СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ПОГРУЖНЫМ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ

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.