СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ПОГРУЖНЫМ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ Российский патент 2016 года по МПК F04D15/00 F04D13/10 

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 f_1зтр определяется, например, по формуле

где ΔH_дин.тр.=H_дин.тр.-H_ст; H_дин.тр. и H_ст - требуемый динамический и статический уровни жидкости в скважине (измеряемые от устья скважины); k_скв, k_сп, k_ду и k_нас - коэффициенты передачи скважины, силового (частотного) преобразователя, электродвигателя и насоса соответственно; k_пр - коэффициент продуктивности скважины (нефтяного пласта); ρ - плотность добываемой жидкости; g - ускорение свободного падения.

Величина f_1зmax, 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 Н_дин3 - желаемая величина динамического уровня жидкости в скважине в момент времени t₂, например, меньше требуемого значения Н_дин.тр на 1 метр; - постоянная времени скважины; S_з - площадь затрубного пространства; Δt_з - время снижения задающего сигнала со значения f_1зmax до f_1зтр 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: k_сп=1; k_ду=6,28 рад/с·Гц; k_нас=2,949·10^-6 м³/рад; k_пр=1,0275·10^-10 м³/с·Па; ρ=900 кг/м³; g=9,81 м/с²; S_з=0,0083 м²; Н_дин.тр=935 м; H_ст=200 м. Для этой скважины рассчитаны и заданы следующие параметры графика изменения частоты: t₁=20 с, t₂=9620 с, t₃=189,5 с, f_1зmax=55 Гц, f_1зтр=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 Н_дин. Но если выбирать с соответствующим запасом величину Н_дин.тр и, соответственно, f_1зтр, 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.

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.

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.