Содержание к диссертации
Введение
1. Краткая характеристика нефтепромыслового хозяйства, роли и методов управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок
1.1. Механизированный способ добычи нефти на этапах разработки нефтяного месторождения 12
1.2. Оборудование, условия и режимы работы электроцентробежных погружных установок типа
УЭЦН 15
1.3. Схемы электроснабжения установок типа УЭЦН и качество электроэнергии 20
1.4. Методы, модели и средства в задачах управления установками типа УЭЦН 24
2. Условия, режимы работы и электропотребление установок типа УЭЦН 40
2.1. Общие положения 40
2.2. Обобщенная характеристика скважины, оборудованной УЭЦН, как технологического объекта на нефтяном месторождении 41
2.3. Особенности эксплуатации установок типа УЭЦН в квазистатическом режиме работы 56
2.4. Влияние отказов в электроснабжении и отклонений величины и частоты напряжения питания ПЭД от принятых уровней на эффективность работы УЭЦН 64
3. Целевые функции и задачи управления погружным центробежным насосом (ЦН) системы «УЭЦН-скважина», содержащей ПЧ 76
3.1. Общие требования 76
3.2. Скважина, оборудования УЭЦН с регулируемым электроприводом, как объект управления 76
3.3. Целевые функции и задачи управления ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ 84
4. Характеристика нефтепромысловой электрической сети в условиях развития добычи нефти на месторождении 89
4.1. Общие представления 89
4.2. Особенности формирования и эксплуатации сетей электроснабжения УЭЦН в процессе развития добычи на нефтяном месторождении 90
4.3. Характеристика напряжения в промысловой электрической сети в процессе ее развития 98
4.4. Модели и методы управления напряжением в сетях электроснабжения кустов скважин с УЭЦН 110
4.5. Характеристика средств управления напряжением на шинах 0,4 кВ кустов скважин с УЭЦН 119
4.6. Алгоритмы управления скоростью вращения вспомогательного НА КНС при учете требований качества напряжения и потерь в сети 130
5. Структура и режимы работы силовой цепи ПЭД при регулировании скорости УЭЦН
5.1. Общие представления 134
5.2. Влияние длинного кабеля в цепи питания ПЭД на характеристики УЭЦН 134
5.3. Выбор типа ПЧ для скважин с УЭЦН 138
5.4. Разработка математической модели цепи «ПЧ-ПЭД» 148
5.5 Оценка влияния цепи «ПЧ-ПЭД» на характеристики электропривода ЦН 153
6. Синтез структуры электропривода погружного ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ 162
6.1. Общие представления 162
6.2. Синтез разомкнутой системы электропривода «ПЧ-ПЭД» ЦН... 163
6.3. Синтез замкнутой системы электропривода «ПЧ-ПЭД» ЦН.. 168
6.4. Особенности синтеза системы и алгоритмов управления электропривода «ПЧ-ПЭД», адаптивных к изменениям технологических и технических условий 175
6.5. Выбор технических средств измерения контролируемых параметров при реализации разработанных методов и алгоритмов адаптивного управления 182
Основные выводы 19б
Список литературы 198
- Механизированный способ добычи нефти на этапах разработки нефтяного месторождения
- Обобщенная характеристика скважины, оборудованной УЭЦН, как технологического объекта на нефтяном месторождении
- Скважина, оборудования УЭЦН с регулируемым электроприводом, как объект управления
- Особенности формирования и эксплуатации сетей электроснабжения УЭЦН в процессе развития добычи на нефтяном месторождении
Введение к работе
Актуальность работы. Увеличение объемов добычи нефти является одной из приоритетных задач развития ТЭК и в значительной мере определяет стратегию развития экономики страны. Это подтверждается федеральной целевой программой "Энергоэффективная экономика" на 2002-2005 гг. с перспективой до 2010г. (постановление правительства Российской Федерации от 17.10.2001 № 796), с отдельным разделом -"Нефтедобывающий комплекс".
Очевидно, что решение указанной задачи увеличения объемов достигается интенсификацией всех операций на нефтяном промысле, начиная с отбора нефти из пластов и до её передачи в систему "Транснефть". Однако, важнейшим условием её выполнения является повышение эффективности механизированного отбора нефти с использованием установок центробежных электронасосов (УЭЦН), особенно, оборудованных преобразователями частоты (ПЧ) то есть с системой электропривода "ПЧ - погружной электродвигатель (ПЭД)". Например, количество таких систем на месторождениях Юганского региона Западной Сибири мощностью от 50 до 1000 кВт составляет более шестьсот установок. Именно здесь, в сложных условиях скважин, может быть достигнут наибольший эффект от внедрения перспективных технологий и методов и, тем самым, обеспечено оптимальное использование погружного оборудования и промысловой сети электроснабжения.
Однако по данным ООО "ЭНЕРГОНЕФТЬ" (ОАО "Юганскнефтегаз") за период с 1997 по 2003 гг. электропотребление скважин механизированного фонда, составляющее примерно 60% общепромыслового, выросло в 2 раза с повышением на 20% его удельной составляющей на тонну добытой нефти. При этом межремонтный период погружных электроустановок за указанный интервал времени практически не изменился и составил в среднем год. Причем, применение систем «ПЧ-ПЭД», составляющих от 10 до 20% их общего числа по отдельным месторождениям указанного объединения (а по Приобскому месторождению даже более 40%), не вызвало его заметного изменения.
В этих условиях совершенствование методов управления УЭЦН, особенно оборудованных ПЧ, позволит повысить эффективность их использования с одновременным снижением электропотребления и потерь в промысловой сети электроснабжения, что в целом ведёт к экономии финансовых средств.
Решением этих проблем, особенно для УЭЦН с нерегулируемым электроприводом на базе асинхронного двигателя типа ПЭД, занимаются многие ведущие отечественные и зарубежные исследователи. Среди них известны такие научные школы, как кафедры электропривода МЭИ, УПИ и НЭТИ (сейчас - университеты). Среди отдельных исследователей известны такие имена ученых, как Ершов М.С., Зюзев A.M., Семченко П.Т., Сушков В.В., Ханжин В.Г., Шпилевой В.А., Kloeppel F., Drehsler Р. и другие.
Однако, несмотря на наличие большого количества публикаций по данной проблеме, исследование процессов управления УЭЦН, как основной части технологической системы «УЭЦН-скважина», особенно при применении ПЧ, а также установок типа ЦУНАР с вентильным электроприводом, с единых методологических позиций не производилось, а задачи управления ею решались как частные, без учёта изменений ресурса погружного оборудования и характеристик электрической сети нефтепромысла. Поэтому в настоящее время отсутствуют адекватные методики управления режимами работы и электропотреблением УЭЦН, учитывающие ресурсные возможности центробежного насоса (ЦН) и ПЭД. Кроме того, требуют обоснования структуры и методы синтеза систем автоматизированного и автоматического управления указанным объектом, учитывающие отмеченные выше факторы, нуждаются в развитии, с учётом современных средств управления, методы объективного контроля параметров и автоматической диагностики оборудования. Все это вызывает значительные экономические потери и подтверждает актуальность проблемы.
Исходя из проведённого анализа состояния и технического уровня разработок в области управления УЭЦН, особенно с частотно -регулируемым электроприводом, сформулированы цель и задачи настоящей диссертационной работы.
Цель работы. Повышение эффективности применения погружных центробежных насосов с частотно-регулируемым электроприводом путём совершенствования методов и структур систем управления.
Основные задачи исследования
1. Обосновать ограничения и критерии управления погружным центробежным электронасосом (ЭЦН) как объектом управления при изменении скорости вращения ротора ПЭД на основе анализа закономерностей изменения основных параметров технологической системы «УЭЦН-скважина».
2. Установить параметры регулирования при управлении ЦН системы «УЭЦН-скважина» с электроприводом «ПЧ-ПЭД» с последующей формулировкой новых задач управления, учитывающих условия отбора нефти и состояние погружного оборудования и электрической сети при обеспечении снижения влияния на потери и качество напряжения в ней.
3. Разработать модели и методы управления ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ с учетом присутствия высших гармонических составляющих на выходе последнего. Определить принципы синтеза структуры систем управления, обеспечивающих реализацию поставленных задач, в том числе, с учетом необходимости адаптации к изменениям технологических условий в скважине и состояния погружного оборудования.
4. Разработать методы и средства оценки значений основных контролируемых параметров системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ, которые учитывают их динамику и возможные отклонения и, на этой основе, позволяют производить выбор управляющих решений, обеспечивающих повышение эффективности процесса отбора нефти при снижении интенсивности износа ресурса ЦН и ПЭД.
Методы исследования. Теоретические выводы работы основываются на использовании аналитических методов классической механики, современной теории электрических машин переменного тока с ПЧ, теории автоматического регулирования, современных вычислительных средств и численных методов прикладной математики. В работе используются экспериментальные исследования на лабораторных стендах и в реальных условиях нефтепромысловых предприятий.
Достоверность полученных результатов. Основные положения работы подтверждены экспериментальными результатами, полученными на лабораторных стендах «УЭЦН - скважина», промысловых испытаниях, а также при внедрении и практическом использовании на предприятиях ООО "Энергонефть" и ОАО "Юганскнефтегаз" опытно - промышленных образцов элементов систем управления, алгоритмов и технических средств измерения, разработанных методик расчёта и программных средств.
Научные результаты и новизна работы
l. Ha основе анализа основных закономерностей процесса отбора нефти скважиной и характеристик состояния центробежного насоса и ПЭД, обоснованы ограничения и критерии управления погружным центробежным электронасосом (как объектом управления) при регулировании скорости вращения ротора электродвигателя. 2. Разработаны новые целевые функции и задачи управления погружным ЦН с регулируемым приводом «ПЧ-ПЭД», учитывающие условия отбора нефти в скважине, состояние погружного оборудования и электрической сети, которые обеспечивают повышение эффективности применения погружных установок в условиях их влияния на потери электроэнергии и качество напряжения в сети.
3. Обоснованы требования к структуре силовой части электропривода «ПЧ - ПЭД» системы «УЭЦН-скважина» при учете высших гармонических составляющих тока и напряжения и закону управления частотой и величиной напряжения на выходе ПЧ и, на этой основе, разработана структура системы управления, позволяющая адаптироваться к изменению ресурса ЦН и ПЭД.
4. Предложены технические средства измерения момента на валу ПЭД и сопротивления его изоляции, учитывающие динамику изменения и возможные отклонения основных контролируемых характеристик и реализующие в автоматическом режиме разработанные в диссертации методы и алгоритмы управления погружным электронасосом с ПЧ, что подтверждено полученными авторским свидетельством и патентом.
Личный вклад автора заключается в постановке задач и выборе методов исследований; уточнении математических моделей процессов разгазирования нефти в скважине и изменения температуры по ее вертикали с последующим обоснованием ограничений; разработке математических моделей изменения во времени момента статического сопротивления насоса (из-за подклинивания) и износа изоляции ПЭД (из-за потерь электроэнергии) системы «УЭЦН-скважина»; постановке задач и разработке критериев с синтезом структуры систем управления ЦН технологической системы «УЭЦН-скважина» с последующей разработкой алгоритмов управления ЦН, и участком электрической сети электроснабжения указанных объектов; алгоритмов диагностики электропривода УЭЦН; обобщении и анализе экспериментальных исследований и полевых испытаний опытных образцов. Апробация работы. Основные результаты и научные положения диссертации докладывались и обсуждались: на Всесоюзной конференции "Робототехника и автоматизация производственных процессов" (г. Барнаул, 1982 г); на всероссийских и международных научно-технических конференциях "Нефть и газ" (г. Тюмень, 1997, 1998, 2001, 2002 г.г.); на международных научно-технических конференциях "Новые информационные технологии в нефтегазовой промышленности и в энергетике" (г. Тюмень, 2003 и 2006 гг.); на 11 и 12-ой международных научно- практических конференциях "Современные техника и технологии" (г. Томск, 2005 и 2006 гг.); на технических советах ОАО "Юганскнефтегаз" и ОАО "Энергонефть" (г. Нефтеюганск 2006 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 36 работ, в том числе 16 статей в журналах (11 рекомендуемых ВАК), сделано 14 докладов на конференциях, получено 4 авторских свидетельства СССР и 1 патент РФ на изобретения, издано 3 учебных пособия.
Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, шести разделов, заключения, списка литературы из 175 наименований и четырех приложений. Основная часть работы изложена на 210 страницах, содержит 72 рисунка и 5 таблиц.
Практическая ценность работы состоит в комплексном решении проблемы эффективного управления системой «УЭЦН-скважина» при частотном регулировании скорости вращения погружного ЦН. Совокупность полученных теоретических и практических результатов создаёт объективные предпосылки для внедрения разработанных структур систем и алгоритмов управления в промысловых условиях.
Основные положения, выносимые на защиту:
-закономерности процессов газовыделения и охлаждения ПЭД в скважине, а так же подклинивания и абразивного износа элементов ЦН, учитываемые при обосновании ограничений и критериев управления последним; - целевые функции и модели управления ЦН системы «УЭЦН скважина» с ПЧ, обеспечивающие повышение эффективности использования погружного оборудования и возможностей промысловой электрической сети путем выбора законов регулирования частоты и величины напряжения на выходе ПЧ и, в том числе, учитывающие при их реализации влияние ПЧ на потери и качество напряжения в электрической сети;
- разновидности структур систем и алгоритмов управления объектами типа погружной ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ, в том числе, адаптирующие к изменениям ресурса ЦН и ПЭД;
- комплекс измерительных и вычислительных средств, обеспечивающих путём прогнозной оценки статических моментов сопротивления ЦН и уровня износа изоляции ПЭД, реализацию (в автоматическом режиме) разработанных моделей и алгоритмов.
Механизированный способ добычи нефти на этапах разработки нефтяного месторождения
Разработка нефтяного месторождения представляет собой комплекс технологических операций, обеспечивающий выемку полезного ископаемого из пластов в виде газо-водо-нефтяной смеси и его транспортировку с подготовкой продукции в виде потока нефти требуемых кондиций в постоянно изменяющихся условиях [1,2,3,4]. Основой проведения операций комплекса является оценка запасов нефти на месторождении, которая выполняется на основе проведения поисковых и геологоразведочных работ [5,6,7,8].
Известно, что эта оценка содержит значительную долю неопределённости в описаниях моделей объектов добычи, то есть в объёмах, содержании, структуре и видах параметров залежей нефти [9,10,11].
Эти обстоятельства существенно влияют на количественные и качественные показатели добычи нефти на месторождении. Рассмотрим их, учитывая развитие процесса добычи нефти на месторождении. Согласно механизмам ввода в разработку и эксплуатации нефтяного месторождения его жизненный цикл разбит на четыре этапа [2,4,12], на первом из которых принимаются наиболее важные решения по стратегии развитии месторождения. Именно здесь прогнозируются темпы вложения средств, годовые отборы нефти, динамика обводнения и извлечения нефти из пластов и другие показатели нефтедобычи [7,11,12]. Все эти показатели представляются в технологической схеме разработки (ТС) в виде заданий на дебиты скважин, их количество, вид и размер сетки их размещения, на динамику их перевода из фонтанирующих в механизированный фонд, из добывающих в нагнетательные [13,14]. Выполнение заданной динамики развития обеспечивается путём создания комплекса объектов системы обустройства (СОМ). В состав комплекса входят наборы кустов добывающих и нагнетательных скважин со схемами привязки к проектируемой сетке скважин по эксплуатационному объекту, системы ПДД, сбора, подготовки и внутри промыслового транспорта нефти, воды и газа [12,13]. Одной из них является система электроснабжения (СЭС), обеспечивающая электроэнергией объекты СОМ, в первую очередь, кусты добывающих и нагнетательных скважин, с находящимися в некоторых случаях, там же буровыми установками. Динамика развития месторождения, заданная в ТС, реализуется через планы - графики ввода в эксплуатацию объектов СОМ, в том числе, объектов СЭС [15,16,17]. Неопределенности в описаниях моделей пластов могут стать, причиной появления при эксплуатации несоответствия фактических показателей нефтедобычи их проектным заданиям, которые дополнительно усугубляются несоблюдением планов - графиков строительства объектов СОМ [18]. Кроме того, к указанным негативным обстоятельствам, добавляются на этапе эксплуатации составляющие, связанные с неопределенностями в оценке ресурса оборудования, надежности электроснабжения, состояния сервисных служб [18,19]. В целом, негативные последствия этих обстоятельств проявятся в ухудшении показателей нефтедобычи предприятия, а именно: — невыполнении проектных (плановых) заданий по дебиту отдельных скважин и месторождения в целом; — снижении качества электроэнергии в узлах нагрузки сети, в том числе, на кустах добывающих скважин; — снижении показателей эффективности использования оборудования. Согласно наиболее распространенной на практике стратегии управления добычей нефти на месторождении предполагается периодическая оценка отклонения фактических и прогнозных значений показателей нефтедобычи и выработка корректирующих воздействий, направленных на понижение уровня этого несоответствия [18,19,20,21]. Эффективность такой коррекции зависит от интервала её реализации, что требует соответствующего алгоритмического и технического обеспечения на основе использования широкой сети информационно -измерительных управляющих вычислительных средств, регулируемого технологического оборудования и интегрированных информационных ресурсов [22,23,24,25]. Применительно к системе механизированного отбора нефти из пластов, цель управления процессом добычи заключается в выборе и стабилизации оптимальных режимов работы скважин с рациональной производительностью и экономичным расходованием ресурса погружного оборудования. При этом, регулировочные средства или ресурсы стабилизации уровня дебита скважин представляются в следующем виде: — изменение типоразмера скважинного оборудования; — изменение глубины подвески этого оборудования; — регулирование производительности оборудования. Достижение цели по последнему из указанных направлений предполагает разработку следующих мероприятий: - стратегии управления режимами работы установок типа УЭЦН с регулируемым приводом с синтезом структуры систем управления, обеспечивающих выполнение плановых заданий по объемам добычи и по эффективному использованию погружного оборудования в изменяющихся условиях отбора нефти в скважине и непостоянных характеристиках погружного оборудования; - методов и моделей управления процессами формирования структуры электрической сети и стабилизации напряжения в узлах нагрузки, позволяющих минимизировать отклонение напряжений от принятых значений и, тем самым, поддерживать механизированную добычу нефти на плановых уровнях. Для решения этих задач необходим анализ условий и режимов работы скважин, оборудованных УЭЦН и скважинного оборудования, а так же электрических сетей, обеспечивающих эти установки электроэнергией в условиях их формирования.
Обобщенная характеристика скважины, оборудованной УЭЦН, как технологического объекта на нефтяном месторождении
Скважины, оборудованные УЭЦН, являются одним из наиболее важных и сложных технологических объектов на нефтяном месторождении. Их жизненный цикл имеет продолжительность, примерно, 20 лет и характеризуется непрерывным режимом работы, прерываемым ремонтами и остановками по причине отказов оборудования и его электроснабжения.
Из жизненного цикла наибольший интерес в части эффективного использования погружного оборудования представляет отрезок времени между соседними остановками для выполнения ремонтных работ, так называемый МРП. Его продолжительность для месторождений Западной Сибири указывается в пределах от одного - двух месяцев до двух - трех лет и является одним из основных показателей работы нефтедобывающих предприятий.
Характерными этапами МРП являются режимы ввода скважины в эксплуатацию после производства буровых или ремонтных работ или замены погружного оборудования и режим работы с практическим мало изменяющимися показателями, называемый в дальнейшем квазистатическим.
Первый из них заканчивается началом отбора жидкости из продуктивных пластов. Второй, практически равный по продолжительности интервалу МРП, характеризуется постепенными изменением условий отбора жидкости и характеристик используемого оборудования.
В целом технологический объект, содержащий скважину с УЭЦН, удобно представлять в виде системы «УЭЦН-скважина». При этом, учитывая стохастический характер действия влияющих факторов, она может быть названа как не полностью определенная, действующая в условиях неопределенности. Для характеристики указанных режимов работы и обоснования ограничений при управлении представим систему «УЭЦН-скважина» в виде, приведенном на рисунке 2.1.
На рисунке 2.1. представлено: 1 - ПЭД; 2 - центробежный насос (ЦН); 3 - станция управления (СУ); 4 - согласующий (скважинный трансформатор до (Тр)); Р„л, Рпр Рвых, Ру - давление жидкости пластовое, на приемной сетке насоса, на его выходе и устьевое, соответственно; hi - динамический уровень; Ппод - высота подвески; М, со - электромагнитный момент и угловая скорость вращения ПЭД, соответственно; М - момент статического сопротивления на валу, создаваемый ЦН.
Характеристика условий работы оборудования системы «УЭЦН-скважина» может быть представлена в виде диаграмм распределения давления и температуры жидкости по вертикали, полученных на Приразломном месторождении для скважины с насосом ЭЦН-250, высотой подвески ппод=2400м и дебитом - 8 м3/сут.
Из рисунка 2.2. видно, что линия распределения давления при работе ЭЦН (график 1) имеет ломаный характер с тремя участками: от пласта до насоса, непосредственно насос и с выхода насоса до поверхностного коллектора. Линия распределения температуры жидкости в колонне НКТ имеет по вертикали скважины монотонный характер (график 2).
Ниже предлагается анализ указанного ранее интервала жизненного цикла скважины, названного МРП, начиная с режима освоения скважины. Спецификация последнего заключается в первоначальном отборе жидкости из затрубного пространства скважины, насыщенного буровым раствором и имеющий повышенный удельный вес, на 10 - 30% превышающий вес пластовой жидкости. К тому же направление перемещения этой жидкости в скважине не обеспечивает съем тепла с поверхности погружного электродвигателя. Для его охлаждения погружной ЦН периодически останавливается, примерно, на 1 - 2 часа через каждый час работы, затягивая тем самым процесс освоения скважины. Такой режим работы вызывает перегрев изоляции ПЭД, сокращая, тем самым, срок службы двигателя.
В общем случае, оптимальным будет такой режим работы системы «УЭЦН-скважина», который обеспечит заданную продолжительность интервала освоения скважины с наименьшим расходом ресурса изоляции двигателя.
Результаты испытаний работы системы «УЭЦН-скважина» в этом режиме для условий Приразломного месторождения (рисунки 2.3. и 2.4.) показывают постепенное замещение на этом этапе жидкости глушения пластовой жидкостью, имеющей повышенное газосодержание и меньший удельный вес. При этом наибольшее изменение тока наблюдается на первом цикле работы скважины, на котором указанный процесс замещения происходит наиболее интенсивно.
Наличие локальных всплесков на начальном этапе графика изменения температуры на поверхности скважины на фоне ее постепенного роста (кривая 3, рисунок 2.3.) объясняется отсутствием в нем составляющей притока из пласта. Затем начинает преобладать эта составляющая потока, определяя все в большей мере температуру поднятой на поверхность жидкости.
Из графика изменения динамического уровня (кривая 1, рисунок 2.4.) видно, что для принятых в данном случае продолжительностей периодов работы установки, за период включения динамический уровень не успевает достичь установившегося, а ток - постоянного значений. При этом связь показателей системы «динамический уровень - дебит» имеет нелинейный характер и требует для ее окончательного определения внесение поправок на производительность и напор насоса, глубину опускания насосного агрегата, параметры пластовых флюидов и раствора глушения.
Из анализа процесса освоения скважины можно заключить, что наиболее информативными параметрами при управлении системой «УЭЦН-скважина» являются данные о температуре нагрева ПЭД, токе двигателя, динамическом уровне, дебите скважине и составе жидкости на поверхности скважины. Исключение любого из них из процесса управления будет вносить элемент неопределенности в найденные решения, то есть требовать дополнительных обоснований.
Скважина, оборудования УЭЦН с регулируемым электроприводом, как объект управления
Формирование электрических сетей на нефтяных месторождениях осуществляется со значительной долей потерь из-за наличия неопределенностей в описании объектов технологии и их электрических нагрузок.
К тому же при эксплуатации электрических сетей возникают различного вида нештатные ситуации, как правило, случайного характера, влияющие на режимы электропотребления установок механизированной добычи, особенно, типа УЭЦН.
В частности, эти режимы основных потребителей электроэнергии на месторождении часто осложнены повышенным реактивным электропотреблением, связанным с риском преждевременного заклинивания погружного насоса, снижение которого за счет увеличения напряжения питания УЭЦН является причиной низких значений tg(p в сети или на ее участках.
Меры борьбы с указанными явлениями в сетях, предусмотренные проектными документами, часто не эффективны по причине многообразия условий возникающих ситуаций. Ниже предлагаются модели и методы управления напряжением в промысловых электрических сетях с разработкой задач и алгоритмов управления процессами формирования и эксплуатации сетей, обеспечивающими улучшение качественных показателей электропотребления установок типа УЭЦН. 4.2. Особенности формирования и эксплуатации сетей электроснабжения УЭЦН в процессе развития добычи на нефтяном месторождении Рассмотрим в качестве примера типовую систему электроснабжения одного из месторождений Юганского региона (ОАО «Юганскнефтегаз»). Месторождения этого региона Западной Сибири существенно отличаются друг от друга по степени освоенности и длительности функционирования (одни из них эксплуатируются более 30 лет, другие около 15 лет, а третьи - не более 7 лет). Схемы их электроснабжения отличаются по мощностям трансформации, длинам и сечениям ВЛ, коэффициентам использования элементов и узлов. Так, например, электрические нагрузки в некоторых из них, представленные в таблице 4.1, имеют значительную разницу. Тем не менее, общим для них является рост обводненности продуктивных пластов и увеличение глубин подвески насосных агрегатов, что вызывает рост электрических нагрузок и электропотребления. Это подтверждается данными, представленными в таблице 4.1, а также графиками затрат электроэнергии по ОАО «Юганскнефтегаз», приведенными на рисунке 4.1. Электроснабжение в типовой схеме системы электроснабжения осуществляется от одной, двух и более узловых подстанций соединенных по двухцепным воздушным линиям (ВЛ) 35 кВ в кольцо, разомкнутое, как правило, в двух местах. От кольцевых В Л 35кВ питаются распределительные промысловые подстанции 35/6 кВ, как правило, комплектные, двухтрансформаторные с двумя секциями шин 6 кВ. Такая схема электроснабжения обеспечивает высокую надежность и позволяет производить оперативные переключения и перевод нагрузки с одного из источников на другой без перебоев питания. ВЛ 35 кВ оснащаются устройствами автоматического повторного включения (АПВ), автоматического ввода резерва (АВР) и автоматического повторного включения после АЧР (ЧАПВ). Промысловые распределительные подстанции 35/6 кВ являются основным элементом системы электроснабжения объектов нефтедобычи. Подстанции оснащены полным комплексом устройств релейной защиты и сетевой автоматики, таких как АПВ и АВР. Часть подстанций оборудована комплектами телемеханики, обеспечивающими контроль за работой оборудования подстанций и возможность оперативного управления режимами работы энергодиспетчером с диспетчерского пункта базы энергетического обеспечения. От КРУН 6 кВ питаются промысловые распределительные сети, в основном состоящие из радиально-магистральных В Л 6 кВ, проходящих вдоль рядов добывающих скважин и имеющих протяженность до 10 км. На каждой группе (кусте) скважин или отдельной скважине установлены комплектные трансформаторные подстанции (КТП) 6/0,4 кВ для питания станков-качалок и погружных насосных установок. Наличие в электрической сети значительного количества асинхронных электродвигателей различных мощностей, особенно типа ПЭД, обуславливает необходимость проведения мероприятий по компенсации реактивной мощности. В качестве технических средств их проведения обычно используются синхронные электродвигатели КНС типа СТД и СТДМ, оснащенные автоматическими регуляторами тока возбуждения,
Особенности формирования и эксплуатации сетей электроснабжения УЭЦН в процессе развития добычи на нефтяном месторождении
Типовая диаграмма напряжения на шинах 0,4 кВ, снятая по данным регистрации станцией «Электон» на скважине № 8367Б (куст № 680 Мамонтовского месторождения) показала, что напряжение содержит кратковременные спады глубиной до 60 В и длительностью до 100 секунд и продолжительные отклонения глубиной до 40 В и длительностью до нескольких дней. Анализ регистрации напряжения с помощью указанных систем по данным отдела добычи НГДУ «МН» показал, что напряжение на кустах, в основном, удовлетворяет требованиям ГОСТ 13109-99. Однако на некоторых кустах имеют место приведенные на рисунке 4.4(6) дефекты качества напряжения 0,4 кВ. Практика показывает, что появление кратковременных спадов в напряжении 0,4 кВ может быть вызвано короткими замыканиями и коммутационными переключениями в силовых цепях схем электроснабжения, а также пусками крупных двигателей КНС и соседних по кусту погружных установок. Вместе с тем появление длительных отклонений в напряжении 0,4 кВ может быть вызвано следующими причинами: — сезонными суточными колебаниями напряжения на шинах 6 кВ промысловых распределительных подстанций и работой на них РПН; — включениями (отключениями) крупных электродвигателей КНС и соседних (по кусту) погружных установок; — не отключенными короткими замыканиями в силовых цепях и перегрузками соседних (по кусту) погружных установок; — аномальными режимами работы рассматриваемой погружной установки. Кратковременные спады напряжения 0,4 кВ на кусте скважин могут вызвать отключение питания погружной установки. Это подтверждается данными отдела добычи НГДУ «Мамонтнефть», согласно которым системы ИРС некоторых станций регистрировали до 12% всех отключений скважинного оборудования по этой причине, при этом отключение погружной установки могло произойти при срабатывании следующих защит: от минимального напряжения, от перегрузки и от «срыва» подачи жидкости.
Появление в напряжении 0,4 кВ на кустах кратковременных спадов глубиной до 15% и более от номинального значения не желательно и требует разработки мер, как устраняющих вероятность ложного отключения из-за недостаточной помехозащищенности цепей станции управления, так и уменьшающих (устраняющих) сами спады напряжения такого вида (например, стабилизацией напряжения 0,4 кВ на кустах нефтепромысла).
Длительные отклонения напряжения 0,4 кВ на кустах нефтепромыслов оказывают влияние на такие показатели установки как производительность, напор и КПД. При этом дополнительный нагрев отдельных частей двигателя оказывает существенное влияние на технический ресурс и межремонтный период установки.
С целью оценки степени влияния отклонений напряжения питания ПЭД на показатели работы УЭЦН и потерь мощности в ПЭД были проведены испытания УЭЦН на стенде «УЭЦН - скважина» в условиях лаборатории ООО «ЮганскЭПУсервис» (г. Нефтеюганск). В комплект установки входил электродвигатель типа ПЭД 32-117-МВ-5, насос типа ЦН (в трех модификациях: 125-1200, 80-1350 и 50-1700) и приборы для измерения производительности, напора, напряжения и тока двигателя. В процессе проведения испытаний изменялось напряжение (в пределах от 0,8 до 1,15 и„ом.д), комплектация насоса и напор в гидросистеме стенда.
Результаты испытаний показывают, что увеличение напряжения на 10% от номинального значения приводит к повышению производительности УЭЦН примерно на 1-2%, а уменьшение напряжения на те же 10% - к снижению производительности примерно на 3-4%о. При этом температура нагрева ПЭД составила 104% и 113,7% от номинальной соответственно.
На основании изложенного можно заключить, что при реальных типичных колебаниях напряжения питания на кустах происходит перегрев изоляции обмоток ПЭД и, как следствие, уменьшение межремонтных периодов УЭЦН.
Таким образом, одним из решений задачи снижения энергетической составляющей производственных затрат при добыче, транспортировке и переработке нефти является обеспечение рациональных режимов напряжения на шинах промысловых подстанций и у отдельных электроустановок.
Однако схемы электроснабжения разных нефтяных месторождений имеют существенные различия по конфигурации и составу, по состоянию и режимам работы электрооборудования и сети в целом, по уровню обслуживания электроустановок. К тому же, на одном и том же месторождении указанные показатели будут различны на разных этапах строительства электрической сети.
В этих условиях оценить степень влияния отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ кустов скважин на технологические и энергетические показатели эффективности скважин и УЭЦН на основе натурных испытаний, с учетом случайного характера влияния некоторых из них, практически невозможно. Оценку можно найти только на основе использования соответствующего математического аппарата, учитывающего многообразие условий, например, математической модели, построенной на основе реальных данных по конфигурации и составу электрической сети, режимов работы кустов и отдельных скважин в условиях развития (изменения схемы электроснабжения) нефтепромысла.
