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

Системы мониторинга и управления для механизированной добычи нефти

Уже более 13 лет ООО «ИРЗ ТЭК» развивает линейку оборудования для механизированной добычи нефти. Одним из основных продуктов являются системы погружной телеметрии (ТМС). К настоящему моменту в эксплуатации находятся уже более 35 тысяч комплектов. Развитие ТМС идет в нескольких направлениях. В частности, это улучшение метрологических характеристик. В 2013 году ТМС успешно прошла сертификацию в качестве средства измерения и была внесена в госреестр. ТМС этого типа могут использоваться в системах внутрискважинной перекачки жидкости, в скважинах с компоновками для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и для решения ряда других задач.

В 2014-2015 годах успешно прошла промысловые испытания СУ ЧРП для УШГН с интеллектуальными алгоритмами управления.

12.09.2015 Инженерная практика №09/2015
Феофилактов Сергей Владимирович Главный конструктор ООО «ИРЗ ТЭК»

ОТКАЗОУСТОЙЧИВЫЕ ТМС ДЛЯ «ЖЕСТКИХ» УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

В результате анализа параметров эксплуатации ТМС был сформирован перечень неблагоприятных факторов, влияющих на надежность телеметрических систем этого типа: глубина скважины более 3500 м по стволу; высокое напряжение ПЭД (Uлин более 4,0 кВ); применение мощных СУ ЧРП с рабочим током более 800 А без выходных фильтров; наличие дисбаланса фазных напряжений между ТМПН и ПЭД; а также снижение сопротивления изоляции системы ТМПН-кабель-ПЭД.

Рис. 1. ИРЗ ТМС-2
Рис. 1. ИРЗ ТМС-2

С учетом воздействия данных факторов в 2012 году мы запустили в серийное производство новую модификацию ИРЗ ТМС-2 (рис. 1). Это специальная отказоустойчивая модель системы, предназначенная для эксплуатации в «жестких» условиях. Например, ИРЗ-ТМС-2 располагает встроенной электронной защитой на случай высокого напряжения (линейное напряжение ПЭД до 4,0 или 6,0 кВ). При этом максимальное напряжение измерения сопротивления изоляции предусмотрено в диапазоне до 7500 В, а ТМС способна работать даже при снижении сопротивления изоляции до 2 кОм. Кроме того, ИРЗ ТМС-2 отличает высокая помехоустойчивость: передача данных возможна даже при помехе на нулевой точке до 1000 В. И, наконец, безотказная работа системы возможна на глубинах до 6000 м.

Рис. 2. Сертификат средства измерения
Рис. 2. Сертификат средства измерения

ПОВЫШЕНИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ТМС

В 2009 году по инициативе ООО «РН-Юганскнефтегаз» мы поставили перед собой задачу превращения ТМС «ИРЗ ТЭК» в рабочий инструмент геологов-разработчиков. С этой целью мы реализовали в ИРЗ ТМС измерение давления среды с разрешающей способностью 0,01 атм и погрешностью до 0,25%. И сегодня все ТМС, которые мы отгружаем нашим заказчикам, позволяют измерять давление с высоким разрешением 0,01 атм.

В свою очередь, точность (погрешность) измерений определяется требованиями заказчика: чем выше требуемая точность, тем стабильнее установки датчика давления, и тем качественнее мы его калибруем и испытываем. В 2013 году ИРЗ ТМС была внесена в государственный реестр средств измерений (рис. 2).

ГДИС С ПОМОЩЬЮ ВЫСОКОТОЧНЫХ ТМС

Какими методами пользуются гидродинамики для того, чтобы получить от применения ТМС дополнительный эффект? В первую очередь это регистрация «вынужденной КВД» при остановке скважины, например, например по причине перегруза, или отключения фидера.

Второй малозатратный метод гидродинамических исследований – исследование методом индикаторных диаграмм (ИД) (рис. 3). Исследования методом ИД предполагают измерение давления и расхода при нескольких стабильных режимах работы скважины, отличающихся дебитом (депрессией на пласт).

Рис. 3. Пример исследования методом индикаторных диаграмм на шести режимах стабильной работы
Рис. 3. Пример исследования методом индикаторных диаграмм на шести режимах стабильной работы

И, наконец, третий метод – гидропрослушивание. На рис. 4 показан пример исследования скважины в режиме гидропрослушивания. Красный график отображает расход нагнетательной скважины, синий – показывает реакцию добывающей скважины. Давление определялось по данным ТМС с чувствительностью 0,01 атм.

Рис. 4. Пример исследования скважины в режиме гидропрослушивания
Рис. 4. Пример исследования скважины в режиме гидропрослушивания
Рис. 5. Модификация системы погружной телеметрии с выносным датчиком
Рис. 5. Модификация системы погружной телеметрии с выносным датчиком
Таблица 1. Основные характеристики ТМС с безвертушечным расходомером
Таблица 1. Основные характеристики ТМС с безвертушечным расходомером

ТМС С ВНУТРИСКВАЖИННЫМ РАСХОДОМЕРОМ «НЕТУРБИННОГО» ТИПА

Два года назад мы приступили к изучению вопроса расходометрических измерений при помощи ТМС, и к настоящему времени успели получить значимые результаты. Специально для ТМС мы разработали безвертушечный расходомер, который устанавливается на выходе насоса. В состав системы входят погружной и наземный блоки, сам расходомер и устройство укладки кабеля (рис. 5). Основные характеристики ТМС приведены в табл. 1.

Данная модификация нашей ТМС может применяться для решения различных задач. Например, в составе пакерной компоновки для закачки жидкости в пласт с использованием электропогружных установок (рис. 6). В первом случае жидкость из нижнего пласта закачивается в верхний пласт. Вторая компоновка, наоборот, предполагает перекачку жидкости из верхнего пласта в нижний. Особенность второй компоновки состоит в том, что в ней используется система погружной телеметрии с проходным валом и передача момента от двигателя к насосу происходит через вал. Благодаря этому конструктивному решению нет необходимости нулевую точку от ПЭД прокладывать снаружи, а ТМС устанавливается в штатное место к ПЭД.

Рис 6. Компоновка с расходомером для нагнетательных скважин
Рис 6. Компоновка с расходомером для нагнетательных скважин
Рис. 7. компоновка с расходомером для добывающих скважин
Рис. 7. компоновка с расходомером для добывающих
скважин

Третье применение – это расходометрия на выходе добывающих скважин (рис. 7). Это решение востребовано, например, для одиночных скважин без наземных замерных устройств, а также для компоновок ОРЭ.

СТАНЦИЯ ДЛЯ ШГН СУ ИРЗ-400

Рис. 8. СУ ЧРП для УШГН
Рис. 8. СУ ЧРП для УШГН

Следующий новый продукт, который мы запустили в производство в 2014 году, – это частотная станция управления для установки штангового глубинного насоса (рис. 8). Конструкция станции достаточно проста и включает в себя контроллер и частотный привод собственного изготовления. В станции реализованы все алгоритмы защиты двигателя, а также ряд дополнительных алгоритмов, разработанных специально для УШГН.

Станция управления изготавливается в трех модификациях: 1) бездатчиковая СУ ЧРП; 2) СУ ЧРП с погружным датчиком ИРЗ ТМС; 3) СУ ЧРП с динамографом. Основной экономический эффект от применения СУ ЧРП в эксплуатации складывается из экономии электроэнергии, оптимизации добычи и реализации алгоритмов автоматического вывода на режим.

Ключевая особенность бездатчиковых СУ ЧРП состоит в реализации интеллектуального режима эксплуатации установок, обеспечивающего максимальный дебит и исключающего срывы подачи и их негативные последствия.

Интеллектуальная бездатчиковая СУ ЧРП позволяет осуществлять управление скважиной в автоматическом режиме по степени заполнения насоса, таймеру работы, расписанию работы скважины, а также по ПИД-регулятору (поддержание заданного коэффициента заполнения насоса).

При этом СУ ЧРП обладает следующими алгоритмами (по критериям) защиты от аварийных режимов в системе УШГН:

  • диагностика и защита от срыва подачи по газу;
  • диагностика и защита от обрыва ремней и обрыва штанг;
  • перегруз/недогруз по току по любой из фаз;
  • дисбаланс токов фаз;
  • недопустимое давление на устье скважины;
  • короткое замыкание;
  • выход параметров телеметрической информации из рабочей зоны.

Кроме того, СУ обеспечивают защиту ПЭД от аварийных режимов питающей сети по максимальному и минимальному напряжению, дисбалансу напряжений по фазам и нарушению порядка чередования фаз.

Результаты промысловых испытаний интеллектуальных алгоритмов СУ ЧРП подтвердили увеличение дебита и технологичность режима работы скважины.

Рис. 9. Динамограмма скважины №1 до (а) и после (б) включения пропорционально-дифференциального режима поддержания заданного коэффициента заполнения насоса
Рис. 9. Динамограмма скважины №1 до (а) и после (б) включения пропорционально-дифференциального режима поддержания заданного коэффициента заполнения насоса
Рис. 10. Динамограмма скважины №2 до (а) и после (б) включения пропорционально-дифференциального режима поддержания заданного коэффициента заполнения насоса
Рис. 10. Динамограмма скважины №2 до (а) и после (б) включения
пропорционально-дифференциального режима поддержания
Рис. 10. Динамограмма скважины №2 до (а) и после (б) включения пропорционально-дифференциального режима поддержания заданного коэффициента заполнения насоса

На рисунке 9а представлена динамограмма, снятая на скважине №1 06.07.2015 до включения пропорционально-дифференциального режима поддержания заданного коэффициента заполнения насоса. Коэффициент подачи насоса на представленной динамограмме равен 0,51. В качестве цели ПИД-регулятора было задано поддержание значения коэффициента подачи на уровне 0,75.

На рисунке 9б представлена динамограмма скважины №1, снятая 17.07.2015 после включения режима ПИД-регулятора с поддержанием коэффициента подачи на уровне 0,75. По данной динамограмме можно сделать вывод, что коэффициент подачи составляет 0,74, что соответствует цели, заданной ПИД-регулятору.

На рис.10 приведены динамограммы скважины №2 до и после включения режима ПИД-регулятора с поддержанием коэффициента подачи на уровне 0,7. Как видно из диаграммы, новый коэффициент подачи составляет 0,69, тогда как первоначально его величина составляла 0,58.

Таблица 2. Результаты испытаний скважин №1 и №2
Таблица 2. Результаты испытаний скважин №1 и №2

Результаты испытаний СУ на скважинах №1 и №2 представлены в таблице 2.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Оценка надежности жил кабеля из меди и алюминия
Опыт применения термоманометрических систем в ОАО «Сургутнефтегаз»
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.