Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Оперативное управление погружными установками добычи нефти с учетом ресурса изоляции электродвигателя

Диссертация: Оперативное управление погружными установками добычи нефти с учетом ресурса изоляции электродвигателя
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Вышесказанное определяет ключевую роль решению задач интенсификации и оптимизации использования нефтепромыслового оборудования на всех этапах добычи и подготовки нефти к транспорту. Причем именно этап добычи нефти в значительной мере определяет эффективность функционирования нефтедобывающего комплекса в целом. Поэтому оптимальность использования скважинного оборудования, рациональность… Читать ещё >

Содержание

  • 1. ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ (ПЭД) В СОСТАВЕ УСТАНОВОК ТИПА УЭЦН
    • 1. 1. Механизированный способ добычи нефти установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). q
    • 1. 2. Характеристика факторов, оказывающих влияние на процесс эксплуатации ПЭД в составе установок добычи нефти типа УЭЦН
    • 1. 3. Роль контроля и прогнозирования показателей ресурса погружного оборудования в решении задачи оперативного управления установками типа УЭЦН
  • 2. КРИТЕРИИ И ЗАДАЧА УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ УЭЦН С УЧЕТОМ РЕСУРСА ИЗОЛЯЦИИ ПЭД
    • 2. 1. Общие положения
    • 2. 2. Ограничения на область управления системой «УЭЦН-скважина» и устойчивость системы
    • 2. 3. Критерии и задача оперативного управления электроприводом УЭЦН с учетом ресурса изоляции ПЭД
  • 3. РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ ТЕПЛОВОГО СТАРЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ СИСТЕМЫ «ПЭД-ЦН»
    • 3. 1. Анализ факторов, влияющих на процессы нагрева и охлаждения ПЭД
    • 3. 2. Синтез уравнений модели теплового старения изоляции ПЭД
    • 3. 3. Исследование модели теплового старения изоляции ПЭД
  • 4. СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РЕСУРСА ГЛУБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ОПЕРАТИВНОМ УПРАВЛЕНИИ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ УЭЦН
    • 4. 1. Роль средств контроля показателей ресурса глубшшого оборудования УЭЦН в оптимизации процесса оперативного управления режимами его работы
    • 4. 2. Анализ существующих средств контроля изоляции системы «вторичная обмотка ТМПН — кабель — ПЭД»
    • 4. 3. Аналитическая оценка момента на валу ПЭД по измеряемым
  • СУ электрическим параметрам

Оперативное управление погружными установками добычи нефти с учетом ресурса изоляции электродвигателя (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность работы. Наметившаяся в последние месяцы на мировом рынке ситуация, характеризующаяся нестабильностью цен на энергоносители, в частности на нефть, и тот факт, что их экспорт в значительной степени определяет благосостояние и дальнейшее экономическое развитие страны, говорят о большой значимости задач наращивания объемов добычи нефти и уменьшения издержек и материальных потерь при разработке нефтяных месторождений.

Вышесказанное определяет ключевую роль решению задач интенсификации и оптимизации использования нефтепромыслового оборудования на всех этапах добычи и подготовки нефти к транспорту. Причем именно этап добычи нефти в значительной мере определяет эффективность функционирования нефтедобывающего комплекса в целом. Поэтому оптимальность использования скважинного оборудования, рациональность расходования его ресурса и соблюдение политики энергосбережения приобретают особую актуальность в сложившейся ситуации.

В связи со сказанным выше следует отметить, что на российских нефтяных промыслах в последние годы значительно возрастает доля скважин, оборудованных установками электроцептробежных насосов (УЭЦН), часть из которых оснащается регулируемыми преобразователями частоты (ПЧ), что значительно расширяет возможности по управлению процессом отбора жидкости из скважины. В то же время вопросы оперативного управления УЭЦН (особенно с ПЧ) с учетом состояния оборудования слабо изучены, а уже имеющийся отечественный и зарубежный опыт эксплуатационными службами используется недостаточно эффективно. Это приводит к частым преждевременным выходам установок из строя по различным причинам, к повышенному энергопотреблению и, как следствие, к увеличению себестоимости тонны добытой нефти. 4.

По данным ООО «Энергонефть» и ОАО «РН-Юганскнефтегаз» за 2006;2007 года по месторождениям Юганского региона порядка 80% отказов установок электроцентробежных насосов происходит из-за снижения сопротивления изоляции системы «вторичная обмотка трансформатора маслопаполнеиного повышающего наземного (ТМПН) — кабель — погружной электродвигатель (ПЭД)» ниже допустимого уставкой защиты значения, причем 26,15% от общего количества отказов происходит по причине износа электрической изоляции ПЭД. Остальные 20% отказов обусловлены износом механических узлов погружного оборудования.

Из вышесказанного можно предположить, что организация процесса управления установкой, на основе оперативно поступающей информации о степепи износа погружного оборудования, особенно в части электрической изоляции двигателя, позволит повысить эффективность добычи нефти путем рационального расходования ресурса оборудования, что требует проведения соответствующих научных исследований.

Степень изученности проблемы. Исследованиями вопросов автоматизации и надежности погружных установок добычи нефти типа УЭЦН занимаются многие российские ученые. Среди них: Ведерников В. А., Ершов М. С., Кучумов Р. Я., Люстрицкий В. М., Семченко П. Т., Сушков В. В., Филиппов В. Н., Шпилевой В. А. и другие. Опубликованные ими работы посвящены вопросам совершенствования методов эксплуатации УЭЦН, в том числе с ПЧ, с целью более рационального энергопотребления и расходования ресурса оборудования. Однако следует отметить, что существует потребность в разработке подходов к диагностике состояния электрической изоляции и механических узлов ЭЦН, что имеет актуальное значение при эксплуатации скважин, оборудованных электроцентробежными насосными установками добычи нефти.

Цель работы. Повышение эффективности управления электропасосными установками добычи нефти путем учета оперативной информации о ресурсе погружного оборудования. 5.

Задачи исследований.

1. На основе анализа условий и режимов работы электроцентробежных насосов (ЭЦН), обосновать роль ресурса погружного оборудования в оперативном управлении установками добычи нефти;

2. Обосновать и ввести в известный набор критериев эффективности при оперативном управлении составляющую, учитывающую состояние погружного оборудования;

3. Разработать на основе уравнений тепловых процессов в системе «ПЭД-скважина-пласт» модель теплового старения изоляции статорной обмотки погружного электродвигателя, учитывающую режимы работы установки, условия отбора нефти в скважине и состояние погружного оборудования;

4. Разработать рекомендации по уменьшению погрешности оценки текущего состояния погружного оборудования по данным станций управления УЭЦН.

Методы исследований. В работе использовались аналитические методы системного анализа, математического моделирования, термодинамики, гидродинамики, теории электрических машин, материаловедения, а так же результаты исследований, проведенных в условиях реальных нефтепромыслов.

Научная новизна работы.

1. Обоснована роль механической и электрической составляющих ресурса оборудования ЭЦН в оперативном управлении режимами его работы, обеспечивающем продление работоспособного состояния погружной установки;

2. Сформулирована и включена в известный набор критериев оперативного управления составляющая, учитывающая текушую информацию о величине и интенсивности расходования ресурса погружного оборудования;

3. Разработана математическая модель расходования ресурса изоляции ПЭД, учитывающая состояние погружного оборудования, режимы его работы и условия отбора нефти в скважине;

4. Разработаны, на основе обработки данных промысловых и лабораторных испытаний, новые рекомендации по повышению точности оценки текущего состояния погружного оборудования и даты его отказа по параметрам «момент на валу ЭЦН» и «ток утечки» через изоляцию на землю.

Достоверность полученных результатов подтверждается экспериментальными результатами, полученными в ходе промысловых и стендовых испытаний «проведенных на базе предприятий ООО «Энергонефть» и ОАО «РН-Юганскнефтегаз» и кафедры «Автоматизация и управление» ИНиГ ТюмГНГУ.

Личный вклад автора заключается в разработке подходов к диагностике состояния погружного оборудования ЭЦН и использованию этой информации в оперативном управлении режимами работы погружных установок добычи нефти.

Апробация результатов исследований производилась в форме докладов на международных научно-практических конференциях студентов и молодых ученых: «Современные техника и технологии» в г. Томске (2006, 2007 и 2008 года), на второй научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплексна Западной Сибири и пути повышения его эффективности» в г. Когалым (2006 год), на научно-технической конференция «Нефть и газ Западной Сибири» в г. Тюмень (2007 год) и на всероссийской научно-технической конференции «Проблемы автоматизации в топливно-энергетическом комплексе Западной Сибири на современном этапе» в г. Тюмень (2007 год).

Публикации. По результатам исследований опубликованы десять научных работ, в том числе одна статья в журнале, рекомендованном ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертация изложена на 156 страницах машинописного текста и содержит введение, четыре раздела, основные выводы, список литературы из 60 наименований, 23 рисунка, 12 таблиц и 5 приложений.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

1) Обоснована важность учета информации о текущем ресурсе оборудования ЭЦН в оперативном управлении режимами работы погружных установок добычи нефти, обеспечивающем продление их работоспособного состояния. Определен характер влияния режимов работы ЦН и ПЭД, их состояния и условий отбора нефти в скважине на интенсивность теплового износа электрической изоляции двигателя;

2) Обоснована и включена в известный набор критериев составляющая, обеспечивающая увеличение продолжительности наработки на отказ ЭЦН за счет учета оперативной информации о величине и интенсивности изменения ресурса погружного оборудования;

3) Получена математическая модель ресурса изоляции двигателя, позволяющая оценивать степень влияния состояния погружного оборудования, режимов его работы и условий отбора нефти в скважине на интенсивность ее износа;

4) Обоснована целесообразность увеличения напряжения питания цепи контроля изоляции. Разработана рекомендация по переходу от параметра «ток ПЭД» к параметру «момент на валу ЭЦН» и предложена соответствующая методика расчета. Принятые меры позволяют производить оценку состояния изоляции на более широком интервале времени и обеспечивают увеличение точности и чувствительности оценки состояния центробежного насоса. Предлагаемые рекомендации повышают точность определения даты отказа установки, обеспечивая заблаговременную подготовку к ремонтным работам.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. 2изд., перераб. и доп. М.: «Недра», 1998. — 365 с.
  2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатациинефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш. К. Гиматудинов, Ю. П. Борисов, М. И. Розенберг и др. М: «Недра», 1983. -467 с. (с. 44.3).
  3. Э.М. Технология повышения нефтеотдачи пластов / Э. М. Халилов, Б. И. Леви, В. И. Дзюба, С. А. Панамарев. М.: «Недра», 1984. -271 с.
  4. К.М. Разработка нефтяных месторождений. — М.: «Недра», 1977.360 с.
  5. Ю.Е. Проблемы разработки и обустройства нефтегазовых месторождений Западной Сибири на основном этапе развития нефтегазового комплекса. //Изв. Вузов. Нефть и газ, 1998, № 4. -С. 41−47.
  6. В.З. Состояние разработки нефтяных месторождений и прогнознефтедобычи на период до 2015 года // Нефтяное хозяйство, 2000, № 7. -С. 12−15.
  7. В.Т. Теория и практика добычи нефти / Баишев В. Т, Исайчев В. В,
  8. Т.Н. // Сб. научных трудов, М.: «Недра», 1971. С. 166 — 175.
  9. А.А. О подборе погружного центробежного насоса к нефтянойскважине / Богданов А. А, Розанцев В. Р, Холодняк А. Ю, Лянц Р. Г. // М.: Нефтяное хозяйство, 1972, № 12. -С. 36 38.
  10. TRW Reda Pump Division. The Leading Edge. Catalog, 1982, — 12 p.
  11. А.А. Погружные центробежные насосы зарубежных фирм. Обзорная информация, сер. «Машины и нефтяное оборудование». М.: ВНИИОЭНГ, 1985, № 10 — 63 с.
  12. А.А. Погружные центробежные насосы для добычи нефти (расчет и конструкция). М.: «Недра», 1968. — 272 с.
  13. Двигатели асинхронные погружные унифицированной серии. Альметьевский насосный завод. 1998. 21 с.
  14. О.В. Классификация отказов скважин после капитального ремонта по статическим данным //Изв. Вузов. Нефть и газ, 1998, № 6, -С.23.
  15. Основные характеристики работы УЭЦН в нефтяных скважинах Миннефтепрома. Технические материалы. М.: 1982. — 78 с.
  16. А. Л., Соловьев И. Г. Модель оценки остаточного ресурса погружно го оборудования // Вестн. кибернетики. — Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, 2002. — Вып. 1. — С. 103−108.
  17. В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкции. М.: Машиностроение, 1984.-383 с.
  18. И. Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1989. 245 с
  19. Анклав ЭЦН в «штанговых джунглях» // Нефтегазовая вертикаль. 2006.
  20. В.А. Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок. Тюмень, 2007.
  21. Протокол приемных испытаний асинхронного электродвигателя типа ЭД 63 117, ОВЖ 125.156. Лысьва, 2005. — 38 с.
  22. И.Т. Расчеты в добычи нефти. М.: Недра, 1989. — 245 с. I
  23. И.М., Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах./ Репин Н. Н. // М., «Недра», 1972. 132 с.
  24. Ю.Е. К выбору расчетных методов определения технологических показателей разработки нефтяной залежи. Проблемы нефти и газа Тюмени, вып. ЗЗ, 1977.-С. 17−20.
  25. Ю.Б. Особенности применения частотнорегулируемых приводов погружных насосных установок на нефтяных месторождениях Зап. Сибири /, Фрайштетер В. П., Ведерников В. А. и др. // Нефтяное хозяйство. М.:2004, № З.-С. 86−88.
  26. В.А. Особенности выбора преобразователей частоты для электропривода погружных насосных установок / Ведерников В. А, Лысова О. А, Григорьев Г. Я. // Энергетика Тюменского региона, 2004, № 1.-С. 32−35.
  27. А.В. Современные преобразователи частоты в электроприводе / Кудрявцев А. В, Ладыгин А. Н. // Приводная техника, 1998, № 3. -С. 21 -28.
  28. Н.Н. Повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.: Авт. канд. дисс. Омск, 2004. — 20 с.
  29. А.А. Вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин погружными электронасосами. М., ВНИИОЭНГ, 1976. С. 69 -81.
  30. И.М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях./ Муравьев И. М., Мищенко ИТ.// М.: Недра, 1976. 128 с
  31. Т.А. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов / Т. А. Атакишев и др. М.: Недра, 1988 — 221с.
  32. И.А. Современное состояние проблемы энергоснабжения на нефтяных промыслах Тюменской области / Ниссенбаум И. А, А. Б. Новоселов, В. П. Фрайштетер // Энергетика Тюменского региона. -Тюмень: НТЦ «Энергосбережение», 2000, № 3. -С. 2 9.
  33. Ю.Е. К выбору расчетных методов определения технологических показателей разработки нефтяной залежи. Проблемы нефти и газа Тюмени, вып.33, 1977.-С. 17−20.
  34. И.А. Режимы работы асинхронных и синхронных двигателей. М.: Энергоатомиздат. 1984.- 240 с.
  35. Гендельман Г. А Повышение технико — экономической эффективности установок погружных электронасосов / Гендельман Г. А, Суд И. И, Максимов В. П и др. // Серия Машины и оборудование, М.: ВНИИОЭНГ, 1973.- 57 с.
  36. Расулов М. М, О регулировании напряжения трансформаторов для погружных электронасосов добычи нефти / Расулов М. М, Алескеров Ш. А. // ТНТО «Энергетика и электрооборудование установок нефтяной и газовой промышленности», вып.1. ВНИИОЭНГ, 1970. 100 с.
  37. Ш. А. Разработка и исследование трансформаторно — теристорного регулятора напряжения погружных электронасосов для добычи нефти. Автор, канд. дисс. Баку.: 1976. 24 с.
  38. Д.Л. Влияние напряжения питания на работу погружных электроцентробежных насосов добычи нефти в установившихся режимах. РНТС. Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ, 1982, № 2 -С. 24−28.
  39. Абрамович Б. Н Оптимизация режимов работы электрооборудования погружных электроцентробежных насосов нефтедобычи / Абрамович Б. Н, Ананьев К. А, Иванов О. В, и др.// Промышленная энергетика, 1983, № 6.-С. 22−25.
  40. Ведерников В. А Оценка влияния качества напряжения 0,4 кВ на кустах с УЭЦН на показатели работы скважинного оборудования / Ведерников В. А, Григорьев Т. ЯЛ Энергетика Тюменского региона № 1. Тюмень: 2002 с.
  41. В.А. Оценка показателей работы куста скважин с УЭЦН / Ведерников В. А, Григорьев Г. Я.// Изв. вузов Нефть и Газ, Тюмень, № 4, 2003. -С. 39−45.
  42. .Г. Электроэнергетик нефтяник. /, Сибикин Ю. Д., Яшков В.А.// Справочник. -М.: Недра, 1992.-427 с.
  43. В.П. Электропривод и автоматизация металлургического производства. — М.: Высшая школа, 1977. — 391 с.
  44. В.А. Исследование основных параметров процессов в электродвигателе УЭЦН при частотном регулировании./ Ведерников В. А., Лысова О.А.// Изв. вузов. Горный журнал, 2005, № 6.- с 90−94.
  45. А.Г. Нахождение динамических характеристик технологических процессов аналитическим методом. Автоматика и телемеханика, 1953, т. 14, № 3, с.273−282
  46. X. Основные формулы и данные по теплообмену для инженеров, М.: Атомиздат, 1979.-216 с.
  47. В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосовдля добычи нефти. -М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1983. 50 с.100
  48. В.Н. Основные факторы, определяющие показатели надежности установок для добычи нефти. М.: ЦИНТИхимнефтемаш. Химическое и нефтяное машиностроение. 1982. -№ 5, с.11−15.
  49. P.P. Обеспечение эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. — 260 с.
  50. Р.Я., Кучумов P.P. Модели надежности функционирования нефтепромысловых систем. / Под редакцией профессора Р. Я. Кучумова -Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 1999. 135 с.
  51. С. А., Люстрицкий В. М. Тепловой режим ПЭД в процессе освоения скважины, оборудованной УЭЦН // Сб. трудов ин-та «Гипровостокнефть». — Самара, 2000.
  52. В.Я., Электрическое старение и ресурс монолитной полимерной изоляции. М.: Энергоатомиздат, 1988, 152 с.
  53. Методические указания по запуску выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН / «РН-Юганскнефтегаз», Нефтеюганск, 2006, 53 с.
  54. С., Чуев Д., Савенков А. и др., Системы непрерывного контроля изоляции / Силовая электроника, № 4, 2005 год. 93−95 с.
  55. В.П. и др., Диагностика электрической изоляции трансформаторов тока 220−500 кВ под рабочим напряжением с использованием характеристик частичных разрядов / материалы международного симпозиума, Запорожье, Украина, 1996 год.
  56. А.Н., Оценка качества изоляции присоединения собственных нужд кабель-двигатель в отключенном состоянии. ДонНТУ, Донецк, 2003 год.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!