Электронная библиотека Веда
Цели библиотеки
Скачать бесплатно
Доставка литературы
Доставка диссертаций
Размещение литературы
Контактные данные
Я ищу:
Библиотечный каталог российских и украинских диссертаций

Вы находитесь:
Диссертационные работы России
Технические науки
Автоматизированные системы управления и прогрессивные информационные технологии

Диссертационная работа:

Шаньгин Евгений Сергеевич. Автоматизация управления добычей нефти из малодебитных скважин на основе биротативного привода : Дис. ... д-ра техн. наук : 05.13.06 : Уфа, 2003 377 c. РГБ ОД, 71:05-5/33

смотреть содержание
смотреть введение
Содержание к работе:

Список принятых сокращений 6

Введение 9

Глава 1. Анализ состояния и пути решения задачи управления
процессом нефтедобычи из малодебитных высокообводненных
скважин 24

  1. Анализ проблемы и задачи автоматизации управления технологическими режимами нефтеизвлечения 24

  2. Комплексный подход к построению АСУ ТП нефтедобычи 39

1.3. Цель и задачи диссертационной работы 63

Выводы по первой главе 64

Глава 2. Моделирование процессов добычи нефти из малодебитных

высокообводненных скважин 66

  1. Системные аспекты моделирования управления производством нефтедобывающих предприятий 66

  2. Моделирование процессов нефтеизвлечения для оценки эксплуатационных резервов нефтедобычи 82

  3. Оценка особенностей технологического процесса нефтедобычи как объекта управления 94

  4. Оценка влияния энергетических затрат технологического процесса на эффективность нефтедобычи 100

Выводы по второй главе 111

Глава 3. Вопросы построения и моделирования системы управления
нефтедобычей нижнего уровня 113

3.1. Анализ особенностей эксплуатации и методов построения
подсистем управления нефтедобычей нижнего уровня 113

3.2. Методика эволюционного синтеза и оптимизации
характеристик подсистемы управления нижнего уровня 122

3.3. Имитационное моделирование режимов работы наземного

привода ШСНУ маятникового типа в пакете MatLAB Simulink 141

ЗАФормирование концепции построения системы управления приводом ШСНУ с повышенными эксплуатационными

свойствами 161

Выводы по третьей главе 168

Глава 4. Вопросы проектирования и расчета системы управления

технологическими режимами ШСН 170

  1. Методологические основы создания систем управления режимами ШСН с применением биротативного привода 170

  2. Оценка характеристик биротативного привода

как исполнительной системы в АСУ ТП 175

4.3. Формирование методов управления режимами биротативного
электропривода ШСНУ 184

  1. Задача сохранения постоянной частоты относительного вращения ротора и статора биротативного двигателя при переменной нагрузке 200

  2. Задача сохранения постоянной частоты вращения выходного вала при переменной нагрузке 202

  1. Задача определения закона изменения передаточного отношения для равноускоренного движения 204

  2. Задача оптимального по быстродействию движения выходного вала 207

  3. Задача синтеза системы регулирования,

оптимальной по потерям 210

4.4. Разработка системы управления биротативным

приводом разомкнутого типа 212

4.5. Математические модели нагруженного привода 215

4.6. Способы регулирования координат привода

и их основные показатели 220

4.7. Разработка и исследование системы управления
параметрами привода ШСН 230

Выводы по четвертой главе 234

Глава 5. Разработка и исследование методов регулирования рабочих

режимов биротативных электроприводов ШСН 23 5

5.1. Регулирование частоты вращения с применением
торможения 243

5.1.1. Регулирование частоты вращения с применением
фрикционного тормоза 244

5.1.2. Регулирование частоты вращения путем создания
тормозного момента гидравлическим насосом 252

5.2. Регулирование частоты вращения с использованием
вариатора 258

Выводы по пятой главе 262

Глава 6. Разработка и исследование некоторых подсистем

АСУ ТП нефтедобычи 264

6.1. Разработка и экспериментальные исследования
биротативного привода ШСН замкнутого типа 265

6.1.1. Натурное моделирование биротативного привода

с вариатором 265

6.1.2. Описание конструкции и опытно-промышленные
испытания привода ШСН АРБЭ-01-17 271

  1. Разработка и исследование экспериментального образца привода ШСН маятникового типа 279

  2. Описание технологического процесса и технического обеспечения подсистемы измерения динамического уровня скважинной жидкости 285

6.4. Оценка эффективности разработанной системы управления добычей нефти из малодебитных высокообводненных скважин ...293 6.5.Вопросы построения и перспектив развития

интегрированной АСУ нефтедобычи 295

Выводы по шестой главе 301

Основные выводы и результаты 303

Список литературы 306

Приложения 323

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

АСУ - автоматизированная система управления; АСУ ТП - автоматизированная система управления

технологическими процессами; ИАСУ - интегральная система управления;

АСОИ - автоматизированная система сбора и обработки информации; ГЗУ - групповая замерная установка; ППД - поддержание пластового давления; КНС - кустовая насосная станция; ДНС - дожимная насосная станция; НГДУ - нефтегазодобывающее управление; ПО - производственное объединение; ЦИТС - центральная инженерно-технологическая служба; БПО - база производственного обслуживания; УКПНГ - установка по комплексной подготовке нефти и газа; КИВЦ - кустовой измерительно-вычислительный центр; КОА - каналообразующая аппаратура; УПП - устройство приема-передачи информации; УОИ - устройство обработки информации; ИМ - исполнительный механизм; ЛУУ - локальное устройство управления; ТУ - телеуправление; ТР - телерегулирование; ИО - исполнительный орган; ТСА - аварийная телесигнализация;

ТСС - телесигнализация состояний двухпозиционных объектов; ТИТ - телеизмерение текущих значений параметров (давление в скважине, уровень жидкости, усилие на штанге и др.);

ТИИ - телеизмерение интегральных значений параметров за определенные временные интервалы (дебит скважины по жидкости, расход электроэнергии и т. п.);

ЦЦНГ - центральная диспетчерская нефтегазодобычи;

1111 - первичный преобразователь;

ПУ - пульт управления;

ТЯ - телеячейка;

ДП - диспетчерский пункт;

ГНС - глубиннонасосная скважина;

ЗУ - автоматизированные замерные установки;

ВРГ - водораспределительные гребенки;

КП - контрольный пункт;

ВС - большая система;

ШСН - штанговый скважинный насос;

ШСНУ - штанговая скважинная насосная установка;

ЭЦН - электроцентробежный глубинный насос;

НКТ - насосно-компрессорная труба;

МСУПН - многосвязная система управления процессом нефтедобычи;

к.п.д. - коэффициент полезного действия;

cos

- коэффициент мощности электродвигателя;

МО - математическое ожидание;

Кз - коэффициент загрузки электродвигателя;

ЭМП - электромеханический преобразователь;

СС - система синхронизации;

РМ - рабочая машина;

ПМ - передаточный механизм;

БД - биротативный двигатель;

ДД - дополнительный двигатель;

ЛАЧХ - логарифмическая амплитудно-частотная характеристика;

ЛФЧХ - логарифмическая фазо-частотная характеристика;

АФХ - амплитудно-фазовая характеристика;

ИП - интегрально-пропорциональный регулятор;

ИПД - интегрально-пропорционально-дифференциальный регулятор;

АД - асинхронный короткозамкнутый электродвигатель;

ЭП - электропривод;

ЦР - центробежный регулятор;

Г-Д - режим "генератор-двигатель";

Г-П - режим "генератор-противовключение".

Введение к работе:

Актуальность проблемы. Развитие нефтяной промышленности связано с серьезными трудностями, обусловленными целым рядом свойственных ей специфических особенностей, таких как значительная рассредоточенность технологических объектов нефтяных промыслов, расположенных нередко в суровых природно-климатических условиях. Большинство вновь открываемых нефтяных месторождений располагается в необжитых районах, лишенных источников постоянного энергоснабжения, не имеющих необходимых транспортных коммуникаций, удаленных от крупных промышленных центров и линий связи [112].

Все указанные обстоятельства значительно затрудняют
эксплуатацию нефтяных месторождений и обслуживание
технологических объектов нефтепромыслов. Особенного внимания
требуют малодебитные скважины в силу их многочисленности (до 70 %
от действующего фонда скважин) и отсутствия технологического
оборудования, соответствующего по своим параметрам

(производительности) дебиту скважин.

В АНК «Башнефть» по состоянию на январь 2000 года в эксплуатации находились 12540 малодебитных скважин, среднесуточная добыча которых не превышала 5 тонн жидкости. При общем количестве функционирующих скважин 15469 указанный фонд малодебитных скважин, следовательно, составляет 81 % [61].

По мере истощения нефтегазовых и нефтеконденсатных месторождений Западной Сибири доля малопродуктивных скважин также постепенно возрастает.

Другим обстоятельством, пополняющим эту категорию скважин, является снижение продуктивности скважин по нефти с переходом на чисто газовые в направлении к северу Тюменской области.

Если учесть, что добыча нефти штанговыми насосами составляет 45 % от общей добычи по АНК «Башнефть», то утверждение о том, что стабилизация добычи нефти в значительной степени зависит от функционирования фонда малодебитных скважин, будет правомерным.

Такая же тенденция роста количества малодебитных скважин прослеживается и в других нефтедобывающих странах. Так, в США увеличение фонда нефтедобывающих скважин с 1975 года шло, в основном, за счет малодебитных механизированных скважин, часть которых ранее эксплуатировать было нерентабельно. Повышение цены на нефть позволило рентабельно эксплуатировать скважины с обводненностью до 99 % [136].

В связи с этим внедрение автоматизации и АСУ ТП на нефтяных промыслах приобретает особое значение, т.к. позволяет при ограниченных людских ресурсах обеспечить эффективную работу нефтяных промыслов в заданных режимах. Массовое внедрение на нефтяных промыслах современных систем контроля и управления с применением вычислительной техники и средств измерения и связи, использующих последние достижения электронной техники, требует проведения системного анализа средств и систем управления.

В этих условиях автоматизация и телемеханизация дает существенный технико-экономический эффект за счет увеличения ежесуточной добычи нефти вследствие установления рациональных режимов работы, сокращения потерь нефти и затрат на ремонт оборудования благодаря оперативному обнаружению аварийного состояния оборудования, увеличения производительности труда в

результате сокращения численности обслуживающего персонала, повышения коэффициента использования нефтепромыслового оборудования и ряда других факторов. Повышением перечисленных показателей за счет совершенствования системы управления технологическими режимами продуктивных скважин определяется эффективность промышленных нефтедобывающих предприятий.

Автоматизация процессов нефтедобычи в нашей стране и за рубежом прошла несколько этапов, начиная с внедрения отдельных средств автоматики в 50-х годах до создания автоматизированных систем управления процессами нефтедобычи с применением ЭВМ в наши дни. Можно выделить шесть этапов развития нефтяной автоматики.

I этап. Пятидесятые годы XX века характеризовались модернизацией нефтепромыслов с целью применения более экономичной групповой однотрубной герметизированной нефтесборной системы. При этом на нефтяных промыслах стали широко внедряться различные типы расходомеров, средства автоматизированного измерения объемов нефти, откачиваемой потребителю, групповые автоматизированные замерные установки, релейные механические переключатели и т.д. Так, в 1954 году был разработан и внедрен комплекс систем автоматического регулирования и управления для малодебитных скважин с периодическим режимом эксплуатации АПЭ-ПА и АПЭ-Д, осуществляющие программное управление временем накопления нефти. Одновременно были введены в эксплуатацию устройства для накопления и передачи информации ДИВ-2 и ДИВ-3 [2].

Этот этап длился приблизительно до 1957 года и привел к сокращению удельной численности работающих на одну добывающую скважину, освобождению персонала от многих рутинных операций, снижению стоимости и повышению точности измерения

технологических параметров, упорядочению оформления документов и т.п.

П этап. Следующим этапом было внедрение систем централизованного диспетчерского контроля и управления. Их технической базой являлись релейные системы телемеханики с радио и телефонными каналами связи. Системы телемеханики были созданы по единой жесткой схеме и любые изменения или расширение системы требовало больших переделок. Эти системы позволяли выполнять целый ряд операций на промысле без постоянного присутствия обслуживающего персонала, осуществлять сбор данных в реальном масштабе времени. Была разработана и внедрена релейно-комбинационная система телемеханики ЦКУ-2, осуществляющая дистанционный контроль и управление глубинно-насосных, фонтанных и нагнетательных скважин по телефонным проводам с помощью устройства СТФ-1 [2]. НИПИ «Нефтехимавтомат» (Баку) были разработаны системы дистанционного контроля нефтяных скважин ЧТП-2 (телединамометрирование) и АГМ-2 (ГЗУ для замера дебита скважин) [15].

В эти годы дорогостоящие ЭВМ первых поколений применялись только для решения исследовательских задач и инженерного анализа, а также для ведения бухгалтерского и статистического учета.

Ш этап. С переходом на полупроводниковую технику и с появлением в конце 60-х - начале 70-х годов малогабаритных и сравнительно недорогих ЭВМ третьего поколения стало возможным применение их в управлении технологическими процессами нефтепромысла. Одновременно внедрение электроники в приборостроении открыло новые возможности в конструировании концевых устройств высокой степени надежности. Были созданы

влагомеры, расходомеры нефти и газа с вычислительными устройствами, датчики потока и давления и т.д.

Для замера дебита при групповом сборе нефти использовались системы телемеханики АГМ-2 и АГМ-3, в кустовых насосных станциях - СРП-3, водозаборных скважин - СТ-ЗКВ. Информация передавалась по проводным линиям связи: радиальной структуры - ПКС-1, челночной структуры — САТ-2 и древовидной структуры - ЧТ-2К, ЧТ-3, ГЧФ [146, 147]. Замер дебита осуществлялся групповыми замерными установками «Спутник В» и «Спутник ВР» [39].

В то же время нефтедобывающая промышленность по сравнению с другими отраслями оказалась довольно консервативной в части применения ЭВМ и автоматизированных систем. Широкое внедрение АСУ в эту отрасль началось лишь в 70-х годах XX века и в настоящее время осуществляется достаточно высокими темпами.

Впервые в нефтедобывающей промышленности

автоматизированная система управления была внедрена фирмой "Континенталойл" (США) в 1962 году. Вначале системой было охвачено 39 скважин, через год - 252 [136]. С 1962 по 1966 год последовал период некоторого снижения активности в направлении внедрения автоматизированных систем управления.

Причины замедления темпов внедрения АСУ в различных источниках приводятся следующие:

- проект внедрения системы управления рассматривался на первых
порах как разовое мероприятие, требующее внимания только в момент
проектирования и наладки;

- организация ухода за оборудованием, профилактических
осмотров, текущего ремонта, последующего перераспределения труда
имела первостепенное и порой даже решающее значение.

На основе первого опыта был выработан новый подход, который заключается в том, что обслуживающий персонал фирмы совместно с фирмами-подрядчиками участвовал в проектировании и создании АСУ, составлял программы, вырабатывал технические требования к средствам автоматизации, участвовал в приеме-сдаче и заводских испытаниях оборудования. Кроме того, постоянно осуществлялось повышение квалификации персонала на специальных курсах.

С 1966 года темп внедрения АСУ в нефтедобывающую промышленность стал заметно нарастать, и к 1972 году 10 % всей добытой в сутки нефти в США поступало с автоматизированно управляемых промыслов. К 1976 году было 155 ЭВМ, используемых в системах автоматизации технологических процессов добычи нефти (табл. В.1). Из них более 90 % приходилось на США и Канаду, причем Канада в этом направлении оказалась более передовой [136].

Таблица В. 1. Внедрение ЭВМ в АСУ нефтедобычи

IV этап, начавшийся в 1972-1975 годах, характеризуется
появлением автоматизированных систем, обеспечивающих решение
широкого комплекса организационно-хозяйственных и

производственно-технических задач управления нефтяными промыслами. Наиболее важное свойство систем этого этапа -возможность выбора ими квазиоптимальных оперативных и

долгосрочных решений в результате анализа соответствующей информации. Информационная часть системы позволяет обслуживающему персоналу контролировать нефтеотдачу пластов, параметры закачки, продвижение фронта закачиваемой воды, эффективность вытеснения нефти, распределение давления и отборов.

Создание ЭВМ третьего и четвертого поколения, дальнейшее совершенствование электронной техники, систем связи и способов хранения, обработки и выдачи информации привело к созданию и развитию комплексных систем управления, возможности создания единой системы управления не только нефтяными и газовыми промыслами, но также газо- и нефтеперерабатывающими заводами, нефте- и газопроводами и т.п. [21].

V этап. Внедрение интегральных схем, модульных конструкций электронной аппаратуры, стандартных наборов функциональных блоков, собранных на отдельных платах, значительно увеличило гибкость систем управления. Появилась возможность их архитектурного преобразования подключением добавочных элементов или заменой модулей. Этому сопутствовало удешевление аппаратуры и значительное упрощение ее обслуживания. Все это существенно повлияло на распространение систем, так как их внедрение не требовало теперь найма высококвалифицированного обслуживающего персонала, стало достаточным обучение имеющихся в наличии специалистов. Также важным сопутствующим фактором явилось развитие систем связи, способствующее значительному удешевлению передачи данных и увеличению пропускной способности каналов связи [153].

Внедрение микропроцессорной техники создало предпосылки для появления децентрализованных комплексных систем управления, так как благодаря программируемым терминальным устройствам стало возможным создание местных контуров управления, входящих в общую

систему и разгружающих центральные управляющие ЭВМ и линии связи от избыточных информационных потоков.

Например, широко применяются передвижные системы диагностики работоспособности насосных установок фирм CIMSA (Франция), X-delta, Dynografe, Mobil Oil Co (США) и др. [60].

VI этап. Широкие возможности современных систем сбора и обработки данных во многом предопределены развитием терминальной техники, внедрением информационно-коммуникационных технологий. Терминальные устройства нового поколения значительно расширяют радиус действия систем управления и позволяют связывать отдельные системы контроля и управления технологическими процессами в единую сеть с центральной ЭВМ, организовать работу системы в реальном масштабе времени, обеспечивают доступ к ЭВМ в режиме разделения времени, а также осуществляют оперативный контроль и управление технологическими процессами в интерактивном, диалоговом режиме. Относительно низкая стоимость оборудования терминальных устройств стала главным фактором, определяющим их широкое применение.

В 1992 году фирмой AdAstra Research Group, Ltd (Россия) разработана распределенная АСУ - SCADA -система, послужившая основой для создания АСУ ТП различных отраслей промышленности, включая нефтедобывающую. [47,62]. Например, НПФ «ИНТЕК» (г. Уфа) разработана корпоративная система управления производством цеха добычи нефти «Мега», осуществляющая автоматический контроль и управление технологическим процессом в целом, локальную автоматизацию технологических объектов (скважин, насосов, замерных установок), динамометрическую диагностику работы глубинных насосов и др.

Широко применяется на нефтедобывающих предприятиях Западной Сибири система сбора данных и управления нефтедобычей АСУ СКАТ (производство фирмы АВИТРОН-ОЙЛ, г. Уфа), решающая задачи дистанционного управления объектами (ШСН, ЭЦН, АГЗУ, ТП), автоматического поддержания пластового давления, обеспечение централизованного контроля нефтепромыслового оборудования.

Таким образом, учитывая общее направление развития технических средств нефтедобычи на сокращение потребления энергии за счет совершенствования систем управления, проблема автоматизации управления технологическими режимами добычи нефти становится весьма актуальной и требующей незамедлительного решения.

Для многих регионов России и для всей страны в целом нефтегазодобывающая промышленность является основной бюджетообразующей отраслью экономики. Постановлением Правительства РФ от 17 ноября 2001 г. № 796 утверждена Федеральная целевая программа «Энергоэффективная экономика» на 2002-2005 годы и на перспективу до 2010 года. Программа включает в себя мероприятия, нацеленные на повышение эффективности энергопроизводства путем реконструкции и технического перевооружения отраслей ТЭК на новой технологической основе. Планируется обновить парк оборудования и технических средств, в первую очередь станков-качалок разной производительности.

Целью диссертационной работы является решение актуальной научно-практической проблемы, заключающейся в разработке системы управления процессами добычи нефти из малодебитных скважин на основе использования специально разработанного регулируемого биротативного привода скважинного насоса с целью ресурсосбережения и снижения себестоимости нефтедобычи, а также в практическом использовании полученных результатов при решении прикладных задач.

Задачи исследования. Для достижения поставленной цели в работе сформулированы и решены следующие задачи:

1. Провести анализ технологического процесса нефтедобычи как
объекта автоматизации. Выявить основные факторы, взаимодействие
которых играет ключевую роль в регулировании параметров добычи
нефти. Определить взаимосвязь показателей эффективности добычи
нефти с показателями эффективности работы систем управления
нижнего уровня.

2. Разработать и исследовать системную модель процессов,
связанных с эксплуатацией нефтяного месторождения. Выработать
технические требования к рациональному использованию мощности
привода при добыче нефти.

  1. Разработать структуру системы управления рабочими режимами технологических установок добычи нефти на основе регулируемого привода насосной установки маятникового типа. Показать её работоспособность методом математического моделирования.

  2. Разработать исполнительную часть АСУ ТП нижнего уровня на базе биротативного привода штангового насоса с повышенными эксплуатационными характеристиками, исследовать условия эксплуатации и технические требования к нему, разработать его математическую модель. Разработать рациональную схему функционирования технологического оборудования с точки зрения энергосбережения на основе биротативного привода.

5. Разработать способы управления режимами работы
биротативных электроприводов штанговых скважинных насосных
установок и предложить принципиальные схемы их реализации.

6. Исследовать эффективность разработанной исполнительной
части АСУ ТП на базе биротативного привода, провести натурные
испытания и исследования опытных образцов разработанных

биротативных приводов штанговых насосов. На основе теории эволюции систем оценить перспективы развития интегрированных АСУ ТП нефтедобычи с учетом тенденций увеличения фонда малодебитных скважин и необходимости снижения энергоёмкости процесса извлечения нефти из скважин.

Методы исследования. Для решения поставленных в работе задач использовались методы системного анализа, методы общей теории систем, теории управления, методы имитационного моделирования, структурного проектирования, теории биротативного электропривода, теории колебаний и др.

На зашиту выносятся;

  1. Выявленные основные факторы, влияющие на эффективность нефтедобычи.

  2. Системная модель процесса нефтедобычи.

  3. Структура системы управления технологическими режимами добычи нефти на основе регулируемого электропривода биротативного типа и использования маятникового принципа работы насосной установки.

  4. Математическая модель регулируемого биротативного электродвигателя как исполнительной подсистемы АСУ ТП. Принципы управления режимами биротативного электропривода.

  5. Способы управления режимами работы биротативных электроприводов штанговых скважинных насосных установок.

  6. Результаты экспериментальных натурных исследований эффективности методов регулирования режимов нефтедобывающего оборудования - наземного привода ШСН и внедрения спроектированной исполнительной части автоматизированной системы управления режимами добычи нефти на основе биротативного привода.

Научная новизна:

  1. Научная новизна определения основных факторов, влияющих на эффективность нефтедобычи, заключается в том, что показана целесообразность использования внутрискважинных параметров в качестве регулирующих координат, а также показано, что решающую роль в повышении эффективности нефтедобычи играет управляемый высоконадежный электропривод.

  2. Научная новизна системной модели нефтедобычи заключается в том, что она представлена в виде структурной схемы эксплуатации продуктивного пласта, позволившей представить решаемую проблему во взаимосвязанном комплексе производственных процессов и свойств объектов управления и выработать технические требования как к системе управления, так и к приводу штанговых насосных установок на заданном множестве режимов эксплуатации скважин.

Предложенная системная модель процессов нефтедобычи охватывает весь спектр взаимосвязанных объектов и факторов, влияющих на эффективность извлечения нефти из продуктивных скважин.

3. Научная новизна системы управления технологическими режимами добычи нефти заключается в применении маятникового принципа работы насосной установки с использованием управляемого биротативного привода с широким диапазоном изменения частоты вращения.

4. Научная новизна математической модели биротативного электродвигателя заключается в том, что в нее введено описание параметров вращения обеих вращающихся частей двигателя, что позволяет расширить область регулирования механических характеристик за счет использования эффекта инвариантности алгебраической суммы углов поворота ротора и статора. Принцип

регулирования рабочих режимов электроприводов биротативного типа основан на использовании различных по физической сущности процессов, обеспечивающих перераспределение угловых скоростей между их вращающимися частями.

5. Научная новизна способов регулирования рабочими режимами биротативного привода, основанных на применении систем синхронизации взаимного движения частей двигателя двойного вращения, заключается в том, что они позволяют в процессе проектирования нефтедобывающего оборудования для малодебитных скважин расширить диапазон применяемых технических средств для обеспечения необходимых характеристик и диапазона их регулирования, что является основой для создания локальных управляющих систем.

Практическую ценность представляют:

  1. концепция нефтедобычи из малодебитных скважин, основанная на использовании информации об изменении внутрискважинных параметров (динамического уровня) для бесступенчатого управления режимами работы насосной установки путем регулирования частоты вращения биротативного привода;

  2. регулируемые электроприводы биротативного типа (патенты РФ №№ 1014023, 1274114, 2130226). Привод обладает широким диапазоном бесступенчатого регулирования скорости вращения, превосходит существующие по технико-эксплуатационным показателям;

  3. наземный привод ШСНУ маятникового типа (патенты РФ №№ 2160852, 2163311), позволяющий в 2,5-4 раза уменьшить затраты энергии на извлечение нефти;

  4. более 10 новых видов электроприводов на основе биротативного электродвигателя для нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей промышленности (патенты РФ 33 2130226, 2179634, 2179635,

2179636, 2193694, 2193695, 2193696, свид. на пол. мод. №№ 11417, 11418, 14327,18421, 19089,19090, 30877);

5) результаты экспериментальных натурных исследований разработанных способов управления технологическими режимами работы малодебитных скважин, основанные на предложенной системе локального управления режимами работы технологического оборудования, показывающие эффективность регулирования режимов работы нефтедобывающего оборудования в соответствии с индивидуальными параметрами продуктивных скважин.

Реализация результатов работы:

  1. Проведено опытно-промышленное внедрение в АО «Тюменская нефтяная компания» и АО «Гермеснефтехим и К0» регулируемых приводов биротативного типа для балансирных станков-качалок, что подтверждается актами внедрения.

  2. Приняты к внедрению ОАО «Юганскнефтегаз» приводы ШСН маятникового типа с биротативными электроприводами, что подтверждается справкой.

  3. Результаты исследований электроприводов биротативного типа используются в учебных курсах «Управление роботами и РТС», «Моделирование и исследование роботов и РТС» и «Автоматизация производственных процессов» в Уфимском государственном авиационном техническом университете, а также при подготовке инженеров по специальности 23.03 «Проектирование и сервис бытовых машин и приборов» в Уфимском государственном институте сервиса, что подтверждается актами внедрения.

Апробация работы.

Результаты работы докладывались на международных и республиканских научно-технических конгрессах, конференциях, семинарах, в том числе:

-Первой и второй Республиканской научно-практической конференции "Ресурсо- и энергосбережение в Республике Башкортостан: проблемы и задачи" (г. Уфа, 1997, 1998 г.г.);

-YI Международном конгрессе нефтепромышленников "Энергосбережение и экология в нефтегазовом комплексе" (г. Уфа, 1998 г);

-Третьей научно-практической конференции "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО" (г. Ханты-Мансийск, 1999 г.);

- VIII международной конференции нефтепромышленников (г. Уфа,

2000 г.)

- Третьей международной (XIV Всероссийской) конференции по
автоматизированному электроприводу АЭП-2001 (г. Нижний Новгород,

2001 г.);

Третьей международной научно-практической конференции «Наука-техника-технология на рубеже третьего тысячелетия» (г. Находка, 2002 г.);

Четвертой научно-практической конференции «Проблемы нефтедобычи в осложненных условиях» (г. Нефтеюганск, 2003 г.).

Публикации. Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 62 научных трудах, в том числе в 2 монографиях, 37 статьях, 5 тезисах докладов в трудах конференций, 18 патентах.

Структура работы;

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения, изложенных на 377 страницах, в том числе 295 страниц основного текста, содержит 14 таблиц, 146 рисунков; список использованной научно-технической литературы из 200 наименований на 17 страницах; 8 приложений.

Подобные работы
Богомолова Елена Владимировна
Управление эксплуатационными характеристиками механических прецизионных приводов на основе анализа их динамических свойств
Веселов Олег Вениаминович
Повышение эффективности технической подготовки автоматизированного производства на основе диагностики электромеханических приводов станков
Богатый Василий Васильевич
Повышение качества систем автоматического управления приводами гидрофицированного технологического оборудования на основе совершенствования электромагнитных управляющих элементов
Шведов Николай Георгиевич
Автоматизация и управление процессом многолезвийной механической обработки на основе динамического моделирования технологической системы
Касьянов Юрий Васильевич
Автоматизация и управление технологическим процессом ректификации КССЖ в производстве спирта
Белоусов Александр Владимирович
Автоматизация и управление вентиляционными процессами на базе электростатической фильтрации газовоздушных сред
Сизова Ирина Александровна
Автоматизация и управление обеспечением экологических показателей качества на примере электрохимического маркирования
Иванов Александр Васильевич
Автоматизация и управление реструктуризацией информационного обеспечения для полиграфического производства
Мельцер Анастасия Борисовна
Автоматизация и управление обеспечением экологических показателей качества на примере электроэрозионного прошивания отверстий
Тимофеев Дмитрий Юрьевич
Автоматизация и управление процессом стружкодробления на основе предварительного термического воздействия на обрабатываемый материал

© Научная электронная библиотека «Веда», 2003-2013.
info@lib.ua-ru.net