автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Оперативное управление погружными установками добычи нефти с учетом ресурса изоляции электродвигателя

□0346574В

На правах рукописи

Я

0> ' г

Козлов Василий Владимирович

Оперативное управление погружными установками добычи нефти с учетом ресурса изоляции электродвигателя

Специальность 05.13.06 - Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 3 МАР 2209

Тюмень - 2009

003465746

Работа выполнена в ГОУ нефтегазовый университет».

ВПО «Тюменский государственный

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Ведерников Владимир Александрович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Логачев Виктор Григорьевич;

кандидат технических наук Фрайштетер Виталий Пинкосович.

Ведущая организация: ОАО «СибНИИНП», г. Тюмень

Защита состоится 17 апреля 2009 года в 14°° на заседании диссертационного совета Д212.273.02 при Тюменском Государственном Нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38, зал имени А.Н. Косухина

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г.Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 17 марта 2009 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Наметившаяся в последние месяцы на мировом рынке ситуация, характеризующаяся нестабильностью цен на энергоносители, в частности на нефть, и тот факт, что их экспорт в значительной степени определяет благосостояние и дальнейшее экономическое развитие страны, говорят о большой значимости задач наращивания объемов добычи нефти и уменьшения издержек и материальных потерь при разработке нефтяных месторождений.

Вышесказанное определяет ключевую роль решению задач интенсификации и оптимизации использования нефтепромыслового оборудования на всех этапах добычи и подготовки нефти к транспорту. Причем именно этап добычи нефти в значительной мере определяет эффективность функционирования нефтедобывающего комплекса в целом. Поэтому оптимальность использования скважинного оборудования, рациональность расходования его ресурса и соблюдение политики энергосбережения приобретают особую актуальность в сложившейся ситуации.

По данным ООО «Энергонефть» и ОАО «РН-Юганскнефтегаз» за 2006-2007 года по месторождениям Юганского региона порядка 80% отказов электроцентробежных насосных установок добычи нефти происходит из-за снижения сопротивления изоляции системы «вторичная обмотка трансформатора маслонаполненного повышающего наземного (ТМПН) -кабель — погружной электродвигатель (ПЭД)» ниже допустимого уставкой защиты значения, причем 26,15% от общего количества отказов происходит по причине износа электрической изоляции ПЭД. Остальные 20% отказов обусловлены механическим износом погружного оборудования.

Вышесказанное показывает, что вопросы оперативного управления УЭЦН (особенно с ПЧ) с учетом состояния оборудования слабо изучены, а имеющийся отечественный и зарубежный опыт эксплуатационными службами используется недостаточно эффективно. Очевидно, что организация процесса управления установкой, на основе оперативно

поступающей информации о степени износа погружного оборудования, особенно в части электрической изоляции двигателя, позволит повысить эффективность добычи нефти путем рационального расходования ресурса оборудования.

Степень изученности проблемы. Исследованиями вопросов автоматизации и надежности погружных установок добычи нефти типа УЭЦН занимаются многие российские ученые. Среди них: Ведерников В.А., Ершов М.С., Кучумов Р.Я., Люстрицкий В.М., Семченко П.Т., Сушков В.В., Филиппов В.Н., Шпилевой В.А. и другие. Опубликованные ими работы посвящены вопросам совершенствования методов эксплуатации УЭЦН, в том числе с ПЧ, с целью более рационального энергопотребления и расходования ресурса оборудования. Однако следует отметить, что существует потребность в разработке подходов к диагностике состояния электрической изоляции и механических узлов ЭЦН, что имеет актуальное значение при эксплуатации скважин, оборудованных электроцентробежными насосными установками добычи нефти.

Цель работы. Повышение эффективности управления электронасосными установками добычи нефти путем учета оперативной информации о ресурсе погружного оборудования.

Задачи исследований:

1. На основе анализа условий и режимов работы электроцентробежных насосов (ЭЦН), обосновать роль ресурса погружного оборудования в оперативном управлении установками добычи нефти;

2. Обосновать и ввести в известный набор критериев эффективности при оперативном управлении составляющую, учитывающую состояние изоляции и механических узлов погружного оборудования;

3. Разработать на основе уравнений тепловых процессов в системе «ПЭД-скважина-пласт» модель теплового старения изоляции статорной обмотки погружного электродвигателя, учитывающую режимы работы установки, условия отбора нефти в скважине и состояние погружного оборудования;

4. Разработать рекомендации по уменьшению погрешности оценки текущего состояния погружного оборудования по данным станций управления УЭЦН.

Методы исследований. В работе использовались аналитические методы системного анализа, математического моделирования, термодинамики, гидродинамики, теории электрических машин, материаловедения, а так же результаты исследований, проведенных в условиях реальных нефтепромыслов.

Научная новизна работы:

1. Обоснована роль механической и электрической составляющих ресурса оборудования ЭЦН в оперативном управлении режимами его работы, обеспечивающем продление работоспособного состояния погружной установки;

2. Сформулирована и включена в известный набор критериев оперативного управления составляющая, учитывающая текущую информацию о величине и интенсивности расходования ресурса погружного оборудования;

3. Разработана математическая модель расходования ресурса изоляции ПЭД, учитывающая состояние погружного оборудования, режимы его работы и условия отбора нефти в скважине;

4. Разработаны, на основе обработки данных промысловых и лабораторных испытаний, новые рекомендации по повышению точности оценки текущего состояния погружного оборудования и даты его отказа по параметрам «момент на валу ЭЦН» и «ток утечки» через изоляцию на землю.

Достоверность полученных результатов подтверждается экспериментальными результатами, полученными в ходе промысловых и стендовых испытаний проведенных на базе предприятий ООО «Энергонефть» и ОАО «РН-Юганскнефтегаз» и кафедры «Автоматизация и управление» ИНиГ ТюмГНГУ.

Личный вклад автора заключается в разработке подходов к диагностике состояния погружного оборудования ЭЦН и использованию

этой информации в оперативном управлении режимами работы погружных установок добычи нефти.

Апробация результатов исследований производилась в форме докладов на международных научно-практических конференциях студентов и молодых ученых: «Современные техника и технологии» в г. Томске (2006, 2007 и 2008 года), на второй научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» в г. Когалым (2006 год), на научно-технической конференция «Нефть и газ Западной Сибири» в г. Тюмень (2007 год) и на всероссийской научно-технической конференции «Проблемы автоматизации в топливно-энергетическом комплексе Западной Сибири на современном этапе» в г. Тюмень (2007 год).

Публикации. По результатам исследований опубликованы десять научных работ, в том числе одна статья в журнале, рекомендованном ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертация изложена на 156 страницах машинописного текста и содержит введение, четыре раздела, основные выводы, список литературы из 60 наименований, 23 рисунка, 12 таблиц и 5 приложений.

Практическая ценность работы. Разработанная модель теплового износа изоляции ПЭД и рекомендации по повышению информативности данных, регистрируемых станциями управления, позволяют производить оперативную оценку состояния ЦН и ПЭД в процессе их эксплуатации.

Это позволяет в сочетании с уточненной, посредством включения дополнительного критерия, целевой функцией управления увеличить продолжительность наработки на отказ УЭЦН, за счет более экономного расходования ресурса оборудования на начальном этапе эксплуатации.

Предложенные меры позволяют более точно прогнозировать дату отказа установки и дают возможность предварительной подготовки к ремонтно-восстановительным работам, значительно снижая, таким образом, эксплуатационные затраты.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, формулируются цель и задачи исследования, излагается структура работы и перечень использованных методов, а так же научное и практическое значение полученных результатов.

В первом разделе, который является обзорным, производится анализ современного состояния механизированного способа добычи нефти установками элекгроцентробежных насосов (УЭЦН). Дано описание конструктивных особенностей погружного оборудования УЭЦН и определено понятие его ресурса. Представлена характеристика факторов, оказывающих влияние на темпы износа оборудования, и обосновано разделение интервала безремонтной эксплуатации скважины на три этапа, отличающихся степенью проявления указанных факторов: этап освоения; квазистатический этап; предаварийный этап.

В заключительной части главы обоснована роль ресурса изоляции статорной обмотки ПЭД в оперативном управлении УЭЦН и важность исследования вопроса рационального расходования этого ресурса с целью повышения эффективности процесса управления установками добычи нефти. Сформулирована цель исследований и задачи, которые необходимо выполнить для ее достижения.

Во втором разделе проводится углубленный анализ факторов, влияющих на процесс отбора жидкости из пласта установками типа УЭЦН, в том числе оборудованными частотным преобразователем (ПЧ) и задаются ограничения на область управления \У.

На основе анализа системы управления ЭЦН с точки зрения теории автоматического управления и теории электропривода, констатируется ее устойчивость.

При этом УЭЦН рассматривается как система, состоящая из ПЭД и ЦН, соединенных друг с другом валом (Рис. 1). Вектор выходных параметров системы «УЭЦН-скважина» составляют дебит жидкости д, и давление на устье скважины Р„ а так же вектор ресурса глубинного оборудования /у.

Вектор входных параметров включает управляемые параметры и„ к которым относятся частота / и величина С/ питающего напряжения, и неуправляемые параметры: g¡ - пластовое давление Рт\ температура пластовой жидкости /„°С; а так же газовый фактор; КВЧ; массовая доля солей; парафинов и химически агрессивных примесей и другие параметры, описывающие состояние скважины и выбранного оборудования. Так же к входным параметрам относится вектор случайных воздействий на систему ¿¡¡, в состав которых входят аварийные отключения электроэнергии, непрогнозируемые изменения состояния глубинного оборудования, вызванные заводским браком и другие факторы.

0,4 кВт 0,4 кВт

СП б'

Рисунок 1. Структурная схема системы «УЭЦН-скважина», оборудованной ПЧ (а) и без ПЧ (б)

Модель системы «УЭЦН-скважина» устанавливает связь описанных выше основных технологических параметров в следующей форме:

Ч(=Р (щ&Рь&Ч^. (1)

Формулируются критерии эффективного управления установкой, с учетом ресурса погружного оборудования.

Критерий экономической эффективности работы установки, который заключается в минимизации себестоимости единицы добытой нефти:

В последние годы, в силу истощения разрабатываемых месторождений жидких углеводородов и усложнения условий их добычи, так же приобретает вес энергетический критерий эффективности нефтедобычи, выражаемый коэффициентом EROEI (energy return on energy invested). Смысл критерия данного типа заключается в том, что энергия, получаемая при сжигании единицы добытой нефти или полученных из нее нефтепродуктов, должна быть больше энергии, затраченной на добычу и переработку данной нефти:

Л=1 ЕГ/±Е<'>>1, (3)

где Ejdэнергия полученная, при сжигании добытой нефти или ее

производных на z-м интервале управления; - энергия, затраченная на добычу и переработку нефти на z'-м интервале управления.

Следующая группа критериев, обуславливается необходимостью соблюдения технологии отбора жидкости из скважины погружными установками типа УЭЦН, что позволит снизить эксплуатационные затраты и продлить срок службы оборудования.

1) критерий, не допускающий разгазирование нефти:

Js=PuH=f(4,t)>Pmc, (4)

где Рцн - давление на приеме насоса; Рнас, - давление насыщения; t - время.

2) критерий, не допускающий срыв подачи насоса:

J6=hdz=f(4i.0<Kode. . (5)

где hi - динамический уровень жидкости в скважине; hnode. - глубина подвески насоса.

3) критерий, не допускающий заклинивание вала установки:

J7=МПЭД>МЦН> (6)

где МрЭд- максимальный электромагнитный момент двигателя; Мцц—статический момент сопротивления центробежного насоса.

4) критерий минимизации уровня радиальных и осевых вибраций:

{А. —> min Лг —> min

5) критерий минимизации температуры ПЭД, которая обуславливается величиной потерь мощности в нем с одной стороны и скоростью потока охлаждающей пластовой жидкости - с другой:

Jg = 0° = f(qt, ANi,t) min, (8)

где 0°- температура двигателя; <7, - подача насоса; ANL - величина потерь мощности на г'-м интервале управления; t - время.

6) в дополнение к перечисленным критериям предлагается использовать составляющую, предполагающую получение максимальной продолжительности интервала безремонтной эксплуатации скважины, равной принятому интервалу управления, путем экономного расходования ресурса глубинного оборудования:

Jlo = = ri>'] -*rncu, (9)

где г - вектор ресурса глубинного оборудования.

Далее формулируется целевая функция управления, которая состоит в разработке алгоритма А, обеспечивающего выполнение принятых критериев (1)-(8) в принятой области управления W ддя принятой модели объекта <Р :

A=f(<P ,J), (Ю)

где J = {/,},/ = 1,2...10 — вектор критериев оптимального оперативного управления установкой.

Решение поставленной задачи находится итерационным методом, путем последовательного выполнения принятых критериев, различающихся степенью приоритетности, с целью минимизации рассогласования системы:

i=\j0-j\-*nOn. (11)

Перед началом поиска оптимального вектора управления Щ целесообразно задаться минимально допустимой величиной коэффициента ЕЯОЕ1 ./<,,„,„ и максимально допустимой величиной себестоимости единицы добытой нефти Jзmax, что будет определять интервалы, на которых процесс управления признается энергетически и экономически эффективным (12)

^4тт

(12)

Далее, в первую очередь, производится выбор частоты питающего напряжения для обеспечения необходимой, согласованной с возможностями пласта по нефтеотдаче, подачи насоса, не допускающей так же разгазирования нефти и обеспечивающей достаточное охлаждение ПЭД, что соответствует выполнению критериев (4), (5) и (7). Затем происходит согласованный с принятой частотой выбор величины питающего напряжения, обеспечивающей необходимую перегрузочную способность ПЭД с целью не допущения заклинивания вала установки, и, с другой стороны, обеспечивающей минимальный уровень потерь мощности в ПЭД, что соответствует выполнению критериев (6) и (8). Произведенные операции позволяют получить значение вектора управляющего воздействия в первом приближении ищу

Далее производится оценка ресурсных составляющих системы и прогнозирование их динамики на интервале управления. На этом этапе, при заданном векторе управления, прогнозируется динамика момента статического сопротивления насоса, изменения сопротивления изоляции системы «вторичная обмотка ТМПН-кабель-ПЭД» и дополнительно измеряется уровень радиальных и осевых вибраций, с целью оценки предположительной продолжительности интервала управления. Далее итерационным методом, производится поиск наиболее оптимального с точки зрения расходования ресурса оборудования значения вектора управляющего воздействия в некоторой окрестности о/ ранее найденного вектора ицц, с целью увеличения продолжительности интервала управления, что соответствует выполнению критерия (9). Это позволяет получить значение вектора управляющего воздействия во втором приближении Щр) и добиться

продления интервала управления за счет, возможно, некоторого снижения дебита скважины.

На завершающем этапе производится оценка энергетической и экономической эффективности процесса управления и, если соответствующие параметры лежат в ранее определенном в интервале (12), найденный вектор управления ищ признается оптимальным и,- опт, иначе процесс повторяется, возможно, с некоторым ослаблением или ужесточением отдельных критериев. При изменении жесткости критериев необходимо учитывать, что вектор управления не должен покидать заданной области управления ¡V.

Описанный выше алгоритм периодически повторяется на интервале управления через промежутки времени Аь, с учетом оперативно поступающей информации о параметрах системы «УЭЦН-скважина» и с принятием соответствующих решений при изменении состояния системы, что соответствует принципам адаптивного оперативного управления.

В третьем разделе рассматриваются вопросы нагрева электропривода ЭЦН в различных режимах и его охлаждения потоком пластовой жидкости.

В начале раздела изложен анализ статистических данных Юганского региона, который включает в себя характеристику факторов, влияющих на температурные режимы работы ПЭД.

Затем проводится синтез математической модели теплового старения изоляции ПЭД. При этом предполагается, что электродвигатель имеет конечную длину, вдоль обмотки статора которого принудительно циркулирует охлаждающее его масло. С другой стороны стенки противотоком движется пластовая жидкость. При установившемся процессе средняя температура стенки, через которую происходит теплообмен, остается постоянной. Все тепло, получаемое от горячего потока, полностью передается холодному потоку (без учета потерь). Если же изменяется какой-либо показатель одного из потоков, то равновесие нарушается, и температура стенки изменяется. Кроме указанных объектов в системе присутствуют обсадная колонна скважины и прилегающие зоны пласта, в которые так же

происходит рассеивание тепла, из-за чего в модели появляются дополнительные составляющие.

Поэтапный анализ процесса рассеивания тепла, выделяющегося в статоре ПЭД в ходе его эксплуатации, позволяет составить, на основе классических уравнений теплопередачи, систему дифференциальных уравнений, решение которой относительно переменной ¡¡(т) (при заданных начальных условиях) представляет собой температуру статора двигателя. Полученная температура является ключевым фактором, определяющим интенсивность расходования ресурса изоляции его статорной обмотки.

Известно, что повышение температуры на каждые 8°С приводит к уменьшению срока службы изоляции в два раза (уравнение Монтзингера). Это позволяет выразить величину израсходованного ресурса изоляции гт(т) за некоторый интервал времени заданный пределами интегрирования при известном превышении температуры йл2(т) (13):

где С - срок службы изоляции при температуре Ж2(т) -превышение температуры изоляции над температурой ¡о, Ъ - коэффициент пропорциональности, равный 0,088.

Уравнение (13) представляют собой математическую модель износа изоляции ПЭД, учитывающую состояние погружного оборудования, тепловые режимы его работы и условия отбора нефти в скважине, которая позволяет решать задачи оценки и прогнозирования состояния ПЭД, в части сопротивления его изоляции, на интервале безремонтной эксплуатации скважины с целью организации эффективного оперативного управления УЭЦН в соответствии с принципами, изложенными во второй главе.

В конце третьего раздела изложена методика расчета износа изоляции ПЭД на примере скважины № 5963 куста № 242 Приобского нефтяного месторождения. Подробно расчет приведен в приложении Г.

В настоящий момент на группе скважин месторождений Юганского региона осуществляется ряд долгосрочных промысловых испытаний, направленных на установление степени адекватности разработанной модели

(13)

теплового старения изоляции, в соответствии с рекомендациями, данными в конце третьего раздела.

Четвертый раздел содержит анализ существующих средств контроля показателей ресурса погружного оборудования установок типа УЭЦН.

В начале раздела обосновывается необходимость их контроля и регистрации в СУ. В качестве основных параметров предлагается использовать момент на валу ЭЦН и сопротивление изоляции системы «вторичная обмотка ТМПН-кабель-ПЭД».

Затем проводится анализ применяемой на настоящий момент системы контроля изоляции цепи «вторичная обмотка ТМПН - кабель - ПЭД» (Рис. 2) и указываются основные ее недостатки:

1) отсутствие возможности контроля сопротивления изоляции выше величины 10 МОм, что обуславливает только сигнализирующий характер применяемой схемы измерения, когда констатируется лишь факт пробоя изоляции;

2) сомнения в тождественности принятой точки заземления и действительной точки заземления по причине распределенности цепи и наличия электрического сопротивления колонны НКТ.

Далее приводятся результаты имитационных испытаний, проведенных на базе кафедры «Автоматизация и управление» ИНиГ ТюмГНГУ, с целью выявления степени влияния электрического сопротивления колонны НКТ на точность измерений и целесообразности повышения напряжения питания измерительной цепи до уровня 1,2 и 5 кВ.

Рисунок 2. Принципиальная схема измерения сопротивления изоляции системы «вторичная обмотка ТМПН - кабель - ПЭД»

В ходе испытаний было выявлено что:

1) Наличие в измерительной цепи сопротивления колонны НКТ приводит к возникновению погрешности измерений. При сопротивлении НКТ сопоставимом с сопротивлением изоляции системы «вторичная обмотка ТМПН-кабель-ПЭД» (в предпробойном состояинии) возможно увеличение погрешности до величин многократно превышающих заявленный класс точности системы контроля изоляции;

2) Повышение напряжения измерительной цепи системы контроля изоляции позволяет расширить диапазон измеряемых сопротивлений и тем самым увеличить интервал времени, в течение которого возможна количественная оценка контролируемого параметра (Рис. 3), а так же уменьшить на ранних этапах погрешность, вносимую колонной НКТ.

Рисунок 3. Целесообразность расширения диапазона измеряемых сопротивлений изоляции до 100 МОм

В заключительной части раздела излагается методика расчета момента на валу ЭЦН по измеряемым СУ электрическим параметрам с учетом влияния ТМПН и длинного кабеля, исходя из следующего соотношения:

Mm^SIftflcoscp, (14)

где // — ток статора двигателя; Ui - напряжение на клеммах двигателя; щ - КПД двигателя; cos <р - коэффициент мощности двигателя; ш - асинхронная скорость вращения ротора двигателя.

Скорость вращения вала установки со предлагается определять по методике, изложенной в приложении Д.

Таким образом, становится возможным вычисление момента на валу ЭЦН программными методами без внесения изменений в конструкцию станции управления и без использования дополнительных технических средств.

Достоинство разработанного подхода к оценке состояния ЦН по механическому моменту на валу установки состоит в большей чувствительности данного параметра к изменениям состояния оборудования, что подтверждается промысловыми данными. Кроме этого, момент на валу ЭЦН однозначно отражает состояние центробежного насоса в отличие от тока ГОД, который является комплексным показателем состояния всей установки.

Таким образом, разработанные рекомендации позволяют осуществлять оценку состояния ЦН и электрической изоляции цепи «вторичная обмотка ТМПН-кабель-ПЭД» на основе паспортных данных оборудования и данных регистрации СУ.

Основные результаты и выводы

1) Обоснована важность учета информации о текущем ресурсе оборудования ЭЦН в оперативном управлении режимами работы погружных установок добычи нефти, обеспечивающем продление их работоспособного состояния. Определен характер влияния режимов работы ЦН и ПЭД, их состояния и условий отбора нефти в скважине на интенсивность теплового износа электрической изоляции двигателя.

2) Обоснована и включена в известный набор критериев составляющая, обеспечивающая увеличение продолжительности наработки на отказ ЭЦН за счет учета оперативной информации о величине и интенсивности изменения ресурса погружного оборудования.

3) Получена математическая модель ресурса изоляции двигателя, позволяющая оценивать степень влияния состояния погружного

оборудования, режимов его работы и условий отбора нефти в скважине на интенсивность ее износа.

4) Разработана рекомендация по переходу от параметра «ток ПЭД» к параметру «момент на валу ЭЦН» и предложена соответствующая методика расчета, что обеспечивает увеличение точности и чувствительности оценки состояния центробежного насоса. Обоснована целесообразность увеличения напряжения питания цепи контроля изоляции, что позволяет производить оценку состояния изоляции на более длительном интервале времени. Предлагаемые рекомендации повышают точность определения даты отказа установки, обеспечивая заблаговременную подготовку к ремонтным работам.

Основные положения диссертации опубликованы:

В журнале, рекомендованном ВАК России

1. Ведерников В.А., Гапанович B.C., Козлов В.В. К стратегии управления системой «скважина-УЭЦН», содержащей преобразователь частоты.// Журнал «Нефть и газ», №6,2007 год. изд-во Известия ВУЗов. - 5054 с.

В других печатных изданиях

1. Ведерников В.А., Козлов В.В. Регулирование напряжения в системе «скважина-УЭЦН» с частотно регулируемым приводом.// ХП Международная научно-практическая конференция студентов и молодых ученых «Современные техника и технологии», Томск, изд-во: ТПУ, 2006 год.

2. Козлов В.В. Повышение эффективности процесса добычи нефти установками типа УЭЦН с ПЧ в условиях, осложненных солеотложением и абразивным износом.// 2-я научно-практическая конференция «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности», Когалым, ООО «Издательство научно-технической литературы "Монография"», 2006 год. - 311-314 е..

3. Козлов В.В. Повышение эффективности процесса добычи нефти установками типа УЭЦН с ПЧ в условиях, осложненных явлениями солеотложения и абразивного износа, с учетом состояния погружного оборудования.// XIII Международная научно-практическая конференция

17

студентов и молодых ученых «Современные техника и технологии», Томск, изд-во ТПУ, 2007 год. - 432-433 с.

4. Гапанович B.C., Козлов В.В. Моделирование тепловых режимов работы погружной установки типа УЭЦН.//. Материалы всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», том 1,

2007 год, изд-во «Нефтегазовый университет». - 99-100 с

5. Ведерников В.А., Козлов В.В. Особенности управления установками типа УЭЦН с учетом тепловых режимов ПЭД.// Материалы всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», том 2, изд-во «Нефтегазовый университет», 2007 год. - 97-99 с.

6. Ведерников В.А., Козлов В.В. Роль оценки ресурса изоляции ПЭД в решении задач оперативного управления УЭЦН.// Материалы всероссийской научно-технической конференции «Проблемы автоматизации в топливно-энергетическом комплексе Западной Сибири на современном этапе», изд-во «Нефтегазовый университет», 2007 год. - 32-34 с.

7. Ведерников В.А., Гапанович B.C., Козлов В.В. Термодинамическая модель электропривода установки типа УЭЦН.// Материалы всероссийской научно-технической конференции «Проблемы автоматизации в топливно-энергетическом комплексе Западной Сибири на современном этапе», изд-во «Нефтегазовый университет», 2007 год. - 30-32 с.

8. Козлов В.В., Лопатин P.P. Причины и способы расклинивания УЭЦН // XIV Международная научно-практическая конференция студентов и молодых ученых «Современные техника и технологии», Томск, изд-во ТПУ,

2008 год.-388 с.

9. Ведерников В.А., Гапанович B.C., Козлов В.В. Особенности применения погружных электроцентробежных насосов на месторождениях среднего Приобья// Журнал «Вестник кибернетики», №7, изд-во ИПОС СО РАН, 2008 год.-27-33 с.

Подписано в печать У6< ¿У Бумага ГОЗНАК

Заказ № Усл.печ. л. 1,0

Формат 60x90 1/16. Уч-изд. л. 1,0

Отпечатано на RISO GR 3770 Тираж 100 экз.

Издательство

государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38. Отдел оперативной полиграфии издательства 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.

ВВЕДЕНИЕ.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ (ПЭД) В СОСТАВЕ УСТАНОВОК ТИПА УЭЦН.

1.1. Механизированный способ добычи нефти установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). \ q

1.2. Характеристика факторов, оказывающих влияние на процесс эксплуатации ПЭД в составе установок добычи нефти типа УЭЦН

1.3. Роль контроля и прогнозирования показателей ресурса погружного оборудования в решении задачи оперативного управления установками типа УЭЦН.

2. КРИТЕРИИ И ЗАДАЧА УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ УЭЦН С УЧЕТОМ РЕСУРСА ИЗОЛЯЦИИ ПЭД.

2.1. Общие положения.

2.2. Ограничения на область управления системой «УЭЦН-скважина» и устойчивость системы.

2.3. Критерии и задача оперативного управления электроприводом УЭЦН с учетом ресурса изоляции ПЭД.

3. РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ ТЕПЛОВОГО СТАРЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ СИСТЕМЫ «ПЭД-ЦН».

3.1. Анализ факторов, влияющих на процессы нагрева и охлаждения ПЭД.

3.2. Синтез уравнений модели теплового старения изоляции ПЭД.

3.3. Исследование модели теплового старения изоляции ПЭД.

4. СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РЕСУРСА ГЛУБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ОПЕРАТИВНОМ УПРАВЛЕНИИ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ УЭЦН.

4.1 Роль средств контроля показателей ресурса глубшшого оборудования УЭЦН в оптимизации процесса оперативного управления режимами его работы.

4.2 Анализ существующих средств контроля изоляции системы «вторичная обмотка ТМПН - кабель - ПЭД».

4.3 Аналитическая оценка момента на валу ПЭД по измеряемым

СУ электрическим параметрам.

Актуальность работы. Наметившаяся в последние месяцы на мировом рынке ситуация, характеризующаяся нестабильностью цен на энергоносители, в частности на нефть, и тот факт, что их экспорт в значительной степени определяет благосостояние и дальнейшее экономическое развитие страны, говорят о большой значимости задач наращивания объемов добычи нефти и уменьшения издержек и материальных потерь при разработке нефтяных месторождений.

Вышесказанное определяет ключевую роль решению задач интенсификации и оптимизации использования нефтепромыслового оборудования на всех этапах добычи и подготовки нефти к транспорту. Причем именно этап добычи нефти в значительной мере определяет эффективность функционирования нефтедобывающего комплекса в целом. Поэтому оптимальность использования скважинного оборудования, рациональность расходования его ресурса и соблюдение политики энергосбережения приобретают особую актуальность в сложившейся ситуации.

В связи со сказанным выше следует отметить, что на российских нефтяных промыслах в последние годы значительно возрастает доля скважин, оборудованных установками электроцептробежных насосов (УЭЦН), часть из которых оснащается регулируемыми преобразователями частоты (ПЧ), что значительно расширяет возможности по управлению процессом отбора жидкости из скважины. В то же время вопросы оперативного управления УЭЦН (особенно с ПЧ) с учетом состояния оборудования слабо изучены, а уже имеющийся отечественный и зарубежный опыт эксплуатационными службами используется недостаточно эффективно. Это приводит к частым преждевременным выходам установок из строя по различным причинам, к повышенному энергопотреблению и, как следствие, к увеличению себестоимости тонны добытой нефти. 4

По данным ООО «Энергонефть» и ОАО «РН-Юганскнефтегаз» за 2006-2007 года по месторождениям Юганского региона порядка 80% отказов установок электроцентробежных насосов происходит из-за снижения сопротивления изоляции системы «вторичная обмотка трансформатора маслопаполнеиного повышающего наземного (ТМПН) - кабель - погружной электродвигатель (ПЭД)» ниже допустимого уставкой защиты значения, причем 26,15% от общего количества отказов происходит по причине износа электрической изоляции ПЭД. Остальные 20% отказов обусловлены износом механических узлов погружного оборудования.

Из вышесказанного можно предположить, что организация процесса управления установкой, на основе оперативно поступающей информации о степепи износа погружного оборудования, особенно в части электрической изоляции двигателя, позволит повысить эффективность добычи нефти путем рационального расходования ресурса оборудования, что требует проведения соответствующих научных исследований.

Степень изученности проблемы. Исследованиями вопросов автоматизации и надежности погружных установок добычи нефти типа УЭЦН занимаются многие российские ученые. Среди них: Ведерников В.А., Ершов М.С., Кучумов Р.Я., Люстрицкий В.М., Семченко П.Т., Сушков В.В., Филиппов В.Н., Шпилевой В.А. и другие. Опубликованные ими работы посвящены вопросам совершенствования методов эксплуатации УЭЦН, в том числе с ПЧ, с целью более рационального энергопотребления и расходования ресурса оборудования. Однако следует отметить, что существует потребность в разработке подходов к диагностике состояния электрической изоляции и механических узлов ЭЦН, что имеет актуальное значение при эксплуатации скважин, оборудованных электроцентробежными насосными установками добычи нефти.

Цель работы. Повышение эффективности управления электропасосными установками добычи нефти путем учета оперативной информации о ресурсе погружного оборудования. 5

Задачи исследований.

1. На основе анализа условий и режимов работы электроцентробежных насосов (ЭЦН), обосновать роль ресурса погружного оборудования в оперативном управлении установками добычи нефти;

2. Обосновать и ввести в известный набор критериев эффективности при оперативном управлении составляющую, учитывающую состояние погружного оборудования;

3. Разработать на основе уравнений тепловых процессов в системе «ПЭД-скважина-пласт» модель теплового старения изоляции статорной обмотки погружного электродвигателя, учитывающую режимы работы установки, условия отбора нефти в скважине и состояние погружного оборудования;

4. Разработать рекомендации по уменьшению погрешности оценки текущего состояния погружного оборудования по данным станций управления УЭЦН.

Методы исследований. В работе использовались аналитические методы системного анализа, математического моделирования, термодинамики, гидродинамики, теории электрических машин, материаловедения, а так же результаты исследований, проведенных в условиях реальных нефтепромыслов.

Научная новизна работы.

1. Обоснована роль механической и электрической составляющих ресурса оборудования ЭЦН в оперативном управлении режимами его работы, обеспечивающем продление работоспособного состояния погружной установки;

2. Сформулирована и включена в известный набор критериев оперативного управления составляющая, учитывающая текушую информацию о величине и интенсивности расходования ресурса погружного оборудования;

3. Разработана математическая модель расходования ресурса изоляции ПЭД, учитывающая состояние погружного оборудования, режимы его работы и условия отбора нефти в скважине;

4. Разработаны, на основе обработки данных промысловых и лабораторных испытаний, новые рекомендации по повышению точности оценки текущего состояния погружного оборудования и даты его отказа по параметрам «момент на валу ЭЦН» и «ток утечки» через изоляцию на землю.

Достоверность полученных результатов подтверждается экспериментальными результатами, полученными в ходе промысловых и стендовых испытаний « проведенных на базе предприятий ООО «Энергонефть» и ОАО «РН-Юганскнефтегаз» и кафедры «Автоматизация и управление» ИНиГ ТюмГНГУ.

Личный вклад автора заключается в разработке подходов к диагностике состояния погружного оборудования ЭЦН и использованию этой информации в оперативном управлении режимами работы погружных установок добычи нефти.

Апробация результатов исследований производилась в форме докладов на международных научно-практических конференциях студентов и молодых ученых: «Современные техника и технологии» в г. Томске (2006, 2007 и 2008 года), на второй научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплексна Западной Сибири и пути повышения его эффективности» в г. Когалым (2006 год), на научно-технической конференция «Нефть и газ Западной Сибири» в г. Тюмень (2007 год) и на всероссийской научно-технической конференции «Проблемы автоматизации в топливно-энергетическом комплексе Западной Сибири на современном этапе» в г. Тюмень (2007 год).

Публикации. По результатам исследований опубликованы десять научных работ, в том числе одна статья в журнале, рекомендованном ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертация изложена на 156 страницах машинописного текста и содержит введение, четыре раздела, основные выводы, список литературы из 60 наименований, 23 рисунка, 12 таблиц и 5 приложений.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1) Обоснована важность учета информации о текущем ресурсе оборудования ЭЦН в оперативном управлении режимами работы погружных установок добычи нефти, обеспечивающем продление их работоспособного состояния. Определен характер влияния режимов работы ЦН и ПЭД, их состояния и условий отбора нефти в скважине на интенсивность теплового износа электрической изоляции двигателя;

2) Обоснована и включена в известный набор критериев составляющая, обеспечивающая увеличение продолжительности наработки на отказ ЭЦН за счет учета оперативной информации о величине и интенсивности изменения ресурса погружного оборудования;

3) Получена математическая модель ресурса изоляции двигателя, позволяющая оценивать степень влияния состояния погружного оборудования, режимов его работы и условий отбора нефти в скважине на интенсивность ее износа;

4) Обоснована целесообразность увеличения напряжения питания цепи контроля изоляции. Разработана рекомендация по переходу от параметра «ток ПЭД» к параметру «момент на валу ЭЦН» и предложена соответствующая методика расчета. Принятые меры позволяют производить оценку состояния изоляции на более широком интервале времени и обеспечивают увеличение точности и чувствительности оценки состояния центробежного насоса. Предлагаемые рекомендации повышают точность определения даты отказа установки, обеспечивая заблаговременную подготовку к ремонтным работам.

1. Телков Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. 2изд., перераб. и доп. М.: "Недра", 1998. - 365 с.

2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатациинефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.И. Розенберг и др. М: "Недра", 1983. -467 с. (с.44.3).

3. Халилов Э.М. Технология повышения нефтеотдачи пластов / Э.М. Халилов,Б.И. Леви, В.И. Дзюба, С.А. Панамарев. М.: "Недра", 1984. -271 с.

4. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. — М.: "Недра", 1977.360 с.

5. Батурин Ю.Е. Проблемы разработки и обустройства нефтегазовых месторождений Западной Сибири на основном этапе развития нефтегазового комплекса. //Изв. Вузов. Нефть и газ, 1998, №4. -С. 41-47.

6. Гарипов В.З. Состояние разработки нефтяных месторождений и прогнознефтедобычи на период до 2015 года // Нефтяное хозяйство, 2000, №7. -С. 12-15.

7. Баишев В.Т. Теория и практика добычи нефти / Баишев В.Т, Исайчев В.В,

8. Карпова Т.Н. // Сб. научных трудов, М.: "Недра", 1971. С. 166 - 175.

9. Богданов А.А. О подборе погружного центробежного насоса к нефтянойскважине / Богданов А.А, Розанцев В.Р, Холодняк А.Ю, Лянц Р.Г. // М.: Нефтяное хозяйство, 1972, №12. -С. 36 38.

10. TRW Reda Pump Division. The Leading Edge. Catalog, 1982, - 12 p.

11. Богданов А.А. Погружные центробежные насосы зарубежных фирм. Обзорная информация, сер. «Машины и нефтяное оборудование». М.: ВНИИОЭНГ, 1985, №10 - 63 с.

12. Богданов А.А. Погружные центробежные насосы для добычи нефти (расчет и конструкция). М.: "Недра", 1968. - 272 с.

13. Двигатели асинхронные погружные унифицированной серии. Альметьевский насосный завод. 1998. 21 с.

14. Бруслова О.В. Классификация отказов скважин после капитального ремонта по статическим данным //Изв. Вузов. Нефть и газ, 1998, №6, -С.23.

15. Основные характеристики работы УЭЦН в нефтяных скважинах Миннефтепрома. Технические материалы. М.: 1982. - 78 с.

16. Портнягин А. Л., Соловьев И. Г. Модель оценки остаточного ресурса погружно го оборудования // Вестн. кибернетики. — Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, 2002. — Вып. 1. — С. 103-108.

17. Балатин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкции. М.: Машиностроение, 1984.-383 с.

18. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1989. 245 с

19. Анклав ЭЦН в "штанговых джунглях" // Нефтегазовая вертикаль. 2006.

20. Ведерников В.А. Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок. Тюмень, 2007.

21. Протокол приемных испытаний асинхронного электродвигателя типа ЭД 63 117, ОВЖ 125.156. Лысьва, 2005. - 38 с.

22. Мищенко И.Т. Расчеты в добычи нефти. М.: Недра, 1989. - 245 с.I

23. Муравьев И.М., Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах./ Репин Н.Н. // М., "Недра", 1972. 132 с.

24. Батурин Ю.Е. К выбору расчетных методов определения технологических показателей разработки нефтяной залежи. Проблемы нефти и газа Тюмени, вып.ЗЗ, 1977.-С. 17-20.

25. Новоселов Ю.Б. Особенности применения частотнорегулируемых приводов погружных насосных установок на нефтяных месторождениях Зап. Сибири /, Фрайштетер В.П., Ведерников В.А. и др. // Нефтяное хозяйство. М.:2004, № З.-С. 86-88.

26. Ведерников В.А. Особенности выбора преобразователей частоты для электропривода погружных насосных установок / Ведерников В.А, Лысова О.А, Григорьев Г.Я. // Энергетика Тюменского региона, 2004, №1.-С. 32-35.

27. Кудрявцев А.В. Современные преобразователи частоты в электроприводе / Кудрявцев А.В, Ладыгин А.Н. // Приводная техника, 1998, №3. -С. 21 -28.

28. Матаев Н.Н. Повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.: Авт. канд. дисс. Омск, 2004. - 20 с.

29. Богданов А.А. Вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин погружными электронасосами. М., ВНИИОЭНГ, 1976. С. 69 -81.

30. Муравьев И.М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях./ Муравьев И.М., Мищенко ИТ.// М.: Недра, 1976. 128 с

31. Атакишев Т.А. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов / Т.А. Атакишев и др. М.: Недра, 1988 - 221с.

32. Ниссенбаум И.А. Современное состояние проблемы энергоснабжения на нефтяных промыслах Тюменской области / Ниссенбаум И.А, А.Б. Новоселов, В.П. Фрайштетер // Энергетика Тюменского региона. -Тюмень: НТЦ "Энергосбережение", 2000, №3. -С. 2 9.

33. Батурин Ю.Е. К выбору расчетных методов определения технологических показателей разработки нефтяной залежи. Проблемы нефти и газа Тюмени, вып.33, 1977.-С. 17-20.

34. Сыромятников И.А. Режимы работы асинхронных и синхронных двигателей. М.: Энергоатомиздат. 1984.- 240 с.

35. Гендельман Г.А Повышение технико — экономической эффективности установок погружных электронасосов / Гендельман Г.А, Суд И.И, Максимов В.П и др. // Серия Машины и оборудование, М.: ВНИИОЭНГ, 1973.- 57 с.

36. Расулов М.М, О регулировании напряжения трансформаторов для погружных электронасосов добычи нефти / Расулов М.М, Алескеров Ш.А. // ТНТО "Энергетика и электрооборудование установок нефтяной и газовой промышленности", вып.1. ВНИИОЭНГ, 1970. 100 с.

37. Алескеров Ш.А. Разработка и исследование трансформаторно — теристорного регулятора напряжения погружных электронасосов для добычи нефти. Автор, канд. дисс. Баку.: 1976. 24 с.

38. Шварч Д.Л. Влияние напряжения питания на работу погружных электроцентробежных насосов добычи нефти в установившихся режимах. РНТС. Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ, 1982, №2 -С. 24-28.

39. Абрамович Б.Н Оптимизация режимов работы электрооборудования погружных электроцентробежных насосов нефтедобычи / Абрамович Б.Н, Ананьев К.А, Иванов О.В, и др.// Промышленная энергетика, 1983, №6.-С. 22-25.

40. Ведерников В.А Оценка влияния качества напряжения 0,4 кВ на кустах с УЭЦН на показатели работы скважинного оборудования / Ведерников В.А, Григорьев Т.ЯЛ Энергетика Тюменского региона №1. Тюмень: 2002 с.

41. Ведерников В.А. Оценка показателей работы куста скважин с УЭЦН / Ведерников В.А, Григорьев Г.Я.// Изв. вузов Нефть и Газ, Тюмень, №4, 2003. -С. 39-45.

42. Меньшов Б.Г. Электроэнергетик нефтяник. /, Сибикин Ю.Д., Яшков В.А.// Справочник. -М.: Недра, 1992.-427 с.

43. Бычков В.П. Электропривод и автоматизация металлургического производства. — М.: Высшая школа, 1977. — 391 с.

44. Ведерников В.А. Исследование основных параметров процессов в электродвигателе УЭЦН при частотном регулировании./ Ведерников В.А., Лысова О.А.// Изв. вузов. Горный журнал, 2005, № 6.- с 90-94.

45. Амелин А.Г. Нахождение динамических характеристик технологических процессов аналитическим методом. Автоматика и телемеханика, 1953, т. 14, № 3, с.273-282

46. Уонг X. Основные формулы и данные по теплообмену для инженеров, М.: Атомиздат, 1979.-216 с.

47. Филиппов В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосовдля добычи нефти. -М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1983. 50 с.100

48. Филиппов В.Н. Основные факторы, определяющие показатели надежности установок для добычи нефти. М.: ЦИНТИхимнефтемаш. Химическое и нефтяное машиностроение. 1982. -№5, с.11-15.

49. Кучумов P.P. Обеспечение эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. - 260 с.

50. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Модели надежности функционирования нефтепромысловых систем. / Под редакцией профессора Р.Я. Кучумова -Тюмень: Издательство "Вектор Бук", 1999. 135 с.

51. Шмидт С. А., Люстрицкий В. М. Тепловой режим ПЭД в процессе освоения скважины, оборудованной УЭЦН // Сб. трудов ин-та «Гипровостокнефть». — Самара, 2000.

52. Ушаков В.Я., Электрическое старение и ресурс монолитной полимерной изоляции. М.: Энергоатомиздат, 1988, 152 с.

53. Методические указания по запуску выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН / «РН-Юганскнефтегаз», Нефтеюганск, 2006, 53 с.

54. Резников С., Чуев Д., Савенков А. и др., Системы непрерывного контроля изоляции / Силовая электроника, №4, 2005 год. 93-95 с.

55. Вдовитко В.П. и др., Диагностика электрической изоляции трансформаторов тока 220-500 кВ под рабочим напряжением с использованием характеристик частичных разрядов / материалы международного симпозиума, Запорожье, Украина, 1996 год.

56. Бугаев А.Н., Оценка качества изоляции присоединения собственных нужд кабель-двигатель в отключенном состоянии. ДонНТУ, Донецк, 2003 год.