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

Телемеханизация фонда УЭЦН в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Перед ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (ОАО «СН-МНГ») стоит ряд задач, связанных с управлением отдаленными объектами добычи и объектами, расположенными в зоне подтопления, а также с сокращением высоких удельных затрат. Решить перечисленные задачи планируется посредством телемеханизации фонда УЭЦН.

В рамках проекта осуществляется автоматизация системы управления химизацией, внедрение беспроводных технологий измерения пластового давления, переход к исследованиям динамического уровня жидкости путем анализа данных датчиков систем погружной телеметрии (термоманометрических систем, ТМС) и другие мероприятия.

В предлагаемой Вашему вниманию статье представлены особенности, достигнутые и планируемые результаты реализации проекта «Телемеханизация» в ОАО «СН-МНГ».

24.02.2017 Инженерная практика №10-11/2016
Кунчинин Александр Николаевич Главный специалист технологического отдела по работе с внутрискважинным оборудованием УДНГ ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И НАПРАВЛЕНИЯ. ПРОЕКТ «ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ»

К основным целям проекта «Телемеханизация» относятся сокращение операционных расходов, увеличение добычи нефти, повышение уровня безопасности, увеличение межремонтного периода (МРП) работы скважин, снижение удельного потребления электроэнергии (ЭЭ), снижение внутрисменных потерь добычи и повышение эффективности оперативного управления объектами добычи в ОАО «СН-МНГ».

Таблица. Ожидаемые результаты проекта «Телемеханизация» по основным стратегическим направлениям ОАО «СН-МНГ»
Таблица. Ожидаемые результаты проекта «Телемеханизация» по основным стратегическим направлениям ОАО «СН-МНГ»

Проект охватывает основные стратегические направления Компании – безопасность, добычу, энергоэффективность и автоматизацию (см. таблицу).

Разрабатываемые ОАО «СН-МНГ» месторождения территориально рассредоточены, часть из них автономны. Наиболее отдаленные объекты находятся на расстоянии 330-460 км от г. Мегион.

На сегодняшний день проектом «Телемеханизация» охвачены наиболее отдаленные и приоритетные в отношении добычи месторождения (рис. 1). В рамках проекта выделены основные критерии реализации концепции «Цифровое месторождение»: повышение оперативности, управляемости, точности информации, дистанционное управление, снижение трудозатрат. Главное преимущество реализации концепции цифрового месторождения сводится к значительному снижению трудозатрат и ресурсов на фоне повышения качества информации и сроков ее получения.

Рис. 1. География месторождений ОАО «СН-МНГ» и охват проектом «Телемеханизация»
Рис. 1. География месторождений ОАО «СН-МНГ» и охват проектом «Телемеханизация»

РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОЕКТА

Для реализации проекта «Телемеханизация» в 2014 году в ОАО «СН-МНГ» была создана рабочая группа в составе Управления метрологии и автоматизации и представителей сервисных организаций. Разработан и введен стандарт выполнения работ по техническому обеспечению телемеханизации СУ УЭЦН, разработаны мероприятия по его внедрению и блок-схемы организации процесса, проведено обучение персонала ОАО «СН-МНГ» и подрядных организаций, а также несколько выездных совещаний по обмену опытом с другими нефтяными компаниями.

В частности, была разработана и введена в действие блок-схема процесса описания СУ УЭЦН в системе телемеханики (ТМ) для взаимодействия подрядных организаций, стандартизирован процесс дистанционного вывода скважин на режим и последующей эксплуатации посредством системы ТМ, разработан и внедрен единый протокол MODBUS RTU для связи системы ТМ АДКУ 2000+ со станциями управления (СУ), приобретаемыми в соответствии с техническими требованиями ОАО «СН-МНГ» к СУ УЭЦН.

На сервисных базах ЭПУ были организованы рабочие места с установленной системой ТМ для тестирования СУ с целью проверки исправности порта RS, контроллера СУ и соответствия СУ техническим требованиям. Совместно с техническим институтом разработано и изготовлено устройство тестирования линии связи RS, по результатам ОПИ приобретены 20 устройств.

По состоянию на конец 2016 года уровень телемеханизации фонда УЭЦН ОАО «СН-МНГ» составил 68%. Планируется, что к концу 2018 года телемеханизацией будет охвачен весь фонд УЭЦН (рис. 2).

Рис. 2. Охват фонда УЭЦН ОАО «СН-МНГ» проектом «Телемеханизация», 2014-2019 гг.
Рис. 2. Охват фонда УЭЦН ОАО «СН-МНГ» проектом «Телемеханизация», 2014-2019 гг.

Текущее оборудование действующего фонда УЭЦН позволяет в 100% случаев отслеживать техническое состояние УЭЦН. По 17% скважин дополнительно собираются данные от контроллеров СУ (КСУ) и по 43% СУ УЭЦН существует возможность дистанционного управления режимами работы оборудования. Счетчиками ЭЭ оснащено 27% парка СУ, в том числе 45% – с отображением показаний в системе ТМ. Средний возраст парка СУ составляет семь лет.

С IV квартала 2015 до конца 2016 года модернизировано 10% парка СУ УЭЦН в части обеспечения возможности передачи данных КСУ в систему ТМ, дистанционного управления и учета ЭЭ. Это сделано в рамках программы по оснащению фонда КЭС СУ с устройством плавного пуска.

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ХИМИЗАЦИЕЙ

В ОАО «СН-МНГ» реализуется пилотный проект по автоматизации системы управления химизацией (АСУХ). Среди его предпосылок следует назвать использование устаревшего оборудования для подачи ингибиторов, отсутствие контроля работы дозаторов посредством ТМ (остановки, запуски, регулирование расхода), а также отсутствие оперативного центра управления.

В рамках проекта проведен анализ существующих установок дозирования (УД), устаревшее оборудование заменено на современное с выводом данных в систему ТМ, выполнен анализ работы блока реагентного хозяйства (БРХ) на площадочных объектах с последующей его модернизацией, БРХ оснащены контроллерами расхода и частотными насосами-дозаторами, что позволяет дистанционно изменять параметры работы. Кроме того, обеспечена совместимость оборудования УД и БРХ с системой ТМ, а сама система доработана таким образом, что обеспечивает возможность отображения состояния оборудования, текущих параметров, расхода химреагента и выдачи отчетов. Созданы оперативный центр контроля и АСУ химизацией (АСУХ).

Основной результат от внедрения АСУХ заключается в снижении затрат на приобретение УД, снижении расхода химреагента на 7% и сокращении времени простоя оборудования. Кроме того, реализация проекта способствует сокращению времени реагирования при внештатных ситуациях, минимизации рисков срыва процессов добычи нефти и газа и соблюдению режимов закачки химреагентов в режиме реального времени.

ИССЛЕДОВАНИЯ С ПОМОЩЬЮ ТМС

В ОАО «СН-МНГ» осуществлен переход от определения динамического уровня жидкости методом эхолотирования к получению информации от погружной ТМС УЭЦН. Для проведения таких исследований необходимо обеспечить работоспособность ТМС, контролировать динамический уровень методом эхолотирования один раз в месяц. В случае неисправности ТМС эхолотирование выполняется четыре раза в месяц.

Рис. 3. Оснащенность фонда УЭЦН ОАО «СН-МНГ» ТМС
Рис. 3. Оснащенность фонда УЭЦН ОАО «СН-МНГ» ТМС

По состоянию на конец 2016 года действующий фонд УЭЦН был оснащен ТМС на 87%, 88% которых находились в работоспособном состоянии (рис. 3).

Поскольку при считывании информации от погружной ТМС УЭЦН оператор по-прежнему затрачивает время на контроль давления на приеме насоса, фактического высвобождения трудозатрат после перехода к таким исследованиям не произошло. Вместе с тем расширение функций системы ТМ позволило получать информацию о давлении на приеме УЭЦН в режиме реального времени и транслировать получаемую информацию в электронную шахматку, используемую в ОАО «СН-МНГ». Также стало возможным вести запись изменения давления на приеме насоса по кривым восстановления уровня (КВУ), передаваемым посредством системы ТМ, что позволило сократить затраты на проведение ГДИС.

БЕСПРОВОДНЫЕ РЕШЕНИЯ

Реализация программы ввода новых скважин после бурения, зарезки боковых стволов (ЗБС) и проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) на пластах с низким коэффициентом продуктивности, слабыми проточными характеристиками и высокими темпами падения базового дебита требует повышенного внимания к стабильности работы УЭЦН. Постоянный контроль давления в буферном и затрубном пространствах позволят персоналу на уровне оператора пульта управления системы ТМ своевременно вмешиваться в работу оборудования УЭЦН.

Применение беспроводных технологий измерения давления позволит устанавливать датчики давления практически в любых труднодоступных местах без строительства кабельных эстакад и прокладки линий связи.

Дальность работы планируемых к установке датчиков составляет три километра, температурный диапазон применения – от -45 до +85°С, срок службы – зависит от встроенного элемента питания и составляет до пяти лет.

В четвертом квартале 2016 года начаты испытания датчиков давления на десяти скважинах.

 АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ КАРТА УСТАВОК ЗАЩИТ СУ УЭЦН

Чтобы автоматизировать процесс считывания текущих уставок защит, их анализ на предмет соответствия Техническому стандарту и их групповое изменение до требуемых значений, ведется доработка текущей версии системы ТМ.

При реализации данного проекта мы столкнулись с ограничениями, связанными с тем, что часть парка СУ была выпущена ранее 2011 года, а технические требования к СУ УЭЦН были сформулированы в 2011 году. Это объясняет широкий спектр карт регистров, отличающихся от утвержденного в ОАО «СН-МНГ». В связи с этим ведутся сводная аналитическая работа и переговоры с поставщиками оборудования.

По состоянию на сентябрь 2016 года рассмотрены карты временных трудозатрат на отстройку и корректировку уставок защит СУ УЭЦН; СУ УЭЦН подготовлены к запуску после аварийных нарушений подачи ЭЭ; выделены возможные этапы сокращения трудозатра; разработаны мероприятия по доработке системы ТМ.

В результате планируется сократить недоотбор нефти при аварийных нарушениях подачи ЭЭ, упростить процесс настройки оборудования, а также повысить оперативность выполнения работ.

РЕЗУЛЬТАТЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА

К основным достигнутым результатам от реализации проекта «Телемеханизация» не только в количественном, но и в качественном эквиваленте относятся:

  • контроль корректности отстройки уставок защит (смена СУ + запуск п/е ТКРС) – 3 опер./сут.;
  • ВНР с дистанционного пункта управления (ДПУ) – 1 опер./сут;
  • проведение исследований методом КВУ по Рпр ТМС через ТМ;
  • проведение исследований динамических уровней методом анализа Рпр ТМС через ТМ;
  • сокращение времени на отбивку уровней;
  • сокращение непроизводительного времени путем дистанционного запуска УЭЦН;
  • снижение недоотбора нефти;
  • сокращение отказов УЭЦН.

В целом реализация проекта «Телемеханизация» позволит повысить уровень безопасности на производственных объектах нефтедобычи, сократить операционную активность обслуживающего персонала, сократить потребление ресурсов и снизить затраты Компании в целом.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Александр Николаевич, скажите, пожалуйста, ТМС скольких производителей применяются на фонде УЭЦН ОАО «СН-МНГ»?
Александр Кунчинин: У нас представлены ТМС восьми производителей.
Вопрос: Достаточны ли, на Ваш взгляд, свойства и возможности ТМС, которые сегодня приобретает ОАО «СН-МНГ», или функционал этих систем нуждается в доработке?
А.К.: Любой приобретаемый и внедряемый на производстве продукт обычно сырой и нуждается в доработке, и ТМС – не исключение. На протяжении нескольких лет ТМС подвергаются серьезным изменениям и доработкам, и этот процесс продолжается.
Вопрос: Вы упомянули, что в ОАО «СН-МНГ» внедрен дистанционный ВНР. Можно ли уточнить, какой процент скважин, оборудованных УЭЦН, выводятся на режим таким способом?
А.К.: На сегодняшний день порядка 50% данного фонда скважин запускаются дистанционно.
Вопрос: Стандартизирован ли в Компании дистанционный ВНР?
А.К.: Да, этот процесс был стандартизирован после проведения ОПИ в 2015 году, оформлен и утвержден в форме технического стандарта запуска и вывода на режим УЭЦН.
Вопрос: Внедрены ли в ОАО «СН-МНГ» СУ, оснащенные системой автоадаптации?
А.К.: В 2010 году мы проводили ОПИ таких СУ по отработке их интеллектуальных режимов. Результаты ОПИ были признаны положительными, однако широкого распространения это оборудование не получило ввиду его высокой стоимости.
Реплика: Но ведь стоимость соответствует функционалу…
А.К.: Вовсе нет – по нашим оценкам, функционал так называемых интеллектуальных СУ практически не отличается от возможностей станций, которые используются в Компании сейчас.
Вопрос: Планируется ли вернуться к вопросу внедрения интеллектуальных СУ в будущем?
А.К.: Да, испытания таких СУ запланированы в рамках внутреннего проекта «Технопарк» в среднесрочной перспективе.
Вопрос: Вы назвали пять критериев концепции цифрового месторождения. Можно ли выделить среди них главный критерий?
А.К.: Нет, эти критерии действуют лишь в совокупности, тем самым создается синергетический эффект от всех блоков.
Вопрос: Что в таком случае в первую очередь вкладывается в понятие «цифровое месторождение»?
А.К.: В первую очередь это оцифровка всех данных, которые приходят непосредственно с производственных площадок, их анализ и выдача рекомендуемых параметров и значений. При этом надо отметить, что четкой границы, скажем так, «цифровизации» месторождений в ОАО «СН-МНГ» пока нет, правильнее говорить о степени ее внедрения.
Реплика: Конференции, посвященные цифровым месторождениям, проходят уже несколько лет, однако единое определение термина до сих пор отсутствует. Пора нефтяным компаниям совместно его выработать – определить, что входит в это понятие, и передать эту информацию сервисным предприятиям, чтобы они понимали, что мы от них ждем в будущем.
Реплика: Теоретически нефтяные компании могут сесть за общий стол и обсудить понятие цифрового месторождения. Но вот смогут ли они договориться на счет общих критериев – это пока большой вопрос…
Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Интеллектуальные системы определения дебита скважины и борьбы с осложненными условиями
Комплексный подход к анализу и контролю работы механизированного фонда скважин
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2017

Инженерная практика

Выпуск №08/2017

Строительство и ремонт скважин. Механизированная добыча. ППД и трубопроводы. Энергообеспечение
Изоляция продуктивных горизонтов и ликвидация проницаемых зон при буренииСистемы очистки бурового раствора и ВЗД с новым профилемЭксплуатация скважин с боковыми стволами и осложненного фондаОчистка сточных вод и скважинное оборудование для ППДЗащита промысловых трубопроводов от внутренней коррозииКоммерческий учет электроэнергии и газаТехнологии выработки тепловой и электроэнергии
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд — 2017
Производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2017

14-16 ноября 2017 г., г. Тюмень
Анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «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 («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.