя, блок погружной телеметрии с датчиками параметров состояния скважины и электронасосного агрегата, измеритель дебита жидкости, установленный на выкидной линии и подключенный к первому входу блока идентификации, преобразователь частоты, подсоединенный к станции управления, силовой выход которой подключен к кабельной линии питания электродвигателя электронасосного агрегата, а информационный выход станции управления подключен ко второму входу блока идентификации, задатчик режима работы, отличающаяся тем, что дополнительно введены блок оптимизации и датчик буферного давления, причем выход датчика буферного давления соединен с первым входом блока оптимизации и третьим входом блока идентификации, четвертый вход которого подключен к первому выходу задатчика режима работы, второй выход которого подключен к информационному входу станции управления, третий выход соединен со вторым входом блока оптимизации, третий вход которого подключен к выходу блока идентификации, выход блока оптимизации подключен к управляющему входу преобразователя частоты.