Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Блок интеллектуализации нижнего уровня скважин – инструмент диагностики и управления добычей нефти в осложненных условиях

Реализация концепции «интеллектуального месторождения» требует междисциплинарного подхода и нередко изменения бизнес-процессов в соответствии с логикой интеллектуализации. При этом внедрение концепции целесообразно только на месторождениях с большим числом скважин с достаточным потенциалом добычи. К другим ограничениям концепции следует отнести получение информации «порционно» и зачастую не в режиме онлайн, большие допущения при анализе информации, а также запаздывание управленческих сигналов, что может приводить к авариям.

Внедрение системы «интеллектуальная скважина» в концепцию «интеллектуального месторождения» позволит получать основной массив данных в режиме онлайн, сократить время отклика при изменении ситуации, а также автоматизировать процесс принятия решений на основе динамических данных о режимах работы оборудования, выводе скважины на режим и т.д. Также система обеспечивает получение оперативной и достоверной информации о дебите каждой скважины, энергозатратах и состоянии скважинной насосной установки.

Применение системы «интеллектуальная скважина» позволяет комплексу «интеллектуальное месторождение» работать эффективно даже при внедрении на небольших месторождениях (10-20 скважин). На сегодняшний день концепция «интеллектуальной скважины» реализована в специальном устройстве – блоке интеллектуализации нижнего уровня скважин (БИНУС), который применяется для диагностики и управления добычей нефти в осложненных условиях.

10.01.2018 Инженерная практика №11/2017
Сабиров Альберт Азгарович Руководитель лаборатории скважинных насосных установок РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Ивановский Владимир Николаевич Председатель редколлегии журнала «Инженерная практика», Заведующий кафедрой машин и оборудования РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, д.т.н.,
Герасимов Игорь Николаевич Ведущий инженер РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Анализ научно-технической информации показывает, что международные нефтяные компании повышают операционную эффективность, в первую очередь, благодаря внедрению систем контроля и управления потерями, оптимизации инвестиционных вложений, операционных затрат и повышению коэффициента извлечения нефти (КИН).

Все это достигается путем внедрения современных методик и инструментария интегрированного моделирования производственной цепочки и интегрированного планирования производственной деятельности. Применение современных методов управления производственными процессами остается одним из приоритетных направлений развития нефтяных компаний. Опыт мировых нефтедобывающих холдингов в части применения инновационных подходов в управлении операционной деятельностью лежит в основе использования современных интеллектуальных технологий как непосредственно в процессе добычи, так и в обеспечивающих процессах моделирования, оптимизации, прогнозирования и планирования производства в режиме реального времени.

НЕДОСТАТКИ КОНЦЕПЦИИ «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ»

Главная особенность существующих автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) заключается в получении информации «порционно», зачастую не в режиме онлайн. При этом анализ большого объема информации, как правило, проводится с большими допущениями и запаздыванием. Управленческие сигналы (с большим влиянием человеческого фактора) часто поступают не вовремя и уже не позволяют предотвратить возникновение и развитие нештатной ситуации.

Помимо этого, реализация концепции «интеллектуального месторождения» требует междисциплинарного подхода, подразумевающего работу по таким направлениям, как механизированная добыча, геология, наземная инфраструктура, АСУ ТП, PLC, SCADA и т.д.). К числу необходимых условий эффективного внедрения концепции относится в том числе изменение бизнес-процессов под логику интеллектуализации.

Также важно понимать, что, несмотря на все, казалось бы, очевидные выгоды, применение принятых сегодня принципов «интеллектуального месторождения» оправдано далеко не всегда. Так, если на месторождениях с большим числом скважин, обладающих достаточным добычным потенциалом, использование новых подходов будет целесообразно, то для некоторых активов, где не требуется высокая степень интеллектуализации, будет достаточно частичной реализации концепции на первых уровнях. Поэтому перед внедрением проекта необходимо оценить ожидаемый эффект в контексте требуемых затрат, а также руководствоваться принципом «от простого – к сложному» и реализовывать концепцию «интеллектуального месторождения» поэтапно.

СИСТЕМА «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ СКВАЖИНА»

Система «интеллектуальная скважина» – это скважина, оснащенная блоком интеллектуализации нижнего уровня скважин (БИНУС), позволяющим диагностировать работу системы «пласт – скважина – насосное оборудование» и управлять добычей нефти исходя из заданного режима эксплуатации. Внедрение системы «интеллектуальная скважина» в концепцию «интеллектуального месторождения» обеспечит получение основного массива данных в режиме онлайн, сокращение времени отклика на изменение ситуации, автоматизацию принятия решений на основе динамических изменяемых данных режимов работы оборудования, вывода скважины на режим, изменения распределения функций между скважинами и т.д.

При этом основную нагрузку по принятию решений и изменению режимов работы несет нижний уровень. Массив информации, поступающий с нижнего уровня, существенно увеличивается, в то время как поток команд и решений с верхнего уровня, наоборот, уменьшается. Верхний уровень существенно разгружается от работы по оперативному управлению малыми объектами и переключается на тактическую и стратегическую работу в масштабах месторождения и нефтяной компании.

Применение системы «интеллектуальная скважина» позволяет эффективно работать комплексу «интеллектуальное месторождение» даже при внедрении на малых активах, так как удельные затраты на внедрение интеллектуальной системы нижнего уровня практически не зависят от размера нефтедобывающего актива.

Главная особенность предлагаемой концепции – это получение информации от объектов в режиме онлайн. При этом анализ информации проводится с минимальными допущениями и без запаздывания. Управленческие сигналы не запаздывают и позволяют предотвратить возникновение и развитие нештатных ситуаций. Влияние человеческого фактора в данном случае сведено к минимуму.

По оценкам специалистов нефтяных компаний, внедрение станций управления с интеллектуальной системой позволяет оптимизировать работу «проблемных» скважин: эксплуатирующихся в периодическом режиме и характеризующихся нестабильным притоком, тяжелым выводом на режим, высоким газосодержанием, а также скважин с неопределенным потенциалом после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ). Иными словами, эта инновационная технология направлена на повышение эффективности эксплуатации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: с низкопроницаемыми коллекторами, высокой неоднородностью строения объектов, высоким газовым фактором, высоким давлением насыщения и др.

ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА УПРАВЛЕНИЯ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ

В стандартном случае процесс управления насосными установками выглядит следующим образом. Сначала осуществляется сбор данных от объекта управления (скважина, куст или месторождение) – от скважины (дебит, давление и температура) и станций управления (токовые характеристики, cosφ). Далее проводится анализ полученной информации, после чего она передается на верхний уровень. На верхнем уровне производится моделирование событий в скважине и принимаются решения о том, как должна работать данная скважина и как оптимизировать систему «пласт – скважина – насосная установка». При этом принятие решения занимает достаточно много времени, а поток информации, передаваемый на скважину, очень большой. Время отклика (время от передачи данных с нижнего уровня до получения команды по изменению рабочих параметров скважинной насосной установки) может составлять от нескольких часов до нескольких суток.

Мы предлагаем перенести этот процесс управления насосными установками на нижний уровень. С помощью БИНУС мы собираем данные от скважины, куста скважин или месторождения и на их основе мгновенно рассчитываем дебит скважины и ее потенциал (рис. 1). Далее мы принимаем решение о способе вывода скважины на режим (если эта скважина находится в режиме ВНР). То есть все решения принимаются на нижнем уровне.

Рис. 1. Концепция «Интеллектуальное месторождение»
Рис. 1. Концепция «Интеллектуальное месторождение»

Затем эта информация передается в диспетчерскую, где проводится анализ корректности принятых на нижнем уровне решений. На следующем этапе информация передается на верхний уровень, где анализируется решение, принятое с использованием БИНУС. Время отклика на принятие решения – минимальное, а анализ принятых на верхнем уровне решений будет корректным с высокой точностью достоверности.

ФУНКЦИОНАЛЬНОСТЬ БИНУС

Применение БИНУС позволяет решить широкий круг задач по интеллектуализации скважины. В первую очередь, это получение достоверной и оперативной информации от скважины: значения дебита в режиме онлайн, объем энергозатрат, состояние и режим работы скважинного оборудования (рис. 2). БИНУС обеспечивает как обработку указанных данных, так и анализ и хранение скважинной информации.

Рис. 2. Принцип определения дебита скважины по косвенным показателям
Рис. 2. Принцип определения дебита скважины по косвенным показателям

Наряду с этим БИНУС обеспечивает контроль эксплуатации системы «пласт – скважина – насосное оборудование», а также контроль работы центробежного насоса: в левой или в правой зоне расходно-напорной характеристики (РНХ).

Локальные задачи, которые должны решаться на нижнем уровне, – это контроль работы пласта, скважины, скважинной насосной установки. Здесь же выполняется подсчет количества добываемой из скважины продукции, определяется вероятность солеотложения, регулируется дозировка ингибитора солеотложения и т.д.

БИНУС может применяться для управления как центробежными, так винтовыми и штанговыми насосными установками.

Независимо от способа эксплуатации важно обеспечить оперативное принятие решения для управления работой именно системы «пласт – скважина – насосное оборудование». В этом случае можно проводить мониторинг работы выбранных объектов: скважины, куста скважин или месторождения.

Главным результатом внедрения концепции «интеллектуальной скважины» будет увеличение добычи нефти, снижение энергопотребления, сокращение потерь нефти вследствие простоя скважины, повышение наработки на отказ и сокращение количества операций по текущему ремонту скважин (ТРС).

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПО КОСВЕННЫМ ПАРАМЕТРАМ

В 2017 году методика определения дебита нефтяных скважин по косвенным параметрам с использованием БИНУС прошла сертификацию в ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологических систем» (ВНИИМС).

Данная методика позволяет решить ряд актуальных задач по определению дебита скважин. В том числе скважин, эксплуатирующихся в циклическом режиме; скважин с вязкостью продукции более 0,1 Па/с; скважин с высоким устьевым давлением (больше 4,0 МПа); скважин, продукция которых поступает в один сборный коллектор; скважин, ведущих одновременно-раздельную эксплуатацию двух и более пластов и т.д.

Рис. 3. Построение индикаторной диаграммы притока и определение потенциала скважины
Рис. 3. Построение индикаторной диаграммы притока и определение потенциала скважины

Все эти функции реализованы в блоке интеллектуализации нижнего уровня скважин. Дополнительно в БИНУС реализованы алгоритмы построения индикаторной кривой притока жидкости и определения потенциала скважины (рис. 3). Зная потенциал скважины, можно оптимизировать работу системы «пласт – скважина – насосная установка». Критерием оптимизации может быть максимальный дебит без срыва подачи насоса.

Следующий алгоритм, который также реализован в БИНУС, – это исследование закономерности деградации подачи УЭЦН (рис. 4). Известно, что работа скважинной установки строится в два этапа: стабильная работа ЭЦН до наступления параметрического отказа и работа при монотонно и быстро снижающихся рабочих показателях. После параметрического отказа подача продолжает снижаться, на приеме насоса растет давление, изменяются КПД и загрузка ПЭД. Алгоритм позволяет оценить момент наступления параметрического отказа и передать информацию на верхний уровень. На верхнем уровне принимается альтернативное решение: или увеличить частоту вращения вала насоса для восстановления проектного дебита скважины, или остановить скважину с целью предотвращения физического отказа оборудования или аварии.

Рис. 4. Схема работы УЭЦН при деградации ее характеристики
Рис. 4. Схема работы УЭЦН при деградации ее характеристики

Мониторинг системы «пласт – скважина – насосное оборудование» обеспечивает контроль рабочих показателей насосной установки. Если насос работает в левой части РНХ, можно увеличить частоту вращения вала насоса для смещения в правую зону. Или наоборот – в зависимости от поставленной задачи. Следовательно, за счет изменения частоты вращения вала центробежного насоса можно обеспечить изменение условий работы насосного оборудования и оптимизировать работу всей системы «пласт – насосное оборудование – скважина».

Критерием оптимизации может быть максимальная суточная производительность скважины, максимальная наработка на отказ, минимальное удельное потребление электроэнергии и т.д. Эти критерии могут задаваться для работы системы БИНУС.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Альберт Азгарович, насколько я понимаю, методика измерения дебита скважины проходила сертификацию на воде. Поэтому у меня вопрос: какое влияние на точность расчетов оказывает состав жидкости?
Альберт Сабиров: На сегодняшний день методика успешно используется для измерения дебита 12 скважин. Но есть и другие методики. Например, методика определения дебита по РНХ ЭЦН. Ее мы использовали четыре года назад, и погрешность находилась в пределах 10%.
На сегодняшний день мы используем еще одну методику, основанную на энергетической характеристике ЭЦН. Применение двух методик позволило улучшить результаты расчета дебита и уменьшить погрешность измерения до 4%.
Вопрос: Данная методика требует предварительной калибровки? Если да, то как часто ее следует проводить, если мы установим эту систему в скважину?
А.С.: Нет, методика не нуждается в калибровке. Для оперативного получения расчетного дебита при запуске скважины можно ввести значение дебита, замеренного при помощи АГЗУ. А в качестве эталонного можно использовать значение дебита, замеренного с помощью систем коммерческого учета.
Вопрос: Не могли бы Вы вкратце перечислить исходные данные, которые заносятся в память контроллера?
А.С.: В первую очередь, это характеристики центробежного насоса – паспортные данные, которые предоставляет завод-изготовитель оборудования. Это самый большой массив данных, которые необходимо внести в память устройства. Все остальное – это параметры, которые используются при подборе оборудования с помощью программных комплексов (SubPUMP, RosPump, «Автотехнолог»).
Вопрос: Скажите, пожалуйста, можно ли с помощью Вашей методики измерять количество попутно добываемого газа?
А.С.: Да. Но система рассчитывает только количество газа на приеме насоса.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Итоги работы с механизированным фондом скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2012-2016 годы
Интеллектуальное месторождение ПАО «ЛУКОЙЛ»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №12/2017

Инженерная практика

Выпуск №12/2017

Промысловые трубопроводы. Разработка месторождений. Механизированная добыча нефти
Волоконно-оптический мониторинг трубопроводовМеталлические сборно-разборные трубопроводыРотационная сварка трубопроводов трениемЗащитные покрытия, защита трубопроводов от коррозии и биокоррозииРемонт и противоаварийная защита трубопроводовМоделирование и маркерная диагностика притока в горизонтальные скважины с МГРПВнедрение плунжерных глубинных насосов с канатными штангами
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы — 2018
7-я Производственно-техническая конференция

Промысловые трубопроводы ‘2018. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

13-14 февраля 2018 г., г. Пермь
Работа Конференции направлена на обмен опытом и анализ эффективности применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения, обсуждение опыта и технологий применения трубной продукции из различных сплавов и альтернативных материалов, проведение мониторинга и методов диагностики трубопроводов, в том числе: инфразвуковая система мониторинга, внутритрубная диагностика, методы определение утечек и несанкционированных врезок в нефтепроводы с применением беспилотных летательных аппаратов, а так же другим актуальным вопросам эксплуатации системы трубопроводного транспорта.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.