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

Анализ и направления унификации технических требований к СУ и ТМС

Сегодня в технических требованиях нефтяных компаний к конструкциям, функциям и комплектации СУ и ТМС можно найти ряд несоответствий, которые порождают проблемы при заказе, эксплуатации и ремонте этих устройств. В связи с этим необходима разработка единых требований к СУ и телеметрическим системам и определение оптимальной степени их унификации.

07.10.2011 Инженерная практика №10/2011
Попелнуха Григорий Викторович Начальник конструкторского бюро — главный конструктор ООО «Рустмаш», член Экспертного cовета по механизированной добыче нефти

Технические требования (ТТ) нефтяных компаний к СУ существуют достаточно давно, но они практически ежегодно дорабатываются, обновляются. ТТ отдельных компаний постепенно согласуются друг с другом, унифицируются заводами-изготовителями. Вместе с тем между ТТ различных компаний остаются несоответствия, которые вынуждает производителей выпускать в разнообразных исполнениях как отдельные узлы станций, так и сами СУ, а также программное обеспечение к ним (табл. 1).

Таблица 1. Расхождения в технических требованиях нефтяных компаний к СУ
Таблица 1. Расхождения в технических требованиях нефтяных компаний к СУ

Кроме этого, существует значительное количество небольших несоответствий в части комплектаций поставки и ЗИП. Есть также расхождения требований к установочным размерам (до 1 мм), маркировке, специальному конструктиву. Еще хуже обстоят дела с унификацией ТТ разных нефтяных компаний к системам погружной телеметрии. Эти требования расплывчаты и недостаточно четко определяют конструкцию и функции этих систем. В результате ТМС разных производителей существенно отличаются друг от друга, что нередко порождает проблемы при их заказе, эксплуатации и ремонте (табл. 2).

Таблица 2. Расхождения в технических требованиях нефтяных компаний к ТМС
Таблица 2. Расхождения в технических требованиях нефтяных компаний к ТМС

Данные обстоятельства требуют более детального анализа и рассмотрения возможности внесения изменений и дополнений в существующие требованиях к СУ и ТМС в части унификации.

При разработке стандарта УЭЦН перед Экспертным советом стоит задача максимально учесть обозначения конструкций и основных параметров, принятые как на заводах-изготовителях, так и в нефтяных компаниях — они должны быть едиными. Концепции разделов стандарта по условным обозначениям, наименованиям и терминам, применимым к СУ и ТМС, уже были представлены на обсуждение.

ПРОБЛЕМЫ УНИФИКАЦИИ ТМС

Остановимся на некоторых технических и эксплуатационных проблемах ТМС, которые в наибольшей степени влияют на процесс унификации по конструктивным и функциональным параметрам. К таким проблемам относятся:

  • терминология, наименования и условные обозначения;
  • расположение датчиков температуры масла ПЭД;
  • архитектура системы;
  • общие технические требования к отдельным узлам;
  • обеспечение передачи данных при снижении сопротивления изоляции;
  • обеспечение работоспособности УЭЦН при коротком замыкании погружного блока без ее подъема;
  • обеспечение электрического контакта погружного блока с наземным контуром заземления (требования к покрытию элементов УЭЦН и кабельным муфтам).

ПРОБЛЕМЫ ТЕРМИНОЛОГИИ

В настоящее время у разных производителей значительно отличаются как наименования, так и условные обозначения ТМС (табл. 3).

Таблица 3. Наименования и условные обозначения ТМС заводов-изготовителей
Таблица 3. Наименования и условные обозначения ТМС заводов-изготовителей
Таблица 4. Расшифровка аббревиатуры ТМС у разных компаний
Таблица 4. Расшифровка аббревиатуры ТМС у разных компаний

Что касается самой аббревиатуры ТМС, то даже она по-разному раскрывается изготовителями и нефтяными компаниями (табл. 4). Следует заметить, чтов настоящее время термин термоманометрическая система устарел. Поэтому для того, чтобы исключить путаницу в понятиях, мы предлагаем перейти к употреблению словосочетания, в большей степени соответствующего функциональному назначению, — система погружной телеметрии (СПТ).

РАСПОЛОЖЕНИЕ ДАТЧИКОВ

В соответствии с графиком распределения температуры по длине ПЭД, построенным отдельно по маслу, обмотке и поверхности корпуса (рис. 1), самая теплонапряженная область — это нижняя лобовая часть в месте выхода масла. В этой точке и следует измерять температуру ПЭД. Вместе с тем весьма распространено заблуждение, что такой областью является головка ПЭД, а с ним, в свою очередь, связаны стремления некоторых разработчиков и требования отдельных заказчиков размещать погружной блок и датчик температуры именно там.

Рис. 1. Распределение температуры по длине ПЭД
Рис. 1. Распределение температуры по длине ПЭД

Для подтверждения того, что единственно правильно устанавливать датчик температуры в нижней части двигателя рассмотрим результаты разбора ПЭД 10 скважин, оснащенных как температурными датчиками, так и термоиндикаторами, установленными в разных точках (табл. 5). При нагреве корпусов ПЭД до 140–160°С (цвета побежалости на пакетах ротора, оплавление токоввода) датчики показывали 60–90°С в зависимости от температуры пласта. Но самое главное, что при этом они не фиксировали увеличения температуры ПЭД.

Таблица 5. Результаты эксплуатационных испытаний с применением термоиндикаторов
Таблица 5. Результаты эксплуатационных испытаний с применением термоиндикаторов

Исходя из изложенного выше, можно сформулировать следующие требования к размещению датчиков температуры масла ПЭД. Во-первых, погружной блок должен быть установлен на нижнее основание ПЭД. Во-вторых, датчик температуры масла ПЭД должен быть расположен в зоне циркуляции масла у нижней лобовой части. В-третьих, датчик температуры конструктивно должен быть единым целым с погружным блоком.

Унификация размещения датчика температуры неразрывно связана с унификацией посадочного места погружного блока и с унификацией переходных деталей к нижнему основанию ПЭД.

ТРЕБОВАНИЯ К БЛОКАМ ТМС (СПТ)

В СПТ, на наш взгляд, должно быть три основных узла: наземный блок, высоковольтный блок и погружной блок. К конструкции каждого из узлов СПТ могут быть сформулированы свои технические требования. Исполнение наземного блока возможно в двух вариантах: наземный блок, обрабатывающий сигнал с погружного блока и передающий информацию в головной контроллер СУ, либо самостоятельный наземный блок, в состав которого входят запоминающее устройство и все необходимые интерфейсы для передачи и считывания информации.

Высоковольтный блок должен быть конструктивно выполнен отдельным элементом из соображений безопасности, возможности замены и удобства установки в любую СУ без конструкторских доработок.

Погружной блок должен быть расположен в нижнем основании ПЭД, иметь внизу соответствующую резьбу для монтажа центраторов или колонны ниже датчика, а также сохранять работоспособность при снижении сопротивления изоляции до допустимых 30 кОм.

Надо отметить, что далеко не все производители обеспечивают последнее требование. Дело в том, что при снижении сопротивления изоляции (ПЭД, кабель) на нулевой точке, к которой подключен погружной блок, растет напряжение. В результате происходит сбой в передаче информации. При повышении сопротивления изоляции погружной блок вновь начинает передавать информацию. Этим объясняются спонтанные сбои в передаче информации у некоторых поставщиков. Требование к сохранению работоспособности при снижении сопротивления изоляции до 30 кОм позволит обеспечить передачу информации вплоть до срабатывания защиты в СУ по Rиз.

Важно сохранять работоспособность УЭЦН при коротком замыкании погружного блока. В настоящее время при коротком замыкании погружного блока СУ отключает всю установку по защите от снижения изоляции, так как нет возможности определить место короткого замыкания — ТМПН, кабель, ПЭД или погружной блок. Иногда практикуется отключение защиты по снижению изоляции, что совершенно недопустимо, поскольку, во-первых, это может привести к безвозвратному выгоранию погружного блока, вовторых, существующие правила безопасности запрещают это делать. Восстановить работоспособность насосной установки при коротком замыкании погружного блока без ее подъема можно, если принудительно электрически разъединить погружной блок от нулевой точки ПЭД — например, прожечь предохранитель погружного блока повышенным током от наземного независимого источника тока, подключенного к ТМПН. Но надо сказать, что технически это очень сложная задача, и пока она не реализована ни одним заводом-изготовителем.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КОНТАКТА ПОГРУЖНОГО БЛОКА С НАЗЕМНЫМ КОНТУРОМ ЗАЗЕМЛЕНИЯ

Нарушения электрического контакта погружного блока с наземным контуром заземления (и, как следствие, сбои в передаче информации с погружного блока) в местах резьбовых и фланцевых соединений элементов насосной установки (оснований, корпусов, головок и т.д.) (рис. 2) происходят из-за отсутствия специального токопроводящего покрытия элементов. Обычный тип покрытия — фосфатирование — не относится к числу проводящих, но его чаще всего применяют как более дешевое и обладающее хорошими защитными свойствами. В этих условиях контакт обеспечивается за счет случайных повреждений покрытий при свинчивании элементов и шпилек во фланцевых соединениях насосной установки. Контакт между устьевым оборудованием и контуром заземления обеспечивается при условии соблюдения «Правил устройства электроустановок» при монтаже оборудования, что выполняется не всегда.

Рис. 2. Электрическая схема передачи информации с погружного блока СПТ
Рис. 2. Электрическая схема передачи информации с погружного блока СПТ
Рис. 3. Конструкция кабельной муфты
Рис. 3. Конструкция кабельной муфты

Решением проблемы могло бы быть обеспечение специального электрического контакта в муфте удлинителя между броней кабеля и корпусом муфты (рис. 3). Тогда контакт обеспечивался бы по броне кабельной линии при условии наличия надежного контакта между сростками. Однако существующие конструкции кабельных муфт не позволяют создать такой контакт.

Таким образом, для достижения достаточного контакта и обеспечения надежной передачи информации с погружного блока необходимо, во-первых, наличие проводящих покрытий (типа цинк–хром) резьбовых и фланцевых соединений элементов ПЭД. Вовторых, в кабельной муфте должен быть обеспечен специальный электрический контакт между броней кабеля и корпусом муфты. В-третьих, в кабельной линии должен быть обеспечен надежный электрический контакт брони между сростками. В-четвертых, на ТМПН должен быть обеспечен надежный электрический контакт брони кабеля с контуром заземления.

ВЫВОДЫ

В настоящее время очевидна необходимость разработки единых требований к СУ и СПТ и определение оптимальной степени их унификации. Для этого требуется совместное обсуждение нефтяными и сервисными компаниями, заводами-изготовителями проблем, связанных с эксплуатацией, обслуживанием и ремонтом СУ и СПТ, а также с их разработкой и производством.

Для обеспечения унификации СПТ и унификации технических требований нефтяных компаний к ним необходимо:

  • принять общую терминологию и единый подход к условному обозначению СПТ;
  • обеспечить расположение датчиков температуры, позволяющее осуществлять однозначный контроль динамики изменения температуры ПЭД;
  • определить единые требования к построению системы и технические требования к отдельным узлам;
  • ввести требования обеспечения передачи информации при снижении сопротивления изоляции до 30 кОм;
  • ввести требование восстановления работы УЭЦН при коротком замыкании в погружном блоке без ее подъема;
  • ввести требование к элементам УЭЦН по обеспечению электрического контакта для бесперебойной передачи информации с погружного блока СПТ.
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Реплика: Хотелось бы услышать комментарии и предложения представителей производителей СУ и ТМС относительно унификации ТТ.
Реплика: Что касается требований к СУ, то практически все они изложены в действующих государственных стандартах. В рамках Экспертного совета по механизированной добыче нефти, на наш взгляд, целесообразно принять специальный стандарт на их основе. Следует при этом отметить, что в ТТ к СУ зачастую содержится много лишней информации. К примеру, в требованиях к СУ с ЧРП написано, что она должна работать с двигателем на частоте 70 Гц. У СУ имеется практически единый параметр — выходной ток. Если она его обеспечивает в определенном режиме эксплуатации при определенных условиях среды, считается, что она работает качественно. Но из опыта эксплуатации следует, что СУ с номинальным током 630 А нормально работает с двигателем 250 кВт, при этом может работать и с двигателем 230 кВт, а формально это нарушение ТТ. Подобные неоднозначные вещи из ТТ, конечно, надо исключать.
Что касается СПТ, то в ТТ помимо места расположения датчика температуры следует четко определить место для датчика давления. Сегодня одни компании требуют, чтобы давление измерялось в полости двигателя, другие — за ее пределами. Также следует определиться с точностью измерений давления, поскольку одни компании указывают 0,1%, другие, к примеру, 0,01 атм. Встречаются и расхождения в единицах измерения давления. Если мы имеем дело с высокоточной телеметрией, то при использовании разных единиц могут возникнуть неточности.
Необходима унификация ТТ и в части сроков службы СПТ — для наземного и погружного блоков эти сроки должны быть разными. Реплика: Хотел бы от имени производителя добавить, что порой нефтяные компании устанавливают ТТ, которые очень сложно выполнить или/и которые приводят к значительному удорожанию ТМС и СУ. Примером может служить требование обеспечить работу ТМС в течение определенного времени в условиях полного отсутствия напряжения. Для этого необходимо установить большой мощный аккумулятор, что возможно и оправдано далеко не во всех случаях.
Реплика: Как представитель завода также могу подтвердить, что требования унификации ТМС и СУ очень актуальны для нас. Сегодня мы вынуждены производить несколько десятков модификаций ТМС, чтобы удовлетворить требования всех наших потребителей.
Если затрагивать частные вопросы, то, на наш взгляд, важна унификация в отношении показателей вибрации. Сегодня одни нефтяники требуют контроль виброскорости, другие — виброускорения, отличаются и единицы измерения этих показателей.
Вопрос: Григорий Викторович, Ваш доклад больше касался унификации функционально-технических решений, нежели унификации конструкций, с чем это связано?
Григорий Попелнуха: С тем, что невозможно унифицировать конструкции, не приняв решений относительно функционально-технических унификаций. К примеру, нельзя говорить о едином требовании стыковки датчика температуры с поверхностью ПЭД, если не унифицировано место установки датчика температуры.
Вопрос: Как Вы считаете, а протокол обмена данными между наземным и погружным блоками стоит унифицировать?
Г.П.: Скорее нет, чем да. Унификация в первую очередь должна касаться эксплуатации и ремонта СУ и СПТ, а не аппаратной части.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Системы анализа нефтепромысловых данных в ООО «Газпромнефть-Хантос»
Опыт эксплуатации погружных датчиков телеметрии в ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05-06/2020

Инженерная практика

Выпуск №05-06/2020

Добыча и транспорт нефти. Защита от коррозии. Строительство и ремонт скважин. Наземное оборудование.
Опыт применения трубопроводов из инновационных и альтернативных материалов в ПАО «ЛУКОЙЛ»Байпасные испытания труб из стали 07ХНД («Северкор») на объекте ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»Защита скважинного оборудования и трубопроводов от коррозииСварка биметаллических и нержавеющих трубОПИ тихоходного дифференциального привода нового образцаСтроительство и ремонт скважин с применением обсадных колонн из стеклопластика в ПАО «Татнефть»Перспективы применения электроосмотической сушки ЭД в условиях АО «Самаранефтегаз»
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Подготовка нефти и газа, Поддержание пластового давления, Разработка месторождений
ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ 2020
Восточно-Сибирский нефтегазовый технологический форум

ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ ‘2020. Эффективные технологии разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений

26-28 августа 2020 г., г. Иркутск
26 - 28 августа 2020 года ООО «Инженерная практика» проводит в городе Иркутске в Конференц-зале Отеля «Кортъярд Иркутск Сити-Центр» «Восточно-Сибирский нефтегазовый технологический форум: ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ ‘2020. Эффективные технологии разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений». Мероприятие носит рабочий характер и направлено на обсуждение применения лучших практик в области разработки и эксплуатации месторождений Восточной Сибири среди экспертов вертикально-интегрированных компаний, научных центров, поставщиков технологий, производителей оборудования и нефтепромысловой химии. Планируется посещение производственных объектов Региона
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – сентябрь 2020
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

7-11 сентября 2020 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 рамках авторского курса С. Балянова.