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

Высокоточные системы погружной телеметрии, станции управления. опыт эксплуатации, пути совершенствования

Современный уровень развития приборостроения в области механизированной добычи и геофизики позволяет требовать от систем погружной телеметрии (ТМС) для УЭЦН более широкого набора функций, чем это было прежде. В разработке новых модификаций ТМС ИРЗ мы сделали акцент на высокую разрешающую способность — 0,01 атм и высокую точность по давлению. Это позволяет сегодня использовать ТМС для оценки фильтрационно-емкостных и энергетических свойств пласта, состояния ПЗП и получения других данных, применяя малозатратные ГДИС, в том числе без остановки скважины. Новые возможности ТМС дают ощутимый экономический эффект как за счет сокращения времени простоя скважины (дополнительной добычи), так и благодаря более тщательному мониторингу свойств ПЗП и повышению эффективности ГТМ.

08.10.2011 Инженерная практика №10/2011
Феофилактов Сергей Владимирович Главный конструктор ООО «ИРЗ ТЭК»

Рис. 1. Блок погружной БП103М3
Рис. 1. Блок погружной БП103М3

Наше предприятие ИРЗ ТЭК начало серийный выпуск систем погружной телеметрии (ТМС) в 1998 году, и сегодня более 10 тыс. комплектов наших систем находятся в эксплуатации. За прошедшие 13 лет мы выпустили достаточно много модификаций серийной ТМС. Ведь на начальном этапе в 1997 году мы не до конца представляли себе весь комплекс сложностей эксплуатации внутрискважинного оборудования — вибрация и коррозия, высокие давления до 600 атм, высокие температуры и самое существенное — высокое напряжение.

Рис. 2. Наземный блок ТМС-Э5
Рис. 2. Наземный блок ТМС-Э5

В 2005 году мы запустили в серийное производство модификацию погружного блока БП-103Т2, которая была рассчитана на температуру окружающей среды до 150°С, имела все необходимые механизмы защиты от повышенного напряжения, современные гермовводы, способные выдерживать высокое напряжение до 10 кВ и сохранять герметичность.

Рис. 3. Автономный наземный блок АСПТД
Рис. 3. Автономный наземный блок АСПТД
Таблица. Характеристики погружных блоков ТМС «ИРЗ ТЭК»
Таблица. Характеристики погружных блоков ТМС «ИРЗ ТЭК»

Подземная часть ТМС (рис. 1) осуществляет мониторинг параметров работы ПЭД и среды на приеме насоса, а также передачу данных в наземную часть (рис. 2, 3). В свою очередь, наземная часть системы обеспечивает прием и передачу принятой от подземной части информации на контроллер СУ. Наземный блок состоит из высоковольтной и низковольтной частей.

РАЗРАБОТКА ТМС НОВОГО КЛАССА

В 2009 году по инициативе ООО «РН-Югаснкнефтегаз» мы поставили перед собой задачу превращения ТМС «ИРЗ ТЭК» в рабочий инструмент геологовразработчиков, помимо выполнения системой основных задач по контролю за УЭЦН. С этой целью в модификациях ТМС серии «М» мы реализовали измерение давления среды с разрешающей способностью 0,01 атм и погрешностью до 0,25%.

Сегодня все ТМС (модификации М и Д), которые мы отгружаем нашим заказчикам, позволяют измерять давление с высоким разрешением 0,01 атм. По такому же пути идут иностранные производители систем погружной телеметрии Schlumberger и CENTRILIFT. А точность (погрешность) определяется требованиями заказчика: чем выше требуемая точность, тем стабильнее устанавливаемый датчик давления и качественнее его калибровка и испытания.

Остальные характеристики погружных блоков наших ТМС указаны в таблице.

Подземный блок подключается к любому погружному двигателю. Наземный блок мы производим в двух модификациях — базовой и автономной (рис. 2, 3). В последнем случае блок выполняется в виде шкафа с автономным питанием, подогревом, собственным низкотемпературным индикатором и возможностью передачи информации через USB-порт (рис. 3). Эта модификация была разработана специально для геофизиков и используется, в частности, в компоновках для ОРД. В телекоммуникационных целях систему можно комплектовать GPRS-модемом для передачи данных в online-режиме зазказчику.

ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТМС

На протяжении 13 лет серийного изготовления и эксплуатации ТМС мы столкнулись с рядом неблагоприятных факторов, которые приводили к выходу из строя ТМС.

Первая и основная проблема — это высокое напряжение, источником которого являются высоковольтные мегаомметры для измерения сопротивления изоляции ПЭД, ассиметричная нагрузка, наводимая ЭДС, связанная с наличием паразитных сопротивлений, короткое замыкание в ПЭД, кабеле и т.д.

Сегодня наши погружные блоки позволяют измерять сопротивление изоляции напряжением до 5 кВ. Для защиты погружного и наземного блока и повышения помехоустойчивости в них устанавлены высоковольтные фильтры, на базе дополнительного процессора реализована цифровая обработки сигнала. Следующая традиционная трудность — высокие температуры. Если первые ТМС были рассчитаны на 85°С, то сегодня в требованиях всех нефтяных компаний обозначена работоспособность погружного блока при температуре окружающей среды до 150°С. Вместе с тем, если учитывать дополнительный перегрев погружного блока от близко расположенного ПЭД и собственного перегрева, условия работы электронных компонентов ТМС по температуре оказываются в реальности еще более жесткими. Сегодня мы располагаем соответствующей элементной базой и методиками селективного тестирования высокотемпературных компонентов.

Третья задача, с которой нам удалось к настоящему моменту справиться, — это нарушение герметичности погружной части при высоких давлениях. Анализ отказов фиксировал попадание жидкости через гермовводы, датчики давления. С января 2010 года мы ввели дополнительные испытания, и сегодня 100% оборудования проходит опрессовку при номинальной температуре в течение суток.

И, наконец, вопрос, связанный с совместимостью наших ТМС с различными СУ. В наземном блоке ТМС мы реализовали алгоритм автоматического определения типа СУ и это в 95% случаях решает все вопросы. Для остальных 5% мы ввели на корпусе наземного блока переключатели, которые можно вручную сконфигурировать и настроить на определенный тип СУ.

ОСОБЕННОСТИ ТМС «ИРЗ-ТЭК»

ИРЗ ТМС использует цифровой способ передачи информации от погружного блока к наземному, что гарантирует отсутствие искажений информации на этом участке.

Применение высокочувствительных аналого-цифровых преобразователей, наработанных методик тренировки чувствительных элементов датчиков позволили добиться высоких метрологических характеристик ТМС.

У систем серии БП103М3 цикл обновления всех параметров составляет не более 10 сек. При этом ТМС может продолжать передавать информацию при снижении сопротивления изоляции до 10 кОм, что особенно важно с точки зрения получения вынужденной КВД после срабатывания защиты по снижению Rиз и остановки скважины.

В 2006 году реализована электронная самовостанавливающяся защита от попадания высокого напряжения, благодаря которой мы разрешаем эксплуатацию ТМС даже при снижении cопротивления изоляции установки и при отключенном устройстве контроля изоляции.

В 2009 году реализована возможность перекалибровки датчиков без вскрытия блока. Это будет очень актуально в будущем, поскольку объемы потребления ТМС высокого разрешения и высокой точности будут расти, а эта возможность значительно упростит процедуру калибровки для сервисных организаций при повторных спусках.

В модификации БП103Д предусмотрена возможность подключения дополнительных блоков, клапанов, геофизических приборов. В этом случае сторонние разработчики геофизических приборов и пакеров могут использовать нашу ТМС как средство доставки информации снизу вверх.

Кроме того, мы реализовали возможность передачи команд от наземного блока к подземному. Штатная телеметрия работает по принципу передачи сигнала только снизу вверх. Мы добились того, чтобы даже при включенном ПЭД можно было передавать сигналы от наземного блока к погружному. Это дает возможность управлять электроклапанами, геофизическими приборами и циклом опроса.

ГДИС С ПОМОЩЬЮ ВЫСОКОТОЧНЫХ ТМС

Для того чтобы оценить ФЕС пласта, состояние призабойной зоны, специалисты по ГДИС анализируют производную по давлению. Когда разрешающая способность хорошая, незначительные изменения фиксируются, например, выход на радиальный приток, особенно это актуально для скважин с низкой проницаемостью или при низких депрессиях на пласт.

Какими методами пользуются специалисты для того, чтобы получить дополнительный эффект от ТМС? В первую очередь это вынужденная КВД (рис. 4), когда скважина остановилась, например, из-за перегруза или фидер отключился.

Рис. 4. Пример исследования методом КВД
Рис. 4. Пример исследования методом КВД

Второй, малозатратный метод гидродинамических исследований — это исследование методом индикаторных диаграмм (ИД) (рис. 5). Исследования методом ИД предполагают измерение давления и расхода при нескольких стабильных режимах работы скважины, отличающихся дебитом (депрессией на пласт).

Рис. 5. Пример исследования методом ИД
Рис. 5. Пример исследования методом ИД

Параметры выведенных из бурения или после КРС «жирных» скважин можно рассчитать с помощью кривой падения давления (КПД), что позволяет исключить потери по добыче на остановки и на ограничение работы скважины.

И, наконец, четвертый метод — гидропрослушивание.

Как показывает практика, экономический эффект от применения высокоточных ТМС складывается из повышения наработки УЭЦН, повышения дебита за счет автоматической работы скважин в режиме АПВ по давлению, работы на оптимальной депрессии, сокращения времени простоев на ГДИС за счет применения малозатратных способов исследования и использования для ГДИС вынужденных простоев, а также повышения эффекта от ГТМ за счет увеличения достоверности результатов ГДИС. Кроме того, свой вклад вносит собственно сокращение затрат на ГДИС.

СТЕНДЫ ТЕСТИРОВАНИЯ ТМС

Мы изготавливаем универсальные стенды для тестирования ТМС различных производителей (рис. 6). В состав стенда входит термокамера, насосная установка, вибростол, эталонные приборы, АРМ и т.д. Стенд позволяет тестировать погружные блоки во всем диапазоне температур до 150°С, при давлении до 600 атм, причем одновременно контролируется сопротивление изоляции самого погружного блока.

Рис. 6. Универсальный стенд тестирования ТМС
Рис. 6. Универсальный стенд тестирования ТМС

К числу других функций стенда относятся: тестирование связи между погружным и наземным блоками в диапазоне температур от 0 до 150°С, тестирование связи между наземным блоком и контроллером станции управления, проверка точности измерения им сопротивления изоляции на эталонных сопротивлениях; тестирование датчиков вибрации.

СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ ИРЗ

Помимо ТМС ИРЗ-ТЭК с 2007 года серийно выпускает станции управления ЭЦН с частотным преобразователем. С января 2011 года мы поставляем нашим зазказчикам станции управления третьего поколения.

СУ ИРЗ обеспечивают чтение истории работы с помощью USB-Flash и программирование при помощи USB-Flash без остановки. Разработаны и испытываются алгоритмы автоадаптации. Важная особенность — наличие встроенного выходного синусоидального фильтра (СУ до 1000 А) и возможность измерения токов и cosφ на выходе синус-фильтра.

Станции комплектуются низкотемпературным люминесцентным графическим дисплеем, не требующим подогрева и регулировки контрастности при температуре до -60°С.

Среди прочих особенностей возможность подключения электросчетчиков, открытая архитектура на базе сети CAN и архивация данных в течение 6 месяцев.

Сервисным базам мы предоставляем сервис по удаленному GSM-мониторингу параметров скважины.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Сколько времени занимает тестирование ТМС на стенде?
Сергей Феофилактов: Заводской цикл испытаний погружного блока составляет около 150 часов, для высокоточных погружных блоков около 200. Если исходить из требований «ТНК-ВР», то высокоточный погружной блок должен тестироваться во всем диапазоне температур, во всем диапазоне давлений с количеством контрольных точек порядка 25. Чтобы проверить параметры на каждой точке, нужно погружной блок выдерживать три часа на каждой температуре, чтобы температурный градиент выровнялся. Если этого не сделать, то данные будут некорректными. В условиях сервисных баз есть свой регламент по объему испытаний, можно тестировать несколько погружных блоков отновременно.
Вопрос: Какова стоимость стенда?
С.Ф.: Стоимость стенда в зависимости от комплектации в среднем составляет около 1,5 млн руб.
Вопрос: «Интеллектуальные» станции управления вы производите?
С.Ф.: Да, это усовершенствованная станция управления ИРЗ-500 с алгоритмами автоадаптации, модернизированным контроллером. Сейчас идут их испытания в нескольких компаниях.
Вопрос: У вас есть сервисный центр?
С.Ф.: У нас есть сервисный центр в Нижневартовске, в Бугуруслане и в Бузулуке. Мы гарантируем в течение 1–2 дней прибытие нашего сервисного инженера в любую точку, где эксплуатируется наше оборудование.
Вопрос: Какие задачи вы ставите по развитию систем погружной телеметрии?
С.Ф.: Для разработки и добычи трудноизвлекаемых запасов будет актуальна ТМС, работающая при температурах до 200°. Сейчас мы ведем работы в этом направлении. В 2012 году мы выводим на рынок отказоустойчивую систему погружной телеметрии (ИРЗ ТМС 2).
Сегодня к нам на гарантийный ремонт возвращается около 2,3% погружных блоков. В связи с этим поставлена задача уменьшить уровень дефектности до 0,5 %. Гарантийный срок на наши ТМС составляет два года.
Также ведутся работы по обеспечению совместимости подземной и наземной частей наших ТМС с аналогичными устройствами других проивзодителей. Пионером в этом вопросе среди нефтяных компаний является ОАО «Сургутнефтегаз».
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт эксплуатации погружных датчиков телеметрии в ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Применение долот PDC в Тимано-Печорской провинции на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №01/2020

Инженерная практика

Выпуск №01/2020

Механизированная добыча. Наземное оборудование. Управление производством
Работа с осложненным фондом скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз», РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», ОАО «Удмуртнефть» и ООО «РИТЭК»Контроль оптимального режима работы периодического фонда в ПАО «Сургутнефтегаз»ОПИ установки ОРДиЗ, применение интегрированных моделей для оценки технологического эффекта ОРЭСнижение энергозатрат на эксплуатацию скважинного оборудования в ООО «ЛУКОЙЛ- Западная Сибирь» и ООО «РИТЭК»Подготовка высоковязкой нефти в АО «Самаранефтегаз»Внедрение интеллектуальной БКНС в ПАО «СН-МНГ»Управление производством
Ближайшее совещание
Строительство скважин, Трубопроводный транспорт
Нефтегазовая арматура 2020
3-я Производственно-техническая конференция

АРМАТУРА ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ‘2020. Производство и эксплуатация трубопроводной арматуры и оборудования устья скважин

Конференция переносится
Тематика: подтверждение производства промышленной продукции на территории РФ в соответствии с требованиями Правительства Российской Федерации. Локализация иностранных производителей на территории РФ. Результаты входного контроля трубопроводной и запорно-регулирующей арматуры в части соответствия техническим требованиям Заказчика. Внедрение новой техники, освоение сложных видов продукции в номенклатурной линейке. Развитие производственного потенциала отрасли.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – апрель 2020
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

13-17 апреля 2020 г. (даты в процессе согласования), г. Москва
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.