Энергосбережение (стр. 3 )

2. Сформулировать задачу оптимизации установившихся режимов работы УЭЦН с обоснованием критерия, параметров оптимизации и ограничений.

3. Провести системный анализ параметров определяющих показатели работы УЭЦН и выявить наиболее значимые факторы

4. Разработать математическую модель УЭЦН, учитывающую основные технологические и технические параметры

5. Разработать алгоритм; управления, обеспечивающий оптимизацию установившихся режимов работы УЭЦН

6. Оценить эффективность разработанного алгоритма путем имитационного моделирования и экспериментальных испытаний на скважине.

Методы исследования, используемые в работе:

Рекомендуется использовать принципы системного анализа, теории управления, теории оптимизации; математическое моделирование гидромеханических и электротехнических систем, метод планирования эксперимента; программные средства RosPump и MatLab с приложениями Simulink и Power System Blockset; экспериментальные исследования УЭЦН на основе наблюдений в процессе эксплуатации.

Актуальность работы:

Нефтедобывающая отрасль играет огромную роль в экономике России, в связи с чем повышение эффективности нефтедобычи (снижение затрат ресурсов на поддержание функционирования нефтедобывающего комплекса) является актуальной задачей.

Нефтедобыча характеризуется высоким уровнем энергоемкости - расходы на электроэнергию составляют от 30 до 50 % от общей суммы затрат. Следует отметить, что в западных странах эти затраты составляют только 10 % издержек на добываемое сырье. Очевидно, что в условиях непрерывного роста тарифов на электроэнергию доля затрат на электроэнергию при нефтедобыче будет возрастать.

Увеличение издержек связано также с изменением состояние сырьевой базы, качеством запасов на разрабатываемых и открываемых месторождениях, ухудшением условий нефтедобычи (высокие газовый фактор, обводненность, давление насыщения и вязкость откачиваемой продукции). Большая часть месторождений с активными запасами находится на последней стадии разработки, увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов (в отечественной базе она составляет порядка 60-70 %), для вновь открытых месторождений характерны низкие показатели нефтенасыщенности и проницаемости пород коллекторов.

В связи с обозначенными проблемами значение исследований, направленных на решение задачи оптимизации технологии нефтедобычи, возрастает. Актуальность проблемы подтверждается рядом целевых программ, в том числе Федеральной программой «Энергоэффективная экономика» с отдельным разделом «Нефтедобывающий комплекс».

Повышение эффективности работы нефтедобывающих предприятий осуществляется за счет организационно-управленческих и технических мероприятий. При этом важное место занимают вопросы совершенствования электротехнических комплексов (ЭТК), используемых в технологической системе нефтедобычи.

Мероприятия, по усовершенствованию ЭТК направлены на сбережение электроэнергии за счет повышения энергетических показателей комплексов; модернизацию оборудования; оптимизацию функциональных характеристик ЭТК и режимов их работы, обеспечивающих повышение добывных возможностей скважины, надежности и долговечности. При этом совершенствованию, в первую очередь, подлежат ЭТК, потребляющие наибольшее количество электроэнергии. К таким комплексам относятся установки механизированной добычи нефти.

Одним из основных средств механизированной добычи нефти являются установки с электроцентробежными насосами (УЭЦН). В. РФ около 35 % всех нефтяных скважин оснащены УЭЦН, ими обеспечивается основной объем добычи жидкости и нефти (более 65 %). В Западной Сибири с использованием УЭЦН добывается до 90 % нефти, количество скважин, оборудованных УЭЦН, превышает 20 тысяч штук. Тенденция возрастающего использования УЭЦН, по всей видимости, сохранится.

Существенный вклад в исследование проблемы повышения эффективности эксплуатации УЭЦН внесли многие ученые и промысловые работники: , , ; , , и другие.

За последние годы достигнуты значительные успехи в разработке оборудования для нефтегазовой отрасли — повысились их надежность и производительность, облегчены условия эксплуатации. Развитие информационных технологий привело к созданию совершенных программных продуктов по подбору оборудования. Тем не менее даже качественный подбор оборудования не гарантирует оптимального функционирования ЭТК в связи с неточностью исходных данных и изменчивостью условий их эксплуатации.

Данное обстоятельство приводит к необходимости регулирования производительности ЭТК с целью оптимизации технологического режима.

Традиционные способы регулирования производительности насосных установок (дросселирование напорных линий насосов, регулирование напряжения вторичной обмотки трансформатора, изменение общего числа работающих агрегатов по одному из технологических параметров) практически не учитывают энергетические аспекты, что приводит к нерациональному использованию потребляемой электроэнергии.

Результаты исследований зарубежных и отечественных ученых показывают, что задача может быть решена за счет использования регулируемого электропривода. Высокая эффективность применения такого электропривода для оптимизации режимов работы различных технологических систем подтверждена многолетним мировым опытом.

Важный вклад в теорию и практику регулируемого электропривода внесли: , , и другие.

Решением проблемы повышения эффективности эксплуатации УЭЦН с электроприводом на базе асинхронного двигателя занимаются многие ведущие отечественные и зарубежные исследователи: , , A. M. Зюзев, , Kloeppel F., Drehsler Р. и другие.

Однако, несмотря на наличие публикаций по данной проблеме, можно констатировать, что вопросы оптимизации работы УЭЦН с регулируемым электроприводом в скважинных условиях изучены пока не достаточно полно. Существующие системы управления работой ЭТК нельзя в полной мере рассматривать как интеллектуальные, так как они не обеспечивают принятия решения по установлению наиболее рациональных параметров технологического режима для условий, сложившихся в определенный момент времени. Задачи, решаемые системами управления, сводятся в основном к сбору информации и передаче ее на верхний уровень управления.

В связи с вышесказанным можно заключить, что в настоящее время потенциал оптимизации технологии нефтедобычи за счет управления не исчерпан.

В связи с развитием и внедрением в компаниях нефтяной отрасли многоуровневых информационных систем, технологий искусственного интеллекта, новых методов контроля и диагностики параметров, измерительных средств и мощных микропроцессорных контроллеров создаются условия для разработки эффективных алгоритмов автоматического управления ЭТК, позволяющих оптимизировать технологический процесс добычи нефти и получать значительный экономический эффект.

Рекомендации по содержанию работы(содержание теоретической и экспериментальной частей корректируется по указанию научного руководителя или по заданию предприятия-заказчика при выдаче задания на выполнение работы) :

Введение.

ГЛАВА 1 ВЫБОРСТРУКТУРЫУЭЦН.

1.1 Технологическаясистема добычи нефти.

1.2 Оборудованиедобывающейскважины.

1.3 ПутиповышенияэффективностиэксплуатацииУЭЦН.

1.4 Преимуществаиперспективыприменениярегулируемого электропривода вУЭЦН.

1.5 Оценкаэффективностиприменениярегулируемогоэлектроприводав

УЭЦН.

Выводы.

ГЛАВА 2 ПОСТАНОВКАЗАДАЧИОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫУЭЦН.

2.1 ЗадачауправленияУЭЦН.

2.2 Задачаоптимизацииустановившихсярежимов работы УЭЦН.

2.2.1 КритерийоптимизацииустановившихсярежимовработыУЭЦН.

2.2.2 ПараметрыиограничениязадачиоптимизацииустановивщихсярежимовработыУЭЦН.

2.3 МоделииметодырешениязадачиуправленияУЭЦН.

2.4 ТехническиесредствауправленияУЭЦН.

Выводы.

ГЛАВА 3 МАТЕМАТИЧЕСКОЕМОДЕЛИРОВАНИЕУЭЦН.

3.1 Выбор среды моделирования.

3.2 Математические модели программы RosPump.

3.2.1 Расчет физико-химических свойств флюидов и модель потока.

3.2.2 Модель притока жидкости.

3.2.3 Модель скважины.

3.2.4 Модель насоса.

3.3 Моделирование электромеханической подсистемы УЭЦН.

3.3.1 Математическая модель источника

3.3.2 Математическая модель скважинного трансформатора.

3.3.3 Математическая модель двигателя.

3.3.4 Математическая модель тепловых процессов двигателя.

3.3.5 Математическая модель кабельной линии.

3.3.6 Математическая модель электромеханической подсистемы

УЭЦН.

Выводы.

ГЛАВА 4 СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ УЭЦН.

4.1 Выбор структуры преобразователя частоты и способа регулирования электропривода.

4.2 Синтез модели УЭЦН.

4.2.1 Синтез модели гидромеханической подсистемы.

4.2.2 Синтез модели электромеханической подсистемы.

4.3 Структура и алгоритм управления УЭЦН.

Выводы.

Расширенный список рекомендуемой литературы:

1. Оборудование для добычи нефти с высоким содержанием свободного газа и опыт его эксплуатации / , ,

2. A. M. Джалаев, , // Техника и технология добычи. Проблемы и пути их решения: Труды III науч.-практ. конф. — Нефтеюганск, 2005.

3. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / , , . М.: Наука, 1976. -279 с.

4. Аррилага Дж. Гармоники в электрических системах / Дж. Аррилага, Д. Брэдли, П. Боджер; пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 320 с.

5. Новые технологии и современное оборудование в электроэнергетике нефтегазовой промышленности / , , . М.: -Бизнессцентр», 2007. - 478 с.

6. Перспективы создания отечественных электродвигателей нового поколения для частотно регулируемого электропривода // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. — 2006. № 3. ~ С. 3-14.

7. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968. - 272 с.

8. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / , ,

9. B. В. Воинов. М.: Недра, 1976. - 285 с.

10. Погружные скважинные центробежные насосы с электроприводом. — Тюмень: «Вектор Бук», 2003. — 336 с.

11. Сравнительный анализ способов регулирования подачи центробежных насосов / , A. M. Зюзев, // ЭП. Электропривод. 1983. - № 2 (112). - С. 8-10.

12. П. Классификация отказов скважин после капитального ремонта по статическим данным // Изв. вузов. Нефть и газ. — 1998. — № 6. — С. 23.

13. Электрические машины. — Л.: Энергия, 1968. — 768 с.