Local_max_z — найвище положення ТПШ, досягнуте за рахунок накопиченної енергії маховика (фіксується автоматично). Шляхом підбору встановлені значення параметрів, що забезпечують роботу ШСНУ для різних швидкостей електроприводу. Шляхом підбору параметрів T_counter і T_counter_increment побудовані графіки руху ТПШ для Delta_t = 5, 7, 10 з (рис. 19-21).
Рис. 19. Траєкторія руху ТПШ при Delta_t = 5с.
Рис. 20. Траєктория руху ТПШ при Delta_t = 7с.
Рис. 21. Траєктория уху ТПШ при Delta_t = 10c. На підставі набутих значень параметрів T_counter і T_counter_increment складемо графіки їх залежності від Delta_t (рис. 22). Таким чином, при використанні залежності, приведеної на рис.22, з'являється можливість регулювати період коливань ШСНУ в широких межах, що дозволяє створити автоматичну систему управління продуктивністю насоса.
Рис. 22. Закон зміни Delta_t = 10 с. Покладемо, що продуктивність насоса Q прямо пропорційна частоті гойдань приводу f :
де Tс — константа для кожного окремо узятого верстата-гойдалки і насосного устаткування. Змінюючи tп (час підйому електроприводом штанг і насоса з рідиною), можна проводити регулювання f в межах 1/Tc 0 Гц. На рис.23 представлена схема системи автоматичного управління (САУ) приводу ШСНУ маятникового типу.
Рис.23. САУ технологічними режимами ШСНУ: Hд0 — заданий (розрахунковий) динамічний рівень рідини в свердловині, ε — помилка управління, U — дія регулятора (контроллера), що управляє, Q — продуктивність насоса, Hд — поточний динамічний рівень рідини в свердловині. Таким чином, використовуючи можливості моделювання в пакеті MATLAB Simulink, можна з достатньою для практичного застосування точністю провести підбір технологічних режимів роботи ШСНУ, забезпечивши тим самим зниження енерговитрат і підвищення ефективності нафтовидобутку. Схема розміщення глибинного насосу на різних стадіях експлуатації свердловини. Можливість автоматизованого управління режимом ШСН у відповідності з поточним значенням дебіта продуктивної свердловини дозволяє по-новому організувати процес нефтовидобутку. На малодебітній по нафті стадії експлуатації, що високообводнює, в свердловині істотно змінюється характеристика середовища — замість заповненого нафтою стовбура (характерного для високодебітної стадії експлуатації свердловини) значиму висоту нижньої частини свердловини займає вода, у верхній частині скупчується нафта. Характеристика внутрішньосвердловинної, що змінилася, середовище вимагає застосування інших технологічних прийомів нафтовидобування. Схема організації підйому нафти показана на рис.24. Для виключення води зі свердловинної рідини, що здобувається, прийом насоса повинен бути поміщений в шар нафти у верхній частині свердловини, причому рівень прийому насоса співпадає із статичним рівнем води в свердловині при відсутності нафти. Нехай в даний момент часу свердловина заповнена водою, а величина тиску пласта постійна — Pпл =const . Тоді статичний рівень води, залежний від величини тиску пласта, визначається виразом:
де ρ — щільність води (1,016 г см3 ); g — прискорення вільного падіння (9,8062 м с2 ). При накопиченні шару нафти у верхній частині свердловини, висота якого h н, необхідно визначити положення нижнього рівня шару нафти —межу розділу нафти і води:
де ρн — щільність нафти.
Рис. 24. Схема розміщення глибинного насоса на пізній стадії експлуатації скважи Позначимо динамічний рівень свердловинної рідини (верхню межу шару нафти) через x, а нижню межу шару нафти (межу розподілу нафти і води) — через у. Тоді hн =y-x, hв =H-y, а ρн /ρв = k, де H — глибина свердловини (рис. 25). Повна глибина свердловини буде визначатисяся виразом:
Звідси визначаємо функціональну залежність положення границі розділу нафти і води у від положення динамічного рівня x y= f(x):
Знаючи цю залежність (рис. 26), для цілей управління режимом насоса можна обмежитися вимірюванням тільки динамічного рівня, хоча створений для цієї мети прилад може вимірювати обидві межі нафтового шаруючи. На поча...