INTELLIGENT CONTROL SYSTEM OF ELECTRIC DRIVE FOR SUCKER ROD...

8
226 Прикладные и академические исследования 2015, т. 13, № 4 UDC 631.31 INTELLIGENT CONTROL SYSTEM OF ELECTRIC DRIVE FOR SUCKER ROD PUMPING UNIT ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ ШТАНГОВОЙ ГЛУБИННОНАСОСНОЙ УСТАНОВКИ Using intelligent control systems can improve the level of information security processes operating oil wells. In such systems, the controller carries out the measurement of process parameters, analysis and processing with subsequent transfer of data to the control center of fishing. In the fields, exploited for decades, the introduction of automated information systems is especially important, because pumps are often worn out, well dispersed over vast areas and access of operational maintenance teams is difficult. For remote monitoring of the process of operating the well is equipped with a number of sensors of technological parameters. The composition of the process depends on the type of sensors downhole pump on the characteristics of the deposit, as well as the requirements of the oil company. The wells operated by sucker rod pumps, equipped with optional sensors force and displacement rod. The paper describes developed at the department of electrical engineering and electrical companies of Ufa State Petroleum Technological University -intelligent well control station with variable frequency drives. Intelligent management station comprises a load cells and wellhead annulus pressure, the downhole controller, a frequency converter, a radio, a crank angle sensor-pumping unit and the rotation angle of the rotor of the motor, as well as sensors wattmeter. For wells, equipment already physically obsolete provided sensor connection protection: state indicators rocker bearings, connecting rod failure, the oil level in the gearbox, roll installation, overheating the gland assembly. Mathematics software developed for control system has the functions of automatic identification and analysis of dynamometer and autonomous control electric downhole pump with a certain production parameters. The control system is preparing for field tests on the wells of several industries in different regions of the Russian Federation. The use of intelligent control systems in the automation of submersible pumps will improve the efficiency and safety of processes of extraction of hydrocarbons, the oil-producing companies to reduce costs and, consequently, the cost of oil. Использование интеллектуальных систем управления позволяет повысить уро- вень информационного обеспечения процессов эксплуатации нефтедобываю- щих скважин. В таких системах контроллер осуществляет измерение технологи- ческих параметров, их анализ и обработку с последующей передачей данных на диспетчерский пункт промысла. На месторождениях, эксплуатирующихся уже несколько десятилетий, внедре- ние автоматизированных информационных систем особенно актуально, так как насосное оборудование часто бывает сильно изношено, скважины рассредоточе- ны на обширных территориях и доступ оперативных ремонтных бригад бывает затруднен. Для осуществления дистанционного мониторинга за процессом эксплуатации скважина оснащается рядом датчиков технологических параметров. Состав технологических датчиков зависит от типа скважинного насоса, от особенно- стей данного месторождения, а также от требований нефтедобывающей компа- нии. Скважины, эксплуатируемые штанговыми глубинными насосами, дополни- тельно оснащаются датчиками динамометрирования: усилия и перемещения штока. В статье описывается разработанная на кафедре электротехники и электрообо- рудования предприятий Уфимского государственного нефтяного технического университета интеллектуальная станция управления скважиной с частотно- регулируемым электроприводом. Интеллектуальная станция управления содер- жит датчики усилия, устьевого и затрубного давлений, скважинный контроллер, преобразователь частоты, радиопередатчик, датчики угла поворота кривошипа станка-качалки и угла поворота ротора электродвигателя, а также датчики ват- тметрирования. Для скважин, оборудование которых уже физически устарело, предусмотрено подключение датчиков защиты: индикаторов состояния подшип- ников балансира, срыва шатуна, уровня масла в редукторе, крена установки, перегрева сальникового узла. Программно-математическое обеспечение разработанной системы управления имеет функции автоматического распознавания и анализа динамограмм, а также автономного управления электроприводом скважинного насоса с обеспечением заданных параметров добычи. Система управления готовится к полевым испытаниям на скважинах несколь- ких промыслов в различных регионах РФ. Использование интеллектуальных систем управления при автоматизации работы скважинных насосов позволит повысить эффективность и безопасность процессов добычи углеводородного сырья, снизит затраты нефтедобывающих предприятий и, соответственно, себе- стоимость нефти. Y. S. Kiselev, R. A. Semisynov, M. I. Khakimyanov Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, the Russian Federation Киселев Е. С., Семисынов Р. А., Хакимьянов М. И. Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Российская Федерация

Transcript of INTELLIGENT CONTROL SYSTEM OF ELECTRIC DRIVE FOR SUCKER ROD...

Page 1: INTELLIGENT CONTROL SYSTEM OF ELECTRIC DRIVE FOR SUCKER ROD …ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2015/4/ngdelo-4-2015-p226-233.pdf · 2016-11-07 · For wells operated sucker rod pumps (SRP),

226Прикладные и академические исследования

2015, т. 13, № 4

UDC 631.31INTELLIGENT CONTROL SYSTEM OF ELECTRIC DRIVE FOR SUCKER ROD PUMPING UNITИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ ШТАНГОВОЙ ГЛУБИННОНАСОСНОЙ УСТАНОВКИ

Using intelligent control systems can improve the level of information security processes operating oil wells. In such systems, the controller carries out the measurement of process parameters, analysis and processing with subsequent transfer of data to the control center of fishing.In the fields, exploited for decades, the introduction of automated information systems is especially important, because pumps are often worn out, well dispersed over vast areas and access of operational maintenance teams is difficult.For remote monitoring of the process of operating the well is equipped with a number of sensors of technological parameters. The composition of the process depends on the type of sensors downhole pump on the characteristics of the deposit, as well as the requirements of the oil company. The wells operated by sucker rod pumps, equipped with optional sensors force and displacement rod.The paper describes developed at the department of electrical engineering and electrical companies of Ufa State Petroleum Technological University -intelligent well control station with variable frequency drives. Intelligent management station comprises a load cells and wellhead annulus pressure, the downhole controller, a frequency converter, a radio, a crank angle sensor-pumping unit and the rotation angle of the rotor of the motor, as well as sensors wattmeter. For wells, equipment already physically obsolete provided sensor connection protection: state indicators rocker bearings, connecting rod failure, the oil level in the gearbox, roll installation, overheating the gland assembly.Mathematics software developed for control system has the functions of automatic identification and analysis of dynamometer and autonomous control electric downhole pump with a certain production parameters.The control system is preparing for field tests on the wells of several industries in different regions of the Russian Federation. The use of intelligent control systems in the automation of submersible pumps will improve the efficiency and safety of processes of extraction of hydrocarbons, the oil-producing companies to reduce costs and, consequently, the cost of oil.

Использование интеллектуальных систем управления позволяет повысить уро-вень информационного обеспечения процессов эксплуатации нефтедобываю-щих скважин. В таких системах контроллер осуществляет измерение технологи-ческих параметров, их анализ и обработку с последующей передачей данных на диспетчерский пункт промысла.На месторождениях, эксплуатирующихся уже несколько десятилетий, внедре-ние автоматизированных информационных систем особенно актуально, так как насосное оборудование часто бывает сильно изношено, скважины рассредоточе-ны на обширных территориях и доступ оперативных ремонтных бригад бывает затруднен.Для осуществления дистанционного мониторинга за процессом эксплуатации скважина оснащается рядом датчиков технологических параметров. Состав технологических датчиков зависит от типа скважинного насоса, от особенно-стей данного месторождения, а также от требований нефтедобывающей компа-нии. Скважины, эксплуатируемые штанговыми глубинными насосами, дополни-тельно оснащаются датчиками динамометрирования: усилия и перемещения штока.В статье описывается разработанная на кафедре электротехники и электрообо-рудования предприятий Уфимского государственного нефтяного технического университета интеллектуальная станция управления скважиной с частотно-регулируемым электроприводом. Интеллектуальная станция управления содер-жит датчики усилия, устьевого и затрубного давлений, скважинный контроллер, преобразователь частоты, радиопередатчик, датчики угла поворота кривошипа станка-качалки и угла поворота ротора электродвигателя, а также датчики ват-тметрирования. Для скважин, оборудование которых уже физически устарело, предусмотрено подключение датчиков защиты: индикаторов состояния подшип-ников балансира, срыва шатуна, уровня масла в редукторе, крена установки, перегрева сальникового узла.Программно-математическое обеспечение разработанной системы управления имеет функции автоматического распознавания и анализа динамограмм, а также автономного управления электроприводом скважинного насоса с обеспечением заданных параметров добычи.Система управления готовится к полевым испытаниям на скважинах несколь-ких промыслов в различных регионах РФ. Использование интеллектуальных систем управления при автоматизации работы скважинных насосов позволит повысить эффективность и безопасность процессов добычи углеводородного сырья, снизит затраты нефтедобывающих предприятий и, соответственно, себе-стоимость нефти.

Y. S. Kiselev, R. A. Semisynov, M. I. KhakimyanovUfa State Petroleum Technological University, Ufa, the Russian Federation

Киселев Е. С., Семисынов Р. А., Хакимьянов М. И.Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Российская Федерация

Page 2: INTELLIGENT CONTROL SYSTEM OF ELECTRIC DRIVE FOR SUCKER ROD …ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2015/4/ngdelo-4-2015-p226-233.pdf · 2016-11-07 · For wells operated sucker rod pumps (SRP),

227Прикладные и академические исследования

2015, т. 13, № 4

Key words: Control system, controller, variable-frequency drive, sucker rod pump, well, dynacard, process sensors.

Ключевые слова: Система управления, контрол-лер, частотно-регулируемый электропривод, штан-говый глубинный насос, скважина, динамограмма, технологические датчики.

Currently, exploitation of oil and gas wells to the high requirements in terms of environmental protection, accounting mined minerals and electricity consumption, the level of automation. This is due to the tightening of the requirements of agencies involved in environmental management and occupational safety, as well as tough economic conditions [1].

To improve the level of information security processes operating oil wells require the use of intelligent control systems, perform measurements of process parameters, analysis and processing with the subsequent transfer of data to the control room fisheries [2, 3].

For wells operated sucker rod pumps (SRP), questions of automation and information management

are particularly relevant, as the pump and drive equipment in many cases, much worn, well dispersed over vast areas and travel operators and maintenance teams can be difficult for some.

For remote monitoring of the process of operating the well must be equipped with a number of sensors of technological parameters. Composition of process sensors will depend on the type of downhole pump on the characteristics of the deposit (the depth of the formation, viscosity, density, water cut, gas content), and the requirements of the oil company (the need to measure flow rates and energy consumption of each individual well) [4].

Figure 1 shows the installation process sensors operated by SRP well. The well should be equipped with pressure and temperature sensors on the mouth, the pressure in the annulus and in the ideal case, flow rate sensor measurement. However, in practice flowmeter installation on each hole is too costly, so it is usually used intermittent connection switchblade collector of each well to a group-measuring unit.

Figure 1. Installation of technological sensors on wells operated SRP:1 – the gauge of wellhead pressure; 2 – temperature sensor at the mouth; 3 – sensor casing pressure; 4 – flowmeter; 5 – load cell for force and displacement rod; 6 – position sensor for force and displacement rod; 7 – detectors wattmeter; 8 – status indicator bearing rocker; 9 – an indicator of failure of the connecting rod; 10 – the gauge of level of oil in the gearbox; 11 – tilt sensor unit; 12 – packing overheating sensor node; 13 – sounder

The well is operating by SRP - it should be equipped with additional systems force and displacement rod and wattmeter [5, 6]. In some fisheries, fleet-pumping units are very old, so the required equipment installations SRP additional sensors protection: indicators of the rocker bearings, connecting rod failure, the oil level in the

gearbox, roll installation, overheating the gland assembly.

One of the most important parameters monitored in the downhole pumping oil, a dynamic fluid level in the well. To measure the fluid level in the wellhead installed

Page 3: INTELLIGENT CONTROL SYSTEM OF ELECTRIC DRIVE FOR SUCKER ROD …ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2015/4/ngdelo-4-2015-p226-233.pdf · 2016-11-07 · For wells operated sucker rod pumps (SRP),

228 Прикладные и академические исследования

2015, т. 13, № 4

standalone sounder that produces measurements at specified intervals.

For a smooth change of the parameters of the pump unit is used VFD [7]. Using a variable frequency drive allows you to change the speed of the rocker swing in general, and also separately adjust the speed of movement of the rod up and down, carrying insider modulation.

The department of electrical engineering and electrical companies USPTU developed intelligent well control station with variable frequency drives. [8]

Figure 2 shows the structure of intellectual control stations wells with variable frequency drives, comprising force sensors, wellhead and casing pressure, downhole controller, frequency converter, transmitter, sensors crank angle of the pumping unit and the rotation angle of the rotor of the motor, as well as sensors wattmeter.

LC

WPS

APS

CASPU

ASRE

SoV

DC

FC

T

Figure 2. Intelligent control station wells with variable frequency drives:

LC – load cell; WPS – wellhead pressure sensor; APS – annulus pressure sensor; DC – downhole controller; FC – frequency converter; T – transmitter; CASPU – crank angle sensor pumping unit; ASRE – angle sensor rotor of electromotor; SoV – sensor of wattmeter

The algorithm of the controller intelligent control system presented in the block diagram of Figure 3.

Beginning

Initialization

Poll connected sensors

Measurement of dynacard

Measurement of vattmetrocard

Mode is an emergency?

Stopping of SRP

Adjustment operation mode based on measurement data

Transfer information in HQ

Archiving data in memory

Stop

Yes No

Figure 3. The block diagram of the controller intelligent control system

Page 4: INTELLIGENT CONTROL SYSTEM OF ELECTRIC DRIVE FOR SUCKER ROD …ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2015/4/ngdelo-4-2015-p226-233.pdf · 2016-11-07 · For wells operated sucker rod pumps (SRP),

229Прикладные и академические исследования

2015, т. 13, № 4

After turning on, control system initializes, testing and questioning of all connected devices (frequency converter, radio sensors). Next, is a survey of all connected sensors and measuring of dynacards and vattmetrocards. Then it carried out the analysis of the measured parameters, and if the operation is an emergency (open bars, motor overload, jamming of the plunger), the SRP made stopping the drive and transfer the event information to the control room. Otherwise, the operation mode is correcting.

Modern control system of SRP units should have automatic recognition and analysis dynacards. This control system developed by the authors used an algorithm recognition plunger dynacards [9, 10, 11]. Measured wellhead dynacard using wave equations, convert it into the plunger, and is subject to automatic recognition. This schedule dynacard certain discrete digitized and compared with a set of reference dynacards, relevant characteristic status and faults. Figure 4 shows dynacard, corresponding to the curvature of the pump cylinder. In this case, there is an average dynacard stroke position «hump» caused by the increase in the friction forces due to the curvature.

F – effort; X – movementFigure 4. Dynacard, corresponding to the curvature of the cylinder of

the pump: 1 – wellhead dynacard; 2 – plunger dynacard

The proposed algorithm recognition dynacards showed high efficiency when used in a downhole controller with limited computing resources.

Developed Intelligent Power Management System SRP unit to optimize the modes of operation of the well to ensure a low specific energy consumption and maximum flow rate.

The control system is preparing for field tests on the wells of several industries in different regions of the Russian Federation. The use of intelligent control systems in the automation of submersible pumps will improve the efficiency and safety of processes of extraction of hydrocarbons, the oil-producing companies to reduce costs and, consequently, the cost of oil [12, 13, 14].

ConclusionsThus, based on the set of material could be the

following conclusions:1 Ensure that the parameters corresponding to

modern requirements of well operation SRP unit can only intelligent control system allows continuous monitoring of process parameters and remote control electric drive.

2 SRP unit should be equipped with a set of sensors of technological parameters that allow to control the pressure and temperature at the mouth, the pressure in the annulus, the fluid level, dynacard and vattmetrocard.

3 Contemporary downhole controller should ensure that the processing and analysis of measurement data from sensors, including automatic recognition dynacards.

4 Authors developed an intelligent control system of electric SRP unit to optimize the modes of operation of the well to ensure a low specific energy consumption and maximum flow rate.

В настоящее время к эксплуатации нефтегазодо-бывающих скважин предъявляются высокие требо-вания с точки зрения охраны окружающей среды, учета добываемых полезных ископаемых и потре-бляемой электроэнергии, уровня автоматизации. Это обусловлено ужесточением требований ведомств, занимающихся природоохранной деятельностью и охраной труда, а также жесткими экономическими условиями [1].

Для повышения уровня информационной обеспе-ченности процессов эксплуатации нефтедобываю-щих скважин требуется использование интеллектуальных систем управления, осуществля-ющих измерение технологических параметров, их

анализ и обработку с последующей передачей данных на диспетчерский пункт промысла [2, 3].

Для скважин, эксплуатируемых штанговыми глу-бинными насосами (ШГН), вопросы автоматизации и информационного обеспечения особенно акту-альны, так как насосное и приводное оборудование во многих случаях сильно изношено, скважины рас-средоточены на обширных территориях и проезд операторов и ремонтных бригад к некоторым бывает затруднен.

Для осуществления дистанционного монито-ринга за процессом эксплуатации скважину необхо-димо оснастить рядом датчиков технологических параметров. Состав технологических датчиков будет

Page 5: INTELLIGENT CONTROL SYSTEM OF ELECTRIC DRIVE FOR SUCKER ROD …ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2015/4/ngdelo-4-2015-p226-233.pdf · 2016-11-07 · For wells operated sucker rod pumps (SRP),

230Прикладные и академические исследования

2015, т. 13, № 4

зависеть от типа скважинного насоса, от особенно-стей данного месторождения (глубина залегания пласта, вязкость, плотность и обводненность про-дукции, содержание газа), а также от требований нефтедобывающей компании (необходимость изме-рения дебита и потребления электроэнергии каждой отдельной скважины) [4].

На рисунке 1 представлена схема установки тех-нологических датчиков на эксплуатируемой ШГН

скважине. Скважина должна быть оснащена датчи-ками давления и температуры на устье, давления в затрубном пространстве и, в идеальном случае, дат-чиком измерения дебита. Однако на практике уста-новка дебитомера на каждой скважине оказывается слишком дорогостоящим мероприятием, поэтому обычно используется периодическое подключение выкидного коллектора каждой скважины к группо-вой замерной установке.

Рисунок 1. Схема установки технологических датчиков на скважине, эксплуатируемой ШГН:1 – датчик устьевого давления; 2 – датчик температуры на устье; 3 – датчик затрубного давления; 4 – расходомер; 5 – датчик усилия для динамометрирования; 6 – датчик положения для динамометрирования; 7 – датчики ваттметрирования; 8– индикатор состояния подшипника балансира; 9 – индикатор срыва шатуна; 10 – датчик уровня масла в редукторе; 11 – датчик крена установки; 12 – датчик перегрева сальникового узла; 13 – эхолот

Скважина, эксплуатируемая ШГН, дополни-тельно должна оснащаться системами динамометри-рования (датчиками усилия и положения) и ваттметрирования [5, 6]. На некоторых промыслах парк станков-качалок очень сильно изношен, поэ-тому требуется оснащение установок ШГН допол-нительными датчиками защиты: индикаторами состояния подшипников балансира, срыва шатуна, уровня масла в редукторе, крена установки, пере-грева сальникового узла.

Одним из важнейших параметров, контролируе-мых при глубиннонасосной добыче нефти, является динамический уровень жидкости в скважине. Для измерения динамического уровня на устьевой арма-туре монтируется автономный эхолот, который про-изводит измерения с заданной периодичностью.

Для плавного изменения параметров работы насосной установки используется частотно-регули-руемый электропривод [7]. Использование частотно-

регулируемого электропривода позволяет изменять скорость качаний балансира в целом, а также отдельно регулировать скорость движения штока вверх и вниз, осуществляя внутриходовую модуля-цию.

На кафедре электротехники и электрооборудова-ния предприятий УГНТУ была разработана интел-лектуальная станция управления скважиной с частотно-регулируемым электроприводом [8].

На рисунке 2 приведена структура интеллекту-альной станции управления скважиной с частотно-регулируемым электроприводом, содержащая датчики усилия, устьевого и затрубного давлений, скважинный контроллер, преобразователь частоты, радиопередатчик, датчики угла поворота кривошипа станка-качалки и угла поворота ротора электродви-гателя, а также датчики ваттметрирования.

Page 6: INTELLIGENT CONTROL SYSTEM OF ELECTRIC DRIVE FOR SUCKER ROD …ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2015/4/ngdelo-4-2015-p226-233.pdf · 2016-11-07 · For wells operated sucker rod pumps (SRP),

231Прикладные и академические исследования

2015, т. 13, № 4

ДУ

ДУД

ДЗД

ДУПК

ДУПР

ДВМ

СК

ПЧ

РП

Рисунок 2. Интеллектуальная станция управления скважиной с частотно-регулируемым электроприводом:

ДУ – датчик усилия; ДУД – датчик устьевого давления; ДЗД – датчик затрубного давления; СК – скважинный контроллер; ПЧ – преобразователь частоты; РП – радиопередатчик; ДУПК – дат-чик угла поворота кривошипа станка-качалки; ДУПР – датчик угла поворота ротора электродвигателя; ДВМ – датчик ваттоме-трирования

Алгоритм работы контроллера интеллектуальной системы управления представлен на блок-схеме рисунка 3.

Начало

Начальная инициализация

Опрос подключенных датчиков

Измерение динамограммы

Измерение ваттметрограммы

Режим является аварийным?

Остановка ШГН

Корректировка режима эксплуатации на основе данных измерений

Передача информации о событии на ДП

Архивирование данных в памяти

Останов

Да Нет

Рисунок 3. Блок-схема алгоритма работы контроллера интеллектуальной системы управления

Page 7: INTELLIGENT CONTROL SYSTEM OF ELECTRIC DRIVE FOR SUCKER ROD …ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2015/4/ngdelo-4-2015-p226-233.pdf · 2016-11-07 · For wells operated sucker rod pumps (SRP),

232Прикладные и академические исследования

2015, т. 13, № 4

После включения контроллер системы управле-ния производит инициализацию, тестирование и опрос всех подключенных устройств (преобразова-тель частоты, радиомодем, датчики). Далее произво-дится опрос всех подключенных датчиков, измерение динамограммы и ваттметрограммы. Затем осущест-вляется анализ измеренных параметров, и если режим работы является аварийным (обрыв штанг, перегрузка электродвигателя, заклинивание плун-жера), то производится остановка электропривода ШГН и передача информации о событии на диспет-черский пункт. В противном случае режим эксплуа-тации корректируется.

Современная система управления установкой ШГН должна иметь функции автоматического рас-познавания и анализа динамограмм. В данной системе управления используется разработанный авторами алгоритм распознавания плунжерных динамограмм [9, 10, 11]. Измеренная устьевая дина-мограмма при помощи волновых уравнений пере-считывается в плунжерную и подвергается автоматическому распознаванию. При этом график динамограммы оцифровывается с определенной дискретностью и сравнивается с набором эталонных динамограмм, соответствующим характерным режи-мам работы и неисправностям. На рисунке 4 при-ведена динамограмма, соответствующая искривлению цилиндра насоса. В этом случае на динамограмме появляется в среднем положении штока «горб», вызванный увеличением сил трения из-за искривления.

F – усилие; Х – перемещениеРисунок 4. Динамограмма, соответствующая искривлению ци-

линдра насоса: 1 – устьевая динамограмма; 2 – плунжерная динамограмма

Предложенный алгоритм распознавания динамо-грамм показал высокую эффективность при исполь-зовании в скважинном контроллере с ограниченными вычислительными ресурсами.

Разработанная интеллектуальная система управ-ления электроприводом установки ШГН позволяет оптимизировать режимы эксплуатации скважины с обеспечением низких удельных энергозатрат и мак-симального дебита.

Система управления готовится к полевым испы-таниям на скважинах нескольких промыслов в раз-личных регионах РФ. Использование интеллектуальных систем управления при автомати-зации работы скважинных насосов позволит повы-сить эффективность и безопасность процессов добычи углеводородного сырья, снизит затраты нефтедобывающих предприятий и, соответственно, себестоимость нефти [12, 13, 14].

ВыводыТаким образом, на основании изложенных мате-

риалов могут быть сделаны следующие выводы:1 Обеспечить соответствующие современным

требованиям параметры эксплуатации скважин уста-новками ШГН способны только интеллектуальные системы управления, позволяющие вести непрерыв-ный мониторинг технологических параметров и дис-танционное телеуправление электроприводом.

2 Установка ШГН должна быть оснащена набо-ром датчиков технологических параметров, позволя-ющих контролировать давление и температуру на устье, давление в затрубном пространстве, уровень жидкости, динамо- и ваттметрограммы.

3 Современные скважинные контроллеры должны обеспечивать обработку и анализ измери-тельной информации с датчиков, в том числе авто-матическое распознавание динамограмм.

4 Разработанная авторами интеллектуальная система управления электроприводом установки ШГН позволяет оптимизировать режимы эксплуата-ции скважины с обеспечением низких удельных энергозатрат и максимального дебита.

REFERENCES1 Isaev I.A. Forms of negative impacts

on the environment and measures to protect the environment during construction (drilling) oil and gas wells in the north of the Tyumen region (Yamalo-Nenets Autonomous District)

// Problems of modern science and education. 2014. №. 3 (21). P. 140-146. [in Russian].

2 Silich V.A., Komagorov V.P., Saveliev A.A. Principles of monitoring and adaptive management of the development of «intelligent» field on the basis of permanent geologotehnologicheskoy model // Bulletin of

the Tomsk Polytechnic University. 2013. V. 323. №. 5. P. 94-100. [in Russian].

3 Khakimyanov M.I. Modern control station downhole sucker rod pumping units // Oil and gas business. 2014. V.12, №1. P. 78-85. [in Russian].

Page 8: INTELLIGENT CONTROL SYSTEM OF ELECTRIC DRIVE FOR SUCKER ROD …ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2015/4/ngdelo-4-2015-p226-233.pdf · 2016-11-07 · For wells operated sucker rod pumps (SRP),

233Прикладные и академические исследования

2015, т. 13, № 4

4 Khakimyanov M.I., Syraev R.M., Krylov A.A. Investigation of the effect on the power submersible pumps technological and operational parameters // Electrical and information systems. 2015. V.11, №1. P. 15-20. [in Russian].

5 Khakimyanov M.I., Pachin M.G. Methods of processing information in the dynamometer and measuring control systems sucker rod pumps // Herald USATU. T. 2012. 16, № 6 (51). P. 32-36. [in Russian].

6 Khakimyanov M.I., Pachin M.G. The functionality of modern automation controller rod downhole pumping systems // Electronic scientific journal «Oil and gas business.» 2011. №2. P. 19-34. URL:

h t t p : / / w w w. o g b u s . r u / a u t h o r s /Hakimyanov/Hakimyanov_5.pdf. [in Russian]

7 Khakimyanov M.I., Guzeev B.V. Analysis of the use of frequency-controlled electric drive in the oil and gas industry as a result of a patent search // Electronic scientific journal «Oil and gas business.» 2011. №4. S. 30-41. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Hakimyanov/Hakimyanov_6.pdf. [in Russian].

8 Russian patent for utility model number 122713: intelligent well control station with VFD / Khakimyanov M.I., Shabanov V.A. // 10.12.2012 Mr. [in Russian].

9 Khakimyanov M.I. Construction of three-dimensional spectrum of dynamometer rod downhole pumping systems // Certificate of state registration of the computer. Identification No 2012616445 of 17.07.2012. [in Russian].

10 Khakimyanov M.I. Calculation and construction of the plunger rod dynamometer downhole pumping systems // Certificate of state registration of the computer. Identification No 2011613533 of 06.05.2011. [in Russian].

11 Khakimyanov M.I. Processing dynamometer rod downhole pumping systems // Certificate of state registration of the computer. Identification No 2011613534 of 06.05.2011. [in Russian].

12 Sergeyev V.L., Naimushin A.G., Long C.H. Integrated system for identifying characteristics of the displacement in the tasks of monitoring and managing the development of oil fields // Reports TUSUR. 2014. V. 33, №. 3. P. 152-158. [in Russian].

13 Tolstonogov A.A. Assessing the impact of environmental risks on the effectiveness of the oil complex // Basic Research. 2015. №. 2-1. P. 100-103. [in Russian].

14 Sagdatullin A.M. Analysis of energy consumption and electricity consumption for technological processes in the oil and gas industry // Scientific notes of Almetyevsk State Oil Institute. 2014. V. 12, №. 1. P. 72-77. [in Russian].

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Исаев И. А. Виды негативного воз-действия на окружающую среду и меро-приятия по охране окружающей среды при строительстве (бурении) нефтегазоконден-сатных скважин на севере Тюменской области (Ямало-Ненецкий автономный округ) // Проблемы современной науки и образования. 2014. №. 3 (21). С. 140-146.

2 Силич В. А., Комагоров В. П., Савельев А. О. Принципы разработки системы мониторинга и адаптивного управления разработкой «интеллектуаль-ного» месторождения на основе постоянно действующей геологотехнологической модели // Известия Томского политехниче-ского университета. 2013. Т. 323, №. 5. С. 94-100.

3 Хакимьянов М. И. Современные станции управления скважинными штан-говыми глубиннонасосными установками // Нефтегазовое дело. 2014. Т. 12, №1. С. 78-85.

4 Хакимьянов М. И., Сираев Р. М., Крылов А. О. Исследование влияния на энергопотребление скважинных насосов технологических и эксплуатационных параметров // Электротехнические и информационные комплексы и системы. 2015. Т. 11, №1. С. 15-20.

5 Хакимьянов М. И., Пачин М.Г. Методика обработки динамограмм в информационно-измерительных системах управления штанговыми глубинными насосами // Вестник УГАТУ. 2012. Т. 16, № 6(51). С. 32–36.

6 Хакимьянов М. И., Пачин М. Г. Функциональные возможности современ-ного контроллера автоматизации штанго-вых глубиннонасосных установок // Нефтегазовое дело: электрон. науч.журн./УГНТУ. 2011. №2. С. 19-34. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Hakimyanov/ Hakimyanov_5.pdf.

7 Хакимьянов М. И., Гузеев Б. В. Анализ использования частотно-регулиру-емого электропривода в нефтегазовой про-мышленности по результатам патентного поиска // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн./УГНТУ. 2011. №4. С. 30-41. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Hakimyanov/Hakimyanov_6.pdf.

8 Интеллектуальная станция управле-ния скважиной с частотно-регулируемым электроприводом / М. И. Хакимьянов, В. А. Шабанов: пат. на полезную модель № 122713 Рос. Федерация. 10.12.2012.

9 Построение трехмерного спектра динамограмм штанговых глубиннонасос-ных установок / М. И. Хакимьянов: св-во о гос. регистрации программы для ЭВМ. Рег. № 2012616445 от 17.07.2012.

10 Расчет и построение плунжерных динамограмм штанговых глубиннонасос-ных установок / М.И. Хакимьянов: св-во о

гос. регистр. программы для ЭВМ. Рег. № 2011613533 от 06.05.2011.

11 Обработка динамограмм штанго-вых глубиннонасосных установок / М. И. Хакимьянов: св-во о гос. регистр. про-граммы для ЭВМ. Рег. № 2011613534 от 06.05.2011.

12 Сергеев В. Л., Наймушин А. Г., Лонг Ч. Н. Интегрированные системы идентификации характеристик вытесне-ния в задачах мониторинга и управления разработкой нефтяных месторождений // Доклады ТУСУР. 2014. Т. 33, № 3. С. 152-158.

13 Толстоногов А. А. Оценка воздей-ствия экологических рисков на эффектив-ность деятельности нефтяного комплекса // Фундаментальные исследования. 2015. № 2-1. С. 100-103.

14 Сагдатуллин А. М. Анализ энерго-емкости и потребления электроэнергии по технологическим процессам в нефтегазо-вой отрасли // Ученые записки Альметьевского гос. нефт. ин-та. 2014. Т. 12, № 1. С. 72-77.

M. I. Khakimyanov, Candidate of Engineering Sciences, associate professor of the chair «Electrical Engineering and Electrical Industries», USPTU, Ufa, the Russian Federation Хакимьянов М. И., канд. техн. наук, доцент кафедры «Электротехника и элек-трооборудование предприятий», УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерацияe-mail: [email protected]

R. A. Semisynov, student of MАЕ 02-15-01 Group of the chair «Electrical Engineering and Electrical Industries », USPTU, Ufa, the Russian FederationСемисынов Р. А., студент гр. МАЭ 02-15-01 кафедры «Электротехника и электро-оборудование предприятий», УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерацияe-mail: [email protected]

Y. S. Kiselev, student of MАЕ 02-15-01 Group of the chair «Electrical Engineering and Electrical Industries», USPTU, Ufa, the Russian FederationКиселев Е. С., студент гр. МАЭ кафедры «Электротехника и электрооборудование предприятий», УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерацияe-mail: [email protected]