автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Оптимизация режимов работы установок электроцентробежных насосов механизированной добычи нефти

На правах рукописи

Сипайлов Вадим Андреевич

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Специальность: 05.09.03 - электротехнические комплексы и системы

- 1 ОКТ 2009

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Томск - 2009

003478576

Работа выполнена на кафедре электропривода и электрооборудования Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Томский политехнический университет»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор,

Букреев Виктор Григорьевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Казанцев Юрий Михайлович

кандидат технических наук, доцент Рикконен Сергей Владимирович

Ведущая организация: Обособленное подразделение

«Научно-исследовательский институт автоматики и электромеханики Томского государственного университета систем управления и радиоэлектроники» (г. Томск)

Защита диссертации состоится 21 октября 2009 года в 15 часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.269.11 при Томском политехническом университете в ауд. 217 8-го учебного корпуса но адресу: 634050, г. Томск, ул. Усова, 7.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Томского политехнического университета по адресу: 634034, г.'Гомск, ул.Белинского, 55 или на сайте: www.lib.tpu.ru.

Автореферат разослан 18 сентября 2009 года.

Учёный секретарь совета по защите докторских и кандидатских диссертаций

Ю.Н. Дементьев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Нефтедобывающая отрасль играет огромную роль в экономике России, в связи с чем повышение эффективности электротехнических комплексов нефтедобычи, характеризующихся осложненными условиями эксплуатации и высоким уровнем энергоемкости (расходы на электроэнергию составляют от 30 до 50 % от общей суммы затрат), является актуальной задачей.

Одними из основных электротехнических комплексов механизированной добычи нефти являются установки с электроцентробежными насосами (УЭЦН). В РФ около 35 % всех нефтяных скважин оснащены УЭЦН, ими обеспечивается основной объем добычи нефти (более 50 %).

Результаты исследований зарубежных и отечественных ученых показывают, что задача повышения эффективности УЭЦН может быть решена за счет использования регулируемого электропривода и применения оптимальных алгоритмов управления.

Решением проблемы повышения эффективности эксплуатации УЭЦН с асинхронным электроприводом занимаются многие ведущие отечественные и зарубежные исследователи: В.А. Ведерников, М.С. Ершов, А.М. Зюзев, В.Н. Ивановский, Б.Г. Меньшов, А.Д. Яризев, К1оерре1 Р., ОгеЬэкг Р. и другие.

Однако существующие системы управления работой УЭЦН нельзя в полной мере рассматривать как интеллектуальные, так как они не обеспечивают принятия решения по установлению наиболее рациональных параметров технологического режима для условий, сложившихся на определенном интервале времени.

Указанные обстоятельства определили выбор объекта исследования, которым является электротехнический комплекс «Установка электроцентробежного насоса», а также предмета исследования -установившиеся режимы работы УЭЦН.

Целью диссертационной работы является оптимизация установившихся режимов работы УЭЦН с регулируемым электроприводом.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие задачи:

1. Рассмотреть перспективы и экономическую целесообразность применения регулируемого электропривода в структуре УЭЦН.

2. Сформулировать задачу оптимизации установившихся режимов работы УЭЦН с обоснованием критерия, параметров оптимизации и ограничений.

3. Провести системный анализ параметров, определяющих показатели работы УЭЦН, и выявить наиболее значимые факторы.

4. Разработать математическую модель УЭЦН, учитывающую основные технические и технологические параметры.

5. Разработать алгоритм управления, обеспечивающий оптимизацию установившихся режимов работы УЭЦН.

6. Оценить эффективность разработанного алгоритма путем имитационного моделирования и экспериментальных испытаний на скважине.

Методы исследований. В процессе исследования использовались принципы системного анализа, теории оптимизации, метод планирования эксперимента, программные среды RosPump и MatLab с приложениями Power System Blockset и Simulink.

Достоверность полученных результатов. Обоснованность и достоверность научных выводов и результатов базируется на использовании известных положений теории электрических машин и электропривода, работы скважинных центробежных погружных насосов, движения газоводонефтяной смеси; подтверждается математическим моделированием в современных программных продуктах, а также достаточной сходимостью результатов теоретических и экспериментальных исследований.

Научная новизна работы.

1. Предложен технико-экономический критерий оптимизации работы УЭЦН, отличающийся совместным учетом технических и экономических показателей и позволяющий оценивать в реальном времени эффективность функционирования установки с позиции рентабельности нефтедобычи.

2. Синтезирована модель УЭЦН как элемента системы «УЭЦН-скважина», объединяющая модели гидро- и электромеханической подсистем и учитывающая взаимное влияние технологических и технических параметров подсистем.

3. Разработан алгоритм управления, обеспечивающий оптимизацию установившихся режимов работы УЭЦН с позиции рентабельности нефтедобычи путем регулирования частоты вращения погружного агрегата.

Основные положения, защищаемые автором.

1. Критерий оптимального (с позиции системы верхнего уровня -комплекс нефтедобычи) функционирования УЭЦН и алгоритм управления установившимися режимами работы УЭЦН в технологической системе «УЭЦН-скважина».

2. Математическая модель УЭЦН, учитывающая основные технологические и технические параметры системы «УЭЦН-скважина».

3. Результаты теоретических и экспериментальных исследований установившихся режимов работы УЭЦН.

Практическая ценность работы.

1. Разработана методика синтеза математической модели УЭЦН как элемента системы «УЭЦН-скважина», позволяющая получать модель в виде уравнений регрессии, в явном виде связывающих параметры УЭЦН, управляющие воздействия и возмущающие факторы.

2. Разработан комплекс программ, позволяющий рассчитывать параметры текущего состояния системы «УЭЦН-скважина» в реальном времени и определять оптимальные значения управляющих воздействий - скорость вращения погружного агрегата, частоту и величину напряжения преобразователя частоты УЭЦН.

Реализация результатов. Результаты исследований использованы в ОАО «Сургутнефтегаз» в виде рекомендаций по изменению силовой схемы станций управления установками механизированной добычи нефти. При этом

фактическое снижение потребляемой активной мощности и затрат на электроэнергию составило 3,7 % (без изменения производственных показателей установок).

Результаты оптимизации установившихся режимов работы в виде алгоритмов, программ и рекомендаций внедрены на предприятии ООО «Стимул-Т», г. Томск. Эффект от внедрения выразился в увеличении дебита нефти на 2,26 т/сут (14,56 %) и прибыли предприятия на 5,9 %.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались, обсуждались и получили одобрение на научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, 2005); Всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергия: от получения и распределения до эффективного использования» (Томск, 2006); Международной научно-технической конференции «Электромеханические преобразователи энергии» (Томск, 2007); Международной научно-практической конференции «Современные техника и технологии» (Томск, 2008, 2009); Всероссийской конференции «Разработки молодых специалистов в области энергетики» (Москва, 2008); Всероссийской научной конференции «Наука, технологии, инновации» (Новосибирск, 2008).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, втом числе 2 статьи в журналах, рекомендуемых ВАК для публикации основных научных результатов диссертации на соискание ученой степени кандидата наук, 1 свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ, I положительное решение по заявке па полезную модель.

Структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и заключения, изложена на 154 страницах машинописного текста и содержит 32 рисунка, 19 таблиц, библиографический список из 126 наименований, 5 приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана краткая характеристика работы, обоснована актуальность темы, определены объект и предмет исследований, сформулированы цель и задачи исследований, определены научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе выделен объект исследования - установка электроцентробежного насоса, рассмотрены особенности и параметры технологической системы «УЭЦН-скважина», а также пути повышения эффективности работы УЭЦН.

Выполнен технико-экономический анализ различных структур УЭЦН и обосновано применение установки с частотно регулируемым электроприводом как варианта с наименьшими затратами на эксплуатацию.

Результаты оценки различных вариантов структуры УЭЦН представлены в таблице 1 (1 — базовая структура УЭЦН, включающая скважннный трансформатор - ТМПН, станцию управления - СУ, кабельную линию - КЛ, погружной электродвигатель - Г1ЭД, насос - ЦН, гидрозащиту, колонну

насосно-компрессорных труб - НКТ, устьевую арматуру; 2 - УЭЦН с установкой компенсации реактивной мощности; 3 - УЭЦН с преобразователем частоты - ПЧ).

Таблица 1 - Затраты для различных вариантов структуры УЭЦН (по состоянию па 2008 год)

Затраты, руб. (на одну скважину) Структура УЭЦН

1 2 3

Единовременные капитальные вложения 1 957 ООО 1 959 000 2 131 000

Затраты па ремонт Затраты на электроэнергию 332 4П 468 993 332 411 •161 049 262 183 184 534

Затраты на амортизацию 389 410 389 660 411 160

Ежегодные издержки_______ Расчетные затраты за срок-службы УЭЦН (4,1 года) 1 190 814 4 882 337 1 183 120 4 850 792 857 877 3 517 297

Снижение затрат относительно базовой структуры УЭЦН, руб. - 31 545 1 365 040

Показано, что модернизация УЭЦН за счет применение частотно регулируемого электропривода является радикальным способом снижения затрат (до 30% за срок службы установки) относительно базовой структуры УЭЦН.

За расчетный срок эксплуатации экономический эффект только за счет снижения затрат на электроэнергию может составлять около миллиона рублей на одну установку.

Во второй главе поставлена задача оптимизации режимов работы УЭЦН - выбран критерий и параметры оптимизации, обоснованы ограничения, предложена методика синтеза математической модели.

Показано, что в качестве критерия оптимального функционирования УЭЦН целесообразно использовать отклонение фактического коэффициента рентабельности по электроэнергии от планового, так как такой критерий в наиболее обобщенном виде характеризует деятельность предприятия, отвечает системному подходу и современным стратегиям построения систем управления нефтедобывающим оборудованием.

Коэффициент рентабельности по расходу электроэнергии характеризует изменение себестоимости продукции в зависимости от затрат на электроэнергию Ит)

кге„.т = сн/и„-\, (1)

где С„ - стоимость единицы реализуемой продукции (нефти), руб./т.

Задача оптимизации установившихся режимов работы УЭЦН, решаемая средствами управления, направлена на минимизацию отклонения фактического коэффициента рентабельности Аот планового А^,,.,, ,,,,, за счет

регулирования частоты <о вращения насосного агрегата

ЛА'^. Х> = <«.л")- К,™ „», 1 тт,

Крси.п.ф. Г" '

гМГ^ДедЛ^О, (2)

де X - вектор параметров жидкости, пласта, скважины и оборудования.

Такой подход позволяет увеличить объем добычи нефти из скважин высокой рентабельностью и снизить из скважин с низкой рентабельностью и, соответственно, повысить эффективность предприятия.

Фактический коэффициент рентабельности по электроэнергии

СН-0Н С„-Р,

включает экономические (Сн - стоимость I т нефти и Сг) - стоимость 1 кВт электроэнергии) и технические (£?„- дебит нефти, т/ч, /\ - потребляемая установкой мощность, кВт) параметры.

Таким образом, при известных параметрах жидкости и сложившихся на данный момент экономических условиях задача оптимизации работы УЭЦН сводится к регулированию дебита и потребляемой мощности, которые являются параметрами оптимизации на заданном интервале управления

0Ж,Р, = Р(а>(1),Х,(1),Х2(1),Х3(/),Х4(0), (4)

где - дебит жидкости; Л'/((), X2(1), Х(1)} ,Х^(г/ - векторы параметров жидкости (обводненность, газовый фактор, плотность, вязкость и др.), пласта (пластовое давление, проницаемость, насыщенность и др.), скважины (геометрия, инклинограмма, буферное давление, затрубное давление и др.) и установленного оборудования на интервале управления.

Задача оптимизации решается в пределах технологических ограничений. К основным ограничениям относятся:

- уровни давления на приеме насоса

Р <Р <Р (5)

Пр ШШ пр Пр 11(1»С ' V /

- погружение насоса под динамический уровень

Н,„,,,<Н„„..;........(6)

- допустимая температура обмотки статора ПЭД

@оЛм - @о6мх)оп ' (7)

- скорость движения охлаждающей электродвигатель жидкости О.* О....... (8)

уровень вибраций погружного агрегата

Я<АЛ)„. (9)

Для решения задачи оптимизации предложена методика синтеза математической модели УЭЦН как элемента технологической системы «УЭЦН-скважина», основанная на методе планирования эксперимента и использовании профессиональных программных продуктов, которая включает ряд этапов:

- разделение исследуемой системы «УЭЦН-скважина» на подсистемы, анализ параметров и выбор наиболее подходящей среды моделирования для каждой из подсистем;

- проведение вычислительных экспериментов в соответствии с разработанным планом;

- обработка результатов вычислительных экспериментов;

- проверка адекватности синтезированной модели.

В силу существенного различия постоянных времени протекания гидравлических и электромеханических процессов исследуемую систему целесообразно разделить на гидромеханическую и электромеханическую подсистемы, имеющие свои внутренние, входные и выходные параметры и связанные между собой посредством таких показателей, как частота вращения, полезный момент на валу М2 и температура жидкости вж (рисунок 1).

Пласт и пластовая жидкости

Гидромеханическая подсистема

(скважина, насос, НКТ)

ш, Мг

л-------------

Промысловая электрическая сеть

Электромеханическая подсистема

(ПЧ, ТМПН, КЛ. ПЭД)

Промысловая система нефтесбора

Рисунок 1 - Гидро- и электромеханическая подсистемы и их связи

Предложенная методика позволяет получить модель УЭЦН в виде уравнений регрессии, связывающих в явном виде параметры оптимизации с управляющими и возмущающими воздействиями.

В третьей главе проведен обзор и выбор программных продуктов, предназначенных для моделирования гидро- и электромеханических систем.

На основе оценки возможностей различных программ и точности воспроизведения параметров гидравлических процессов применительно к моделированию режимов работы УЭЦН экспериментальной скважины в качестве среды моделирования гидромеханической подсистемы выбрана программа RosPump. Максимальное отклонение рассчитанных данных (дебит, динамический уровень Ндш1, забойное давление Р.ш,) от замеренных составило (с учетом погрешности измерений) около 8 %.

Моделирование гидромеханической подсистемы в среде RosPump подтвердило необходимость определения рабочей точки УЭЦН с учетом реальных характеристик системы, в частности, пластового Р/Г1 и буферного Р^ давлений.

В качестве среды моделирования электромеханической подсистемы выбран пакет MatLab, приложение Power System Blockset которого включает

модели всех объектов выделенной электромеханической подсистемы. На базе моделей Power System Blockset в среде MatLab построена модель электромеханической подсистемы (рисунок 2).

гЕ

ГГ>>** РЬк* Sourc

-i/v

ЕЬ.

If I

(WWinemflfl

А«,»« i FtTi

P W.iOTT

Jj-7ПГТ

_r

5«ntf RtX BrinetvS $«'•*< PLC BuneM

___,--Э I---|

s«nn RLC Buncfp?

ED

f—^ I

0i«plty5 b.»plr»e

Lg

S«n«« RLC PunciiO

S»4«s «1С вигиЖ

— ) h—« S«n«(fii.C B'lncbf

Рисунок 2 - Модель электромеханической подсистемы в MatLab

С целью повышения точности расчетов в модели асинхронного двигателя электромеханической подсистемы учтено изменение активных сопротивлений обмоток машины в зависимости от их теплового состояния, а также влияние механических и добавочных потерь в виде дополнительного момента сопротивления на валу двигателя. Сравнение экспериментальных рабочих характеристик ПЭД, полученных при периодических испытаниях, с расчетными характеристиками на модели подтвердило достаточно высокую точность модели двигателя: максимальное отклонение рассчитанного на модели тока, соответствующего области малых нагрузок, не превышает 9 %. С увеличением нагрузки погрешность уменьшается и составляет для номинального тока не более 2 %.

Моделирование УЭЦН экспериментальной скважины подтвердило адекватность модели - отклонение расчетных значений технологических показателей (дебит жидкости, давление на приеме насоса Рпр, потребляемый

установкой ток 1\) от измеренных значений (с учетом погрешности измерений) не превышает 10%, что подтверждает возможность синтеза эффективной модели УЭЦН как элемента системы «УЭЦН-скважина».

В четвертой главе разработан алгоритм управления установившимися режимами работы УЭЦН.

Показано, что требованиям, предъявляемым к электроприводу УЭЦН в отношении динамики, глубины регулирования частоты вращения, надежности, наиболее полно отвечает схема преобразователя частоты с автономным инвертором напряжения и широтно-импульсной модуляцией.

В соответствии с методикой, описанной во второй главе, путем проведения вычислительных экспериментов с помощью математических моделей подсистем произведен синтез модели УЭЦН. При этом использованы

ортогональный центральный композиционный план второго порядка (для гидромеханической подсистемы) и линейный план полного факторного эксперимента (для электромеханической подсистемы).

На основе моделирования гидромеханической подсистемы выбраны влияющие факторы и пределы их изменения: РП1 = 20,4-25,5, МПа, Рбуф =3-10, Мпа; со =■ 243,79-365,68, рад/с; относительное значение частоты а =///„ =0,8-1,2 и величины напряжения у = /(/,„ = 0,8-1,1 на выходе ПЧ; коэффициент загрузки двигателя ЛГА/ = ДУ2 / ЛУ2[, = 0,25 — 1 (индексом «н» помечены номинальные значения величин).

С целью повышения точности аппроксимации исследуемые диапазоны изменения влияющих факторов разбиты на интервалы (таблицы 2, 3).

Таблица 2 - Факторы и пределы их варьирования _____для гидромеханич еской поде и сте мы_

Обозначение Факторы Основной уровень Нижний уровень Верхний уровень Интервал варьирования

1-й интервал

х, о), рад/с 274,26 243,79 304,74 30,47

.............V,............ /'„,, МПа /^МПа 22,95 ........... 5.5 20,4 з ..... 25,5 8 2,55 ......".....2.5

.........-V/.......... ы, рад/с 2-й ин 335,21 тервал 304,74 " 365,68 ..... 30,47

/>„,, МПа 24,225 22,95 25,5 1,275

Г,-,уф- МПа 8 6 10 2

Таблица 3 - Факторы и пределы их варьирования для электромеханической подсистемы

Обозначение фактора Факторы Основной уровень Нижний уровень Верхний уровень Интервал варьирования

1-й интервал

х, а 0,9 (45 Гц) 0,8 (40 Гц) 1 (50 Гц) 0,1 (5 Гц)

х2 Кы 0,375 0,25 0,5 0,125

Х3 У 0,9 0,8 1 0,1

2-й интервал

а 1,1 (55 Гц) 1 (50 Гц) 1,2 (60 Гц) 0,1 (5 Гц)

Км 0,75 0,5 1 0,25

Х3 У 1,05 1 1,1 0,05

ю

В результате обработки вычислительных экспериментов для каждого интервала получены системы уравнений типа

вж.М2.Р„р=Г1((о,Р^,Рп,), (10)

1х,ю,г] = Р1(а,Км,у), (Ч)

где ?] - коэффициент полезного действия.

Уравнения регрессии, записанные в кодированных значениях факторов, позволяют анализировать влияние факторов на функцию отклика.

Для первого интервала (изменение частоты вращения двигателя «вниз» от номинальной) уравнения записываются следующим образом

<2Ж =35,2904 + 7.66163-х, + 5,3571-х2 -5,4817-х3, (12)

Л/2 =52,2448+12,6792-х, +1,8883-х2 -1.7647-х,, (13)

р = 9 344 - 2,2115лг, + 0,9955 ■ х, + 1,5835 - .у, +

-<■ 1 - (14)

+ 0,1826 ■ ,х, • .х, - 0,1806 • х, • х, - 0,1766 ■ х, ■ х,.

Здесь х,, х2, х, - кодированные значения частоты вращения ротора, пластового и буферного давления.

Для второго интервала (изменение частоты вращения двигателя «вверх» от номинальной) уравнения регрессии выглядят следующим образом

дж =48,4604 + 8,4222 -х, + 2,0925-х2 -3,6123-х3, (15)

М2 =80,0683 + 16,2116-х,, (16)

Р = 6,8096 - 2,3963 ■ х, + 0,6506 • х, + 1.0301 • х, + "" ' ' (17)

+ 0,0938-х, • х2 -0,0663-х, -х, -0,1682-х,г + 0,0884-х2 + 0,105-х,!.

Из представленных уравнений следует, что производительность установки (дебит жидкости) при определенных параметрах жидкости в наибольшей степени зависит от угловой частоты вращения ротора -с увеличением со производительность насоса увеличивается. С увеличением пластового давления дебит также увеличивается, однако влияние пластового давления на дебит несколько меньше буферного.

В именованных единицах уравнения для первого интервала приобретают

вид

QM. = -69,817 + 0,2514 • со + 2,1008 • P,u - 2,1927 • Р0уф, (18)

М2 = -74,98 + 0,4161 •а + 0,7405 ■ Рпч - 0,7059 • Рбуф, (19)

Р„р = 24,5233 - 0,1135 со - 0,1018 • Рш +1,9195 • Р0уф + + 0,0024 - со ■ Рт - 0,0024 • со • Рг>уф - 0,0277 - !>„,, ■ РГп.ф. Для второго интервала

QM. =-69,5036 + 0,2764-« + 1,6412•/>„,, -1,8061 • Рй>.(/), (21)

М2 = -98,2809 + 0,5321 • со, (22)

(20)

Я, = 46,6089 - 0,00692 ■ со - 2,93 39 ■ + 0,4596 • Рыф + 0,0024 • со ■ /'„, -0,00109-со- РЛФ -0,00018-со1 + 0,05439• Рп2„ + 0,02624• РЦ.

(23)

Уравнения (11) в кодированных значениях факторов выглядят следующим образом:

п

для первого интервала

/, =0,6001-0,0257-х, + 0,0509-х, + 0,026-х, +0,0173-х, -х, -

' " (24)

-0.0151-х, -х, -0,0173-х2 -х, -0,0048-х, -х, -х,,

со = 0,9287 + 0,1004 • х. - 0.0067 -л\ + 0,0041 • х, - 0,001 • х, -х, +

1 2 (25)

+ 0,0016-х, -х, + 0,0023-х2 -х,,

п = 0,6828 + 0,0298 • х, + 0,0428 • х, - 0,0136 ■ х, - 0,0121 • х, - х, + / ' (26) + 0,0086-х, -х, +0,0120-х, -х, +0,0012-х, -х,-х„

для второго интервала

/, =0,8309 +0,0376-х, +0,1943-х, -0,0237-х, +0,041 1-х, х, -

1 ' (27)

- 0,0119 • х, • х, - 0,0257 - х, • х, - 0,0049 • х, • х, • х,,

со = 1,1147 + 0.096 - х, - 0,0171 • хт + 0,0056 • х, - 0,0044 • х, - х7 +

1 * 3 12 (28) + 0,0016 - х( • х3 + 0,003 • х2 ■ х3 +0,001 - х, • х2 • х,.

п = 0,745 - 0,0014 • х, - 0,0156 • хг + 0,0097 - х, - 0,0129 ■ х, • х, + / 2 12 (29)

+ 0,0042 • х, - х, + 0,0094 • х2 • х, + 0,0013 - х, • х, • х,.

Здесь х,, л\, х, - кодированные значения а, у и ЛГ„ .

Анализ представленных уравнений показывает, что все функции отклика

зависят как от всех варьируемых факторов, так и от их взаимодействий.

При этом на величину потребляемого УЭЦН тока наибольшее влияние

оказывает величина нагрузки.

В именованных единицах уравнения приобретают вид: для первого интервала

/, =0,3922-0,719-а -2,722-Ки +0,8365-у + 4,864-а • Ки -

- 0,0625 • а ■ у + 2,096 • ЛГ„ • у - 3,87 • а • КХ1 ■ у, со = 0,1742 + 0,8885 • а - 0,1456 • Км - 0,174 -у- 0,082 • а • Ки + + 0,1625-а -у + 0,184- Км - у.

ц = 0,8054 + 0,2185 -а + 1,1464 -Км - 0,9385 • у - 1,856 -а • Км + + 0,49 ■ а • у + 0,072 ■ Кк, у + 0,99 • а • Кы ■ у, для второго интервала

/, =0,6992-1,43-а-3,365-К„ + 0,469■ у + 5,729• а ■ + + 0,545-а-у + 2,222■ Ки-у-3,89-а ■ Кч -у, со = -0,2557 +1,3545 • а + 0,7652 - Ки + 0,21 • у - 0,984 • а ■ КЛ1 --0,25 - а - у -0,61 - Ки -у+0,77-а- у. ?/=0,8136 + 0,ЗЗ^-а+О^З-Л:,, -0,412-у -1,63-а ■ А'„ + + 0,04 • а • у - 0,416 • Ки -у + \.06-а-Ки -у. Сравнение расчетных и экспериментальных данных (таблица 4) показывает, что уравнения (Ю)-(И) с высокой точностью воспроизводят установившиеся режимы (расхождение расчетных и замеренных данных

(30)

(31)

(32)

(33)

(34)

(35)

учетом погрешности измерительного прибора не превышает 10 %) и могут быть положены в основу алгоритма управления УЭЦН.

Таблица 4 - Результаты оценки адекватности модели УЭЦН

Измеренные величины Расчет Погрешность

№ замера /„ А и,,В /,Гц р 1 буф? МПа Р пр» МПа 0 , ж ' м3/сут е». м3/сут %

1 15,86 ~345^8(Г 45,50 8,00 11,43 36,40 35,927 1,3

2 16,20 345,80 45,50 3,00 8,8 46,10 47,163 -2,31

з 16,20 46,50 8,00 11,02 38,40 37,425 2,54

4 16,54 Гзб1дГ 47^50 8,00 10,54 40,10 38,542 3,89

5 16,88 ~368^60^ 48,50 8,00 10,08 41,70 39,797 ]_ 4,56

Характер зависимости (¿ж = ¥(со, Р ф ), построенной при фиксированном значении пластового давления Рт = 25,5 МПа (рисунок 3), подтверждает необходимость учета влияния буферного давления на показатели работы УЭЦН при разработке алгоритма управления.

60 ., - - -

50 4 -

Рбуф, МПа 2 24° рад,с

Рисунок 3 - Поверхность отклика = Р((й,Рт) при Рт = 25,5 МПа

Зависимость т] = Р2(а,у) (рисунок 4) свидетельствует о наличии экстремальных значений КПД и необходимости подбора значений частоты и величины питающего напряжения для каждой рабочей точки УЭЦН.

09 0.9

Ш/Шн 08 0.8 ^

Рисунок 4 - Поверхность отклика типа г) = Рг(/при Км = 0,5

Стратегия управления, включающая этапы контроля текущего состояния технологического процесса, оценки отклонений показателей эксплуатации от проектных, выработки и реализация коррекции алгоритма эксплуатации, и синтезированная модель УЭЦН (10, 11) являются основой построения алгоритма управления.

Структура системы управления установившимися режимами работы УЭЦН приведена на рисунке 5.

Промыс-

.эпёктричес-':'. кая сеть

-пч" ■ ■

контроллер

► силовые потоки

4 тмпн 4 кл пэд цн; Устье скважины ' ,

ф информационные потоки

• Управляющее воздействие

Рисунок 5 - Структура системы управления работой УЭЦН

Силовая часть системы содержит станцию управления с ПЧ и контроллером, погружной трансформатор, кабельную линию, ПЭД с гидрозащитой (на схеме не указана), центробежный насос. Интеллектуальными блоками системы являются: автоматизированное рабочее место оператора (АРМ), база данных, блоки расчета текущего состояния и оптимизации работы УЭЦН. Измеряемыми параметрами являются: потребляемый ток, напряжение на выходе ПЧ, дебит жидкости, буферное давление и давление на приеме насоса. База данных включает сведения об экономических показателях (цена нефти, цена электроэнергии, плановый коэффициент рентабельности), параметры нефти и технологические ограничения (5-9).

Расчет состояния системы (определение рабочей точки) осуществляется с использованием систем уравнений регрессии (10-11) в соответствии с алгоритмом, представленным на рисунке 6. Блок расчета текущего состояния отслеживает работу УЭЦН и сравнивает ее с моделью плановых показателей для обнаружения отклонений и своевременного введения поправок в параметры. Оценка отклонений от оптимального режима УЭЦН проводится на основе сравнения планового коэффициента рентабельности с фактическим (3) значением. В случае отклонения коэффициента рентабельности от планового значения принимается решение об оптимизации режима работы.

(Т Начало _

Ввод исходных данных Экономические показатели: Ом, Оээ, Креиээпп,

Параметры жидкости: Ь, р„ Оперативные замеры: I,, и,, Рбу1$>, Рпр, О» Номинальные данные: 1„, и1н, Мг„, („, ш„

Щ

Расчет текущих показателей 110е=1Л;¥=и,/и,„;а = (Д„

К„ = Р(|,ое.;у;а). <!)„.„. = Р(К„; у: а),

1 = Р(К„; у; а) по уравнению (11); М2= М2„ К„; ы = ц)ое ш„; Рг = М2 ш; Р1=Рг/п

1П Перейти к блоку I алгоритма

____ОГфШИ'ШЦИИ

4 Расчет рентабельности

Крвн» ф по формуле (3); ЛКр<,„„ по формуле (2)

...

~ К„

Конец Л

Рисунок 6 - Блок-схема алгоритма расчета текущего состояния системы

Оптимизация осуществляется с использованием синтезированной модели (10-11) методом сканирования (рисунок 7).

Результатом оптимизации являются значения скорости вращения погружного агрегата, частоты и величины питающего напряжения, соответствующие минимальному значению отклонения фактического коэффициента рентабельности по электроэнергии от планового значения.

Рисунок 7 - Блок-схема алгоритма оптимизации

Разработанные алгоритмы реализованы в виде программ \latLab. Экспериментальная проверка и реализация результатов оптимизационных расчетов применительно к УЭЦН экспериментальной скважины подтвердили эффективность разработанного алгоритма оптимизации.

Оценка текущего состояния УЭЦН экспериментальной скважины (дж =36,4 м3/сут; д„ =29,27 т/сут; / = 45,5 Гц; (У, =345,8 В) выявила отклонение фактического коэффициента рентабельности от планового

(кре,= 15,92; Л",.,„ „,,, = 29,106; ЛКрс„„ = 13,183) и необходимость

оптимизации работы УЭЦН.

В результате оптимизационных расчетов в пределах заданных технологических ограничений получены следующие параметры оптимального режима: минимальное отклонение коэффициента рентабельности от планового ЛКры п = 11,2, дебит жидкости ()ж = 39,8 м3/сут, дебит нефти =34 т/сут,

частота /„„„, =48,466 Гц и напряжение ии,„т =311,6 В.

В соответствии с имеющимися на экспериментальной скважине техническими возможностями управления в автоматизированном режиме был осуществлен перевод системы на новые параметры (/„„,„= 48,5 Гц; и, =368,6 В).

При работе УЭЦН в новом режиме фактический дебит нефти увеличился на 4,26 т/сут (14,56 %), увеличение чистой прибыли от реализации продукции экспериментальной скважины составило 5,9 %.

В заключении сформулированы основные результаты работы.

В приложении приведены сведения о внедрении результатов работы, данные расчетов, тексты разработанных программ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные теоретические и практические результаты работы заключаются в следующем.

1. На основе технико-экономического анализа различных вариантов построения УЭЦН показано, что применение частотно регулируемого электропривода в структуре установки является радикальным способом снижения приведенных затрат (до 30%) относительно базового варианта.

За расчетный срок эксплуатации экономический эффект только за счет снижения затрат на электроэнергию может составлять около миллиона рублей на одну установку.

2. Показано, что в качестве критерия оптимального функционирования УЭЦН в установившихся режимах работы целесообразно использовать отклонение фактического коэффициента рентабельности по электроэнергии от планового, гак как такой критерий включает экономические и технологические параметры, в наиболее обобщенном виде характеризует деятельность предприятия и отвечает системному подходу и современным стратегиям в построении систем управления нефтедобывающим оборудованием.

3. Разработана методика синтеза математической модели УЭЦН как элемента технологической системы «скважина-УЭЦН», базирующаяся на разделении системы «скважина-УЭЦН» на две подсистемы (г ядро- и электромеханическую), использовании профессиональных программных продуктов и метода планирования эксперимента. Методика позволяет получать модели УЭЦН в виде аналитических зависимостей, связывающих параметры оптимизации (дебит и потребляемая мощность) с управляющими (частота

вращения ротора двигателя, величина и частота напряжения преобразователя частоты) и возмущающими (пластовое и буферное давление) воздействиями.

4. Разработана математическая модель объекта управления (УЭЦН) в виде функциональных зависимостей, связывающих гидро- и электромеханические параметры системы. Модель учитывает реальную структуру и параметры УЭЦН, позволяет анализировать влияние различных факторов на процессы в системе. Такая модель удобна для решения задач оптимизации и разработки систем управления, так как обеспечивает экономное использование вычислительных ресурсов микроконтроллеров.

Экспериментально подтверждена адекватность модели - расхождение теоретических и экспериментальных данных не превышает 10 %.

5. Разработаны алгоритмы и программы, позволяющие в режиме реального времени определять параметры текущего состояния системы «УЭЦН-скважнна» и обеспечивать оптимизацию установившихся режимов работы УЭЦН с позиции рентабельности нефтедобычи путем регулирования частоты вращения асинхронного электропривода.

6. Проведены имитационное моделирование, экспериментальные исследования и оптимизация работы экспериментальной скважины, подтвердившие эффективность разработанных алгоритмов и программ.

Реализация результатов оптимизации на скважине ООО «Стимул-Т» (г. Томск) позволила увеличить дебит нефти на 2,26 т/сут (14,56 %) и прибыль предприятия на 5,9 %.

Основные работы, опубликованные по теме диссертации

1. Сипайлов В.А. Способы повышения энергоэффективности установок электроцентробежных насосов механизированной добычи нефти / В.А. Сипайлов, В.Г. Букреев , Н.Ю. Сипайлова // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. - Казань. - № 7-8/1, 2008. - С. 31 -41.

2. Сипайлов В.А. Оптимальное управление установкой электроцентробежного насоса с частотно регулируемым асинхронным приводом / В.А. Сипайлов, В.Г. Букреев, Н.Ю. Сипайлова // Известия ВУЗов. Электромеханика. -№ 4. - 2009. - С. 66-69.

3. Сипайлов В.А. Применение схем индивидуальной компенсации реактивной мощности в нефтедобывающей отрасли // Электрика. - № 3. -2006. -С. 19-21.

4. Сипайлов В.А. Индивидуальная компенсация реактивной мощности // Электроэнергия: от получения и распределения до эффективного использования: Материалы Всеросс. науч.-техн. конф. - Томск: Изд-во ТПУ, 2006.-С. 152-155.

5. Сипайлов В.А. Применение управляемого электропривода в установках с электроцентробежным насосом добычи нефти // Электромеханические преобразователи энергии: Материалы международной научно-технической конференции. - Томск: Изд-во ТПУ, 2007. - С. 311-313.

6. Сипайлов В.А. Экономические показатели электротехнического омплекса с установкой электроцентробежного насоса // Современные техника

технологии: Сборник трудов XIV Междунар. науч.-практ. конф. студентов, спирантов и молодых ученых. - Т. 1. - Томск: Изд-во ТПУ, 2008. - С. 417-418.

7. Сипайлов В.А. Математическое моделирование электротехнического омплекса механизированной добычи нефти / Наука, технологии, инновации: "руды Всеросс. науч. конф. - Новосибирск, 2008. - С. 46-47.

8. Сипайлов В.А.. Шелковников Д.А. Моделирование нагрузки частотно |егулируемого привода в установках электроцентробежного насоса (УЭЦН) // Современные техника и технологии: Сборник трудов XV Междунар. науч.-[ракт. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Т. 1. - Томск: Изд-во Т1У, 2009. - С. 472-474.

9. Сипайлов В.А., Букреев В.Г., Сипайлова Н.Ю. Расчет оптимальных значений напряжения питания и частоты вращения асинхронного двигателя электроцентробежного насоса нефтяной скважины // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009613702.

10. Положительное решение по заявке на полезную модель №2009122263/22(030778). Система оптимального управления установкой электроцентробежного насоса / В.А. Сипайлов, В.Г. Букреев, Н.Ю. Сипайлова. Заявлено 10.06.09.

Личный вклад автора. Публикации ¡3|-[7] выполнены без соавторов. В публикации [1] автору принадлежит обоснование количественного критерия оптимизации работы системы «УЭЦН-скважина» (80%), в публикациях [2], [9] - разработка алгоритма оптимизаци;; технологического процесса добычи нефти установкой электроцентробежного насоса (60%), [8] - математическая модель нагрузки электропривода в виде уравнений регрессии (70 %).

Подписано к печати 10.09.2009. Тираж 100экз.

Кол-во стр. 19. Заказ № 44-09 Бумага офсетная. Формат А-5. Печать RISO. Отпечатано в типографии ООО «РауШ мбх» Лицензия Серия ПД К» 12-0092 от 03.05.2001г. 634034, г. Томск, ул. Усова 7. ком. 046 тел. (3822) 56-44-54

СПИСОК СОКРАЩЕНИИ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1 ВЫБОР СТРУКТУРЫ УЭЦН.

1.1 Технологическая система добычи нефти.

1.2 Оборудование добывающей скважины.

1.3 Пути повышения эффективности эксплуатации УЭЦН.

1.4 Преимущества и перспективы применения регулируемого электропривода в УЭЦН.

1.5 Оценка эффективности применения регулируемого электропривода в

УЭЦН.

Выводы.

ГЛАВА 2 ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ УЭЦН.

2.1 Задача управления УЭЦН.

2.2 Задача оптимизации установившихся режимов работы УЭЦН.

2.2.1 Критерий оптимизации установившихся режимов работы УЭЦН.

2.2.2 Параметры и ограничения задачи оптимизации установивщихся режимов работы УЭЦН.

2.3 Модели и методы решения задачи управления УЭЦН.

2.4 Технические средства управления УЭЦН.

Выводы.

ГЛАВА 3 МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ УЭЦН.

3.1 Выбор среды моделирования.

3.2 Математические модели программы RosPump.

3.2.1 Расчет физико-химических свойств флюидов и модель потока.

3.2.2 Модель притока жидкости.

3.2.3 Модель скважины.

3.2.4 Модель насоса.

3.3 Моделирование электромеханической подсистемы УЭЦН.

3.3.1 Математическая модель источника

3.3.2 Математическая модель скважинного трансформатора.

3.3.3 Математическая модель двигателя.

3.3.4 Математическая модель тепловых процессов двигателя.

3.3.5 Математическая модель кабельной линии.

3.3.6 Математическая модель электромеханической подсистемы

УЭЦН.

Выводы.

ГЛАВА 4 СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ УЭЦН.

4.1 Выбор структуры преобразователя частоты и способа регулирования электропривода.

4.2 Синтез модели УЭЦН.

4.2.1 Синтез модели гидромеханической подсистемы.

4.2.2 Синтез модели электромеханической подсистемы.

4.3 Структура и алгоритм управления УЭЦН.

Выводы.

Нефтедобывающая отрасль играет огромную роль в экономике России, в связи с чем повышение эффективности нефтедобычи (снижение затрат ресурсов на поддержание функционирования нефтедобывающего комплекса) является актуальной задачей [4, 13, 19, 37, 96, 109].

Нефтедобыча характеризуется высоким уровнем энергоемкости -расходы на электроэнергию составляют от 30 до 50 % от общей суммы затрат. Следует отметить, что в западных странах эти затраты составляют только 10 % издержек на добываемое сырье. Очевидно, что в условиях непрерывного роста тарифов на электроэнергию (согласно прогнозам, к 2015 году они возрастут в 3,7 раза по сравнению с нынешними) доля затрат на электроэнергию при нефтедобыче будет возрастать [20].

Увеличение издержек связано также с изменением состояние сырьевой базы, качеством запасов на разрабатываемых и открываемых месторождениях, ухудшением условий нефтедобычи (высокие газовый фактор, обводненность, давление насыщения и вязкость откачиваемой продукции). Большая часть месторождений с активными запасами находится на последней стадии разработки, увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов (в отечественной базе она составляет порядка 60-70 %), для вновь открытых месторождений характерны низкие показатели нефтенасыщенности и проницаемости пород коллекторов.

В связи с обозначенными проблемами значение исследований, направленных на решение задачи оптимизации технологии нефтедобычи, возрастает. Актуальность проблемы подтверждается рядом целевых программ, в том числе Федеральной программой «Энергоэффективная экономика» (Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2001 № 796), с отдельным разделом «Нефтедобывающий комплекс».

Повышение эффективности работы нефтедобывающих предприятий осуществляется за счет организационно-управленческих и технических мероприятий. При этом важное место занимают вопросы совершенствования электротехнических комплексов (ЭТК), используемых в технологической системе нефтедобычи.

Мероприятия, по усовершенствованию ЭТК направлены на сбережение электроэнергии за счет повышения энергетических показателей комплексов; модернизацию оборудования; оптимизацию функциональных характеристик ЭТК и режимов их работы, обеспечивающих повышение добывных возможностей скважины, надежности и долговечности. При этом совершенствованию, в первую очередь, подлежат ЭТК, потребляющие наибольшее количество электроэнергии. К таким комплексам относятся установки механизированной добычи нефти.

Одним из основных средств механизированной добычи нефти являются установки с электроцентробежными насосами (УЭЦН). В .РФ около 35 % всех нефтяных скважин оснащены УЭЦН, ими обеспечивается основной объем добычи жидкости и нефти (более 65 %) [44]. В Западной Сибири с использованием УЭЦН добывается до 90 % нефти, количество скважин, оборудованных УЭЦН, превышает 20 тысяч штук. Тенденция возрастающего использования УЭЦН, по всей видимости, сохранится.

Существенный вклад в исследование проблемы повышения эффективности эксплуатации УЭЦН внесли многие ученые и промысловые работники: Ю.А. Балакирев, А.А. Богданов, А.Н. Дроздов, Г.З. Ибрагимов; В.Н. Ивановский, П.Д. Ляпков, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко и другие.

За последние годы достигнуты значительные успехи в разработке оборудования для нефтегазовой отрасли — повысились их надежность и производительность, облегчены условия эксплуатации [4]. Развитие информационных технологий привело к созданию совершенных программных продуктов по подбору оборудования. Тем не менее даже качественный подбор оборудования не гарантирует оптимального функционирования ЭТК в связи с неточностью исходных данных и изменчивостью условий их эксплуатации.

Данное обстоятельство приводит к необходимости регулирования производительности ЭТК с целью оптимизации технологического режима.

Традиционные способы регулирования производительности насосных установок (дросселирование напорных линий насосов, регулирование напряжения вторичной обмотки трансформатора, изменение общего числа работающих агрегатов по одному из технологических параметров) практически не учитывают энергетические аспекты, что приводит к нерациональному использованию потребляемой электроэнергии [58].

Результаты исследований зарубежных и отечественных ученых показывают, что задача может быть решена за счет использования регулируемого электропривода. Высокая эффективность применения такого электропривода для оптимизации режимов работы различных технологических систем подтверждена многолетним мировым опытом [6, 46-48, 58, 59, 79, 88].

Важный вклад в теорию и практику регулируемого электропривода внесли: А .Я. Бернштейн, Н.Ф. Ильинский, В.И. Ключев, М.П. Костенко, Б.С. Лезнов, Г.Б. Онищенко, А.С. Сандлер, Р.С. Сарбатов и другие.

Решением проблемы повышения эффективности эксплуатации УЭЦН с электроприводом на базе асинхронного двигателя занимаются многие ведущие отечественные и зарубежные исследователи: В.А. Ведерников, М.С. Ершов, A.M. Зюзев, В.Н. Ивановский, Б.Г. Меньшов, А.Д. Яризев, Kloeppel F., Drehsler Р. и другие.

Однако, несмотря на наличие публикаций по данной проблеме, можно констатировать, что вопросы оптимизации работы УЭЦН с регулируемым электроприводом в скважинных условиях изучены пока не достаточно полно. Существующие системы управления работой ЭТК нельзя в полной мере рассматривать как интеллектуальные, так как они не обеспечивают принятия решения по установлению наиболее рациональных параметров технологического режима для условий, сложившихся в определенный момент времени. Задачи, решаемые системами управления, сводятся в основном к сбору информации и передаче ее на верхний уровень управления.

В связи с вышесказанным можно заключить, что в настоящее время потенциал оптимизации технологии нефтедобычи за счет управления не исчерпан.

В связи с развитием и внедрением в компаниях нефтяной отрасли многоуровневых информационных систем, технологий искусственного интеллекта, новых методов контроля и диагностики параметров, измерительных средств и мощных микропроцессорных контроллеров создаются условия для разработки эффективных алгоритмов автоматического управления ЭТК, позволяющих оптимизировать технологический процесс добычи нефти и получать значительный экономический эффект [74].

Указанные обстоятельства определили выбор объекта исследования, которым является электротехнический комплекс «Установка электроцентробежного насоса», а также предмета исследования — установившиеся режимы работы УЭЦН.

Противоречие между необходимостью управления УЭЦН с позиции экономической эффективности технологии нефтедобычи и отсутствием соответствующих алгоритмов позволило сформулировать цель диссертационной работы — оптимизация установившихся режимов работы УЭЦН с регулируемым электроприводом.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие задачи:

1. Рассмотреть перспективы и экономическую целесообразность применения регулируемого электропривода в структуре УЭЦН.

2. Сформулировать задачу оптимизации установившихся режимов работы УЭЦН с обоснованием критерия, параметров оптимизации и ограничений.

3. Провести системный1 анализ параметров; определяющих показатели работы УЭЦН и выявить наиболее значимые факторы.

4. Разработать математическую модель УЭЦН, учитывающую* основные технологические и технические параметры:

5. Разработать алгоритм; управления,, обеспечивающий оптимизацию установившихся режимов работы УЭЦН;.

6. Оценить эффективность разработанного алгоритма путем имитационного моделирования и экспериментальных испытанийша скважине.

Методы выполнения исследований. Методологической^ основой решения обозначенных задач является системный подход, в; соответствии с которым УЭЦН как объект анализа и; управления рассматривается; на основе количественной определенности всех параметров? состояния, связывающих характеристики пласта- скважины, центробежного насоса, регулируемого электропривода, режимы энергопотребления и показатель эффективности технологии нефтедобычи:

В процессе исследования использовались принципы системного анализа, теории управления, теории оптимизации; математическое моделирование гидромеханических и электротехнических систем, метод планирования эксперимента; программные средства RosPump и MatLab с приложениями Simulink и Power System Blockset; экспериментальные исследования УЭЦН на основе наблюдений в процессе эксплуатации.

Достоверность полученных результатов. Обоснованность и достоверность научных выводов! и результатов базируется на использовании; известных положений^ теории) электрических машин и электропривода, движения газоводонефтяной смеси, работы скважинных центробежных погружных; насосов; подтверждается математическим моделированием в современных программных продуктах, а также достаточной сходимостью результатов* теоретических и экспериментальных исследований, полученных при промысловых испытаниях и при внедрении и практическом использовании на предприятии ООО «Стимул-Т» алгоритма управления установившимися режимами работы УЭЦН.

Научные результаты и новизна работы.

1. Предложен технико-экономический критерий оптимизации работы УЭЦН, отличающийся совместным учетом технических и экономических показателей и позволяющий оценивать в реальном времени эффективность функционирования установки с позиции рентабельности нефтедобычи.

2. Синтезирована модель УЭЦН как элемента системы «УЭЦН-скважина», объединяющая модели гидро- и электромеханической подсистем и учитывающая взаимное влияние технических и технологических параметров подсистем.

3. Разработан алгоритм управления, обеспечивающий оптимизацию установившихся режимов работы УЭЦН с позиции рентабельности нефтедобычи путем регулирования частоты вращения погружного агрегата.

Основные положения, защищаемые автором.

1. Критерий оптимального (с позиции системы верхнего уровня -комплекс нефтедобычи) функционирования УЭЦН и алгоритм управления установившимися режимами работы УЭЦН в технологической системе «УЭЦН-скважина».

2. Математическая модель УЭЦН, учитывающая основные технологические и технические параметры системы «УЭЦН-скважина».

3. Результаты теоретических и экспериментальных исследований установившихся режимов работы УЭЦН.

Практическая ценность работы.

1. Разработана методика синтеза математической модели УЭЦН как элемента системы «УЭЦН-скважина», позволяющая получать модель в виде уравнений регрессии, в явном виде связывающих параметры УЭЦН, управляющее воздействие и возмущающие факторы.

2. Разработан комплекс программ, позволяющий рассчитывать параметры текущего состояния системы «УЭЦН-скважина» в реальном времени и определять оптимальные значения управляющих воздействий (скорость вращения погружного агрегата, частота и величина напряжения его питания).

Реализация, результатов. Результаты исследований использованы при автоматизированном управлении установившимися режимами работы УЭЦН на нефтегазодобывающем предприятии ООО «Стимул-Т», что подтверждается актом, приведенным в приложении 1.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались, обсуждались и получили одобрение на научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, 2005); Всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергия: от получения и распределения до эффективного использования» (Томск, 2006); Международной научно-технической конференции «Электромеханические преобразователи энергии» (Томск, 2007); XIV Международной4 научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные техника и технологии» (Томск, 2008); Всероссийской конференции «Разработки молодых специалистов в области энергетики» (Москва, 2008); Всероссийской научной конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука, технологии, инновации» (Новосибирск, 2008); XV Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные техника и технологии» (Томск, 2009).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 2 статьи в журналах, рекомендуемых ВАК для публикации основных научных результатов диссертации на соискание ученой степени кандидата наук, 1 свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ, 1 положительное решение по заявке на полезную модель.

Структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и заключения, изложена на 154 страницах машинописного

Выводы

1. Требованиям, предъявляемым к электроприводу УЭЦН, наиболее полно отвечает схема ПЧ с АИН и ШИМ при скалярном управлении. Скалярное управление полностью удовлетворяет требованиям в отношении динамики и глубины регулирования частоты вращения, обеспечивает высокую надежность и широкие функциональные возможности.

2. Синтезированная модель УЭЦН как объекта управления в технологической системе «УЭЦН-скважина» в виде уравнений типа Q3lc,M2>pnp = F(a),P6y(p,Pm), IX,AU,o),T],cos(p = F(f ,M2,UX), связывающих технические и технологические параметры системы, обладает высокой точностью (максимальная погрешность расчета параметров не превышает 10 %) и обеспечивает высокую скорость вычислений.

3. С учетом используемых в технологическом процессе контрольно-измерительных средств определена структура системы управления УЭЦН, а также алгоритмы расчета параметров состояния системы и оптимизации установившихся режимов работы УЭЦН.

Разработанные алгоритмы реализованы в виде программ.

4. По разработанным алгоритмам произведен расчет текущего состояния системы и оптимизация режима работы УЭЦН для экспериментальной скважины. По результатам оптимизации произведено изменение режима работы установки. В результате дебит нефти увеличился на 14,56 %, что является в современных условиях достаточно высоким результатом.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе решены задачи повышения эффективности функционирования установки погружного электроцентробежного насоса с асинхронным приводом.

Основные теоретические и практические результаты работы заключаются в следующем.

1. На основе технико-экономического анализа различных вариантов построения УЭЦН показано, что применение частотно регулируемого электропривода в структуре установки является радикальным способом снижения приведенных затрат (до 30%) относительно базового варианта. За расчетный срок эксплуатации экономический эффект только за счет снижения затрат на электроэнергию может составлять около миллиона рублей на одну установку.

2. Показано, что в качестве критерия оптимального функционирования УЭЦН в установившихся режимах работы целесообразно использовать отклонение фактического коэффициента рентабельности по электроэнергии от планового, так как такой критерий включает экономические и технологические параметры, в наиболее обобщенном виде характеризует деятельность предприятия и отвечает системному подходу и современным стратегиям в построении систем управления нефтедобывающим оборудованием.

3. Разработана методика синтеза математической модели УЭЦН как элемента технологической системы «скважина-УЭЦН», базирующаяся на разделении системы «скважина-УЭЦН» на две подсистемы (гидро- и электромеханическую), использовании профессиональных программных продуктов и метода планирования эксперимента. Методика позволяет получать модели УЭЦН в виде аналитических зависимостей, связывающих параметры оптимизации (дебит и потребляемая мощность) с управляющими (частота вращения ротора двигателя, величина и частота напряжения преобразователя частоты) и возмущающими (пластовое и буферное давление) воздействиями.

4. Разработана математическая модель объекта управления (УЭЦН) в виде функциональных зависимостей, связывающих гидро- и электромеханические параметры системы. Модель учитывает реальную структуру и параметры УЭЦН, позволяет анализировать влияние различных факторов на процессы в системе.

Такая модель удобна для решения задач оптимизации и разработки систем управления, так как обеспечивает экономное использование вычислительных ресурсов микроконтроллеров.

Экспериментально подтверждена адекватность модели — расхождение теоретических и экспериментальных данных не превышает 9 %.

5. Разработаны алгоритмы и программы, позволяющие в режиме реального времени определять параметры текущего состояния системы «УЭЦН-скважина» и обеспечивать оптимизацию установившихся режимов работы УЭЦН с позиции рентабельности нефтедобычи путем регулирования частоты вращения асинхронного электропривода.

6. Проведены имитационное моделирование, экспериментальные исследования и оптимизация работы экспериментальной скважины, подтвердившие эффективность разработанных алгоритмов и программ.

Реализация результатов оптимизации на скважине ООО «Стимул-Т» (г. Томск) позволила увеличить дебит нефти на 2,26 т/сут (14,56 %) и прибыль предприятия на 5,9 %.

1. Агеев Ш.Р. Оборудование для добычи нефти с высоким содержанием свободного газа и опыт его эксплуатации / Ш.Р. Агеев, А.В. Берман,

2. A.M. Джалаев, А.Н. Дроздов, А.Г. Кан, В.Н. Маслов // Техника и технология добычи. Проблемы и пути их решения: Труды III науч.-практ. конф. — Нефтеюганск, 2005.

3. Адлер Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский. М.: Наука, 1976. -279 с.

4. Аррилага Дж. Гармоники в электрических системах / Дж. Аррилага, Д. Брэдли, П. Боджер; пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 320 с.

5. Белоусенко И.В. Новые технологии и современное оборудование в электроэнергетике нефтегазовой промышленности / И.В. Белоусенко, Г.Р. Шварц, С.Н. Великий, М.С. Ершов, А.Д. Яризов. М.: ООО «Недра-Бизнессцентр», 2007. - 478 с.

6. Беспалов В.Я. Перспективы создания отечественных электродвигателей нового поколения для частотно регулируемого электропривода // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. — 2006. № 3. ~ С. 3-14.

7. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968. - 272 с.

8. Борисов Ю.П. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / Ю.П. Борисов, З.К. Рябинина,

9. B.В. Воинов. М.: Недра, 1976. - 285 с.

10. Бочарников В.Ф. Погружные скважинные центробежные насосы с электроприводом. — Тюмень: «Вектор Бук», 2003. — 336 с.

11. Браславский И.Я. Сравнительный анализ способов регулирования подачи центробежных насосов / И.Я. Браславский, A.M. Зюзев, Н.П. Трусов // ЭП. Электропривод. 1983. - № 2 (112). - С. 8-10.

12. П.Бруслова О.В. Классификация отказов скважин после капитального ремонта по статическим данным // Изв. вузов. Нефть и газ. — 1998. — № 6. — С. 23.

13. Важнов А.И. Электрические машины. — Л.: Энергия, 1968. — 768 с.

14. Ведерников В.А. Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок: Автореф. дис. д-ра техн. наук. Тюмень, 2006. - 32 с.

15. Ведерников В.А. Оптимизация системы электропривода погружного насоса / В.А. Ведерников, О.А. Лысова // Изв. вузов. Нефть и газ. 2002. — № 5. - С. 88-92.

16. Ведерников В.А. Оценка влияния качества напряжения 0,4 кВ на кустах с УЭЦН на показатели работы скважинного оборудования / В.А. Ведерников, Г.Я. Григорьев, Д.В. Евсеенко // Энергетика Тюменского региона. 2002. - № 1. - С. 18-24.

17. Владимирова Э.В. Методика расчета совместной работы пласта и погружного центробежного насоса на ЭЦВМ «Минск-32» / Э.В. Владимирова, Л.Г. Зайцева, Р.Ш. Шакиров // Тр. ТатНИПИнефть. — Бугульма, 1971. Вып. 19. -С. 146-159.

18. Вольдек А.И. Электрические машины. — Л.: Энергия, 1978. 832 с.

19. Временное методическое руководство по расчету режимов скважин, эксплуатируемых глубинными насосами (ЭЦН и ШГН). Уфа: БашНИПИнефть, 1976. - 114 с.

20. Генералов И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения: Автореф. дис. канд. техн. наук. — Уфа, 2005. 20 с.

21. Гинзбург М. История одного изобретения / М. Гинзбург, В. Павленко, Р. Камалетдинов // Нефтегазовая Вертикаль. — 2006. № 12. - С. 88-89.

22. Гопан А.И. Пакет прикладных программ для оптимизации работы системы «насос-скважина» / А.И. Гопан, В.Н Филлипов. — М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1984. 6 с.

23. ГОСТ 18058-80 Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые погружные серии ПЭД. Технические условия. — М.: ИПК Изд-во стандартов, 1987. 37 с.

24. ГОСТ 11828-86 Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний. — М.: ИПК Изд-во стандартов, 1987. — 32 с.

25. ГОСТ 30195-94 Электродвигатели асинхронные погружные. Общие технические условия. Минск: Межгосударственный Совет по стандартизации, метрологии и сертификации, 1994. — 31 с.

26. ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М.: ИПК Изд-во стандартов, 1998. - 32 с.

27. Григорьев Г.Я. Повышение эффективности управления энергетическими комплексами в нефтегазодобыче: Автореф. дис. канд. техн. наук. — Тюмень, 2005. — 23 с.

28. Гусейнов Ф.Г. Планирование эксперимента в задачах электроэнергетики / Ф.Г. Гусейнов, О.С. Мамедяров. М.: Энергоатомиздат, 1988.- 150 с.

29. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности горных пород. — М.: Недра, 1975. — 165 с.

30. Деньгаев А.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей: Дис. канд. техн. наук: 25.00.17. — 160 с.

31. Домбровский В.В. Асинхронные машины: теория, расчет, элементы проектирования / В.В. Домбровский, В.М. Зайчик. — JL: Энергоатомиздат, 1990. -368 с.

32. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977. -360 с.

33. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос: Дис. канд. техн. наук. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1982.-212 с.

34. Дьяконов В .П. Matlab 6: Учебный курс. СПб.: Питер, 2001. - 592 с.

35. Ерка Б.А. Особенности технологии эксплуатации электроцентробежными насосами скважин с неустановившимися режимами работы: Автореф. дис. канд. техн. наук. — Тюмень, 2006. — 24 с.

36. Зозуля Ю.И. Интеллектуальный нефтепромысел реального времени / Ю.И. Зозуля, И.Д. Кизина, В.А. Алабужев / Автоматизация и метрология в нефтегазовом комплексе: Материалы науч.-практ. конф. — Уфа: Нефтеавтоматика, 2007. С. 26-28.

37. Зюзев A.M. Развитие теории и обобщение опыта разработки автоматизированных электроприводов агрегатов нефтегазового комплекса: Дис. д-ра техн. наук: 05.09.03. Екатеринбург, 2004. - 347 с.

38. Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений: в 4 т. / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, С.В. Муравленко, В.Н. Артемьев, А.Г. Телин, А.Р. Латыпов, Т.А. Исмагилов. М.: ВНИИОЭНГ. 1994. - Т. 2 -275 с.

39. Ивановский В.Н. Комплексная система диагностики работоспособности скважинных насосных установок / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, B.C. Каштанов, А.А. Сабиров, С.С. Пекин // РНТЖ Нефтепромысловое дело. — 1997. — № 11.

40. Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей // Производство и эксплуатация УЭЦН: Докл. XII Всеросс. техн. конф. — Альметьевск, 2004.

41. Ивановский В.И. Новые возможности ПК «Автотехнолог» // Нефтяная вертикаль, 2006. -№12. С. 100-102.

42. Ивановский В.Н. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти / В.Н. Ивановский, С.С. Пекин, А.А. Сабиров М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» ГУП Нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 256 с.

43. Игревский В.И. Исследование влияния газовой фазы на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей из скважин: Дис. на соискание ученой степени канд. техн. наук. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1977. - 192 с.

44. Ильинский Н.Ф. Электропривод: энерго- и ресурсосбережение / Н.Ф. Ильинский, В.В. Москаленко. — М.: Издательский центр «Академия», 2008.-208 с.

45. Ильинский Н.Ф. Энергосберегающий электропривод насосов / МЭИ. -С. 3-8.

46. Ильинский Н.Ф. Энергосбережение в центробежных машинах средствами электропривода // Вестник МЭИ, 1995. № 1. - С. 53-62.

47. Казачковский Н.Н. Определение параметров и характеристик асинхронных двигателей по данным каталога и опыта холостого хода / Н.Н. Казачковский, В.Б. Зворыкин, В.К. Козлов // Промышленная энергетика. — 1988. -№ 10.

48. Клейменов В.Ф. О расчете коэффициента продуктивности скважин, оборудованных глубинными насосами, типа УЭЦН // Нефтепромысловое дело. -1977.-№9.-С. 42-43.

49. Ключев В.И. Теория электропривода. — М.: Энергоатомиздат, 1985. —560 с.

50. Ковалев В.З. Моделирование электротехнических комплексов и систем как совокупности взаимодействующих подсистем различной физической природы: Дис. д-ра техн. наук. Омск, 2000. - 312 с.

51. Козаченко В.Ф. Создание высокопроизводительных встраиваемых микроконтроллерных систем управления для современного комплектного электропривода: Автореф. дис. д-ра техн. наук. М., 2007. - 40 с.

52. Козлов В.В. Оперативное управление погружными установками добычи нефти с учетом ресурса изоляции электродвигателя: Автореф. дис. канд. техн. наук. — Тюмень, 2009. — 18 с.

53. Комелин А.В. Интеллектуальная автоматизированная система управления установкой электроцентробежного насоса: Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2006. — 20 с.

54. Копылов И.П. Математическое моделирование электрических машин. -М.: Высш. шк., 2001.-327 с.

55. Кучумов P.P. Информационно-программное обеспечение процесса гидродинамического моделирования притока жидкости к несовершенной скважине: Автореф. дис. канд. техн. наук. Тюмень, 2007. - 20 с.

56. Лезнов Б.С. Применение регулируемого электропривода в насосных установках систем водоснабжения и водоотведения / Б.С. Лезнов, В.Б. Чебанов // Электротехника, 1995. № 7. - С. 9-12.

57. Лезнов Б.С. Энергосбережение и регулируемый привод в насосных и воздуходувных установках. М.: Энергоатомиздат, 2006. — 360 с.

58. Линев B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин // Нефтяное хозяйство. 1971. - № 7. — С. 9-13.

59. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу погружного центробежного насоса ЭН5-800 // Нефтяное хозяйство. 1958. - № 2. - С. 43-49.

60. Ляпков П.Д. О влиянии вязкости жидкости на характеристику погружных центробежных насосов // Тр. ВНИИ им. Крылова. М., 1964. -Вып. 41.-С. 71-107.

61. Меньшов Б.Г. Электрооборудование нефтяной промышленности / Б.Г. Меньшов, И.И. Суд, А.Д. Яризов. М.: Недра, 1990. - 364 с.

62. Меньшов Б.Г. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности / Б.Г. Меньшов, М.С. Ершов, А.Д. Яризов. М.: Недра, 2000. - 488 с.

63. Методика расчета норм расхода электрической энергии на добычу нефти. 1983.-64 с.

64. Минигазимов М.Г. Исследование влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН6-160-1100 / М.Г. Минигазимов, А.Г. Шарипов, Ф.Л. Минхайров // Тр. ТатНИПИнефть. Бугульма, 1971. - Вып. 15. - С. 157164.

65. Митюков А.А. Скважинные системы контроля технологических параметров установок электроцентробежных насосов / А.А. Митюков, О.Р. Искандаров // Нефтяное хозяйство. — 2004. — № 11. — С. 26-27.

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

67. Мощинский Ю.А. Определение параметров схемы замещения асинхронной машины по каталожным данным / Ю.А. Мощинский, В.Я. Беспалов В.Я., А.А. Кирякин // Электричество. 1998. - № 4. - С. 38-42.

68. Муравьев И.М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях / И.М. Муравьев, И.Т. Мищенко. М.: Недра, 1969. - 248 с.

69. Нагиев Али Тельман Оглы. Разработка и исследование технологии добычи нефти при применении интенсивных методов воздействия на пласт: Автореф. дис. канд. техн. наук. — Тюмень, 2006. — 24 с.

70. Налимов В.В. Статистические методы планирования экстремальных экспериментов / В.В. Налимов, В.А. Чернова. — М.: Наука, 1965. — 340 с.

71. Непомнящий М.А. Погружные электродвигатели для скважинных насосов / Отв. редактор И.Я. Шор. Кишинев: ШТИИНЦА, 1982. - 168 с.

72. Нефтегазовая Вертикаль. 2006. - № 12.

73. Нефть, газ и газовый рынок / http: // www.ngfi-.ru/ngd.html7neftl4.

74. Никифоров А.Д. Разработка адаптивной системы управления частотно регулируемого электропривода: Дис. канд. техн. наук: 05.09.03. Москва, 2005.-126 с.

75. Норенков И.П. Введение в автоматизированное проектирование технических устройств и систем: учебное пособие. — М.: Высшая школа, 1986. — 304 с.

76. Онищенко Г.Б. Электропривод турбомеханизмов / Г.Б. Онищенко, М.Г. Юньков. -М.: Энергия, 1972.-240 с.

77. Оттерпол Г. Технические и экономические аспекты применения энергосберегающих электроприводов в насосных и вентиляторных механизмах (из опыта работы фирмы «Elpo FG», Германия) / Г. Оттерпол, Р. Хюбнер // Электротехника. 1995. -№ 7. - С. 12-16.

78. Павлов И.В. Системы прямого адаптивного управления / И.В. Павлов, И.Г. Соловьев. -М.: Наука, 1989. 136 с.

79. Полак Э. Численные методы оптимизации: Единый подход: пер. с англ. / Э. Полак; под ред. И.А. Вателя; пер. с англ. Ф.И. Ерешко. — М.: Мир, 1974.-376 с.

80. Полищук В.В. Исследование высших гармоник при регулировании УЭЦН с помощью преобразователей частоты /В.В. Полищук, Д.В. Евсеенко,

81. B.Б. Прохорова // Энергетика Тюменского региона. — Тюмень: НТЦ «Энергосбережение», 2001. — № 4. С. 35-37.

82. Помвин Е.В. Новые технологии в производстве ПЭД // Установки для добычи и перекачки пластовой жидкости. Проблемы, решения, сервис: Труды науч.-практ. конф. Пермь: Новомет, 2006.

83. Разработка нефтяных месторождений. Т. 2 «Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин» / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов,

84. C.В. Муравленко, В.Н. Артемьев, А.Г. Телин, А.Р. Латыпов, Т.А. Исмагилов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 205 с.

85. Реклейтис Г. Оптимизация в технике: В 2-х кн. Кн. 1. Пер. с англ. / Г. Реклейтис, А. Рейвиндран, К. Рэгсдел. М.: Мир, 1986. — 350 с.

86. Реклейтис Г. Оптимизация в технике: В 2-х кн. Кн. 2. Пер. с англ. / Г. Реклейтис, А. Рейвиндран, К. Рэгсдел. М.: Мир, 1986. - 320 с.

87. Сандлер А.С. Автоматическое управление асинхронными двигателями / А.С. Сандлер, Р.С. Сарбатов. М.: Энергия, 1974. - 328 с.

88. Сарач Б.М. Энергосберегающая насосная станция (опыт практической реализации) / Б.М. Сарач, А.Ю. Зиновьев и др. // Вестник МЭИ. 1995. - № 1. — С. 63-66.

89. Сипайлов В.А. Индивидуальная компенсация реактивной мощности // Электроэнергия: от получения и распределения до эффективного использования: Материалы Всеросс. науч.-техн. конф. Томск: Изд-во ГНУ, 2006.-С. 152-155.

90. Сипайлов В.А. Математическое моделирование электротехнического комплекса механизированной добычи нефти / Наука, технологии, инновации: Труды Всеросс. науч. конф. Новосибирск, 2008. С. 46-47.

91. Сипайлов В.А. Применение схем индивидуальной компенсации реактивной мощности в нефтедобывающей отрасли // Электрика. № 3. — 2006. -С. 19-21.

92. Сипайлов В.А. Применение управляемого электропривода в установках с электроцентробежным насосом добычи нефти // Электромеханические преобразователи энергии: Материалы международной научно-технической конференции. Томск: Изд-во ТПУ, 2007. - С. 311-313.

93. Сипайлов В.А. Способы повышения энергоэффективности установок электроцентробежных насосов механизированной добычи нефти / В. А. Сипайлов, В.Г. Букреев, Н.Ю. Сипайлова // Известия вузов. Проблемы энергетики. Казань. -№ 7-8/1, 2008. - С. 31-41.

94. Система погружной телеметрии «Электон ТМС»: Руководство по эксплуатации ЦТКД 023 РЮ. — Радужный (Владимирская обл.), 2004. — 15 с.

95. Смородов Е.А. Методы повышения надежности и эффективности технологического и энергетического оборудования добычи и транспорта нефти и газа: Дис. д-ра техн. наук: 05.02.13, 05.26.03. — Уфа, 2004. -317 с.

96. Соколовский Г.Г. Электроприводы переменного тока с частотным регулированием. — М.: Издательский центр «Академия», 2007. — 272 с.

97. Соловьев И. Г. Гибкие автоматизированные технологии нефтедобычи. Концептуальные основы и системные принципы // Вестник кибернетики. — Тюмень, 2004. Вып. 3. - С. 136-138.

98. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. К.Ш. Гиматудинова. -М.: Недра, 1974.-704 с.

99. Справочник мастера по добыче нефти, ПРС, КРС. / Под ред. А.О. Атепаева. Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья», 2001. - 316 с.

100. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под общей ред. Ш.К. Гиматудинова / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. — 2-е изд., стереотипное. М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. — 455 с.

101. Станция управления «Электон-05» / Руководство по эксплуатации. ЗАТО, г. Радужный, Владимирская обл., 2005. - 72 с.

102. Станчу И. Эффективная вязкость водонефтяных эмульсий в каналах рабочих органов погружных центробежных насосов / И. Станчу, П.Д. Ляпков // Нефтепромысловое дело. 1976. -№ 2. — С. 25-28.

103. Техническое описание компьютерной программы подбора погружного оборудования. Уфа, 2006. — 70 с.

104. Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам УМП ЭЦН-79 / В.Н. Филиппов, Ш.Р. Агеев, Г.А. Гендельман, А.И. Гопан, Г.Е. Горькова. -М.: ОКБ БН, 1979. 169 с.

105. Усольцев А.А. Частотное управление асинхронными двигателями: Учебное пособие. СПб.: СПбГУ ИТМО, 2006. - 94 с.

106. Филиппов В.Н. Библиотека программ «Электронасос» // РНТС Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. — 1977. — № 12. -С. 11-15.

107. Фролов С.В. Вопросы анализа надежности УЭНЦ при интенсификации добычи нефти / С.В. Фролов, Д.В. Маркелов // НТЖ. Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа. М.: Нефть и газ, 2002.-№2.

108. Фролов С.В. Повышение эффективности эксплуатации УЭЦН путем разработки и внедрения методики подбора и оптимизации работы оборудования: Дис. канд. техн. наук: 05.02.13. М., 2005. - 139 с.

109. Хачатурян В.А. Управление электроснабжением нефтеперерабатывающих предприятий в условиях массового применения регулируемого электропривода. СПб.: СПбГТУ, 2002. - 64 с.

110. Чертов Р.А. Математическое моделирование электротехнического комплекса «установка электроцентробежного насоса» нефтегазодобывающих предприятий: Дис. канд. техн. наук: 05.09.03. Омск, 2005. — 181 с.

111. Чичеров А.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1983.-312 с.

112. Шершнев А. Станции управления насосами нефтедобычи -интеллект нарастает! // Нефтегазовая Вертикаль. № 12. - 2006. - С. 104-105.

113. Ярыш Р.Ф. Повышение эффективности работы электротехнических комплексов предприятий нефтедобычи: Дис. канд. техн. наук: 05.09.03. -Чебоксары, 2003. 185 с.

114. An Analysis of application of submersible electric pumping systems in the Santa Barbara channel. Report/ TRW Reda Pumps. USA, 1972. - 66 p.

115. Beggs DH Production Optimization Using NODAL Analysis. OGGI Publication, Tulsa, 1991.

116. Положительное решение по заявке на полезную модель № 2009122263/22(030778). Система оптимального управления установкой электроцентробежного насоса / В.А. Сипайлов, В.Г. Букреев , Н.Ю. Сипайлова. Заявлено 10.06.09.

117. Сипайлов В.А. Оптимальное управление установкой электроцентробежного насоса с частотно регулируемым асинхронным приводом / В.А. Сипайлов, В.Г. Букреев , Н.Ю. Сипайлова // Известия ВУЗов. Электромеханика. №4. - 2009. - С. 66-69.