Управление электроприводами скважинных насосных установок

 
 
 
М. И. ХАКИМЬЯНОВ 
 
 
 
 
 
 
 
 
УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОПРИВОДАМИ  
СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК 
 
Монография 
 
2-е издание 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Москва    Вологда 
«Инфра-Инженерия» 
2021 

УДК 622.323 
ББК 33.361 
Х16 
 
 
 
 
 
 
 
Р е ц е н з е н т :  
заведующий кафедрой электромеханики и электромеханических систем  
ФГАОУ ВО «Южно-Уральский государственный университет»  
д-р техн. наук, проф. Воронин С. Г. 
 
 
 
 
 
 
 
Хакимьянов, М. И.  
Х16  
 Управление электроприводами скважинных насосных установок :  
монография / М. И. Хакимьянов. – 2-е изд. – Москва ; Вологда : ИнфраИнженерия, 2021. – 140 с. 
ISBN 978-5-9729-0673-4 
 
Рассмотрены системы управления электроприводами скважинных насосов для добычи нефти. Исследованы типы насосов, их устройство и принцип 
действия, применяемые электроприводы. Особое внимание уделено автоматизации работы скважинных насосов на основе методов динамометрирования и 
ваттметрирования. Освещены вопросы автоматизации электроцентробежных 
насосных установок. Дан обзор систем погружной телеметрии. Рассмотрено использование вентильных двигателей для привода электроцентробежных насосов. 
Для специалистов нефтегазовой отрасли, заинтересованных в повышении 
энергоэффективности технологических процессов и снижении себестоимости добычи. 
  
УДК 622.323 
ББК 33.361 
 
 
 
ISBN 978-5-9729-0673-4 
© Хакимьянов М. И., 2021 
 
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2021 
 
© Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2021 

СОДЕРЖАНИЕ 
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ  
............................. 4 
ВВЕДЕНИЕ 
............................................................................................... 5 
1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ
ДОБЫЧИ НЕФТИ .................................................................................. 6 
1.1. Добыча нефти странами СНГ ........................................................... 6 
1.2. Типы электроприводов, используемых при механизированной  
добыче нефти ............................................................................................. 8 
1.3. Структура потребления электроэнергии нефтепромыслами 
......... 12 
2. СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ШТАНГОВЫМИ
ГЛУБИННЫМИ НАСОСАМИ 
............................................................ 15 
2.1. Оборудование скважин при эксплуатации ШГН. 
Типы приводов ШГН ................................................................................ 15 
2.2. Динамометрирование ШГН .............................................................. 27 
2.3. Датчики систем динамометрирования ШГН  ................................. 47 
2.4. Ваттметрирование ШГН 
.................................................................... 65 
2.5. Контроллеры и станции управления ШГН 
...................................... 75 
3. СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ ............................... 89 
3.1. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН 
............................ 89 
3.2. Системы погружной телеметрии 
...................................................... 102 
3.3. Вентильный привод  ЭЦН 
................................................................. 108 
3.4. Станции управления установками ЭЦН .......................................... 113 
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ....................................................................................... 126 
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ  ........................ 128 
3 

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ 
 
АД - асинхронный двигатель; 
ВД - вентильный двигатель; 
ВН - винтовой насос; 
ДПР - датчик положения ротора; 
КПД - коэффициент полезного действия; 
НГДП - нефтегазодобывающая промышленность; 
НГДУ - нефтегазодобывающее управление; 
НКТ - насосно-компрессорные трубы; 
ППД - поддержание пластового давления; 
ПЧ - преобразователь частоты; 
 
ПЭД - погружной электродвигатель; 
СК - станок-качалка; 
СНГ - содружество независимых государств; 
СУ - станция управления 
УЭЦН - установка электроцентробежного насоса; 
ЧРП - частотно-регулируемый электропривод; 
ЦП - цепной привод; 
ШГН - штанговый глубинный насос; 
ЭВМ - электронно-вычислительная машина; 
ЭД - электродвигатель; 
ЭЦН - электроцентробежный насос. 
4 
 

ВВЕДЕНИЕ 
 
В настоящее время нефтедобывающая промышленность является ключевой отраслью в экономике России и других стран бывшего СССР, таких как Казахстан, Азербайджан и других. В этих условиях особую актуальность получают вопросы снижения себестоимости углеводородного сырья, а также энергоэффективности технологических процессов добычи, сбора и подготовки. 
Главными потребителями электроэнергии на нефтедобывающих предприятиях являются электроприводы скважинных насосов. Это объясняется их 
многочисленностью, невысокой эффективностью ввиду физического износа и 
истощенности пластов. Кроме того, нефтедобывающим предприятиям в настоящее время все больше приходится вести добычу трудноизвлекаемых запасов.  
В этих условиях необходимо осуществлять оптимизацию режимов работы электроприводов скважинных насосов с помощью современных систем 
управления. 
В работе рассматривается оборудование скважин при эксплуатации штанговыми глубинными и электроцентробежными насосами. Описываются устройство и принцип действия погружных штанговых и центробежных насосов, глубинное и поверхностное оборудование, применяемые электроприводы, а также 
станции управления. 
Для глубиннонасосного способа эксплуатации применяются такие методы контроля, как динамометрирование и ваттметрирование. Рассмотрены конструкции и схемотехнические решения датчиков систем динамометрирования, 
проанализированы их достоинства и недостатки, а также выделены перспективные направления в данной области. Также в работе рассмотрены методы обработки и анализа динамограмм и ваттметрограмм. 
Для электроцентробежных насосов рассматриваются функции и характеристики систем погружной телеметрии и использование вентильного электропривода. 
5 
 

1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ  
ДОБЫЧИ НЕФТИ 
 
1.1. Добыча нефти странами СНГ 
 
Экономика большинства стран бывшего СССР базируется на добыче и 
экспорте топливных природных ресурсов, главным образом - нефти и газа. Такие предприятия, как «Газпром», «Роснефть» и «Транснефть» в РФ являются 
государствообразующими. Аналогичная ситуация наблюдается и в других государствах СНГ.  
На территории бывшего СССР основным государствами, занимающимися 
добычей нефти являются РФ и прикаспийские страны  - Азербайджан, Казахстан и Туркменистан. В небольших объемах нефть также добывается в Белоруссии и Украине. В таблице 1.1 и  на диаграмме рисунка 1.1 показано распределение объемов добычи нефти между странами СНГ [1]. 
Т а б л и ц а  1.1  
Объемы годовой добычи нефти странами СНГ, млн. тонн в год 
 
Страна 
Годовая добычи нефти, 
млн. тонн в год 
Азербайджан 
50,25 
Беларусь 
1,56 
Казахстан 
81,21 
Кыргызстан 
0,07 
Молдова 
0,02 
Россия 
504,08 
Таджикистан 
0,02 
Туркменистан 
9,42 
Узбекистан 
4,60 
Украина 
3,80 
Всего по СНГ 
581,94 
6 
 

 
Рис. 1.1. Объемы годовой добычи нефти странами СНГ, млн. тонн в год 
 
По данным Международного энергетического агентства в настоящее время 
Россия является крупнейшим мировым нефтедобытчиком - так добыча нефти в 
2008 г. составила 505 млн. т или 9,2 мирового рынка [2]. Лидерами по добыче 
нефти в нашей стране являются месторождения Западной Сибири: Самотлор и 
Приобское (добыча в 2006 г. составила соответственно 30,7 и 27,6 млн. т). 
Себестоимость добываемой нефти зависит от таких факторов, как глубина залегания нефти, климатические условия, удаленность месторождения от 
транспортных путей и от основных потребителей, качество и современность 
оборудования. Значительную часть (до 30…35) в себестоимости добываемых 
нефти и газа составляют затраты на электроэнергию, потребляемую, главным 
образом, электроприводами технологических комплексов (скважинных насосов, насосов кустовых и дожимных насосных станций). Наиболее энергоемкие 
сферы отрасли - механизированная добыча, системы поддержания пластового 
давления, подготовка и перекачка нефти - обладают значительным потенциалом для снижения энергозатрат [3]. 
7 
 

Следует отметить, что жесткие экономические условия и высокие требования природоохранных организаций требуют от нефтедобывающих предприятий оптимизации потребления энергетических ресурсов при добыче и транспортировке углеводородного сырья.  
В последние годы на объектах нефтегазовой отрасли все шире  применяются ЧРП. Разработаны регулируемые электроприводы для погружных электродвигателей нефтедобывающих скважин, для станков качалок, для вентиляторных установок охлаждения газа, для приводов основных механизмов буровых установок [4]. Основными сдерживающими факторами внедрения ЧРП являются: высокая стоимость высоковольтных ПЧ, относительно невысокая 
надежность, проблемы обеспечения электромагнитной совместимости с питающей электрической сетью [5].  
 
1.2. Типы электроприводов, используемых при механизированной 
добыче нефти 
 
При механизированной добыче нефти используются скважинные насосы 
трех основных типов: ШГН, ЭЦН и ВН. Применяются также насосы других типов: диафрагменные, инжекторные, вибрационные, гидропоршневые, но они 
распространены значительно реже и их доля в общем энергопотреблении ничтожно мала [6].  
Структура фонда нефтяных добывающих скважин РФ (на 2009 год) приводится на рисунке 1.2. Как видно из рисунка 1.2, большая часть фонда скважин РФ оснащена ЭЦН (54), немногим менее половины всех скважин (41) 
эксплуатируются при помощи ШГН. Другие технологии добычи используются 
значительно реже - доля фонтанирующих скважин составляет 3, и 2 приходится на все остальные способы добычи [7]. При этом, как видно из рисунка 
1.3, с помощью ЭЦН на российских месторождениях извлекается около 75 
нефти, тогда как на долю ШГН приходится лишь 19,5, фонтанным способом 
8 
 

добывается порядка 4,5, а газлифтным - менее 1 [8]. Приведенные цифры 
отражают структуру фонда скважин целиком по всей стране и изменяются в зависимости от региона. Так в ОАО «Татнефть» доля скважин, оснащенных 
ШГН, еще выше - 83,5 (16560 скважин), ЭЦН - 16,3 (3232 скважины), фонтанным способом эксплуатируются 30 скважин, что составляет 0,2 фонда 
скважин ОАО «Татнефть» [8]. Структура фонда скважин ОАО «Татнефть» приведена на рисунке 1.4. 
Для электроприводов установок ШГН используются, главным образом, 
АД напряжением 0,4 кВ мощностью от 22 до 37 кВт с номинальной скоростью 
вращения 975…980 об/мин. Широко используются ЭД серий 4А и 5А. Коэффициент полезного действия таких ЭД составляет от 88 до 97,5 . Общее количество скважин, эксплуатируемых установками ШГН в ОАО «Татнефть» составляет свыше 16 тысяч, а в целом по РФ - свыше 53 тысяч.  
Следует отметить, что установки ШГН с цепными приводами обладают 
значительно более высокими энергетическими характеристиками, чем традиционные станки-качалки с двуплечим балансиром. Цепные приводы обеспечивают длину хода штока до 11 м, низкую частоту качаний (до 2 качаний в минуту), 
перемещение штока происходит с постоянной линейной скоростью, что снижает нагрузки на колонну штанг и улучшает заполнение насоса жидкостью [9]. С 
цепными приводами используются АД мощностью, обычно, от 3 до 55 кВт.  
9 

 
 
Рис. 1.2. Структура фонда нефтедобывающих скважин РФ 
 по типам скважинных насосов (по количеству скважин) 
 
 
 
Рис.1.3. Структура добычи нефти по типам насосов  
(по количеству добываемой нефти) 
10