Оперативное управление погружными установками добычи нефти с учетом ресурса изоляции электродвигателя тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.06, кандидат технических наук Козлов, Василий Владимирович

• Козлов, Василий Владимирович
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Козлов, Василий Владимирович

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.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оперативное управление погружными установками добычи нефти с учетом ресурса изоляции электродвигателя»

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.

Заключение диссертации по теме «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям)», Козлов, Василий Владимирович

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.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Козлов, Василий Владимирович, 2009 год

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.