Разработка и исследование преобразователей частоты для установок электронагрева нефтескважин

• Автор: Арзамасов, Владислав Леонидович
• Шифр специальности: 05.09.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2012
• Место защиты: Чебоксары
• Количество страниц: 151 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение
ГЛАВА 1 ОБЗОР УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОНАГРЕВА НЕФТЕСКВАЖИН ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ
И СНИЖЕНИЯ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ
1.1 Основные способы депарафинизации нефтескважин
1.2 Устройства косвенного электронагрева
1.3 Устройства прямого электронагрева
1.4 Выводы по главе
ГЛАВА 2 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫХ ПРОЦЕССОВ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЦЕПИ НЕФТЕСКВАЖИНЫ
ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ СИЛОВОЙ ЧАСТИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ ЧАСТОТЫ
2.1 Аналитический расчет параметров электрической цепи нефтескважины
2.2 Физическое моделирование электрической цепи
нефтескважины
2.3 Выводы по главе
ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ЧАСТОТЫ
ДЛЯ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОНАГРЕВА НЕФТЕСКВАЖИН
3.1 Анализ структур регулирования установок
электронагрева с преобразователями частоты
3.2 Исследование принципов построения силовой части преобразователей частоты
3.3 Разработка системы управления преобразователя частоты
на основе АИН
3.4 Компьютерное моделирование преобразователя частоты
на основе АИН

3.5 Применение 12-пульсных схем выпрямления
в преобразователях частоты большой мощности
3.6 Выводы по главе
ГЛАВА 4 ИССЛЕДОВАНИЕ ДИНАМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ «ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ ЧАСТОТЫ - ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЦЕПЬ
НЕФТЕСКВАЖИНЫ»
4.1 Аналитическое исследование САР на основе непосредственного преобразователя частоты
4.2 Аналитическое исследование САР на основе
преобразователя частоты с АИН
4.3 Выводы по главе
ГЛАВА 5 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
И РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ УСТАНОВОК
ЭЛЕКТРОНАГРЕВА НЕФТЕСКВАЖИН
НА БАЗЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ЧАСТОТЫ
5.1 Особенности построения и результаты внедрения
опытных образцов установок на нефтепромыслах Татарстана
5.2 Выводы по главе
Заключение
Литература
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение А Специальное подземное оборудование
нефтескважины
Приложение Б Программа расчета параметров
электрической цепи нефтескважины
Приложение В Обобщенные результаты опытно-промышленной
эксплуатации УЭНДС в ОАО «Татнефть»
Приложение Г Расчет экономической эффективности УЭНДС

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы
Подавляющее большинство российских нефтескважин (87 %) в настоящее время эксплуатируется насосным способом. Высокодебитные (15-30 тонн/сутки) скважины оснащаются преимущественно бесштанговыми установками с погружными электроцентробежными насосами (УЭЦН). При меньшем дебите скважины оборудуются штанговыми насосными установками (ШНУ), в состав которых входят штанговый глубинный насос и станок-качалка с электроприводом или штанговый винтовой насос и наземный электропривод с редуктором. На долю ШНУ приходится 60 % нефтескважин в России, с их помощью добывается приблизительно 20 % нефти. Такое широкое распространение штанговых установок объясняется тем, что этот способ является наиболее экономичным и гибким в отношении регулирования отбора жидкости [57].
Одна из самых распространенных причин отказов оборудования нефтескважин, оснащенных УЭЦН и ШНУ - образование значительных асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на поверхностях оборудования (на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, поверхности насосных штанг, в проточных каналах устьевой запорной арматуры), контактирующих со скважинной жидкостью, что приводит к значительному сужению проходных сечений, возрастанию гидравлического сопротивления (вплоть до полного прекращения подачи жидкости вследствие образования парафиновых пробок). При этом снижается дебит нефтескважины, увеличиваются расходы электроэнергии при откачке жидкости, сокращается период между подземными ремонтами скважин (ПРС) и, как следствие, повышается себестоимость добываемой нефти.
Основными составляющими АСПО являются парафины, содержание которых изменяется по массе от 20 до 70 %, и асфальтосмолистые соединения - от 20 до 40 % (по массе) [59].

Для численного сравнения в таблице 2.1 приведены параметры электрической цепи нефтескважины на частоте 50 Гц и на низких частотах 0,5; 1; 2 Гц при одной и той же требуемой активной мощности в НКТ, рассчитанной при действующем значении 250 А синусоидального тока частоты 50 Гц.
Таблица 2.1 - Параметры электрической цепи скважины с контактом на глубине 1000 м
при частоте синусоидального тока (0,5-50) Гц
Параметры электрической цепи скважины при требуемой активной мощности Обозначение параметров и размерность Частота синусоидального тока в электрической цепи скважины
50 Гц 0,5 Гц 1 Гц 2 Гц
Требуемая активная мощность в НКТ Анкт, кВт 39,1 39,1 39,1 39,
Действующее значение тока в электрической цепи скважины ■Джв, А 250 478 478
Активное сопротивление НКТ Я„кт, Ом 0,625 0,172 0,172 0,
Активное сопротивление ОК Аок, Ом 0,375 0,049 0,049 0,
Активное сопротивление электрической цепи скважины Аскв, Ом 1 0,221 0,221 0,
Индуктивное сопротивление НКТ Анкт, Ом 0,443 0,012 0,024 0,
Индуктивное сопротивление ОК Хок, Ом 0,252 0,015 0,030 0,
Индуктивное сопротивление электрической цепи скважины -ТкБ- ОМ 0,695 0,027 0,054 0,
Индуктивность электрической цепи скважины Тскв, мГн 2,212 8,673 8,673 7,
Полное сопротивление электрической цепи скважины Искв, Ом 1,218 0,222 0,227 0,
Действующее значение напряжения в устье искв, в 304,4 106,2 108,6 121,
Активная мощность в ОК Рок, кВт 23,445 11,217 11,217 14,