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

Опыт применения термоманометрических систем в ОАО «Сургутнефтегаз»

В качестве одной из передовых компаний нефтегазовой отрасли РФ ОАО «Сургутнефтегаз» не только ведет перспективные разработки технических
требований к поставляемому нефтепромысловому оборудованию, но и успешно внедряет в производство совместно с заводами-изготовителями новые технологии. К наиболее значимым из внедренных за последнее время разработок в области АСУ ТП относятся дистанционное управление фондом скважин УЭЦН; перепрограммирование КСУ без остановки работы скважины; дистанционное изменение адреса и скорости передачи данных в станциях управления УЭЦН с автоматическим восстановлением связи; универсальные станции управления, обеспечивающие работу УЭЦН как с асинхронными (АД), так и синхронными (ВД) погружными двигателями.

Отдельное положение в этом перечне занимают нововведения в области термоманометрических систем (ТМС), позволяющих отслеживать параметры работы скважины без отключения УЭЦН и передавать их в АСУ ТП ОАО «Сургутнефтегаз». До сравнительно недавнего времени оснащение фонда УЭЦН погружной телеметрией сопровождалось рядом трудностей, вызванных несовместимостью оборудования разных производителей. В значительной мере данную проблему удалось решить введением единых технических требований к закупаемым ТМС. В настоящее время мы ведем проработку и поиск решений для ряда дополнительных технических вопросов.

14.09.2015 Инженерная практика №09/2015
Азаматов Забир Закирович Инженер по АСУП II-й категории отдела автоматизированных систем управления производством ЦБПО ЭПУ ОАО «Сургутнефтегаз»

В ОАО «Сургутнефтегаз» измеряемые посредством ТМС параметры используются для решения ряда промысловых задач. Прежде всего, это защита УЭЦН по минимальному давлению на приеме насоса, по превышению максимально допустимой температуры обмотки ПЭД и максимальной вибрации УЭЦН. С появлением «интеллектуальных» станций управления частотно-регулируемыми приводами (СУПЧ) появилась и решаемая с помощью ТМС задача создания алгоритмов по автоматическому выводу скважин на режим без остановки ПЭД на охлаждение, если температура ПЭД не достигает критических величин, либо с минимально необходимым количеством таких остановок. К этой же группе задач относится оптимизация режима эксплуатации УЭЦН, включающая определение давления на приеме, при котором обеспечивается стабильный режим работы ЭЦН. В свою очередь, в целях исследования скважин с помощью ТМС выполняется построение кривой восстановления уровня жидкости.

Помимо этого, с помощью ТМС можно осуществлять подбор оптимального времени накопления (простоя) и работы УЭЦН в периодическом режиме работы скважины без срыва подачи; определять время тепловой инерции УЭЦН, позволяющее рассчитать и обоснованно назначить задержку АПВ по срыву подачи и перегрузке ПЭД для заданной скважины; а также в автоматическом режиме строить карты изобар месторождений на основе полученных от погружного блока ТМС данных.

ТЕКУЩАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

В настоящее время в ОАО «Сургутнефтегаз» эксплуатируется более 18 тыс. скважин, оснащенных УЭЦН. Блоками ТМС оснащено порядка 40% фонда.

В компании используется ряд критериев для обоснования применения ТМС. Системами погружной телеметрии оснащаются скважины опорной сети, скважины с осложненными условиями работы погружного оборудования (Рогожниковское месторождение НГДУ «Быстринскнефть»), удаленные скважины (Талаканское месторождение НГДУ «Талаканнефть», Якутия), а также скважины с дебитом жидкости до 35 м3/сутки. ТМС оборудуются УЭЦН с напором от 1600 м и выше. Кроме того, ТМС применяются для проведения специальных исследований в скважинах.

В ОАО «Сургутнефтегаз» используются ТМС, поставляемые тремя предприятиями-изготовителями: ООО «ПК «Борец», ЗАО «Электон» и ООО «ИРЗ ТЭК».

ОРГАНИЗАЦИЯ ТЕСТИРОВАНИЯ И РЕМОНТА ТМС

В 2010 году на Сургутской базе ЦБПО ЭПУ был организован специальный участок по проведению ревизии, текущего и капитального ремонтов ТМС. Только в 2014 году на данном участке было выполнено более 1800 ремонтов ТМС.

К основным причинам выхода их строя блоков ТМС в ОАО «Сургутнефтегаз» относятся поломка конденсаторов под действием высокой температуры и низкая устойчивость ТМС к высокому напряжению. Эти и другие недостатки устраняются в процессе доработки оборудования заводами-изготовителями.

При проведении ремонтов ТМС закупка комплектующих производится непосредственно у производителей (ЗАО «Электон» и ООО «ПК «Борец») в соответствии с договорными взаимоотношениями. После демонтажа УЭЦН при проверке работоспособности блоков ТМС на участке ремонта работоспособное оборудование проходит повторные ревизию и испытания, а затем направляется на докомплектацию для дальнейшей эксплуатации. Неисправные блоки подвергаются капитальному ремонту с заменой всех электронных компонентов.

Участок капитального ремонта погружных блоков ТМС (ТМСП) производственной базы ЦБПО ЭПУ служит для входного контроля (ревизии), капитального и текущего ремонта, а также проведения приемо-сдаточных испытаний ТМСП. Данный участок оснащен стендом разборки-сборки; столом для проведения испытаний (определения пригодности платы фильтров); установкой для мойки корпуса, стендом продувки и шлифовки корпусных деталей; стендом для испытания на герметичность и стендом проверки готового погружного блока заводов-изготовителей ЗАО «Электон» и ООО «ПК «Борец».

Разборка, слесарная обработка и мойка ТМСП проводятся с помощью гидромеханического ключа, вытяжного шкафа и пылеуловителя.

Рис. 1. Оборудование для тестирования и ремонта ТМС
Рис. 1. Оборудование для тестирования и ремонта ТМС

Ремонт электронной части ТМСП включает такие процессы, как демонтаж соединений датчиков температуры, давления и гермоввода с платами; выкручивание гермоввода, датчика давления и корпуса датчика температуры; демонтаж дросселей фильтра. Кроме того, в рамках ремонта электронной части оценивается возможность повторного использования дросселей, а также выполняется монтаж датчиков и электронных компонентов из ремкомплекта.

Приемо-сдаточные испытания проводятся с использованием стендов термобарических и гидравлических испытаний. Завершается ремонт диагностикой на стенде тестирования СППТ-1 и КОД-2, после чего оформляется протокол прохождения испытаний (рис. 1).

Рис. 2. Унифицированный протокол обмена данными между блоками ТМС
Рис. 2. Унифицированный протокол обмена данными между блоками ТМС

УНИФИЦИРОВАННЫЙ ПРОТОКОЛ ОБМЕНА ДАННЫМИ

ОАО «Сургутнефтегаз» стало первой компанией, внедрившей в промышленную эксплуатацию ТМС с совместимыми погружными и наземными блоками различных заводов-изготовителей (рис. 2).

До 2013 года не существовало единого стандарта, который определял бы унифицированные характеристики ТМС и работы данных систем. В результате в системах использовались «закрытые» методы передачи данных между погружным и наземным блоками ТМС. Основным недостатком данного подхода было то, что наземные блоки одного завода не работали с погружными блоками ТМС другого завода. Также при внесении аппаратно-программных изменений в конструкцию ТМС модернизированные системы не всегда оказывались совместимыми с ранее поставлявшимися ТМС того же завода-изготовителя. Помимо этого, форматы и единицы измерения данных, передававшихся от погружного к наземному блоку ТМС и от наземного блока ТМС к контроллеру станции управления (КСУ) закладывались каждым заводом-изготовителем по своему усмотрению. Еще один недостаток заключался в необходимости большого объема лабораторных проверок передачи данных ТМСП-ТМСН-КСУ-кустовой контроллер. Такие проверки проводились в условиях ЦБПО ЭПУ с целью повышения достоверности данных, поступаемых от КСУ в систему телемеханики ОАО «Сургутнефтегаз».

Указанные недостатки приводили, в первую очередь, к увеличению времени на комплектование установки электропогружного и наземного оборудования. При комплектации необходимо было учитывать тип и версию ПО погружного и наземного блоков, тип и версию КСУ, тип кабеля с соответствующей распайкой.

С другой стороны, необходимо было создавать избыточные резервы как самих блоков ТМС, так и ЗИП для их ремонта. Отдельную проблему составляло то обстоятельство, что средствами систем телемеханики с точностью идентифицировать тип погружного и наземного блоков ТМС, смонтированных в скважине, невозможно. То же относится и к версиям их ПО, техническим характеристикам, составу датчиков ТМСП и, соответственно, перечню контролируемых параметров.

Также всегда присутствовал риск соединения ТМСН с КСУ кабелем с распайкой, не соответствующей спецификациям данных блоков, что приводило к отказам ТМС на скважинах и дополнительным расходам на их устранение. В случае неправильной распайки невозможно было дифференцировать отказ датчиков от отсутствия связи между ТМСП и ТМСН. Также это приводило к увеличению количества применяемых типов имитаторов ТМСП для проверки работоспособности на скважине и в цеху после ремонта ТМСН и к увеличению количества типов кабеля.

Более того, каждый тип наземных блоков ТМС требовал установки «своего» программного обеспечения для проверки блока с помощью ПЭВМ. Соответственно возрастали и объемы хранения в памяти КСУ «лишнего» кода, обеспечивающего его работу с каждым типом наземного блока ТМС каждого производителя.

Для решения обозначенных проблем специалисты ЦБПО ЭПУ ОАО «Сургутнефтегаз» разработали и согласовали с поставщиками единые технические требования на поставку ТМС и технические требования к протоколам обмена данными ТМС. В течение 20122013 годов на территории ЦБПО ЭПУ ОАО «Сургутнефтегаз» неоднократно проводились испытания опытных образцов ТМС и технические совещания с представителями заводов-изготовителей (ООО «ИРЗ ТЭК», ООО «ПК «Борец», ЗАО «Электон») по результатам данных испытаний.

Взаимную совместимость погружных и наземных блоков ТМС разных производителей удалось обеспечить за счет унификации их электрических параметров и введения единого способа кодирования данных (манчестерский код). Кроме того, удалось согласовать и внести в технические требования единый набор параметров, контролируемых ТМСП и передаваемых ТМСН. В их число вошли как «традиционно контролируемые» ТМС давление, температура и вибрация, так и дополнительные, обеспечивающие идентификацию блоков, характеризующие состав датчиков и т.д. Также были введены единые правила обмена данными между погружным и наземным блоками ТМС (формат, последовательность, временной период передачи данных).

В свою очередь были введены единые требования к распайке контактов кабеля, обеспечивающего связь наземного блока ТМС с КСУ, а также согласован перечень обязательных параметров блоков ТМС с единицами измерения и форматом параметров и порядок применения протокола обмена ModBus RTU между наземными блоками и контроллерами станций управления.

Рис. 3. Частота остановок эксплуатации УЭЦН по снижению сопротивления изоляции
Рис. 3. Частота остановок эксплуатации УЭЦН по снижению сопротивления изоляции

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ТМС

В процессе эксплуатации ТМС на фонде скважин ОАО «Сургутнефтегаз» выявлен проблем для дальнейшей проработки. Прежде всего, это защита по «мгновенному» падению сопротивления изоляции во время передачи данных от погружного блока в наземный блок ТМС, когда сопротивление изоляции не контролируется. Ведь своевременное выявление резкого падения сопротивления изоляции, ниже регламентированной уставки позволяет предотвратить выход из строя электропогружного оборудования. Так, в 2013 году по причине снижения сопротивления изоляции эксплуатация УЭЦН прерывалась 401 раз, а в 2014 году – 159 раз (рис. 3).

Второй перспективный аспект – это перепрограммирование наземного блока ТМС через КСУ, что, в свою очередь, исключает необходимость остановки работы скважины для демонтажа ТМСН. К настоящему моменту по требованию ОАО «Сургутнефтегаз» специалистам ЗАО «Электон» удалось перепрограммировать наземный блок ТМС «ТМСН-7» через КСУ «Электон-10С1».

Дополнительно был определен перечень электрических параметров ТМС для рассмотрения вопроса об их унификации (см. табл.). Так, в частности, из-за отсутствия единых требований к значениям приведенных параметров передача данных от ТМСП на ТМСН при работающем высокооборотистом ПЭД становится невозможной по причине образования помех на нулевом проводе системы ТМПН – ТМСП.

Таблица 1. Перечень электрических параметров ТМС различных производителей
Таблица. Перечень электрических параметров ТМС различных производителей

И последнее направление – это разработка алгоритма автоматического отключения ТМСП при выходе его из строя по сопротивлению изоляции, который бы исключал необоснованную остановку работы и последующий демонтаж погружного электрооборудования. Специалистами ЦБПО ЭПУ разработаны и изготовлены опытные образцы устройств, обеспечивающих автоматическое отключение ТМСП при снижении сопротивления изоляции данного модуля. Разработана программа промысловой подконтрольной эксплуатации, в настоящее время проходят ее промысловые испытания.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Системы мониторинга и управления для механизированной добычи нефти
Программно-аппаратные комплексы для мониторинга, управления, метрологического обеспечения, анализа и диагностики работы скважин, оборудованных УШГН
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №01/2018

Инженерная практика

Выпуск №01/2018

Ремонтно-изоляционные работы: ограничение водопритока. Механизированная добыча
Проблемы, перспективы и целесообразность проведения РИР (ОВП) на сложных объектахПрименение новых тампонажных составов и составов для первичного цементирования скважинТехнические средства для ограничения водопритокаИнтеллектуализация и автоматизация работы механизированного фонда скважинИспытания долот PDC для интервалов поглощения бурового раствораЭнергоаудит и оптимизация насосных систем для ППД
Ближайшее совещание
Поддержание пластового давления, Разработка месторождений
ППД — 2018
Производственно-техническая конференция

Поддержание пластового давления ‘2018 (ППД-2018). Управление заводнением, повышение энергоэффективности и оптимизация систем ППД

13-14 марта 2018 г., г. Нижневартовск
Комплекс геологических и инженерных задач в области повышения эффективности заводнения нефтяных месторождений: мониторинг и анализ нагнетательного и добывающего фондов скважин, оптимизация систем заводнения, планирование и проектирование ГТМ, технологии воздействия на пласт с использованием закачки рабочих агентов, потокоотклоняющие технологии, автоматизация и модернизация БКНС и других узлов системы ППД, управление закачкой, защита оборудования ППД от коррозии, системы ВСП и МСП и др.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда — март 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

19 – 23 марта 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.