Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ состояния и пути решения задачи управления процессом нефтедобычи из малодебитных высокообводненных скважин 24
1.1. Анализ проблемы и задачи автоматизации управления технологическими режимами нефтеизвлечения 24
1.2. Комплексный подход к построению АСУ ТП нефтедобычи 39
1.3. Цель и задачи диссертационной работы 63
Выводы по первой главе 64
Глава 2. Моделирование процессов добычи нефти из малодебитных высокообводненных скважин 66
2.1. Системные аспекты моделирования управления производством нефтедобывающих предприятий 66
2.2. Моделирование процессов нефтеизвлечения для оценки эксплуатационных резервов нефтедобычи 82
2.3. Оценка особенностей технологического процесса нефтедобычи как объекта управления 94
2.4. Оценка влияния энергетических затрат технологического процесса на эффективность нефтедобычи 100
Выводы по второй главе 111
Глава 3. Вопросы построения и моделирования системы управления нефтедобычей нижнего уровня 113
3.1. Анализ особенностей эксплуатации и методов построения подсистем управления нефтедобычей нижнего уровня 113
3.2. Методика эволюционного синтеза и оптимизации характеристик подсистемы управления нижнего уровня 122
3.3. Имитационное моделирование режимов работы наземного привода ШСНУ маятникового типа в пакете MatLAB Simulink 141
ЗАФормирование концепции построения системы управления приводом ШСНУ с повышенными эксплуатационными свойствами 161
Выводы по третьей главе 168
Глава 4. Вопросы проектирования и расчета системы управления технологическими режимами ШСН 170
4.1. Методологические основы создания систем управления режимами ШСН с применением биротативного привода 170
4.2. Оценка характеристик биротативного привода как исполнительной системы в АСУ ТП 175
4.3. Формирование методов управления режимами биротативного электропривода ШСНУ 184
4.3.1. Задача сохранения постоянной частоты относительного вращения ротора и статора биротативного двигателя при переменной нагрузке 200
4.3.2. Задача сохранения постоянной частоты вращения выходного вала при переменной нагрузке 202
4.3.3. Задача определения закона изменения передаточного отношения для равноускоренного движения 204
4.3.4. Задача оптимального по быстродействию движения выходного вала 207
4.3.5. Задача синтеза системы регулирования, оптимальной по потерям 210
4.4. Разработка системы управления биротативным приводом разомкнутого типа 212
4.5. Математические модели нагруженного привода 215
4.6. Способы регулирования координат привода и их основные показатели 220
4.7. Разработка и исследование системы управления параметрами привода ШСН 230
Выводы по четвертой главе 234
Глава 5. Разработка и исследование методов регулирования рабочих режимов биротативных электроприводов ШСН 23 5
5.1. Регулирование частоты вращения с применением торможения 243
5.1.1. Регулирование частоты вращения с применением фрикционного тормоза 244
5.1.2. Регулирование частоты вращения путем создания тормозного момента гидравлическим насосом 252
5.2. Регулирование частоты вращения с использованием вариатора 258
Выводы по пятой главе 262
Глава 6. Разработка и исследование некоторых подсистем АСУ ТП нефтедобычи 264
6.1. Разработка и экспериментальные исследования биротативного привода ШСН замкнутого типа 265
6.1.1. Натурное моделирование биротативного привода с вариатором 265
6.1.2. Описание конструкции и опытно-промышленные испытания привода ШСН АРБЭ-01-17 271
6.2. Разработка и исследование экспериментального образца привода ШСН маятникового типа 279
6.3. Описание технологического процесса и технического обеспечения подсистемы измерения динамического уровня скважинной жидкости 285
6.4. Оценка эффективности разработанной системы управления добычей нефти из малодебитных высокообводненных скважин .293 6.5.Вопросы построения и перспектив развития
интегрированной АСУ нефтедобычи 295
Выводы по шестой главе 301
Основные выводы и результаты 303
Список литературы 306
Приложения 323
- Комплексный подход к построению АСУ ТП нефтедобычи
- Оценка особенностей технологического процесса нефтедобычи как объекта управления
- Имитационное моделирование режимов работы наземного привода ШСНУ маятникового типа в пакете MatLAB Simulink
- Способы регулирования координат привода и их основные показатели
Введение к работе
Актуальность проблемы. Развитие нефтяной промышленности связано с серьезными трудностями, обусловленными целым рядом свойственных ей специфических особенностей, таких как значительная рассредоточенность технологических объектов нефтяных промыслов, расположенных нередко в суровых природно-климатических условиях. Большинство вновь открываемых нефтяных месторождений располагается в необжитых районах, лишенных источников постоянного энергоснабжения, не имеющих необходимых транспортных коммуникаций, удаленных от крупных промышленных центров и линий связи [112].
Все указанные обстоятельства значительно затрудняют
эксплуатацию нефтяных месторождений и обслуживание
технологических объектов нефтепромыслов. Особенного внимания
требуют малодебитные скважины в силу их многочисленности (до 70 %
от действующего фонда скважин) и отсутствия технологического
оборудования, соответствующего по своим параметрам
(производительности) дебиту скважин.
В АНК «Башнефть» по состоянию на январь 2000 года в эксплуатации находились 12540 малодебитных скважин, среднесуточная добыча которых не превышала 5 тонн жидкости. При общем количестве функционирующих скважин 15469 указанный фонд малодебитных скважин, следовательно, составляет 81 % [61].
По мере истощения нефтегазовых и нефтеконденсатных месторождений Западной Сибири доля малопродуктивных скважин также постепенно возрастает.
Другим обстоятельством, пополняющим эту категорию скважин, является снижение продуктивности скважин по нефти с переходом на чисто газовые в направлении к северу Тюменской области.
Если учесть, что добыча нефти штанговыми насосами составляет 45 % от общей добычи по АНК «Башнефть», то утверждение о том, что стабилизация добычи нефти в значительной степени зависит от функционирования фонда малодебитных скважин, будет правомерным.
Такая же тенденция роста количества малодебитных скважин прослеживается и в других нефтедобывающих странах. Так, в США увеличение фонда нефтедобывающих скважин с 1975 года шло, в основном, за счет малодебитных механизированных скважин, часть которых ранее эксплуатировать было нерентабельно. Повышение цены на нефть позволило рентабельно эксплуатировать скважины с обводненностью до 99 % [136].
В связи с этим внедрение автоматизации и АСУ ТП на нефтяных промыслах приобретает особое значение, т.к. позволяет при ограниченных людских ресурсах обеспечить эффективную работу нефтяных промыслов в заданных режимах. Массовое внедрение на нефтяных промыслах современных систем контроля и управления с применением вычислительной техники и средств измерения и связи, использующих последние достижения электронной техники, требует проведения системного анализа средств и систем управления.
В этих условиях автоматизация и телемеханизация дает существенный технико-экономический эффект за счет увеличения ежесуточной добычи нефти вследствие установления рациональных режимов работы, сокращения потерь нефти и затрат на ремонт оборудования благодаря оперативному обнаружению аварийного состояния оборудования, увеличения производительности труда в
результате сокращения численности обслуживающего персонала, повышения коэффициента использования нефтепромыслового оборудования и ряда других факторов. Повышением перечисленных показателей за счет совершенствования системы управления технологическими режимами продуктивных скважин определяется эффективность промышленных нефтедобывающих предприятий.
Автоматизация процессов нефтедобычи в нашей стране и за рубежом прошла несколько этапов, начиная с внедрения отдельных средств автоматики в 50-х годах до создания автоматизированных систем управления процессами нефтедобычи с применением ЭВМ в наши дни. Можно выделить шесть этапов развития нефтяной автоматики.
I этап. Пятидесятые годы XX века характеризовались модернизацией нефтепромыслов с целью применения более экономичной групповой однотрубной герметизированной нефтесборной системы. При этом на нефтяных промыслах стали широко внедряться различные типы расходомеров, средства автоматизированного измерения объемов нефти, откачиваемой потребителю, групповые автоматизированные замерные установки, релейные механические переключатели и т.д. Так, в 1954 году был разработан и внедрен комплекс систем автоматического регулирования и управления для малодебитных скважин с периодическим режимом эксплуатации АПЭ-ПА и АПЭ-Д, осуществляющие программное управление временем накопления нефти. Одновременно были введены в эксплуатацию устройства для накопления и передачи информации ДИВ-2 и ДИВ-3 [2].
Этот этап длился приблизительно до 1957 года и привел к сокращению удельной численности работающих на одну добывающую скважину, освобождению персонала от многих рутинных операций, снижению стоимости и повышению точности измерения
технологических параметров, упорядочению оформления документов и т.п.
П этап. Следующим этапом было внедрение систем централизованного диспетчерского контроля и управления. Их технической базой являлись релейные системы телемеханики с радио и телефонными каналами связи. Системы телемеханики были созданы по единой жесткой схеме и любые изменения или расширение системы требовало больших переделок. Эти системы позволяли выполнять целый ряд операций на промысле без постоянного присутствия обслуживающего персонала, осуществлять сбор данных в реальном масштабе времени. Была разработана и внедрена релейно-комбинационная система телемеханики ЦКУ-2, осуществляющая дистанционный контроль и управление глубинно-насосных, фонтанных и нагнетательных скважин по телефонным проводам с помощью устройства СТФ-1 [2]. НИПИ «Нефтехимавтомат» (Баку) были разработаны системы дистанционного контроля нефтяных скважин ЧТП-2 (телединамометрирование) и АГМ-2 (ГЗУ для замера дебита скважин) [15].
В эти годы дорогостоящие ЭВМ первых поколений применялись только для решения исследовательских задач и инженерного анализа, а также для ведения бухгалтерского и статистического учета.
Ш этап. С переходом на полупроводниковую технику и с появлением в конце 60-х - начале 70-х годов малогабаритных и сравнительно недорогих ЭВМ третьего поколения стало возможным применение их в управлении технологическими процессами нефтепромысла. Одновременно внедрение электроники в приборостроении открыло новые возможности в конструировании концевых устройств высокой степени надежности. Были созданы
влагомеры, расходомеры нефти и газа с вычислительными устройствами, датчики потока и давления и т.д.
Для замера дебита при групповом сборе нефти использовались системы телемеханики АГМ-2 и АГМ-3, в кустовых насосных станциях - СРП-3, водозаборных скважин - СТ-ЗКВ. Информация передавалась по проводным линиям связи: радиальной структуры - ПКС-1, челночной структуры — САТ-2 и древовидной структуры - ЧТ-2К, ЧТ-3, ГЧФ [146, 147]. Замер дебита осуществлялся групповыми замерными установками «Спутник В» и «Спутник ВР» [39].
В то же время нефтедобывающая промышленность по сравнению с другими отраслями оказалась довольно консервативной в части применения ЭВМ и автоматизированных систем. Широкое внедрение АСУ в эту отрасль началось лишь в 70-х годах XX века и в настоящее время осуществляется достаточно высокими темпами.
Впервые в нефтедобывающей промышленности
автоматизированная система управления была внедрена фирмой "Континенталойл" (США) в 1962 году. Вначале системой было охвачено 39 скважин, через год - 252 [136]. С 1962 по 1966 год последовал период некоторого снижения активности в направлении внедрения автоматизированных систем управления.
Причины замедления темпов внедрения АСУ в различных источниках приводятся следующие:
- проект внедрения системы управления рассматривался на первых
порах как разовое мероприятие, требующее внимания только в момент
проектирования и наладки;
- организация ухода за оборудованием, профилактических
осмотров, текущего ремонта, последующего перераспределения труда
имела первостепенное и порой даже решающее значение.
На основе первого опыта был выработан новый подход, который заключается в том, что обслуживающий персонал фирмы совместно с фирмами-подрядчиками участвовал в проектировании и создании АСУ, составлял программы, вырабатывал технические требования к средствам автоматизации, участвовал в приеме-сдаче и заводских испытаниях оборудования. Кроме того, постоянно осуществлялось повышение квалификации персонала на специальных курсах.
С 1966 года темп внедрения АСУ в нефтедобывающую промышленность стал заметно нарастать, и к 1972 году 10 % всей добытой в сутки нефти в США поступало с автоматизированно управляемых промыслов. К 1976 году было 155 ЭВМ, используемых в системах автоматизации технологических процессов добычи нефти (табл. В.1). Из них более 90 % приходилось на США и Канаду, причем Канада в этом направлении оказалась более передовой [136].
Таблица В. 1. Внедрение ЭВМ в АСУ нефтедобычи
IV этап, начавшийся в 1972-1975 годах, характеризуется
появлением автоматизированных систем, обеспечивающих решение
широкого комплекса организационно-хозяйственных и
производственно-технических задач управления нефтяными промыслами. Наиболее важное свойство систем этого этапа -возможность выбора ими квазиоптимальных оперативных и
долгосрочных решений в результате анализа соответствующей информации. Информационная часть системы позволяет обслуживающему персоналу контролировать нефтеотдачу пластов, параметры закачки, продвижение фронта закачиваемой воды, эффективность вытеснения нефти, распределение давления и отборов.
Создание ЭВМ третьего и четвертого поколения, дальнейшее совершенствование электронной техники, систем связи и способов хранения, обработки и выдачи информации привело к созданию и развитию комплексных систем управления, возможности создания единой системы управления не только нефтяными и газовыми промыслами, но также газо- и нефтеперерабатывающими заводами, нефте- и газопроводами и т.п. [21].
V этап. Внедрение интегральных схем, модульных конструкций электронной аппаратуры, стандартных наборов функциональных блоков, собранных на отдельных платах, значительно увеличило гибкость систем управления. Появилась возможность их архитектурного преобразования подключением добавочных элементов или заменой модулей. Этому сопутствовало удешевление аппаратуры и значительное упрощение ее обслуживания. Все это существенно повлияло на распространение систем, так как их внедрение не требовало теперь найма высококвалифицированного обслуживающего персонала, стало достаточным обучение имеющихся в наличии специалистов. Также важным сопутствующим фактором явилось развитие систем связи, способствующее значительному удешевлению передачи данных и увеличению пропускной способности каналов связи [153].
Внедрение микропроцессорной техники создало предпосылки для появления децентрализованных комплексных систем управления, так как благодаря программируемым терминальным устройствам стало возможным создание местных контуров управления, входящих в общую
систему и разгружающих центральные управляющие ЭВМ и линии связи от избыточных информационных потоков.
Например, широко применяются передвижные системы диагностики работоспособности насосных установок фирм CIMSA (Франция), X-delta, Dynografe, Mobil Oil Co (США) и др. [60].
VI этап. Широкие возможности современных систем сбора и обработки данных во многом предопределены развитием терминальной техники, внедрением информационно-коммуникационных технологий. Терминальные устройства нового поколения значительно расширяют радиус действия систем управления и позволяют связывать отдельные системы контроля и управления технологическими процессами в единую сеть с центральной ЭВМ, организовать работу системы в реальном масштабе времени, обеспечивают доступ к ЭВМ в режиме разделения времени, а также осуществляют оперативный контроль и управление технологическими процессами в интерактивном, диалоговом режиме. Относительно низкая стоимость оборудования терминальных устройств стала главным фактором, определяющим их широкое применение.
В 1992 году фирмой AdAstra Research Group, Ltd (Россия) разработана распределенная АСУ - SCADA -система, послужившая основой для создания АСУ ТП различных отраслей промышленности, включая нефтедобывающую. [47,62]. Например, НПФ «ИНТЕК» (г. Уфа) разработана корпоративная система управления производством цеха добычи нефти «Мега», осуществляющая автоматический контроль и управление технологическим процессом в целом, локальную автоматизацию технологических объектов (скважин, насосов, замерных установок), динамометрическую диагностику работы глубинных насосов и др.
Широко применяется на нефтедобывающих предприятиях Западной Сибири система сбора данных и управления нефтедобычей АСУ СКАТ (производство фирмы АВИТРОН-ОЙЛ, г. Уфа), решающая задачи дистанционного управления объектами (ШСН, ЭЦН, АГЗУ, ТП), автоматического поддержания пластового давления, обеспечение централизованного контроля нефтепромыслового оборудования.
Таким образом, учитывая общее направление развития технических средств нефтедобычи на сокращение потребления энергии за счет совершенствования систем управления, проблема автоматизации управления технологическими режимами добычи нефти становится весьма актуальной и требующей незамедлительного решения.
Для многих регионов России и для всей страны в целом нефтегазодобывающая промышленность является основной бюджетообразующей отраслью экономики. Постановлением Правительства РФ от 17 ноября 2001 г. № 796 утверждена Федеральная целевая программа «Энергоэффективная экономика» на 2002-2005 годы и на перспективу до 2010 года. Программа включает в себя мероприятия, нацеленные на повышение эффективности энергопроизводства путем реконструкции и технического перевооружения отраслей ТЭК на новой технологической основе. Планируется обновить парк оборудования и технических средств, в первую очередь станков-качалок разной производительности.
Целью диссертационной работы является решение актуальной научно-практической проблемы, заключающейся в разработке системы управления процессами добычи нефти из малодебитных скважин на основе использования специально разработанного регулируемого биротативного привода скважинного насоса с целью ресурсосбережения и снижения себестоимости нефтедобычи, а также в практическом использовании полученных результатов при решении прикладных задач.
Задачи исследования. Для достижения поставленной цели в работе сформулированы и решены следующие задачи:
1. Провести анализ технологического процесса нефтедобычи как
объекта автоматизации. Выявить основные факторы, взаимодействие
которых играет ключевую роль в регулировании параметров добычи
нефти. Определить взаимосвязь показателей эффективности добычи
нефти с показателями эффективности работы систем управления
нижнего уровня.
2. Разработать и исследовать системную модель процессов,
связанных с эксплуатацией нефтяного месторождения. Выработать
технические требования к рациональному использованию мощности
привода при добыче нефти.
Разработать структуру системы управления рабочими режимами технологических установок добычи нефти на основе регулируемого привода насосной установки маятникового типа. Показать её работоспособность методом математического моделирования.
Разработать исполнительную часть АСУ ТП нижнего уровня на базе биротативного привода штангового насоса с повышенными эксплуатационными характеристиками, исследовать условия эксплуатации и технические требования к нему, разработать его математическую модель. Разработать рациональную схему функционирования технологического оборудования с точки зрения энергосбережения на основе биротативного привода.
5. Разработать способы управления режимами работы
биротативных электроприводов штанговых скважинных насосных
установок и предложить принципиальные схемы их реализации.
6. Исследовать эффективность разработанной исполнительной
части АСУ ТП на базе биротативного привода, провести натурные
испытания и исследования опытных образцов разработанных
биротативных приводов штанговых насосов. На основе теории эволюции систем оценить перспективы развития интегрированных АСУ ТП нефтедобычи с учетом тенденций увеличения фонда малодебитных скважин и необходимости снижения энергоёмкости процесса извлечения нефти из скважин.
Методы исследования. Для решения поставленных в работе задач использовались методы системного анализа, методы общей теории систем, теории управления, методы имитационного моделирования, структурного проектирования, теории биротативного электропривода, теории колебаний и др.
На зашиту выносятся;
Выявленные основные факторы, влияющие на эффективность нефтедобычи.
Системная модель процесса нефтедобычи.
Структура системы управления технологическими режимами добычи нефти на основе регулируемого электропривода биротативного типа и использования маятникового принципа работы насосной установки.
Математическая модель регулируемого биротативного электродвигателя как исполнительной подсистемы АСУ ТП. Принципы управления режимами биротативного электропривода.
Способы управления режимами работы биротативных электроприводов штанговых скважинных насосных установок.
Результаты экспериментальных натурных исследований эффективности методов регулирования режимов нефтедобывающего оборудования - наземного привода ШСН и внедрения спроектированной исполнительной части автоматизированной системы управления режимами добычи нефти на основе биротативного привода.
Научная новизна:
Научная новизна определения основных факторов, влияющих на эффективность нефтедобычи, заключается в том, что показана целесообразность использования внутрискважинных параметров в качестве регулирующих координат, а также показано, что решающую роль в повышении эффективности нефтедобычи играет управляемый высоконадежный электропривод.
Научная новизна системной модели нефтедобычи заключается в том, что она представлена в виде структурной схемы эксплуатации продуктивного пласта, позволившей представить решаемую проблему во взаимосвязанном комплексе производственных процессов и свойств объектов управления и выработать технические требования как к системе управления, так и к приводу штанговых насосных установок на заданном множестве режимов эксплуатации скважин.
Предложенная системная модель процессов нефтедобычи охватывает весь спектр взаимосвязанных объектов и факторов, влияющих на эффективность извлечения нефти из продуктивных скважин.
3. Научная новизна системы управления технологическими режимами добычи нефти заключается в применении маятникового принципа работы насосной установки с использованием управляемого биротативного привода с широким диапазоном изменения частоты вращения.
4. Научная новизна математической модели биротативного электродвигателя заключается в том, что в нее введено описание параметров вращения обеих вращающихся частей двигателя, что позволяет расширить область регулирования механических характеристик за счет использования эффекта инвариантности алгебраической суммы углов поворота ротора и статора. Принцип
регулирования рабочих режимов электроприводов биротативного типа основан на использовании различных по физической сущности процессов, обеспечивающих перераспределение угловых скоростей между их вращающимися частями.
5. Научная новизна способов регулирования рабочими режимами биротативного привода, основанных на применении систем синхронизации взаимного движения частей двигателя двойного вращения, заключается в том, что они позволяют в процессе проектирования нефтедобывающего оборудования для малодебитных скважин расширить диапазон применяемых технических средств для обеспечения необходимых характеристик и диапазона их регулирования, что является основой для создания локальных управляющих систем.
Практическую ценность представляют:
концепция нефтедобычи из малодебитных скважин, основанная на использовании информации об изменении внутрискважинных параметров (динамического уровня) для бесступенчатого управления режимами работы насосной установки путем регулирования частоты вращения биротативного привода;
регулируемые электроприводы биротативного типа (патенты РФ №№ 1014023, 1274114, 2130226). Привод обладает широким диапазоном бесступенчатого регулирования скорости вращения, превосходит существующие по технико-эксплуатационным показателям;
наземный привод ШСНУ маятникового типа (патенты РФ №№ 2160852, 2163311), позволяющий в 2,5-4 раза уменьшить затраты энергии на извлечение нефти;
более 10 новых видов электроприводов на основе биротативного электродвигателя для нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей промышленности (патенты РФ 33 2130226, 2179634, 2179635,
2179636, 2193694, 2193695, 2193696, свид. на пол. мод. №№ 11417, 11418, 14327,18421, 19089,19090, 30877);
5) результаты экспериментальных натурных исследований разработанных способов управления технологическими режимами работы малодебитных скважин, основанные на предложенной системе локального управления режимами работы технологического оборудования, показывающие эффективность регулирования режимов работы нефтедобывающего оборудования в соответствии с индивидуальными параметрами продуктивных скважин.
Реализация результатов работы:
Проведено опытно-промышленное внедрение в АО «Тюменская нефтяная компания» и АО «Гермеснефтехим и К0» регулируемых приводов биротативного типа для балансирных станков-качалок, что подтверждается актами внедрения.
Приняты к внедрению ОАО «Юганскнефтегаз» приводы ШСН маятникового типа с биротативными электроприводами, что подтверждается справкой.
Результаты исследований электроприводов биротативного типа используются в учебных курсах «Управление роботами и РТС», «Моделирование и исследование роботов и РТС» и «Автоматизация производственных процессов» в Уфимском государственном авиационном техническом университете, а также при подготовке инженеров по специальности 23.03 «Проектирование и сервис бытовых машин и приборов» в Уфимском государственном институте сервиса, что подтверждается актами внедрения.
Апробация работы.
Результаты работы докладывались на международных и республиканских научно-технических конгрессах, конференциях, семинарах, в том числе:
-Первой и второй Республиканской научно-практической конференции "Ресурсо- и энергосбережение в Республике Башкортостан: проблемы и задачи" (г. Уфа, 1997, 1998 г.г.);
-YI Международном конгрессе нефтепромышленников "Энергосбережение и экология в нефтегазовом комплексе" (г. Уфа, 1998 г);
-Третьей научно-практической конференции "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО" (г. Ханты-Мансийск, 1999 г.);
- VIII международной конференции нефтепромышленников (г. Уфа,
2000 г.)
- Третьей международной (XIV Всероссийской) конференции по
автоматизированному электроприводу АЭП-2001 (г. Нижний Новгород,
2001 г.);
Третьей международной научно-практической конференции «Наука-техника-технология на рубеже третьего тысячелетия» (г. Находка, 2002 г.);
Четвертой научно-практической конференции «Проблемы нефтедобычи в осложненных условиях» (г. Нефтеюганск, 2003 г.).
Публикации. Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 62 научных трудах, в том числе в 2 монографиях, 37 статьях, 5 тезисах докладов в трудах конференций, 18 патентах.
Структура работы;
Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения, изложенных на 377 страницах, в том числе 295 страниц основного текста, содержит 14 таблиц, 146 рисунков; список использованной научно-технической литературы из 200 наименований на 17 страницах; 8 приложений.
Комплексный подход к построению АСУ ТП нефтедобычи
В настоящее время существует большое количество печатных работ о существовании АСУ ТП в сфере нефтедобывающей промышленности, например, [12, 14, 21, 31, 39, 47, 61, 92, 100, 104, 109, 128, 132, 136, 146, 147, 158, 179]. Анализ представляемых в качестве АСУ ТП технических средств свидетельствует о том, что речь идет не об управлении, т. е. воздействии на объект регулирования с целью получения желаемого результата, а только о части этого процесса, ограниченного сбором и обработкой информации. Такой вывод можно сделать из сопоставления функций, выполняемых известными системами управления, и требованиями нормативной документации. В соответствии с ГОСТ 34.003-90 управляющая функция АСУ ТП включает получение информации о состоянии технологического объекта управления, оценку информации, выбор управляющего воздействия и их реализацию.
Существующая автоматизированная система поддержания пластового давления (АСУ ППД) достаточно хорошо работает на действующих нефтедобывающих предприятиях в режиме «включение-отключение ДНС» при достижении заданного значения пластового давления [2].
Базовый вариант автоматизированной системы управления ШСНУ представлен на рис. 1.7.
Показатель качества системы представляет собой зависимость величины показателя от переменных, которые могут варьироваться в процессе синтеза системы или её управления. Согласование движения объекта с целью производится путем организации воздействия на систему, т. е. управления.
Ожидаемое поведение системы осуществимо только тогда, когда достоверно известны поведение объекта на всем интервале управления и условия, в которых происходит движение. Чем сложнее система, тем меньше достоверность априорных сведений о ней. Эта неопределенность парируется применением адаптивных или самонастраивающихся систем. Для организации оперативного управления и построения адаптивной системы необходимо получение информации о состоянии среды как иерархической структуры. Важно выделить ту часть среды, которая оказывает наиболее сильное воздействие на динамику, образует верхнюю, ближайшую к системе страту. Эта процедура называется стратификацией среды. Стратификация среды, окружающей объект (систему), - наземный привод штангового скважинного насоса, выявляет в качестве ближайшей страты, оказывающей решающее влияние на функционирование объекта, текущее состояние взаимодействия насосного агрегата со скважиннои средой (подача насоса, зависящая от нескольких факторов: а) от коэффициента заполнения насоса, на который оказывает влияние газовый фактор; б) от изменения дебита скважины; в) от давления на входе насоса и др.). Эта страта наибольшим образом влияет на движение системы, поэтому максимальное внимание при создании автоматизированной структуры управления нефтедобычей уделяется именно этому воздействию.
Термин "движение" в теории систем означает изменение состояния, обусловленное внешними и внутренними причинами [73]. Что касается внешних (по отношению к объекту) причин, то они достаточно подробно рассмотрены в 1.1. К внутренним причинам движения следует отнести отсутствие возможности регулирования параметров насосной установки, соответствующих изменениям среды. Налицо противоречие между необходимостью регулирования технологического режима насоса и невозможностью его осуществления. Выявленное противоречие разрешается путем введения управления и(0) с воздействием на привод насоса.
Существующие системы добычи нефти из скважин характеризуются тем, что в них отсутствует процесс управления в узком смысле этого слова, хотя расширительное толкование может включить в процесс управления заданный силовой цикл вертикального перемещения насоса. Это положение чревато ситуацией рефлексии, когда изменение параметров скважины влечет за собой изменение производительности насоса, что в конечном итоге может привести к бифуркации системы (кризису, вызванному накоплением количественных изменений параметров), т. е. к прекращению подъема нефти из скважины.
На рис. 1.8 представлена функциональная модель, отображающая функциональную структуру информационной системы контроля процесса нефтедобычи, то есть производимые ею действия и связи между этими действиями, учитывающая все иерархические уровни связей между системой и средой.
Оценка особенностей технологического процесса нефтедобычи как объекта управления
Многообразие факторов, влияющих на технологические режимы добычи нефти и выбор технологического оборудования, заставляет взглянуть на процесс нефтедобычи с точки зрения его рациональности и соответствия существующим условиям.
Одним из наиболее распространённых механизированных способов эксплуатации скважин является способ с использованием скважинного насоса с приводом, расположенным на поверхности. Свыше 70 % действующего фонда скважин оснащены штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ), причём имеется тенденция к увеличению абсолютного и относительного их числа. С помощью ШСНУ добывается около 30 % всей нефти [1, 27, 61].
Область применения ШСНУ, как правило, в большинстве случаев соответствует подаче до 30, реже 50 мЧсут при глубине подвески 1000-1500 м. В отдельных случаях ШСНУ могут использоваться при подвесках скважинного насоса до 3000 м или же в неглубоких скважинах с дебитом до 200 мг I сут.
Широкое распространение ШСНУ обусловлено прежде всего применением скважинного насоса объёмного типа, что обеспечивает:
- возможность отбора жидкости от долей до сотен кубических метров в сутки при приемлемых энергетических затратах;
- простоту обслуживания и ремонта в промысловых условиях;
- малое влияние (по сравнению с другими способами) на работу установки физико-химических свойств жидкости;
- низкие требования к квалификации обслуживающего персонала. В отличие от всех других насосных установок, используемых в народном хозяйстве, для ШСНУ характерны следующие особенности:
- гидравлическая часть насоса удалена от механической, т. е. плунжер с цилиндром находятся на расстоянии до 3000 метров от кривошипно-шатунного механизма;
- вся установка вытянута по вертикали;
- ограниченный размер эксплуатационной колонны предопределяет радиальные размеры всех элементов внутрискважинного оборудования.
Всё это, в свою очередь, обусловливает особенности эксплуатации, неблагоприятно сказывающиеся на конструкции наземной части установки и режиме её работы - большие нагрузки на элементы конструкции станка-качалки определяют их значительные габариты и массу, периодичность нагрузки на привод ухудшает электрические характеристики электродвигателя [33].
Индивидуальный привод ШСНУ преобразует поступающую электроэнергию в механическую энергию колонны штанг. В общем виде привод может быть представлен блок-схемой (рис. 2.17), состоящей из трёх элементов: силового органа, уравновешивающего устройства и двигателя с трансмиссией.
Силовой орган служит для удержания колонны штанг и обеспечения её возвратно-поступательного движения, уравновешивающее устройство - для обеспечения равномерной нагрузки на приводной двигатель при ходе штанг вверх и вниз, двигатель с трансмиссией - для приведения установки в действие.
Все перечисленные элементы связаны между собой таким образом, что при ходе штанг вверх силовой орган получает энергию от уравновешивающего устройства и привода (сплошные линии, рис. 2.17) и, поднимая штанги, совершает полезную работу - поднимает столб откачиваемой жидкости на величину хода плунжера, при ходе штанг вниз (пунктирные линии, рис. 2.17) энергия от привода и силового органа направляется на аккумулирующее устройство [33].
Данная структурная схема характерна для всех уравновешенных индивидуальных приводов ШСНУ. Неуравновешенные приводы содержат только два элемента - силовой орган и привод.
С учётом приведённой схемы приводы ШСНУ классифицируются по следующим основным признакам (табл. 2.3):
- по степени и способу уравновешивания установки;
- по виду кинематической связи уравновешивающего устройства с силовым органом;
- по способу передачи энергии от двигателя к силовому органу или уравновешивающему устройству.
По степени уравновешенности различаются установки уравновешенные и неуравновешенные.
Уравновешивание, осуществляемое пневматическим аккумулятором, - пневматические, грузовым аккумулятором - грузовые. Кроме того, ранее применялось, а в настоящее время используется иногда групповое уравновешивание, при котором две или более установки, обслуживающие различные скважины, кинематически соединены и имеют общий привод.
Имитационное моделирование режимов работы наземного привода ШСНУ маятникового типа в пакете MatLAB Simulink
Наиболее экономичными с точки зрения затрат энергии являются колебательные системы маятникового типа (осцилляторы) [187,189].
В современной технике практически не используются колебательные системы маятникового типа (кроме часовых механизмов), обладающие всеми признаками маятника. Поэтому представляет интерес использование маятника в системе привода ШСН.
Рассмотрим привод насоса, в работе которого используется принцип действия крутильного маятника Максвелла (рис. 3.12).
В начале рабочего цикла (колонна штанг опущена) электропривод 7 через редуктор 5 [194] вращает маховик 6 и барабаны 4.1 и 4.2, соединенные цепью 4, и с помощью троса 3, соединенного с цепью 4 в точке А, поднимает колонну штанг в верхнее положение. В точке А происходит перемена направления движения штанг насоса.
Рабочий процесс начинается с опускания колонны штанг под действием гравитационных сил. Потенциальная энергия штанг при опускании преобразуется в кинетическую энергию вращения маховика 6. Кинетическая энергия вращения маховика, запасённая в период опускания колонны штанг, используется для поднятия груза в период хода вверх. Потери, неизбежные при движении всех элементов глубинно-насосной установки, не позволяют поднять штанги на исходную высоту только за счёт энергии маховика.
Когда кинетическая энергия маховика иссякает, электропривод 7 продолжает подъём штанг до достижения ими первоначального положения, тем самым происходит компенсация потерь в колебательной системе.
Для определения оптимального закона управления приводом ШСН разработана имитационная модель в математическом пакете фирмы Maui Works - MatLAB Simulink 4.0. Привод ШСНУ маятникового типа с электродвигателем представляет собой сложную нелинейную колебательную динамическую систему. Свободные колебания крутильного маятника описывается следующим дифференциальным уравнением:
Х + С02Х = Ъ, (3-38)
где со2 - циклическая частота свободных колебаний маятника, х -координата перемещений маятника.
Циклическая частота свободных колебаний системы зависит от жесткости и массы маятника:
С02=СІМу (3-39)
где с - жесткость колебательной системы; М— масса маятника. Из (3-39) следует, что циклическая частота свободных колебаний системы изменяется обратно пропорционально квадратному корню массы системы. Благодаря заполнению насоса жидкостью при движении его вверх подвижная масса увеличивается, а при движении вниз - уменьшается. Так как клапанная система насоса срабатывает в течение некоторого времени, вследствие чего нагрузка на подвижную систему насоса 144 изменяется постепенно, то и изменение циклической частоты колебаний системы также происходит постепенно.
Способы регулирования координат привода и их основные показатели
Электрический привод осуществляет не только преобразование электрической энергии в механическую, необходимую для совершения полезной работы, но и управление рабочим процессом приводимого в движение механизма. Технологические требования определяют необходимость на отдельных этапах работы задавать и с требуемой точностью поддерживать на заданном уровне те или иные механические переменные (положение рабочего органа механизма, его скорость, ускорение, момент двигателя, нагрузку передач и т.п.); принудительно изменять эти переменные в процессе управления технологическим процессом; ограничивать переменные уровнем, допустимым по условиям технологии или прочности механического оборудования, а также по нагреву и перегрузочной способности двигателя [79, 113,114].
Таким образом, управление технологическим процессом механизма и реализация ограничений, накладываемых на допустимые нагрузки электрического и механического оборудования, определяют необходимость регулирования координат электромеханической системы электропривода [98].
В зависимости от задач управление электроприводом и механизмом регулирования координат может осуществляться с целью:
1) поддержания заданного уровня переменной;
2) изменения переменной по требуемому закону;
3) ограничения переменной по требуемому закону;
4) отработки произвольных законов движения, задаваемых на входе системы, с требуемой точностью (следящий электропривод).
Ограничение координат является частным случаем первых двух функций электропривода, но заслуживает самостоятельного рассмотрения в связи с практической важностью.
Возможные способы управления переменными электропривода подразделяются на две обширные группы:
а) параметрические способы управления, используемые в разомкнутых системах;
б) способы автоматического регулирования координат с помощью тех или иных обратных связей.
Под параметрическим управлением принимается изменение заданного уровня регулируемой переменной путём установки нового значения того или иного параметра двигателя, от которого зависит его механическая характеристика [20, 54, 71, 81, 82]. Задавая на различных этапах движения электропривода различные механические характеристики, параметрическим способом удаётся более или менее удовлетворительно управлять ускорением нагрузкой механического оборудования и даже положением рабочего органа механизма, осуществляя точную остановку в требуемых точках пути.
Параметрические способы управления благодаря простоте их реализации находят в современном электроприводе широкое применение [53, 129]. Однако возможности этих способов ограничены и во многих ответственных случаях с их помощью обеспечить требуемые режимы работы и показатели электропривода нельзя. В связи с совершенствованием технологии и автоматизацией рабочих процессов требования к точности регулирования координат и управляемости электропривода непрерывно растут, поэтому область применения замкнутых систем расширяется [115, 116].
В электроприводе в силу известных преимуществ, которые отмечены ниже, основным является регулирование по отклонению, причём достаточно широко используются комбинированные системы, в которых регулирование по отклонению дополняется компенсацией влияния нагрузки. Самостоятельно регулирование по возмущению практически не применяется.
При регулировании переменных электромеханической системы в качестве регулируемого может быть использован любой параметр, от которого данная переменная зависит. До тех пор, пока изменения регулируемого параметра осуществляются вручную, способ регулирования координаты является параметрическим. Если же изменения параметра осуществляются автоматически в зависимости от уровня регулируемой координаты с помощью предусмотренной для этой цели обратной связи, имеет место автоматическое регулирование переменной, а регулируемый параметр является управляющим воздействием. Например, регулирование частоты вращения биротативного двигателя с помощью вариатора, соединяющего его ротор и статор, является параметрическим [108, 111], однако регулирование передаточного отношения вариатора с целью ограничения вращающего момента на выходном валу при переменной нагрузке представляет собой систему автоматического регулирования момента двигателя [110].
Каждый из возможных способов регулирования координат электропривода можно характеризовать точностью, диапазоном и плавностью регулирования.
