Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Применение принципов системного подхода к решению проблемы энергосбережения на предприятиях нефтедобычи . 20
1.1. Используемые положения общей парадигмы системного анализа. 20
1.2. Отображение общих принципов системного анализа на предметную область предприятий нефтедобычи 28
1.3. Обоснование конкретных задач проблемы энергосбережения ... 45
Глава 2. Минимизация потерь энергии в основном технологическом оборудовании нефтедобычи 48
2.1. Формализация параметров среды 48
2.2. Согласование параметров оборудования с параметрами среды 54
2.3. Результаты моделирования подсистемы: добычное оборудование - пласт. 63
Выводы по главе 66
Глава 3. Минимизация потерь энергии согласованием параметров нагрузок, отходящих линий и узлов распределительных электрических сетей 67
3.1. Расчетные схемы и аналитические модели подсистемы: исполнительный модуль электротехнического комплекса добычной скважины — сопряженный участок отходящей линии 68
3.2. Математическая модель подсистемы: групповая нагрузка — отходящая линия 75
3.3. Определение рационального уровня напряжения в центре питания электротехнического комплекса предприятия. 93
3.4. Минимизация потерь энергии в крупных узлах электрической нагрузки . 100
3.4.1. Математическая модель крупного узла электрической нагрузки 108
3.4.2. Анализ комплексных корней уравнения четвертой степени. 117
3.4.3. Линеаризованная математическая модель режимов напряжения и электропотребления. 119
Выводы по главе 124
Глава 4. Минимизация потерь энергии при отклонениях и колебаниях питающего напряжения исполнительного модуля - ЭКДС с ПЭД и их коммутации 126
4.1. Метод расчета переходных процессов исполнительного модуля - ЭКДС с ПЭД и компенсирующими установками при возмущениях входного напряжения 126
4.2. Математическое моделирование параметров насыщения магнитопроводов погружных асинхронных электродвигателей исполнительного модуля 137
4.3. Анализ результатов моделирования. Оценка электромагнитной устойчивости исполнительного модуля -ЭКДС с ПЭД 140
4.4. Математическое моделирование переходных процессов АД с компенсирующими установками и активным сопротивлением 159
4.5. Оценка устойчивости и потерь энергии исполнительного модуля-ЭКДС 165
Выводы по главе 170
Глава 5. Минимизация потерь при отклонениях и колебаниях питающего напряжения исполнительного модуля - ЭКДС с поверхностным приводом (ПП) и их коммутации . 172
5.1. Метод расчета граничных параметров и исследование режима работы исполнительного модуля — ЭКДС с ПП в установившихся и переходных процессах 172
5.2. Метод расчета граничных параметров исполнительного модуля при использовании компенсирующих установок 178
5.3. Математические модели исполнительного модуля - ЭКДС с ПП в пусковых режимах с учетом (и без учета) компенсирующих установок 181
Выводы по главе 186
Глава 6. Совершенствования методов и технических средств измерения электрических параметров системы энергообеспечения 187
6.1. Общие вопросы измерения и контроля параметров системы энергообеспечения 188
6.2. Измерения параметров в системах с быстродействующими регуляторами 191
6.3. Методы поэлементного определения потерь активной мощности в приводах и трансформаторах 199
6.4. Определение потерь активной мощности в линиях электропередач и узлах электрической нагрузки 205
6.5. Классификация технических средств измерения и их характеристики 212
6.6. Сравнение экспериментальных данных с результатами математического моделирования 216
Выводы по главе. 223
Глава 7. Совершенствование технических средств автономного и централизованного регулирования режимов электропотребления 224
7.1. Технические средства для компенсации потерь напряжения в установившихся и динамических процессах 224
7.2. Автоматическая стабилизация рационального уровня напряжения на секциях распределительных шин центра питания. 239
7.3. Регулирование параметров поверхностных приводов винтовых насосов 253
7.4. Экономические, экологические и социальные аспекты проблемы энергосбережения 264
7.4.1. Некоторые экономические оценки потерь энергии в НГДК. 264
7.5.О некоторых причинах потерь энергии, выявленных в результате общего системного анализа современного состояния НГДК... 271
Выводы по главе 273
Заключение 276
Библиографический список. 281
- Отображение общих принципов системного анализа на предметную область предприятий нефтедобычи
- Согласование параметров оборудования с параметрами среды
- Минимизация потерь энергии в крупных узлах электрической нагрузки
- Анализ результатов моделирования. Оценка электромагнитной устойчивости исполнительного модуля -ЭКДС с ПЭД
Введение к работе
Актуальность темы. В последние годы резко возросла роль нефтяных предприятий в экономике страны и в ее народнохозяйственной системе в целом. Поэтому исследования, проводимые в нефтегазодобывающей отрасли и направленные на повышение эффективности нефтегазодобычи, являются весьма актуальными. Одно из важнейших направлений этих исследований — минимизация потерь электроэнергии при добыче, транспортировке и переработке углеводородного сырья.
Нефтегазодобывающие комплексы (НГДК) являются крупными и ответственными потребителями электрической энергии. Сумма расходов на электроэнергию на различных НГДК составляет от 30 до 50% от общей суммы затрат при нефтедобыче. В целом, по России эти расходы достигают нескольких десятков миллиардов рублей.
Снижение энергопотребления на промыслах даже на единицы процентов за счет организационно-технических мероприятий, не требующих высоких единовременных капитальных вложений, ведет к экономии для народного хозяйства страны огромных финансовых средств.
В данной работе основное внимание уделено анализу режимов работы действующих систем электрооборудования и электроснабжения нефтепромыслов, оптимизации структур электроснабжения и обеспечению оптимальных с позиций энергосбережения значений напряжения и законов их регулирования на различных уровнях этих систем. Диссертационная работа базируется на фундаментальных исследованиях отечественных и зарубежных ученых, которые проводились как в академических и отраслевых институтах, так и в учебных вузах. В ряде исследований, выполненных в Санкт-Петербургском государственном горном институте и Альметьевском нефтяном институте, принимал участие автор данной работы.
Немалый вклад в разработку названного направления внесли такие российские ученые-исследователи, как Абрамович Б.Н. [1 - 15], Вагин Г.Я. [29,30], Гамазин СИ. [36], Ермилов А.А. [56], Жежеленко И.В. [57 - 60], Железко Ю.С. [61-66], Карпов Ф.Ф. [80], Куприн Б.И. [99, 100], Кучумов Л.А. [101], Меньшов Б.Г.[114], Мукосеев ЮЛ. [115], Мельников Н.А. [105, 106] Образцов B.C. [128], Орлов А.В. [131], Папков Б.В. [132, 133], Праховник А.В. [151, 152], Солдаткина Л.А. [105, 159]. Общие вопросы оптимизации режимов электрических сетей рассмотрены в работах Арзамасцева Д.А. [18], Веникова В.А. [33 - 35, 155], Идельчика В.И. [71, 72], Карпова Ф.Ф. и Солдаткиной Л.А. [80,105,159].. Автоматизации проектирования и применению ЭВМ для управления режимами СЭС посвящены труды [17, 30, 35, 45-47, 66, 81-84, 89, 97, 108, 114, 129, 140, 143, 154, 156, 165, 183, 192, 200]. В последнее время уделяется повышенное внимание совершенствованию приборов учета электроэнергии в связи с участившимися случаями ее перерасходов и хищений [16,27,28].
За рубежом наибольших успехов в области энергосбережения при нефтедобыче достигли фирмы Westinghouse Electric, Ventura, General Electric и ряд других.
В результате этих исследований был создан ряд новых современных элементов систем электроснабжения:
-трансформаторы с регулятором напряжения под нагрузкой (РГШ), включающими в себя устройства автоматического регулирования коэффициента трансформации напряжения (АРТ-1Н);
- синхронные двигатели с эффективными системами самовозбуждения и бесщеточными системами возбуждения (ССВ и БСВ);
- установки продольной компенсации (УПК) с устройствами защиты от перенапряжений.
Получили дальнейшее развитие установки поперечной компенсации (УПЕК) и различного рода подсистемы АСУ с принципиально новыми функциональными свойствами. Значительно расширилось применение микропроцессорной техники, использование автоматических и автоматизированых систем различных уровней.
Внедрение указанных разработок несомненно повышает эффективность использования электроэнергии, на нефтепромыслах. Но, анализируя итоги завершенных исследований, следует отметить их существенный недостаток — отсутствие системного подхода при решении проблемы минимизации затрат электроэнергии в системах электроснабжения и электрооборудования нефтепромыслов.
Еще в 1991 году автор, совместно со своими коллегами, предложил комплекс мероприятий, направленных на повышение эффективности предприятий нефтедобычи [7,10-15]. К сожалению, учитывая произошедшую за последнее десятилетие децентрализацию народного хозяйства, потребовались значительные корректировки принятых в прошлом рекомендаций и решений.
Наблюдения за эффективностью предприятий нефтедобычи, в частности предприятий Волго-Камского региона, проведенные в последнее время показывают следующее:
1. На фоне общего истощения эксплуатируемых месторождений і резко возрастает число скважин, находящихся в поздней или завершающей: стадии функционирования. Как правило, при этом нефть характеризуется высокой вязкостью, большим содержанием асфальто-смоло-парафинистых компонентов. Очевидно и снижение роли естественных пластовых давлений. Только в ОАО "Башнефть" таких скважин уже 80 %, в ОАО "Татнефть" - 20 %.
Практика показывает, что на таких промыслах затраты на электроэнергию возросли особенно резко, достигая 50% от всех затрат предприятия нефтедобычи.
2. Нарушение системно обоснованных принципов автоматизации различных структур, разрыв связей по компонентам обеспечения структур, которые целесообразно было бы оставить централизованными, и невнимание к созданию контуров самообеспечения отразились как на составе основного и вспомогательного технологического оборудования промыслов, так и на формировании эффективных локальных контуров энергообеспечения.
3. Следует отметить, что нефтегазодобывающие комплексы Волго- Камского района характеризуются все более возрастающей территориальной рассредоточенностью при недостаточном уровне информационного взаимодействия технологических объектов различного уровня и пунктов диспетчерского управления. Ожидать коренного улучшения ситуации за счет развития иерархической, системы управления энергоснабжением, основанной на переработке большого количества управляющей информации, в ближайшие годы не приходится.
4. Внедрение новых, перечисленных выше узлов и элементов в системы электрооборудования и электроснабжения не приносит, как правило, ожидаемого экономического эффекта. Это связано, прежде всего, с отсутствием системного подхода при внедрении новых разработок. Системы электроснабжения- и электрооборудования являются кровеносной и двигательной системами единого живого организма — НГДК. Замена отдельных элементов на более совершенные без перенастройки всего комплекса в целом, чаще всего ведет к недоиспользованию возможностей новых элементов.
Попытки комплексного подхода при внедрении новых разработок предпринимались [23,24,26,27], но неудачно выбранные "границы" исследуемого объекта приводили к смещению понятий "цель - средство". Объективное существование в такой сложной системе как НГДК не формализуемых аналитически связей приводит к тому, что разработанные математические модели отдельных фрагментов систем и процессов в них сложно математически строго оптимизировать.
Применительно к рассматриваемой здесь проблеме минимизации потерь электроэнергии это означает, что термин "оптимизация системы" следует рассматривать как понятие семантическое, а не математическое. Пока вряд ли возможно вообще формализовать аналитический векторный функционал качества (критерий оптимизации) и ограничения на параметры пространственных координат и состояния объекта, имея в виду, что при комплексном (системном) рассмотрении должны быть отражены во взаимосвязи не только технико-технологические, но социально-экономические и экологические факторы..
Поэтому в основу методологии исследований, представленных в данной работе были положены общие принципы системного анализа сложных динамических объектов. Так как непосредственной целью этих исследований является формирование системно обоснованных рекомендаций по энергосбережению на предприятиях нефтедобычи, то необходимо было предварительно решить следующие задачи:
- конкретизировать используемые принципы системного подхода;
- отобразить эти (общие) принципы на предметную область нашего объекта исследования;
- сформировать системно обоснованный перечень технико-технологических задач и последовательность их решения так, чтобы их совокупность дала решение проблемы энергосбережения в целом.
Основной проблемой настоящего исследования, определяющей его научную значимость и новизну, является комплексное решение задач энергосбережения в нефтяной промышленности России.
Данная работа выполнялась в соответствии с планом реализации комплексных научно-технических программ, ориентированных на создание и освоение новых подсистем АСУ, автоматизированных линий, электроустановок, аппаратов, агрегатов и другого оборудования, а также на совершенствование систем электроснабжения, электрооборудования, повышение эффективности, безопасности и экономичности использования электрической энергии в народнохозяйственной системе.
Диссертационная работа направлена на изучение процессов передачи и распределения электрической энергии, а также принципов и средств управления объектами, определяющими функциональные свойства создаваемых и действующих электротехнических комплексов и систем специального назначения в нефтяной промышленности. Цель исследования:
- разработка и обоснование концепции минимизации потерь электроэнергии в электротехнических комплексах и системах электроснабжения (СЭС), обеспечивающих при внедрении полученных рекомендаций снижение потребления электрической энергии при сохранении на заданном уровне производительности нефтедобывающего оборудования;
- выявление причин неоправданных потерь и выработка рекомендации по их устранению;
- разработка математических моделей электротехнических комплексов и систем электроснабжения, позволяющих оценить составляющие потерь в них и исследовать зависимость этих потерь от режимов работы электрооборудования;
-разработка методов и алгоритмов управления электротехническими комплексами нефтедобывающих предприятий, базирующихся на предложенных математических моделях этих комплексов и обеспечивающих минимизацию потерь электроэнергии в них.
Для достижения поставленной цели в диссертации решены следующие задачи, касающиеся:
- минимизации потерь электроэнергии основного технологического оборудования — исполнительного модуля добычной скважины (ИМ);
- минимизации потерь электроэнергии за счет согласования параметров исполнительного модуля и компонентов модуля преобразования, распределения и обеспечения (МПРО);
- минимизации потерь электроэнергии и повышения устойчивости СЭС при коммутации добычных установок с погружными приводами;
- минимизации потерь электроэнергии и повышения устойчивости при коммутации добычных установок с поверхностными (наземными) приводами;
- разработки методов измерения и усовершенствования технических средств контроля и учета активной и реактивной составляющих электрической энергии;
-разработки технических средств централизованного и автономного регулирования режимов напряжения и электропотребления.
Методологической основой исследований являются: теория системного подхода к решению вопросов о системе, структуре, функциях и системообразующих связях; методы теории электрических цепей; методы математического моделирования; прикладная гидродинамика; методы теории управления и оптимизации технических систем.
Объектом исследования является система энергообеспечения нефтегазодобывающего комплекса (управления, предприятия) — электротехнические комплексы и системы генерирования электрической энергии, электроприводы, системы электроснабжения и электрооборудования предприятий нефтедобычи и специальная техника (погружные электродвигатели (ПЭД), винтовые насосные установки (ВНУ) с асинхронным электродвигателем на поверхности, т.е. поверхностным приводом (ПП)).
Объект рассмотрения является неотъемлемой составной частью технических систем более высокого уровня. Методом декомпозиции технические системы высокого уровня разделены на составные части.
На первом этапе исследованы режимы работы электротехнического комплекса добычной скважины (ЭКДС), на втором - электротехнического комплекса предприятия (ЭКП), на третьем этапе - электротехнического комплекса крупного узла электрической нагрузки (ЭККУЭН).
Область исследования: развитие общей теории электротехнических комплексов и систем НГДК, изучение системных свойств и связей, физическое, математическое и компьютерное моделирование электротехнических комплексов и систем; обоснование совокупности технических, технологических и экономических критериев оценки принимаемых решений в области проектирования, создания и эксплуатации электротехнических комплексов и систем всех рассматриваемых уровней и в целом объекта рассмотрения; разработка структурного и параметрического синтеза электротехнических комплексов и систем, минимизация потерь энергии в них и разработка алгоритмов эффективного управления; исследование работоспособности и качества функционирования электротехнических комплексов и систем в различных режимах при разнообразных внешних и внутренних воздействиях (при возмущениях входного напряжения и изменениях гидродинамических свойств нефтедобывающих скважин).
Научная новизна и теоретическая значимость исследований заключается в следующем:
- в разработке методов расчета и математических моделей, позволяющих обосновать и оценить принимаемые решения в области проектирования, создания и эксплуатации электротехнических комплексов и систем электроснабжения;
- в развитии общей теории физического, математического и компьютерного моделирования режима работы электротехнических комплексов и систем электроснабжения при различных внешних и внутренних воздействиях;
- в разработке структурного и параметрического синтеза электротехнических комплексов и систем электроснабжения, их оптимизации, а также в разработке алгоритмов эффективного управления.
Основные результаты настоящего исследования:
1. Установлена специфика режимов работы электротехнических комплексов НГДК и сформулированы требования к питающей электрической сети, разработаны методы расчетов и математические модели СЭС, а также методы расчетов режимов регулирования напряжения и электропотребления.
2. Предложена научно обоснованная концепция регулирования режимов работы электротехнических комплексов СЭС, которая обеспечивает снижение потребления электрической энергии при сохранении на заданном уровне производительности нефтедобывающего оборудования.
3. Предложены локальные быстродействующие автоматические устройства, обеспечивающие запуск и самозапуск электроприводов при воздействии на электрическую сеть внешних и внутренних возмущающих факторов.
4. Разработаны методы измерения и измерительные устройства, позволяющие оценить потери электрической энергии на различных структурных уровнях СЭС и систем электрооборудования.
5. Впервые выполнены исследования в установившихся и переходных процессах винтовой насосной установки с поверхностным приводом (ВНУсПП) и доказана техническая и экономическая целесообразность ее широкого применения.
Практическая ценность диссертационной работы:
-разработка технических средств для измерения энергетических параметров исполнительного модуля ЭКП;
-разработка технических средств местного и централизованного автоматического управления и регулирования режима напряжения и электропотребления;
- проведение экспериментально-промышленного исследования с использованием статических компенсаторов потерь напряжения и реактивной мощности и блока автоматического регулирования привода РПН, подтвердившего теоретически полученные законы регулирования режимов напряжения СЭС и систем электрооборудования, обеспечивающие минимизацию электрических потерь в нефтедобывающих комплексах;
-получение граничных значений энергетических характеристик установившихся и переходных процессов, позволяющих повысить степень автоматизации системы электроснабжения НГДК, уменьшить прямые и косвенные затраты на электроэнергию, улучшить режим работы всего электрооборудования, сетевой автоматики и релейной защиты;
-разработка дифференциальных устройств по определению параметров режимов напряжения и электропотребления, обеспечивающих непрерывный контроль за отклонением напряжения и изменением потребления активной и реактивной мощности, а также контроль за регулирующими параметрами;
- создание теплового расходомера жидкости и газа, который дополняет подсистему АСУ и расширяет ее функциональные возможности;
- создание статического компенсатора потерь напряжения, который обеспечивает местное, независимое, быстродействующее автоматическое регулирование уровня напряжения;
- разработка методов измерения и измерительных устройств, позволяющих осуществлять текущий анализ постоянной и переменной составляющих потерь мощности в СЭС и системах электрооборудования.
Публикации.
Общее количество публикаций по теме диссертации — 33 печатные работы, в том числе 2 монографии и 2 авторских свидетельства. Результаты научных исследований отражены в 4 отчетах, прошедших государственную регистрацию, и в 10 методических разработках для студентов Сі 111И и Альметьевского нефтяного института.
На защиту выносятся следующие положения:
1. Требования к режимам работы электрооборудования, питающей электрической сети и к качеству электрической энергии, продиктованные спецификой применяемого электрооборудования и технологией добычи нефти.
2. Аналитические соотношения, методы расчетов и математические модели исполнительных приводных модулей электротехнических комплексов НГДК, позволившие исследовать статические и динамические режимы работы. В частности, математическая модель модулей ЭКДС с ВНУсПП, используемых для извлечения вязкой и высоковязкой нефти и битума на дневную поверхность.
3. Концепция режимного регулирования исполнительных приводных модулей электротехнических комплексов, обеспечивающая минимизацию потерь электроэнергии при сохранении на заданном уровне производительности нефтедобывающего оборудования.
4. Теоретические и методические основы проектирования исполнительных модулей электротехнических комплексов НГДК с учетом технологических особенностей их применения и специфики протекания статических и динамических режимов их работы.
5. Закономерности регулирования параметров электропотребления при автоматическом управлении режимом электроснабжения и обеспечении информационно-управляющего взаимодействия между СЭС и исполнительными модулями электротехнических комплексов НГДК.
6. Комплексный метод измерения электрической нагрузки разветвленной системы электропотребления, метод наложения суточных графиков напряжения по определению оптимальных зон нечувствительности, количества переключений привода РПН и времени выдержки на переключение. Совокупность технических средств измерения, основанных на ортогональном и дифференциальном методах, позволяющих измерять и контролировать параметры режима напряжения в составе подсистемы АСУЭ.
7. Совокупность усовершенствованных технических средств компенсаций реактивной мощности и потерь напряжения и схем их включения, обеспечивающих запуск и самозапуск электроприводов исполнительных модулей электротехнических комплексов НГДК при любом сочетании факторов, воздействующих на электрическую сеть; результаты практического применения подсистемы БАР-РПН.
Структура и содержание работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, заключения и содержит 115 рисунков, 29 таблиц, библиографический список из 235 наименований и 6 приложений, изложенных на 327 страницах машинописного текста.
Отображение общих принципов системного анализа на предметную область предприятий нефтедобычи
Поскольку цель исследования - поиск методов и технических средств, позволяющие обеспечить энергосбережение на предприятиях нефтедобычи, следует, прежде всего, в краткой описательной форме рассмотреть эту предметную область, включающую в себя, по существу, все элементы функциональных модулей описанной выше схемы (рис. 1.2).
При этом предметную область ограничим рамками такой условно автономной народно-хозяйственной структуры, как Открытое Акционерное По существу, вся нефтедобывающая промышленность Волжско - Камского региона структурирована как совокупность таких ОАО («Татнефть», «Башнефть», и т.д.) Проблемы, с которым сталкиваются в своей работе ОАО, во многом схожи, хотя есть и достаточно важные отличия, которые далее мы будем оговаривать отдельно. Представим общую схему компонентов предметной области ОР в виде рис. 1.4. Электрические сети предприятий нефтедобычи имеют радиально-магистральную и радиальную схемы соединения с последовательными трансформациями. При этом используются номинальные уровни напряжения -220 кВ...6 кВ. Линии электропередачи (ЛЭП) выполняются проводами марки А и АС с сечением 50мм ...150мм . ОАО «Татнефть» на текущий момент времени имеет в своем составе 12 основных нефтегазодобывающих управлений (НГДУ) в том числе и нефтегазодобывающие комплексы (НГДК). У каждого НГДУ и НГДК в среднем по 30 и более промысловых подстанций. Эти подстанции имеют по два независимых источника т.е. по два силовых трансформатора с номинальной мощностью от 2500 до 10000 кВ А каждый. К промысловым подстанциям подключены от 10 до 30 отходящих линий, не считая вспомогательных отходящих линий, обслуживающих технологический процесс добычи (транспортировка, подготовка, переработка, закачка воды для поддержания пластового давления и пр.) и линий питания сельскохозяйственных потребителей. К каждой отходящей линии подключены от 10 до 25 добычных скважин. Средняя длина отходящей линии 6км, длина отпаек до 2 км, Несколько промысловых подстанций, территориально сосредоточенных в одном районе, являются электрической нагрузкой узловой подстанции. Узловая подстанция также имеет два независимых источника с номинальной мощностью трансформаторов от 25000 кВА до 100000 кВА каждый. К отходящим линиям, обеспечивающим технологический процесс, может быть подключено следующее электрооборудование: - электрооборудование электроцентробежных насосов (УЭЦН); погружной электродвигатель (ПЭД) с номинальной мощностью 17.... 125 кВт; два индивидуальных трансформатора с номинальной мощностью 25...250 кВА. При этом первый силовой трансформатор имеет номинальное напряжение 6000/380 В. Второй трансформатор имеет номинальное первичное напряжение 380В и вторичное нестандартное напряжение, зависящее от мощности и исполнения погружного асинхронного электродвигателя. Последний представляет собой асинхронный электродвигатель специального исполнения с весьма специфическими параметрами и характеристиками, с малым объемом электротехнической стали, что определяет высокий уровень насыщения в большинстве режимов работы; - электрооборудование станков-качалок: один индивидуальный трансформатор и взрывозащищенный асинхронный электродвигатель; - электрооборудование винтового насоса с поверхностным приводом (один индивидуальный трансформатор и взрывозащищенный асинхронный электродвигатель); - электрооборудование винтового насоса с погружным приводом (два индивидуальных трансформатора и взрывозащищенный погружной: асинхронный электродвигатель); \- электрооборудование дожимных насосных станций (ДНС) взрывозащищенный асинхронный электродвигатель мощностью от 200 до 400 кВт на напряжение 6 кВ; - электрооборудование кустовой насосной станции (КНС) - синхронный электродвигатель с номинальной мощностью от 1250 кВт до 1600 кВт (6 кВ). В условиях предприятий нефтедобычи распределительная сеть с подключенной к ней нагрузкой обладает рядом специфических особенностей: -электроснабжение нефтедобывающих и буровых установок осуществляется по общим воздушным магистральным линиям электропередачи (ЛЭП), протяженность которых может достигать 10..Л 5 км при средней длине 6 км. При этом используются провода типа А и АС сечением 50...150 мм . Буровая установка (БУ) может быть подключена к общей ЛЭП в любой ее точке в зависимости от геологических условий; - штанговой скважинной насосной установкой (ШСНУ) и винтовыми насосными установками (ВНУ) с погружным электродвигателем (ПЭД) или с поверхностным приводом (1111). В качестве приводов ШСНУ и ВНУ с ПП используются асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором с повышенным моментом типа АОП2, мощностью 7,5...55 кВт; - число узлов, в которых подключены добычные установки ШСНУ, ВНУ с ПП, УЭЦН и ВІТУ с ПЭД находится в пределах 15...20; - полная суммарная номинальная мощность индивидуальных трансформаторов, подключенных к одной отходящей линии, равна 600...1200 кВА; - электрическая нагрузка рассредоточена вдоль длины отходящей линии; -электроприемниками промысловых ЛЭП являются установки нефтедобычи, преимущественно УЭЦН, включающие в себя один или два согласующихся индивидуальных трансформатора, питающий кабель длиной 1,5...3 км и погружной электродвигатель (ПЭД);
Согласование параметров оборудования с параметрами среды
Целью анализа гидродинамических свойств пласта (среды) является определение потенциально возможного дебита скважины в режиме непрерывной откачки (о целесообразности непрерывного режима см. далее).
В условиях истощения запасов нефти в пластах, увеличения в них процента вязких компонентов, откачка требует либо установки более подходящих насосов (работающих по вязкой нефти), либо согласованной организации дополнительного давления вытесняющих жидкостей на пласты с помощью дожимных насосных станций (ДНС).
При этом большое значение приобретает обеспечение закачки вытесняющей жидкости с добавлением реагента через нагнетательную скважину с постоянным перепадом давления между нагнетательной и добычной скважинами.
Поэтому проведение подземных гидродинамических исследований и использование полученных результатов для расчета такого режима работы насоса, который бы обеспечивал непрерывность потока, является, необходимой составляющей практического внедрения, строго говоря, новых технологий эксплуатации скважин. Такие технологии позволят с максимальной эффективностью эксплуатировать малодебитные обводненные скважины на старых нефтяных площадях на поздней стадии разработки нефтяного пласта.
Объемы воды, извлекаемой из скважины в процессе добычи нефти, на большинстве нефтяных месторождений значительно возросли.
Извлечение безводной нефти возможно при создании специальной технологии, основанной на принципах отстоя при определенной выдержке, приводящей к перемещению нефти в общей массе с большей скоростью, нежели потока жидкости в скважине за счет гравитационных сил. Известно, что нефть за счет меньшей плотности по отношению к воде стремится перемещаться к верхним горизонтам скважины в обсадной колонне. Поэтому необходимо устанавливать насосы на расчетной глубине в пределах от динамического уровня до водонефтяного контакта и производить отбор нефти с расчетной производительностью. При этом режим работы насоса должен быть строго согласован с режимом движения эмульсии в пласте.
Остаточная нефть в пласте сохраняется в виде пленки на границе раздела фаз и в поровых полостях. Поэтому вытеснение остаточной нефти производится под действием двух факторов: - за счет действия градиента давления между нагнетательной и добычной скважинами; - под действием градиента давления, обусловленного разницей плотностей нефти и пластовой воды. Гравитационный градиент превосходит в расчетных условиях: по абсолютной величине градиент давления. Соотношение между этими градиентами колеблется от 0,5 до 5 в зависимости от проницаемости пород, слагающих пласт, и дебита скважины. Теоретические исследования градиентов давления, действующих в пластовых условиях, позволяют установить наиболее благоприятные условия для мест скопления остаточной нефти и тем самым наметить наиболее экономичные методы повышения нефтеотдачи пласта и снизить объемы закачиваемой воды. Практические наблюдения, проведенные на предприятиях нефтедобычи, подтверждают достоверность теоретических построений в данной области. Известны случаи самопроизвольного возрождения нефтяных месторождений вплоть до восстановления первоначального пластового давления. В этом случае остаточная нефть, находящаяся в связанном состоянии на поверхности раздела в виде адсорбционного слоя, перемещается по вертикали под действием градиента давления, возникающего из-за разницы в плотностях пластовой воды и углеводородов. Действие гидродинамического градиента давления перемещения нефти происходит по горизонтали в пласте, оконтуренном водонефтяным контактом. Поэтому на заключительной стадии разработки необходимо поддерживать режим фильтрации вытесняющей воды по трещиноватым участкам пласта в направлении от нижней части крыла к кровле пласта. При этом в промытой части пласта движение пленки на поверхности пор поддерживается градиентом гравитационного поля. Вследствие этого миграция нефти будет происходить в пространстве, обусловленном объемом нефтяного месторождения. В результате действие гидродинамического давления будет постепенно снижаться, потребуется увеличение перепада давления для. увеличения скорости перемещения частиц нефти вдоль пласта по ходу движения потока жидкости. Для этого независимо от обводненности скважину в купольной части пласта необходимо эксплуатировать в форсированном режиме. Скважины, находящиеся на крыльях складок, должны эксплуатироваться в периодическом режиме. Время отключения скважин необходимо определять опытным путем. Время накопления безводной нефти будет зависеть от геолого-физических условий залегания месторождения,, физико-химических свойств эмульсии в пласте и расположения скважины в структуре месторождения. Можно утверждать, что, увеличивая перепад давления и изменяя физические свойства вытесняющей воды за счет добавления реагентов, тем самым, повышая вязкость и плотность, можно увеличить нефтеотдачу пласта при одновременном снижении энергозатрат.
Восстановление работоспособности обводнившихся скважин, размещенных на крыльях складок нефтяного пласта, можно осуществить за счет закачки в нагнетательные скважины воды повышенной плотности. Повышение плотности воды осуществляется добавлением в нее раствора соли. При этом желательно, чтобы солевой раствор обладал хорошей смачивающей способностью. В результате повышается действие разности гравитационных сил на частицы нефти, находящиеся в поровых каналах и в нефтяной пленке. Для подтверждения изложенных теоретических положений требуется многократное проведение дополнительных исследований на действующих скважинах.
Минимизация потерь энергии в крупных узлах электрической нагрузки
При номинальной реактивной мощности УПЕК IQCHi = 0,5JSHi, где имеет место практически полная компенсация потребляемой реактивной мощности УЭЦН во всем возможном диапазоне изменения напряжения, режим перекомпенсации не наблюдается. При таком характере потребления реактивной мощности отпадает необходимость в установке дополнительных регулируемых источников реактивной мощности на секциях распределительных шин подстанции. Одновременное отключение и включение УПЕК с нефтедобывающей установкой легко реализуется на практике, при этом УПЕК становится локальным, автоматически регулируемым источником реактивной мощности.
Установка поперечной компенсации не только снижает потребляемую реактивную мощность, но одновременно уменьшает потребляемую полную мощность на 0,24 о.е. (рис.3.7) и соответственно уменьшает фактическое потребление электрической энергии и установленную мощность трансформаторного электрооборудования.
Результаты проведенного исследования показали, что при длине отходящей линии более 6 км необходимо подключать установки продольной компенсации в конце линии, что позволяет улучшить режим-напряжения на зажимах электроприемников, подключенных в конце линии, и снизить уровень напряжения в начале линии приблизительно на 0,05 о.е. [1,117,126].
При варьировании длины отходящих линий можно добиться среднего значения потерь напряжения, равного 0,038 о.е., по всем отходящим линиям промысловой подстанции, что создает предпосылку для автоматической стабилизации рационального уровня напряжения в, центре питания. Такие организационные и технические мероприятия по оптимизации режима напряжения в условиях эксплуатации вполне осуществимы. Для этого необходимо промысловые подстанции оснастить трансформаторами, имеющими устройство РПН в комплектной поставке которого имеется устройство АРТ-1Н. Устройство состоит: из датчика тока (ДТ) и блока автоматического регулирования (БАР), обеспечивающего режим автоматической стабилизации уровня напряжения на секциях распределительных шин подстанции. Совместная работа ДТ с БАР обеспечивает закон встречного регулирования, но этот закон в условиях предприятий нефтедобычи экономически нецелесообразен.
С целью минимизации потерь энергии было произведено математическое моделирование режимов напряжения и электропотребления отходящих линий исполнительного модуля (электротехнического комплекса предприятия) объекта рассмотрения (ОР). Выполнен анализ результатов моделирования с целью определения оптимальных и рациональных уровней напряжения и основных энергетических показателей исполнительного модуля ОР. По результатам анализа определены оптимальные и рациональные уровни напряжения и энергетические показатели режима работы исполнительного модуля (ИМ). Полученные значения оптимальных и рациональных уровней напряжения дают предпосылку для последующего введения в работу технических средств автоматического управления и регулирования режимов напряжения и электропотребления ИМ.
В табл.3.1 приводятся обобщенные результаты математического моделирования режимов напряжения и электропотребления исполнительного модуля объекта рассмотрения, позволяющие произвести сравнительный анализ.
Из таблицы видно, что зависимость потерь активной мощности в функции напряжения в основных элементах ИМ объекта рассмотрения (-в отходящих линиях и электрооборудовании нефтедобычи) при любом сочетании независимых переменных параметров имеет локальный минимум при напряжении ин.л.=(0,95... 1,0) о.е.
Включение установок поперечной компенсации способствует стабилизации напряжения вдоль отходящей линии и приводит к уменьшению потери напряжения в 1,7 раза.
При величине полной мощности отходящей линии равной SHr= 660 кВА и равномерном распределении ее вдоль линии, а также при величине нагрузке равной 5"ш=1200 кВА, половина которой сосредоточена в конце линии, УПЕК обеспечивает снижение потерь активной мощности на 0,007...0,014 о.е.
По результатам математического моделирования ряда отдельных отходящих линий, подключенных к секциям шин промысловой подстанции, графоаналитическим методом поординатного суммирования были определены суммарные значения активной, реактивной и полной мощности и суммарные потери активной мощности в функции от уровня напряжения с учетом и без учета работы УПЕК. Результаты расчетов в виде графиков зависимостей представлены на рисунках 3.9...3.12. На рис.3.12 показаны графики зависимостей суммарных эквивалентных потерь активной мощности (глобальный минимум) ZAP=f(UHn) для промысловой подстанции.
Как видно из графика зависимостей (рис.3.12), глобальный минимум находится у нижней границы напряжения 0,93...0,95 о.е., определяемого ГОСТом, без учета и с учетом степени компенсации реактивной мощности. Уровень напряжения, имеющий значение, максимально приближенное к значению оптимального, и соответствующий требованиям ГОСТ 13109-97 в характерных точках схемы электроснабжения, является рациональным уровнем напряжения.
На основе анализа полученных результатов выявлено, что рациональный уровень напряжения, который необходимо поддерживать в начале отходящих линий, с учетом потери напряжения находится в пределах 0,97...1,0 о.е.
Анализ результатов моделирования. Оценка электромагнитной устойчивости исполнительного модуля -ЭКДС с ПЭД
Из анализа осциллограммы видно, что амплитуда тока незначительно увеличилась, уровень напряжения понизился, а время пуска сократилось почти вдвое. Значение потерь активной мощности в установившемся процессе уменьшилось по сравнению со случаем, рассмотренным на рис.4.19 ... 4.21. Из анализа осциллограммы видно, что режима перекомпенсации не возникает.
На рис.4.20 приведена осциллограмма пуска погружного электродвигателя при совместной работе установок продольной и поперечной компенсации с заданными параметрами по току и напряжению. Уровень напряжения почти не изменяется, но время пуска незначительно увеличивается по сравнению с рис.4.20. Такой пуск погружного электродвигателя был осуществлен по схеме двухступенчатого включения установки продольной компенсации, приведенной на рис.4.22.
Предлагаемая схема работает как местное устройство автоматического регулирования уровня напряжения. Быстродействующее устройство работает в диапазоне полупериода. При отклонениях уровня напряжения U 0,95UHOM. автоматически включается первая ступень УПК, а при больших отклонениях (провалах) напряжения, т.е. при напряжении U 0,8UHOM включается вторая ступень, что существенно повышает устойчивость электродвигателя к возмущениям уровня входного напряжения при самозапусках.
Борьба с отложениями парафинов и смоласфальтенов в нефтяных скважинах является одной из важнейших задач нефтедобычи, над которой давно работают ученые, как в нашей стране, так и за рубежом. Необходимость решения этой задачи является наиболее острой при добыче высокопарафинистой нефти с низкой температурой кристаллизации +(10...35)С. Для решения этой проблемы используют ряд методов, основанных на механических, химических и тепловых воздействиях, а также методы воздействия различного рода физических полей.
Так как большинство из этих методов в конечном итоге снижает производительность добычной скважины, то наибольшее распространение получил тепловой метод, технически реализованный в виде скважинного электрического нагревателя, предназначенного для обработки призабойной зоны пласта. Номинальная мощность нагревателя не более 50 кВт; номинальный ток 30 А; номинальное напряжение 1023 В. Температура нагрева жидкости таким устройством достигает 90С.
Из технической характеристики нагревателя видно, что параметры электродвигателей установок нефтедобычи близки к параметру нагревателя, а мощности некоторых типоразмеров электродвигателей ниже мощности нагревателя в 2-3 раза. Поэтому при математическом моделировании переходных процессов АД и определении граничных значений параметров УПК, УПЕК необходимо учитывать электрические параметры нагревателя. В рассматриваемой схеме (рис.4.23) параметры нагревателя представлены дополнительной параллельной ветвью с последовательно соединенными активным, индуктивным сопротивлениями кабеля и нагревателя. Нагреватель является чисто активным сопротивлением большой величины и по режиму работы включается и выключается одновременно с установками нефтедобычи.
На рис.4.23 приведены следующие параметры схемы замещения: Rnl, Rn2 -активные сопротивления участков воздушной и кабельной линий, учитывающие индуктивные сопротивления индивидуальных трансформаторов (Д,;=Д«/+Rmpi, Rji2=Re 2+RmP2) , Rnvu Rn — активные сопротивления участка кабельной линии питающего скважинный нагреватель и самого нагревателя; Хщя - индуктивное сопротивление участка кабельной линии питающего скважинный нагреватель; Хлі, Хя2 - индуктивные сопротивления участков воздушной и кабельной линий, учитывающие индуктивные сопротивления индивидуальных трансформаторов (Хд1=Хвд1+Хтр], Хл2=ХвЯ2+Хтр2У, Хпки Хт2 -индуктивные сопротивления установок продольной компенсации; Хс -индуктивное сопротивление установки поперечной компенсации; /0 ток участка воздушной линии; іс - ток установки поперечной компенсации; /т - ток кабельной линии питающего скважинный нагреватель; ij - ток статора.
