CC BY
42
Гизатуллин Ф. А. GizatuШn Е А.
доктор технических наук, профессор, профессор кафедры «Электромеханика», ФГБОУВО «Уфимский государственный авиационный технический университет», г. Уфа, Российская Федерация
Хакимьянов М. И. Khakimyanov M. I.
кандидат технических наук, доцент, доцент кафедры «Электротехника и электрооборудование предприятий», ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа, Российская Федерация
УДК 622.276.53:621.316.7
РАЗРАБОТКА ТРЕБОВАНИЙ К ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫМ СТАНЦИЯМ УПРАВЛЕНИЯ ДЛЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ1
Использование установок погружных электроцентробежных насосов является основным способом механизированной добычи нефти в нашей стране. Погружные насосные агрегаты работают в чрезвычайно тяжелых условиях, таких как воздействие высоких давлений, температур и агрессивных сред. Поэтому к элементам установок погружных электроцентробежных насосов предъявляются повышенные требования по надежности, способности выдерживать перегрузки, длительности межремонтного периода. К настоящему времени повышение надежностных показателей погружных насосных установок возможно главным образом за счет оптимизации режимов работы оборудования, которые позволят снизить износ элементов и предотвратить эксплуатацию при перегрузках. Обеспечить такие режимы возможно с помощью внедрения интеллектуальных станций управления, обеспечивающих частотное регулирование электроприводов насосов на основе анализа данных измерений технологических параметров. Отечественной и зарубежной промышленностью выпускается целый ряд станций управления с частотно-регулируемым приводом. При этом их схемное исполнение практически одинаково, различия заключаются во встроенных алгоритмах обработки информации и управления. В статье авторы приводят перечень технологических и электрических защит, которые должны быть реализованы в станции управления, а также анализируют их функциональные возможности. Станции управления должны обеспечивать выполнение следующих групп функций: управления электроприводом, записи в память значений технологических параметров, телекоммуникационного обмена. Скважинный контроллер должен обеспечивать просмотр информации в текстовом и графическом видах непосредственно в полевых условиях. Все наиболее распространенные станции управления выполнены низковольтными, что предполагает двухступенчатую трансформацию напряжения. В связи с этим одним из возможных путей повышения энергоэффективности электроприводов погружных электроцентробежных насосов является разработка и применение станций управления на основе высоковольтных преобразователей частоты, что сократит число трансформаторов и повысит общий КПД установки.
1 Работа выполнена в рамках проекта 8.1277.2017/ПЧ «Исследования, разработка и внедрение перспективных электромеханических преобразователей для автономных объектов с гибридной силовой установкой».
ELEcTRicAL FAciLiTiES AND SYSTEMS
Ключевые слова: нефтяная скважина, погружной электроцентробежный насос, электропривод, погружной электродвигатель, станция управления, преобразователь частоты, энергетическая эффективность, технологические защиты, электрические защиты, скважинный контроллер.
DEVELOPMENT OF REQUIREMENTS TO THE SMART CONTROL STATIONS FOR ELECTRIC DRIVES OF WELL PUMPS
The use of electric submersible pumps is the main method of mechanized oil production in our country. Submersible pump units operate under extremely difficult conditions, such as high pressures, temperatures and corrosive environments. Therefore, the elements of submersible electric centrifugal pump units are subject to increased requirements for reliability, ability to withstand overload, and the duration of the overhaul period. To date, the increase in reliability of submersible pumping units is possible mainly by optimizing the operating modes of the equipment, which will reduce wear of the elements and prevent operation during overloads. To provide such modes is possible by means of introduction of smart control stations providing frequency regulation of electric drives of pumps on the basis of analysis of measurement data of technological parameters. The domestic and foreign industry produces a number of control stations with a frequency-controlled drive. In this case, their circuit design is almost identical, the differences are in the built-in algorithms for information processing and control. In the article the authors give a list of technological and electrical protections that should be implemented in the control station, and also analyze their functional capabilities. The control stations must provide the following groups of functions: control of the electric drive, writing in the memory of the values of technological parameters, telecommunication exchange. The well controller must ensure that information is viewed in text and graphics directly in the field. All the most common control stations are made low-voltage, which implies a two-step voltage transformation. In this regard, one of the possible ways to improve the energy efficiency of electric submersible pumps is the development and use of control stations based on high-voltage frequency converters, which will reduce the number of transformers and increase the overall efficiency of the pump unit.
Key words: oil well, electric submersible pump, electric drive, submersible motor, control station, variable frequency drive, energy efficiency, technological protection, electrical protection, well controller.
Введение
Погружные насосные агрегаты для механизированной скважинной добычи нефти являются ответственными устройствами, работающими в чрезвычайно тяжелых условиях, таких как воздействие высоких давлений, температур и агрессивных сред [1]. Поэтому к элементам установок погружных электроцентробежных насосов (ПЭЦН) предъявляются повышенные требования по надежности, способности выдерживать перегрузки, длительности межремонтного периода [2].
К настоящему времени установки ПЭЦН фактически достигли максимальных надежностных показателей, обусловленных конструктивными решениями и используемыми материалами [3]. Их дальнейшее повышение возможно только за счет оптимизации режимов работы оборудования, которые позволят снизить износ элементов ПЭЦН,
предотвратить эксплуатацию при перегрузках. Для обеспечения таких режимов эксплуатации необходима разработка и внедрение интеллектуальных станций управления (СУ), обеспечивающих частотное регулирование электроприводов ПЭЦН на основе анализа данных измерений технологических параметров [4].
1 Современные станции управления электроприводами ПЭЦН
Разработкой и производством СУ для ПЭЦН занимается целый ряд отечественных и зарубежных предприятий, таких как ЗАО «Электон» (г. Радужный), АО «ИРЗ» (г. Ижевск), ООО «Геофизмаш» (г. Саратов), ГК «Триол» (г. Москва), ЗАО «НЭК» (п. Полазна), ГК «Новомет» (г. Пермь), НПО «Мир» (г. Омск), компания Schlumberger (США), фирма REDA (США) и многие другие [5, 6].
Технические параметры наиболее распространенных СУ с частотно-регулируемым приводом приведены в таблице 1.
Из анализа таблицы 1 видно, что СУ допускают подключение погружных электродвигателей (ПЭД) мощностью от 5 до 360 кВт, обеспечивают регулирование выходной частоты до 80-200 Гц. В некоторых СУ разработчики используют готовые преобразователи частоты (ПЧ) таких фирм, как Toshiba, Danfoss, в других устанавливают ПЧ собственного производства. В последнем случае появляется возможность управлять непо-
Таблица 1. Технические параметры СУ ПЭЦН
средственно коммутацией полупроводниковых ключей, задавать необходимый закон регулирования и/Б, а также контролировать состояние всех элементов силовой цепи.
Частота ШИМ коммутации полупроводниковых ключей в ПЧ составляет от 1,5 до 5,0 кГц, при этом обеспечивается коэффициент искажений по току и напряжению не более 5 %. Большинство СУ имеют КПД на уровне 95 %, отдельные (например Новомет-03) — 98 %.
Типовая схема регулируемого электропривода ПЭЦН приведена на рисунке 1.
Характеристики НЭК-03М ЭЛЕКТ0Н-05 ИРЗ-500 Новомет-03 SpeedStar Titan II АЛСУ-АЧ
Тип контроллера Мини-БЭУС 3 Электон-10.1 Сириус-3 Новомет Instruct КСУ-ГИ
Диапазон регулирования выходной частоты, Гц 1,0...80,0 (±0,01 %) 3,5...80,0 (±0,1 %) 3,5.70,0 0.200,0 20,0.75,0 (± 0,01) 0.200,0
Частота ШИМ в ПЧ, кГц 1,5.4,0 2,0.5,0 2,0.5,0 3,5 3,0 2,4.4,5
КПД не менее, % 95 95 95 98 98 95
Коэффициент искажений по току и напряжению, % 5 5 5 3.5 5 5
Номинальное напряжение, В 380 380 380 380 380 380
(-30... +30 %) (-15. +15 %) (-50... +37 %) (-25. +25 %) (-25. +25 %) (-30. +25 %)
Номинальный ток нагрузки силовой цепи, А 630, 800, 1000, 1200 32, 75, 100, 160, 250, 400, 630, 800, 1000, 1200, 1600 63, 250, 400, 630, 800, 1000, 1200 160, 250, 400, 630,800 250, 400, 630, 800 63, 250, 400, 630
Мощность подключаемого ПЭД, кВт 160, 250, 290, 360 10.630 5.320 64.320 100, 160, 250, 320 25.250
Степень защиты от воздействия окружающей среды IP43 IP43 IP43 (IP54) IP43 IP54 IP43
Диапазон рабочих температур, °С -60...+50 -60...+40 -60...+50 -60.+50 -60.+50 -60...+50
Масса, кг 700.1050 170.1725 420.880 540.750 510.570 450.650
ПЧ — преобразователь частоты; Ф — фильтр; СК — скважинный контроллер; СУ — станция управления; Т — повышающий трансформатор; КЛ — кабельная линия; ПЭД — погружной электродвигатель
Рисунок 1. Типовая схема регулируемого электропривода ПЭЦН
В шкафу СУ размещаются преобразователь частоты ПЧ и фильтр Ф. После ставится повышающий трансформатор Т, который повышает напряжение 0,4 кВ до номинального напряжения электродвигателя ПЭД с учетом падения напряжения в кабельной линии КЛ, длина которой может достигать 3 км и более. Управление электроприводом осуществляет скважинный контроллер СК [7].
Оценить степень распространенности конкретных типов СУ на нефтепромыслах России, СНГ и в мире достаточно проблематично, так как нефтяные компании считают такую информацию конфиденциальной. 2 Защиты, реализуемые в современных СУ Современная интеллектуальная СУ электроприводом ПЭЦН должна гарантировать долгосрочную безаварийную работу элементов насосной установки, для чего необходимо обеспечивать целый ряд технологических и электрических защит [8, 9].
Все перечисленные защиты могут быть разделены на технологические и электрические (рисунок 2). К технологическим можно отнести защиты от турбинного вращения, снижения давления на приеме насоса, повышения температуры и вибрации ПЭД, к электрическим — защиты от перегрузки и недогрузки по току и активной мощности,
дисбаланса токов, максимальную токовую защиту, повышенного и пониженного напряжений, дисбаланса напряжений и другие. Следует отметить, что электрические защиты реализуются значительно проще технологических, так как все необходимые датчики размещаются внутри СУ. Для технологических защит требуется установка дополнительных датчиков как на устье, так и на забое скважины.
3 Функциональные возможности СУ Функциональные возможности СУ по управлению электроприводом ПЭЦН главным образом определяются программно-математическим обеспечением и алгоритмами, заложенными в скважинный контроллер. Станция управления должна обеспечивать длительную безаварийную работу нефтедобывающего оборудования, эксплуатация должна производиться в «щадящем» режиме с минимальным износом ПЭД и насоса [10]. Также в настоящее время большое внимание уделяется энергоэффективности работы электроприводов [11, 12].
Можно выделить следующие основные функции СУ [13]:
— регулирование скорости вращения ПЭД;
Защиты
Технологические:
- от турбинного вращения;
- от снижения давления на приеме насоса;
- от повышения температуры ПЭД;
- от повышения вибрации ПЭД;
- по сигналу с контактного манометра;
- от выхода давлений в буферном, затрубном пространстве или в линии за пределы уставок;
- по сигналу с датчика уровня жидкости в затрубном пространстве;
- от несанкционированного открывания двери;
- по сигналам с дополнительных релейных входов;
- по сигналам с дополнительных аналоговых входов;
- от срыва подачи.
Электрические:
- от перегрузки и недогрузки по току и активной мощности;
- от дисбаланса токов;
- максимальная токовая защита;
- от повышенного и пониженного напряжений;
- от дисбаланса напряжений;
- от неправильного чередования фаз;
- от обрыва фаз;
- от снижения сопротивления изоляции;
- от перегрева транзисторов преобразователя частоты;
- времятоковая защита ПЭД.
Рисунок 2. Схема защит ПЭЦН
— самозапуск после устранения причины останова;
— плавный разгон ПЭД с заданным темпом;
— реверсирование направления вращения электродвигателя;
— обеспечение автоматического вывода скважины на режим;
— плавное торможение ПЭД по предельному значению напряжения в звене постоянного тока;
— автоматическое поддержание значения заданного технологического параметра (давления, температуры, уровня и других);
— компенсация колебаний скольжения при работе ПЭД на механизм с большими моментами инерции;
— подключение к системам телемеханики для дистанционного и оперативного управления;
— работа с ослаблением поля при скоростях вращения выше номинальной;
— возможность регулирования характеристики и/Р;
— запись в энергонезависимую память контроллера параметров работы станции (напряжения, ток, выходная частота и других) и возможность их оперативного просмотра непосредственно на дисплее контроллера;
— регистрация времени отключения и подачи питающего напряжения;
— регистрация изменения уставок с отображением в журнале событий;
— отображение в журнале событий причины, запрещающей включение станции;
— запись в память с регулируемым периодом значений питающего напряжения, если оно не позволяет производить включение станции;
— отображение на дисплее контроллера наименования защиты, по которой произошло отключение;
— автоматическое изменение частоты питающего напряжения ПЭД до заданного значения за заданный период времени;
— обеспечение режимов расклинивания установок ПЭЦН (с толчками в одном и двух направлениях);
— задание пароля для исключения несанкционированного доступа к программированию СУ
Функции СУ могут быть разделены на следующие:
— функции управления электроприводом ПЭЦН;
— запись в память значений технологических параметров, ведение журналов и архивация данных;
— телекоммуникационные (передача любых запрашиваемых данных по радиоканалу либо сотовой сети, получение дистанционных команд с диспетчерского пункта).
Функциональные возможности СУ проиллюстрированы схемой, показанной на рисунке 3.
Кроме перечисленных, в настоящее время становятся востребованными функции эксплуатация скважины с минимальными удельными затратами электроэнергии на подъем жидкости [14].
С точки зрения автоматизации современная СУ должна быть способна обеспечивать полностью автономную эксплуатацию скважины в течение длительного времени. При наличии телеметрических каналов связи должны быть реализованы функции дистанционного управления электроприводом с диспетчерского пункта и передача на сервер любой запрашиваемой информации.
Нужно отметить, что возможности и привлекательность для потребителей современных СУ определяются не столько аппаратной частью, сколько алгоритмами и программно-математическим обеспечением.
Рисунок 3. Функциональные возможности СУ
4 Измерение трендов технологических параметров
Скважинный контроллер СУ должен непрерывно измерять и сохранять в памяти целый ряд параметров: токи и напряжения по фазам; активную, реактивную и полную мощности; коэффициент мощности; давле-
ние и температуру в различных местах скважины; температуру и вибрацию в ПЭД и другие [15, 16].
На рисунке 4 приведен пример измерений трендов тока, активной и реактивной мощностей, потребляемых ПЭД.
t, ч:м:с
Рисунок 4. Тренды тока, активной и реактивной мощностей ПЭД
Данная информация должна сохраняться в энергонезависимой памяти и по запросу передаваться на диспетчерский пункт. Также должна быть предусмотрена возможность просмотра этой информации непосредственно на дисплее скважинного контроллера. Для этого скважинный контроллер СУ должен быть оснащен графическим дисплеем, способным работать в зимних условиях.
Выводы
Таким образом, на основании проведенного анализа могут быть сделаны следующие выводы.
1. Все наиболее распространенные СУ ПЭЦН выполнены с номинальным напряжением 380 В, то есть являются низковольтными, что предполагает наличие понижающего трансформатора 6(10)/0,4 кВ на подстанции. В связи с этим одним из возможных путей повышения энергоэффективности электроприводов ПЭЦН является разработка и применение высоковольтных ПЧ в составе систем управления, что сократит число трансформаторов и повысит общий КПД установки.
2. В СУ ПЭЦН реализуется ряд технологических и электрических защит. Электрические защиты реализуются значительно
проще, так как все необходимые для них датчики размещаются внутри СУ (датчики токов, напряжений, мощностей). Для работы технологических защит требуется целый ряд дополнительных датчиков, устанавливаемых на устье и забое скважины. В случае применения в высоковольтных ПЧ необходимо оценить возможности использования существующих датчиков и осуществить расчет и выбор их параметров в соответствии с требуемыми энергетическими характеристиками СУ
3. Функциональные возможности современной СУ должны обеспечивать интеллектуальное управление электроприводом, сохранение параметров в энергонезависимой памяти, передачу данных и прием команд с диспетчерского пункта.
4. Скважинный контроллер СУ должен непрерывно измерять и сохранять в памяти целый ряд параметров: токи и напряжения по фазам; активную, реактивную и полную мощности; коэффициент мощности; давление и температуру в различных местах скважины; температуру и вибрацию в ПЭД и другие. Дисплей скважинного контроллера должен позволять просматривать результаты замеров технологических параметров в графическом и текстовом форматах непосредственно в полевых условиях.
Список литературы
1. Конесев С.Г., Хакимьянов М.И., Хлю-пин П.А., Кондратьев Э.Ю. Современные технологии добычи высоковязких нефтей // Электротехнические системы и комплексы. 2013. № 21. С. 301-307.
2. Sawaryn S.J. e.a. The Analysis and Prediction of Electric-Submersible-Pump Failures in the Milne Point Field, Alaska // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers. 1999.
3. Del Pino J.J. e.a. Implementation of Torque and Drag Analysis to Simulate Forces While Running in Hole Electric Submersible Pump-ESP Assemblies, to Reduce Power Cable Mechanical Damages // SPE Electric Submersible Pump Symposium, Society of Petroleum Engineers. 2017.
4. Гизатуллин Ф.А., Хакимьянов М.И. Анализ режимов работы электроприводов штанговых скважинных насосных установок // Электротехнические и информационные комплексы и системы. 2017. Т. 13. № 1. С. 11-18.
5. Худяков Д.Л., Маркелов Д.В. Интеллектуальные станции управления УЭЦН // Нефтегазовая вертикаль. 2011. № 11. С. 64-68.
6. Nieto A. e.a. Electrical Cost Optimization for Electric Submersible Pumps: Systematic Integration of Current Conditions and Future Expectations // SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Society of Petroleum Engineers. 2017.
7. Федотов А.В., Хомченко В.Г., Жильцов В.В., Компанейц А.Н., Скабкин Н.Г. Моделирование привода погружного насоса интеллектуальной скважины. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2012. 175 с.
8. Rabbi S.F., Rahman M.A. Equivalent Circuit Modeling of a Hysteresis Interior Permanent Magnet Motor for Electric Submersible Pumps // IEEE Transactions on Magnetics. 2016. Vol. 52. № 7. P. 1-4.
9. Тяпов О.А., Гарифуллин А.Р., Басов С.Г., Ханжин В.Г. Современные системы управления погружными электронасосами при периодических режимах эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. 2007. Т. 25. № 3. С. 12-14.
10. Хакимьянов М.И., Хусаинов Ф.Ф., Шафиков И.Н. Проблемы повышения энер-
гетических характеристик электроприводов скважинных штанговых насосов // Электротехнические системы и комплексы. 2017. № 2 (35). С. 35-40.
11. Гизатуллин Ф.А., Хакимьянов М.И. Анализ энергоэффективности электротехнического комплекса нефтегазодобывающего предприятия // Вестник УГАТУ. 2017. Т. 21. № 3 (77). С. 54-59.
12. Кабалык Ю.С. Повышение энергоэффективности 3-фазного автономного инвертора напряжения // Электро. Электротехника, электро-энергетика, электротехническая промышленность. 2015. № 1. С. 32-35.
13. Schmehl C. e.a. Adjustable Speed Drive Selection for Electric Submersible pumps // Petroleum and Chemical Industry Technical Conference (PCIC). 2014. P. 201-216.
14. Хакимьянов М.И. Повышение энергетической эффективности скважинных насосов механизированной добычи нефти // Энергетик. 2016. № 5. С. 36-38.
15. Коровин Я.С. Система поддержки принятия решений по контролю состояния установок электроцентробежных насосов на основе нейронной сети // Нефтяное хозяйство. 2007. № 1. С. 80-83.
16. Binder B.J.T. e.a. Embedded Model Predictive Control for an Electric Submersible Pump on a Programmable Logic Controller // Conference on Control Applications (CCA). 2014. P. 579-585.
References
1. Konesev S.G., Khakim'yanov M.I., Khlyupin P.A., Kondrat'ev E.Yu. Modern Technologies of Extraction of High-Viscosity Oils. Electrotechnical Systems and Complexes, 2013, No. 21, pp. 301-307. [in Russian].
2. Sawaryn S.J. e.a. The Analysis and Prediction of Electric-Submersible-Pump Failures in the Milne Point Field, Alaska. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers. 1999.
3. Del Pino J.J. e.a. Implementation of Torque and Drag Analysis to Simulate Forces While Running in Hole Electric Submersible Pump-ESP Assemblies, to Reduce Power Cable Mechanical Damages. SPE Electric Submersible Pump Symposium, Society of Petroleum Engineers. 2017.
4. Gizatullin F.A., Khakim'yanov M.I. Operating Mode Analysis of the Oilwells Sucker Rod Pump Units Drives. Electrical and Data Processing Facilities and Systems, 2017, Vol. 13, No. 1, pp. 11-18. [in Russian].
5. Khudyakov D.L., Markelov D.V. Intellectual Control Stations for ESP. Oil and Gas Vertical, 2011, No. 11, pp. 64-68. [in Russian].
6. Nieto A. e.a. Electrical Cost Optimization for Electric Submersible Pumps: Systematic Integration of Current Conditions and Future Expectations. SPEMiddle East Oil & Gas Show and Conference, Society of Petroleum Engineers. 2017.
7. Fedotov A.V., Khomchenko V.G., Zhil't-sov V.V., Kompaneits A.N., Skabkin N.G. Modeling the Drive of the Submersible Pump of an Intelligent Well. Omsk, Izd-vo OmGTU, 2012. 175 p. [in Russian].
8. Rabbi S.F., Rahman M.A. Equivalent Circuit Modeling of a Hysteresis Interior Permanent Magnet Motor for Electric Submersible Pumps. IEEE Transactions on Magnetics, 2016, Vol. 52, No. 7, pp. 1-4.
9. Tyapov O.A., Garifullin A.R., Basov S.G., Khanzhin V.G. Modern Control Systems for Electric Submersible Pumps in Periodic Exploitation. Oil Industry, 2007, Vol. 25, No. 3, pp. 12-14. [in Russian].
10. Khakim'yanov M.I., Khusainov F.F., Shafikov I.N. Problems of Improving the Energy Characteristics of Downhole Sucker Rod Pump
Electric Drives. Electrotechnical Systems and Complexes, 2017, No. 2 (35), pp. 35-40. [in Russian].
11. Gizatullin F.A., Khakim'yanov M.I. Analysis of Energy Efficiency of The Electrical Complex of the Oil and Gas Producing Enterprise. Vestnik USATU,, 2017, Vol. 21, No. 3 (77), pp. 54-59. [in Russian].
12. Kabalyk Yu.S. Increase of Energy Efficiency of a 3-Phase Autonomous Voltage Inverter. Elektro. Electrical Engineering, Electric Power Industry, Electrotechnical Industry, 2015, No. 1, pp. 32-35. [in Russian].
13. Schmehl C. e.a. Adjustable Speed Drive Selection for Electric Submersible Pumps. Petroleum and Chemical Industry Technical Conference (PCIC). 2014, pp. 201-216.
14. Khakim'yanov M.I. Increase of Energy Efficiency of Downhole Pumps of Mechanized Oil Recovery. Energetik, 2016, No. 5, pp. 36-38. [in Russian].
15. Korovin Ya.S. Decision Support System for Monitoring the State of Installations of Electric Centrifugal Pumps Based on the Neural Network. Oil Industry, 2007, No. 1, pp. 80-83. [in Russian].
16. Binder B.J.T. e.a. Embedded Model Predictive Control for an Electric Submersible Pump on a Programmable Logic Controller. Conference on Control Applications (CCA). 2014, pp. 579-585.
