Browsing by Author "Malyar, Andriy"

Now showing 1 - 3 of 3

Effect of sucker-rod pumping unit walking beam oscillation frequency on asynchronous electric drive
(Publishing House of Lviv Polytechnic National University, 2016) Malyar, Andriy; Kaluzhnyi, Bohdan; Andreishyn, Andriy; Molnar, Kristian
The process of oil extraction requires continuous monitoring of oil wells operation. To improve the efficiency of oil wells, it is necessary to set the optimal mode of oil pumping unit operation in which the rate of liquid pumping corresponds to that of its inflow. Many oil wells are strippers and therefore are operated intermittently. Application of automated control systems requires not only reliable data on the oilextraction equipment status, but also determination of restrictions which arise from the conditions of error-free performance of the electric drive system. This can only be done on the basis of mathematical modelling. The method and algorithm developed to compute operating modes of sucker-rod pumping units (SRPU) allow the walking beam oscillation frequency to be determined depending on the oil formation flow rate, as well as the restrictions regarding the range of its regulation defined by torque and heat overload of the motor. The computation algorithm is underlain by the fine mathematical models of the asynchronous motor (AM) and sucker rod pump, and the method of computation of periodic dependencies of the unit operating mode coordinates by solving a boundary-value problem. Процес нафтовидобутку нафти потребує постійного моніторингу роботи обладнання свердловин. Для підвищення ефективності роботи нафтових свердловин необхідно встановити оптимальний режим роботи нафтовидобувної установки, за якого відбір рідини відповідає її притоку. Значна кількість свердловин мають невеликий дебіт, а тому працюють у режимі періодичної експлуатації. Для застосування автоматизованих систем керування необхідно мати достовірну інформацію не тільки про стан нафтовидобувного обладнання, але й визначати обмеження, які витікають з умов надійної роботи системи електроприводу. Це можливо здійснити лише на основі математичного моделювання. Розроблений метод і алгоритм розрахунку режимів роботи штангових глибиннопомпомпових нафтовидобувних установок дає змогу визначати частоту гойдань балансира залежно від зміни дебіту пласта, а також обмеження щодо меж її регулювання, які визначаються перевантаженням двигуна за моментом та нагріванням. В основу алгоритму розрахунку покладено математичні моделі асинхронного двигуна і верстата-гойдалки високого рівня адекватності і метод розрахунку періодичних залежностей координат режиму роботи установки на основі розв’язування крайової задачі.
Method of Selecting the Speed of Jack Pump Driving Motor Based on Reservoir Flow Rate
(Lviv Politechnic Publishing House, 2018-02-26) Маляр, Андрій; Калужний, Богдан; Квіт, Роман; Malyar, Andriy; Kaluzhnyi, Bohdan; Kvit, Roman; Національний університет “Львівська політехніка”; Lviv Polytechnic National University
На продуктивність нафтової штангової глибинопомпової установки впливає багато чинників, зокрема й режим роботи системи електроприводу верстата-гойдалки. Налаштування системи електроприводу вливають на енергетичні показники системи, тривалість міжремонтного періоду та кількість видобутої нафти. Отже, раціональна експлуатація нафтовидобувних установок є важливим фактором, який впливає на вартість видобутої рідини. У статті запропоновано методику вибору швидкості привідного двигуна електроприводу верстата-гойдалки, яка дає змогу збалансувати продуктивність глибинної помпи та дебіт пласта. Як похибку системи електроприводу вибрано різницю між подачею помпи та продуктивністю пласта. Методика заснована на критерії мінімуму середньоквадратичної похибки і враховує періодично змінний характер моменту навантаження та моменту інерції електроприводу. На її основі можна синтезувати систему керування електроприводом верстата-гойдалки, яка адаптуватиме роботу глибиннопомпової установки до різних значень допливу рідини у свердловину.
Study of the Hamming network efficiency for the sucker-rod oil pumping unit status identification
(Lviv Politechnic Publishing House, 2017-02-19) Маляр, Андрій; Андреїшин, Андрій; Калужний, Богдан; Головач, Ігор; Malyar, Andriy; Andreishyn, Andriy; Kaluzhnyi, Bohdan; Holovach, Ihor; Lviv Polytechnic National University
Процес нафтовидобутку нафти потребує проведення постійного моніторингу роботи обладнання свердловин. Одним з найдієвіших методів оперативного контролю роботи штангових глибинних насосів є отримання інформації від давача зусилля в полірованому штоці або давача струму привідного двигуна верстата-гойдалки. У багатьох випадках завчасне розпізнавання неполадок і здійснення профілактичного ремонту дають змогу уникати великих матеріальних витрат. У зв’язку з цим актуальними є дослідження, пов’язані з розробленням систем діагно- стики та створення на їхній основі автоматизованих систем керування ШГПУ. Розглянуто підхід до вирішення завдання прогнозування технічного стану штангових глибинних насосів з використанням нейромережевих технологій. Як нейронну мережу використано модифіковану мережу Хопфілда – мережу Хемінга. Для неї створено алгоритм ідентифікації стану ШГПУ, завдяки якому результатом розпізнавання є не сам зразок, а тільки його номер. У результаті прискорюється робота мережі і витрачаються менші обчислювальні ресурси та пам’ять. Для тестування працездатності запропонованого алгоритму розпізнавання створено лабораторний стенд, який імітує роботу системи діагностики стану ШГПУ. Отримані експериментальні результати показали, що система ідентифікації на основі мережі Хемінга може в реальному часі та з мінімальними похибками розпізнавати поточний стан глибиннопомпового обладнання.