CC BY
32УДК 621.65:681.5
Агиба Ишимовна Исмагулова доцент кафедры электроэнергетики, Атырауский институт нефти и газа , Республика Казахстан, г.Атырау
АВТОМАТИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ В СИСТЕМАХ НЕФТЕДОБЫЧИ, ИСПОЛЬЗУЮЩИХ ШТАНГОВЫЕ ГЛУБИННО-НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Аннотация: В работе предлагается структурная схема автоматизированной
станции управления штанговыми глубинно-насосными установками. Основным элементом предлагаемой схемы является система автоматического регулирования динамического уровня жидкости, предлагаемы вариант которой приведен в работе, где описаны функциональная схема и блок-схема автоматического регулятора уровня.
Ключевые слова: штанговые глубинно-насосные установки, электроприводов в системах нефтедобычи, автоматизированной станции управления, автоматическое регулирование динамического уровня жидкости.
Введение
Особенности географического расположения и удаленность нефтепромысловых районов России предъявляет высокие требования как к технологии добычи нефти, так и к надежности оборудования нефтедобычи.
Среди основных оборудовании, применяемых в нефтепромыслах, значительное место занимают насосные агрегаты поршневого или плунжерного типа, турбоагрегаты центробежного типа и буровые установки (БУ). К агрегатам первого типа относятся штанговые глубинно-насосные установки (ШГНУ), буровые насосы (БН), насосы пластового давления, ко вторым установки - электроцен-тробежные насоы (УЭЦН) и аппараты воздушного охлаждения газа (ЛВС). Буровые установки содержат в своем составе, кроме буровых насосов, спуско-
подъемный аппарат (СПА) и механизм вращения колонны бурильных труб (в последних моделях БУ, так называемый, верхний привод).
Штанговыми глубинно-насосными установками эксплуатируются более половины всего фонда скважин России, в качестве приводного механизма для которых используются различные типы станков-качалок. Поэтому ШГНУ являются одними из наиболее важных компонентов современных систем нефтедобычи в России. Состояние глубинно-насосных установок определяет степень готовности нефтепромысла, его работоспособность, производительность и надежность, особенно, в условиях интенсивной эксплуатации и связанного с этим износа оборудования. Нестабильность работы ШГНУ и, тем более, их отказ могут привести к самым серьезным последствиям для нефтепромысла. Поэтому обеспечение эффективности и надежности работы ШГНУ является одной из важнейших задач создания благоприятных условий для устойчивого, надежного и экономичного функционирования нефтепромысла, сводя до минимума возможные издержки и потери от различных рисков.
Оценка технического уровня электроприводов применяемых в нефтедобыче показывает, что до настоящего времени перечисленные выше агрегаты в большинстве случаев оснащаются нерегулируемым электроприводом, выполненным на базе асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором, что существенно ограничивает возможности оптимизации технологического процесса. При использовании нерегулируемого привода трудно согласовать производительность насоса ШГНУ с притоком нефти, что приводит к увеличению числа отказов внутрискважинного оборудования. Поэтому для большинства скважин технология откачки нефти требует автоматического регулирования производительности установки. Наиболее эффективным способом автоматического регулирования производительности ШГНУ является применение регулируемого электропривода. Электропривод буровых установок многодвигательный и в настоящее время выполняется регулируемым на основе электродвигателей постоянного тока. Безусловно, данное решение позволяет удовлетворить самые сложные требования по реализации разнообразных технологических режимов работы
буровой установки, однако в значительной степени усложняет эксплуатацию агрегата из-за наличия в системе привода коллекторной машины с присущими ей недостатками.
Из вышесказанного следует актуальность задачи повышения эффективности управления ШНГУ. Основное назначение системы управления - обеспечить такое реагирование на любые отклонения характеристик внешней среды и параметров системы от номинальных или желаемых их значений, при котором система по-прежнему оказывается способной выполнять возложенные на нее задачи. Основной задачей, решаемой в работе, является повышение эффективности управления и оптимизации электроприводов в системах нефтедобыче, использующих в процессе бурения ШНГУ. Указанная задача применительно к глубинно-насосным установкам других типов ранее рассматривалась в [1, 2].
1. Структура системы автоматического управления ШНГУ
Предлагаемая в работе структурная схема автоматизированной станции управления ШГНУ, разработанная на базе электропривода системы ТПН-АД с учетом динамических нагрузок в механических звеньях, приведена на рисунке 1. Опишем более детально устройство и принцип работы станции.
Станция снабжена микропроцессорной системой управления (МПСУ), содержащей в своем составе специализированный контроллер с Flash - ПЗУ, реализующий функции системы управления электроприводом (СУЭП) и технологического регулятора (ТР). Контроллер, построенный по однопроцессорной структуре, выполнен на базе однокристальной микро-ЭВМ семейства ATMEL LV52. В систему, кроме того, входят датчики фазного тока Іф, напряжений сети Uc и двигателя ид (ДТ, ДН1 и ДН2), а также датчики положения S балансира (ДП) и усилия F в штоке (ДУ). В качестве датчика положения может быть применен фотоэлектрический (импульсный или кодовый) или индукционный (сельсин, вращающийся трансформатор) датчик.
ду“
Рис. 1. Структурная схема автоматизированной станции управления ШГНУ
Блок СУЭП осуществляет формирование управляющих импульсов тиристоров в соответствии с заданием, поступающим на его вход от технологического регулятора. В этом блоке реализуются функции системы импульсно-фазового управления, задатчика интенсивности, регулятора скорости (при наличии датчика скорости), блока линеаризации и логического дискриминатора режимов, определяющих режим работы ТПН и угол открытия а вентилей преобразователя. Кроме того, в блоке реализуются защиты от неправильного чередования фаз сетевого напряжения и исчезновения фазы, время- токовая защита двигателя, максимально-токовая защита преобразователя. В случаях работы без датчика скорости система управления обеспечивает функционирование тиристорного пускателя в вариантах отсечки по току, программно-временного формирователя напряжения питания двигателя при пуске и торможении или с обратной связью по сигналу от наблюдателя скорости, обеспечивая регламентированный запуск двигателя.
Блок ТР обеспечивает автоматическую работу электропривода в старт-стопном режиме с периодическим включением на расчетное (или заданное) время работы Тр, и отключением на расчетное (или заданное) время паузы Т0 с чередованием позиций останова в ВМТ или НМТ и проведением замеров соответствующих усилий в штоке, осуществляя автоматическое управление средней производительностью насоса, В этом блоке реализуется защита и автоматическая диагностика характерных неисправностей в работе ШГНУ, а именно: предупреждение перегрузки штанг; обнаружение обрыва штанг, обрыва шатунов,
обрыва ремней, нарушения балансировки. Кроме того, блоком выполняются функции рестарта и автоматического повторного включения (АПВ), хранение истории событий, включая учет моточасов и запись динамограмм, а также поддерживается связь с системой верхнего уровня по стандартному последовательному каналу. Основными режимами работы системы автоматического управления являются:
•режим стабилизации заданного (произвольного) значения динамического уровня, определяемого на основе одного из описанных выше алгоритмов контроля значений усилий в штоке вблизи верхней и нижней мертвых точек хода полированного штока;
•режим, реализующий алгоритм стабилизации граничного динамического уровня, соответствующего началу незаполнения насоса.
Система автоматического регулирования динамического уровня построена на основе измерителя уровня с непрерывной оценкой параметров динамограмм
[3].
Рис. 2. Блок - схема алгоритма автоматического регулирования динамического уровня
Блок - схема раскрывает алгоритм функционирования программноаппаратного комплекса микропроцессорной системы управления, который содержит блок слежения за положением штока 1, блок управления фиксаторами усилий 2, блок управления приводом 3, блоки фиксации усилий 4, 5, б, 7, блоки
расчета средних усилий 8 и 9, блок расчета динамического уровня жидкости 10, автоматический регулятор уровня 11, таймер 12.
Способ реализуется следующим образом. При работе глубинно-насосной установки нефтяной скважины в режиме качания блоком слежения 1 осуществляют определение крайнего верхнего и крайнего нижнего положений полированного штока по сигналу £ от датчика положения (не показан). В моменты прохождения штоком указанных точек в блоке 1 происходит запоминание позиций соответственно Бв(.) и 8н(-), а в моменты смены направления движения штока сразу после прохождения крайних точек запоминание позиций Бв+) и Бн+). Далее в блоке управления фиксаторами усилий 2 текущее положение штока £ сравнивается с позицией Бв(-) и в момент их равенства подается сигнал управления на фиксатор 4. В блоке 4 по этому сигналу происходит запоминание усилия в крайней верхней точке Рв(-). Аналогично по достижении соответствующих позиций происходит запоминание усилий ¥в++), ¥щ.), ¥н++) в фиксаторах 5, 6 и 7, соответственно.
Из блоков 4 и 5 значения усилий ¥в-.) и ¥в++) подаются в блок расчета среднего усилия 8, а из блоков 6 и 7 значения усилий ¥Н(-) и ¥н+) подаются в блок расчета среднего усилия 9. В данных блоках выполняется расчет средних усилий для верхней и нижней мертвых точек хода штока: ¥ср(е) и ¥ср(н) соответственно. На основе полученных значений ¥ср(е) и ¥ср(н) в блоке 10 выполняется расчет динамического уровня жидкости в скважине hд.выч. Поэтому для реализации алгоритма необходимо иметь расчетное значение для hдвьlч.
Расчетное значение hд.выч, поступает в автоматический регулятор 11, где происходит его сравнение с заданным динамическим уровнем Ндуст., который устанавливается таким, чтобы при его достижении исключалась возможность не-заполнения насоса при его нормальной работе.
Автоматический регулятор уровня 11 работает по принципу широтноимпульсной модуляции. По разности установки заданного и расчетного значений динамического уровня регулятор определяет относительную продолжительность работы привода в цикле периодической откачки жидкости из скважины.
Команда на пуск двигателя формируется регулятором по сигналу от таймера 12, задающего цикл периодической откачки жидкости. По истечении расчетного времени работы регулятор 11 выдает сигнал на остановку в блок управления приводом 3. Окончание паузы определяется временем цикла, по завершении которого таймер выдает в регулятор 11 сигнал на очередной запуск двигателя и начало отсчета следующего рабочего интервала.
Определение расчетного значения динамического уровня жидкости в стволе скважины выполняется, как уже отмечалось, на каждом цикле качания, что позволяет снизить влияние вычислительного запаздывания на качество работы автоматического регулятора уровня 11. Собственно регулятор уровня выполняется
по традиционной П или ПИ - структуре
Рисунок 3. Функциональная схема системы автоматического регулирования динамического уровня
В условиях, когда эксплуатация ШГНУ по состоянию оборудования и характеристикам скважины невозможна без проявлений частичного незаполнения насоса, или целесообразна работа с частичным незаполнением, необходима более универсальная система управления, допускающая такую возможность. В [4] предлагается способ оптимального управления штанговой глубинно-насосной установкой нефтяной скважины, предусматривающий предварительное обследование скважины с нахождением параметров, соответствующих максимальной производительности скважины, заключающийся в реализации алгоритма вывода ее на динамический уровень с признаком незаполнения насоса и автоматическое регулирование найденного оптимального уровня за счет периодического отключения установки с регулируемой длительностью паузы.
Основным недостатком данного способа является отсутствие постоянного упреждающего контроля и регулирования степени незаполнения насоса (только оперативное выявление признака незаполнения насоса), что при выбранном способе задания динамического уровня может привести к неэффективной работе установки. Кроме того, необходимость периодического проведения цикла тестирования скважины приводит к потерям времени и снижению общей производительности установки.
Указанных недостатков лишен модифицированный способ оптимального управления штанговой глубинно-насосной установкой нефтяной скважины [5], включающий контроль изменений усилий в точке подвеса колонны насосных штанг и положения полированного штока, выявление признака незаполнения насоса и определение динамического уровня жидкости в стволе скважины по разности значений усилий в крайнем верхнем и в крайнем нижнем положениях хода штока, поддержание заданного динамического уровня жидкости за счет периодического отключения установки с автоматически регулируемой длительностью паузы, в котором дополнительно после выявления признака незаполнения насоса вводят уставку на степень незаполнения Стах осуществляют контроль степени незаполнения С, и при наличии отклонения текущего незаполнения от уставки корректируют значение заданного динамического уровня в соответствии с допустимым незаполнением.
? 5 9^
V V с "д.тах Т /т 1р/ 1у 1г Пуск
3 ► с тах 5 Ьд.уст. 6 ► 7 Стоп 9
О ► О
£
та
ш
Рисунок 4. Блок - схема алгоритма автоматического регулирования степени незаполнения насоса
Схема раскрывает алгоритм функционирования программно-аппаратных средств управляющего устройства, который содержит блок слежения за положением штока 1, блок слежения за усилием в штоке 2, блок расчета степени незаполнения насоса 3, блок расчета динамического уровня 4, регулятор степени незаполнения 5, регулятор динамического уровня 6, блок формирования цикла периодической откачки жидкости 7, таймер 8 и блок управления двигателем 9.
Способ реализуется следующим образом. При работе глубинно-насосной установки нефтяной скважины в режиме качания блок слежения 1 осуществляет определение крайнего верхнего и крайнего нижнего положений полированного штока по сигналу S от датчика положения (не показан). В моменты прохождения штоком указанных точек в блоке 1 формируется сигнал S3 на запоминание в блоке 2 усилия F, измеряемого датчиком усилия (не оказан), в соответствии с описанным ранее методом контроля усилий в штоке в крайних положениях. Блок 2 формирует значения средних усилий в штоке в верхнем и нижнем положениях: Fcp(e) и Fcp(H) передаваемых в блок расчета динамического уровня жидкости в скважине 4, алгоритм функционирования которого определяется выражением (5.8). Выходом блока 4 является текущий расчетный динамический уровень ^.выч. Сигналы от датчиков положения S и усилия F поступают также в блок расчета степени незаполнения насоса 3. В данном блоке на основе анализа текущих положений и усилий на цикле качания формируется сигнал, характеризующий степень незаполнения насоса С, поступающий в регулятор незаполнения 5. В регуляторе незаполнения сигнал С сравнивается с максимально допустимой степенью незаполнения насоса Стах и рассчитывается соответствующий максимально допустимый для обеспечения заданного незаполнения уровень жидкости hдтах. Сигнал допустимого максимального уровня hдтах поступает на регулятор уровня 6, где сравнивается с заданным уровнем h^cm и вычисленным hд.выч. В случае, если максимально допустимый уровень больше заданного, регулирование ведется по заданному уровню hдуст, иначе - по максимально допустимому hдтах. Выходом регулятора уровня является сигнал Тр/Ту, определяющий относительную продолжительность времени откачки жидкости на заданном периоде, который
поступает в блок формирования цикла откачки 7. В блоке 7 по сигналу ТР/ТУ и сигналу от таймера 8, задающего продолжительность цикла управления Ту, формируются команды на пуск и останов двигателя, поступающие в блок управления двигателем 9.
Определение расчетного незаполнения насоса и динамического уровня жидкости в стволе скважины проводят на каждом цикле качания, что позволяет снизить влияние вычислительного запаздывания на качество работы автоматического регулятора незаполнения 5 и автоматического регулятора уровня 6. Регу-
лятор незаполнения в этом случае принимается типа П-регулятора.
Рисунок 5. Функциональная схема системы автоматического регулирования степени незаполнения Особенностью функциональной схемы является присутствие в ней двух контуров регулирования, образующих систему автоматического регулирования динамического уровня подчиненного типа с внешним контуром регулирования незаполнения. Наличие сумматора на выходе регулятора незаполнения позволяет раздельно вводить задание на динамический уровень к^уст и степень незаполнения Стах. При значении уставки на динамический уровень hдуст, не вызывающей работы насоса с незаполнением С, превосходящим максимально допустимое Стах, внешний контур находится в разомкнутом состоянии и на выходе интегратора устанавливается нулевой сигнал. При обнаружении незаполнения, превосходящего заданное Стах , интегратор выставляет смещение задания динамического уровня Дh и выводит скважину из опасного режима на скорректированный динамический уровень. .
Преимущество предлагаемого способа состоит в осуществлении работы установки с динамическим уровнем, обеспечивающим оптимальную производительность скважины, при одновременном повышении надежности работы оборудования за счет постоянного упреждающего контроля и регулирования степени незаполнения насоса.
Заключение.
Практическая реализация приведенных в работе схем и алгоритмов регулирования привода позволит повысить эффективность работы ШГНУ за счет оптимизации технологического процесса откачки нефти, что позволяет уменьшить число отказов внутрискважинного оборудования и тем самым повысить производительность нефтескважины. Открытыми остались вопросы получения расчетных значений для ряда используемых параметров; именно, динамического уровня жидкости в скважине hd ebn , степень незаполнения Стах , динамического уровен степени незаполнения hd.ycm , что является предметом дальнейших исследований.
Список литературы.
1. Шаньгин Е. С. Зубков С.В. Повышение эффективности управления штанговой глубинной насосной установкой на основе измерительно-вычислительного комплекса.// Вестник УГАТУ, Сер. Автоматизация и управление технол. проц. и производсвом, Т. 13 (2009), № 2 (35). - С. 74 - 77.
2. Алиев З.З. Повышение эффективности эксплуатации глубоких скважин штанговыми установками (на примере Ватьеганского месторождения). Диссерт. ... канд. техн. наук. - Уфа, Гос. унитарн. предпр. «Институт проблем транспорта энергоресурсов», 2010. - 118 с.
3. Зюзев A.M. Оптимизация уравновешивания штанговых глубиннонасосных установок по критерию энергопотребления // Проблемы и достижения в промышленной энергетике: Материалы 3-й научно-практической конференции. Екатеринбург. 2003. С. 87.
4. Зюзев А. М., Костылев А. В., Муковозов В. П. Способ управления глубинно-насосной установкой нефтяной скважины // Заявка № 2003125811 на выдачу патента РФ на изобретение. М.: РОСПАТЕНТ. 21.08.2003 г.
5. Способ оптимального управления штанговой глубинно-насосной установкой нефтяной скважины / Зюзев А. М., Костылев А. В., Муковозов В. П., Черепанова В.А. // Заявка № 2003125832 на выдачу патента РФ на изобретение. М.: РОСПАТЕНТ. 21.08.2003 г.
