Управляемая система скважинной погружной электронасосной установки

Изобретение относится к управлению погружными электронасосными установками для добычи нефти из скважин. Управляемая система содержит согласующий трансформатор, кабельную линию, регулирующий штуцер, трубопроводный обратный клапан, первый патрубок, муфтовый переводник, насосно-компрессорные трубы, сбивной клапан, скважинный обратный клапан, второй патрубок, ловильную головку, погружной электроцентробежный насос, газосепаратор, протектор, погружной электродвигатель, фильтр и систему управления. Управляемая система также содержит устройство радиосвязи, систему коммутации, управления и измерительных приборов электродвигателя (СКУИПЭ), обратную связь СКУИПЭ, бессепарационный измеритель многофазного потока жидкости, контрольно-передающее устройство (КПУ), обратную связь КПУ. Бессепарационный измеритель включает датчик температуры, регулируемые клапаны, датчик давления, влагомер, многофазный кориолисовый расходомер и плотномер. Изобретение направлено на обеспечение непрерывного измерения каждого из компонентов добываемой многофазной жидкости и повышение межремонтного периода работы установки и энергоэффективности работы установки в управляемых режимах. 1 ил.

 

Техническое решение относится к установкам погружных электронасосов, используемых для добычи нефти из скважин, и может быть использовано при создании, проектировании и разработке систем приводов нефтедобывающих погружных насосов.

Известна погружная электроцентробежная насосная установка (патент РФ №2382237, кл. F04D 13/10, F04D 29/58, F04D 29/70), содержащая электродвигатель, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, центробежный насос с приемной сеткой, при этом установка полностью размещена внутри кожуха с кольцевым зазором, к которому снизу последовательно прикреплены клапанный узел, каркасно-проволочный фильтр и накопитель, кожух сверху прикреплен к колонне насосно-компрессорных труб, каркасно-проволочный фильтр представлен несущим стержнем, трубным каркасом и оболочкой фильтра, причем трубный каркас имеет продольные щели, на его наружной поверхности нарезана треугольная резьба, причем оболочка фильтра выполнена из проволоки треугольного профиля, между витками которой имеются щели, расширяющиеся внутрь конструкции.

Недостатком известной погружной электроцентробежной насосной установки является отсутствие возможности измерения добываемого дебита, покомпонентного состава добываемой жидкости, а также невозможность оперативного управления.

Известна управляемая погружная электроцентробежная насосная установка с обратной связью (патент РФ №2193695, кл. F04D 15/00, F04D 13/10), содержащая погружной электроцентробежный насос, погружной электродвигатель и регулятор вращения вала погружного электроцентробежного насоса с обратной связью, а в качестве регулятора вращения вала погружного электроцентробежного насоса с обратной связью применен автоматизированный механический регулятор, выполненный в виде дифференциального механизма, одно центральное колесо которого соединено с валом погружного электродвигателя, второе - с валом погружного электроцентробежного насоса, а водило сателлитов дифференциального механизма через последовательные редукторы соединено с ротором автоматизированного механического регулятора, снабженным крыльчаткой, которая омывается скважинной продукцией.

Недостатком управляемой погружной электроцентробежной насосной установки с обратной связью является невысокая эффективность данного регулятора, высокие потери энергии в регулируемых режимах, что не позволяет значительное время использовать данную установку в процессах управления скоростью, а значит и изменять регулировочные характеристики скважины.

Наиболее близкой по устройству и функциональным возможностям к заявляемому техническому решению является управляемая погружная электроцентробежная насосная установка с обратной связью (Патент РФ №2442024, кл. F04D 15/00, F04D 13/10), содержащая блок задания, первый и второй апериодические фильтры, пропорциональный и интегральный регуляторы, частотный преобразователь, погружной электроцентробежный насос и датчик динамического уровня жидкости, причем первый выход блока задания соединен с входом первого апериодического фильтра, выход которого соединен с первыми входами пропорционального и интегрального регуляторов, первый выход частотного преобразователя подключен к погружному электроцентробежному насосу, выход датчика динамического уровня жидкости соединен с входом второго апериодического фильтра, выход которого соединен со вторыми входами пропорционального и интегрального регуляторов, при этом в нее дополнительно введены первое, второе и третье пропорциональные звенья, дифференциальное звено, первый и второй блоки вычитания, первый и второй блоки деления, третий апериодический фильтр и сумматор, причем второй выход частотного преобразователя соединен с входом первого пропорционального звена, выход которого соединен с первым входом первого блока вычитания, выход датчика динамического уровня жидкости соединен с входом дифференциального звена и первым входом второго блока вычитания, выход которого соединен с входом второго пропорционального звена, выход дифференциального звена соединен со вторым входом первого блока вычитания, выход которого соединен с первым входом первого блока деления, второй выход блока задания соединен со вторым входом второго блока вычитания, выход второго пропорционального звена соединен со вторым входом первого блока деления, выход которого соединен с входом третьего пропорционального звена, выход интегрального регулятора соединен с первым входом второго блока деления, выход которого соединен с первым входом сумматора, выход третьего пропорционального звена соединен с входом третьего апериодического фильтра, выход которого соединен со вторым входом второго блока деления, выход пропорционального регулятора соединен со вторым входом сумматора, выход которого соединен с входом частотного преобразователя.

Недостатком известного устройства является недостаточная эффективность, сложность устройства и недостаточная надежность в связи с неустойчивой работой в динамических режимах, а также отсутствие покомпонентного измерения добываемой нефтяной эмульсии.

Следовательно, основной задачей предлагаемого изобретения является обеспечение непрерывного измерения каждого из компонентов добываемой многофазной жидкости (нефть, вода, попутный нефтяной газ), повышение межремонтного периода работы установки и энергоэффективности работы установки в управляемых режимах.

Решение поставленной задачи обеспечивает устройство, содержащее согласующий трансформатор, кабельную линию, регулирующий штуцер, трубопроводный обратный клапан, первый патрубок, муфтовый переводник, насосно-компрессорные трубы, сбивной клапан, скважинный обратный клапан, второй патрубок, ловильную головку, погружной электроцентробежный насос, газосепаратор, протектор, погружной электродвигатель, фильтр и систему управления.

Новым является то, что в управляемую систему скважинной погружной электронасосной установки дополнительно введено устройство радиосвязи, система коммутации, управления и измерительных приборов электродвигателя (СКУИПЭ), обратная связь СКУИПЭ, бессепарационный измеритель многофазного потока жидкости (блок А), содержащий датчик температуры, регулируемые клапаны, датчик давления, влагомер, многофазный кориолисовый расходомер, плотномер, контрольно-передающее устройство (КПУ), обратную связь КПУ.

Управляемая система скважинной погружной электронасосной установки поясняется чертежом.

Управляемая система скважинной погружной электронасосной установки включает систему управления 1, согласующий трансформатор 27, устройство радиосвязи 2, систему коммутации, управления и измерительных приборов электродвигателя 3 с обратной связью СКУИПЭ 28, кабельную линию 4, регулирующий штуцер 5, трубопроводный обратный клапан 6, первый патрубок 7, муфтовый переводник 8, насосно-компрессорные трубы 9, сбивной клапан 10, скважинный обратный клапан 11, второй патрубок 12, ловильную головку 13, погружной электроцентробежный насос 14, газосепаратор 15, протектор 16, погружной электродвигатель 17 и фильтр 18. Также устройство содержит бессепарационный измеритель многофазного потока жидкости (блок А), содержащий датчик температуры 19, регулируемые клапаны 20, датчик давления 21, влагомер 22, многофазный кориолисовый расходомер 23, плотномер 24, контрольно-передающее устройство 25, обратную связь КПУ 26.

Управляемая система скважинной погружной электронасосной установки работает следующим образом.

На согласующий трансформатор 27 подается напряжение питания, который, в свою очередь, преобразует полученное напряжение в напряжение питания погружного электродвигателя 17, одновременно получает питание система управления 1, устройство радиосвязи 2, бессепарационный измеритель многофазного потока жидкости (блок А), контрольно-передающее устройство 25, система коммутации, управления и измерительных приборов электродвигателя 3, включающая в свой состав измерительные приборы и приборы автоматики, устройства защиты, выключатели и преобразователь частоты (на фигуре не обозначены), который по кабельной линии 4 осуществляет регулирование скорости погружного электродвигателя 17 согласно скалярному или векторному алгоритму управления его скоростью и (при необходимости) электромагнитным моментом. Блок А обеспечивает непрерывное измерение количества добываемой нефти из скважины благодаря наличию датчика температуры 19, регулируемых клапанов 20, датчика давления 21, влагомера 22, многофазного кориолисового расходомера 23 и плотномера 24.

С помощью контрольно-передающего устройства 25 по обратной связи КПУ 26 вся информация передается в систему управления 1 и там же производятся точные расчеты по добыче нефти, газа и воды, то есть нет необходимости закупки дополнительных контроллеров для блока А. Также система управления 1 осуществляет регулирование скорости погружного электродвигателя 17 и контроль всей скважинной системой посредством обратной связи СКУИПЭ 28 с системой коммутации, управления и измерительных приборов электродвигателя 3.

При возникновении авариной ситуации система работает следующим образом.

При вынужденных и аварийных отключениях скважинной погружной электронасосной установки или входящего в ее состав электротехнического и технологического оборудования, несоответствии качеству работы бессепарационного измерителя многофазного потока жидкости (блок А), резком ухудшении качества подаваемой на погружной электродвигатель 17 электроэнергии (колебаний напряжения и тока в сети) система управления 1 выдает аварийный сигнал на устройство радиосвязи 2, которое передает аварийное сообщение на верхний уровень автоматизации нефтегазодобывающего управления или предприятия нефтегазодобычи. В случае снижения напряжения на обмотках статора погружного электродвигателя 17 система управления 1 подачей управляющих сигналов на систему коммутации, управления и измерительных приборов электродвигателя 3 и согласующий трансформатор 27 обеспечивают нормальную работу погружного электродвигателя 17, а следовательно, и погружного электроцентробежного насоса 14.

При увеличении или снижении притока многофазной жидкости к эксплуатируемому пласту система управления 1 подает задающие сигналы преобразователю частоты (на фигуре не обозначен) на соответствующую скорость вращения погружного электродвигателя 17 согласно скалярному или векторному алгоритму управления угловой скорости вращения, что обеспечивает энергоэффективность и повышает срок службы скважинного оборудования при регулировании скорости погружного электродвигателя 17. Также система управления 1 может полностью перевести работу скважинной погружной электронасосной установки в циклический режим эксплуатации подачей управляющих сигналов системе коммутации, управления и измерительных приборов электродвигателя 3.

В случае нарушений в работе бессепарационного измерителя многофазного потока жидкости (блок А), которые фиксируются системой управления 1, благодаря наличию системы коммутации, управления и измерительных приборов электродвигателя 3 с обратной связью СКУИПЭ 28 и контрольно-передающего устройства 25 с обратной связью КПУ 26, система управления выдает сигнал о наличии аварии на скважине по устройству радиосвязи 2 оператору и одновременно управлением погружным электродвигателем 17 (увеличивая и уменьшая скорость вращения), частичным закрытием и открытием регулируемых клапанов 20 диагностирует управляемую систему скважинной погружной электронасосной установки, что предотвращает образование парафинистых и солеотложений на насосно-компрессорных трубах 9.

Техническим результатом, достигаемым при использовании данного изобретения, является повышение межремонтного периода работы установки и энергоэффективности работы установки в управляемых режимах, а также мониторинг показателей добываемой многофазной жидкости и обеспечение непрерывного измерения каждого из компонентов.

Управляемая система скважинной погружной электронасосной установки, содержащая согласующий трансформатор, кабельную линию, регулирующий штуцер, трубопроводный обратный клапан, первый патрубок, муфтовый переводник, насосно-компрессорные трубы, сбивной клапан, скважинный обратный клапан, второй патрубок, ловильную головку, погружной электроцентробежный насос, газосепаратор, протектор, погружной электродвигатель, фильтр и систему управления, отличающаяся тем, что в систему дополнительно введены устройство радиосвязи, система коммутации, управления и измерительных приборов электродвигателя (СКУИПЭ) с обратной связью СКУИПЭ, бессепарационный измеритель многофазного потока жидкости (блок А), содержащий датчик температуры, регулируемые клапаны, датчик давления, влагомер, многофазный кориолисовый расходомер, плотномер, контрольно-передающее устройство (КПУ) и обратную связь КПУ, с возможностью обеспечения непрерывного измерения каждого из компонентов добываемой многофазной жидкости и организации управления и контроля скважинной погружной электронасосной установки.