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

Интеллектуальная система управления установкой штангового глубинного насоса

Согласно ряду проведенных консалтинговыми компаниями исследований, производственная эффективность предприятий нефтегазодобывающей отрасли РФ и СНГ в среднем в 2-3 раза ниже лучших мировых показателей. Одна из ключевых причин состоит в отсутствии широкой практики внедрения в отечественных компаниях комплексных систем автоматизации процесса нефтедобычи, которые бы обеспечивали как мониторинг процессов в реальном времени, так и поддержание оптимальных режимов эксплуатации добывающего фонда скважин с учетом требований энергоэффективности.

В качестве одного из направлений решения названной проблемы в АО «Самаранефтегаз» были проведены испытания и анализ эффективности применения интеллектуальной системы управления (ИСУ) установками штанговых глубинных насосов (УШГН). Полученные во время проведения испытаний результаты (повышение дебита жидкости и энергоэффективности работы установок) позволяют сделать вывод о целесообразности применения интеллектуальных контроллеров.

05.04.2018 Инженерная практика №02/2018
Останков Николай Александрович Первый заместитель генерального директора, главный инженер АО «Самаранефтегаз»
Черепанов Андрей Викторович Руководитель группы по повышению энергоэффективности и энергосбережению АО «Самаранефтегаз»
Малявин Антон Александрович Инженер 1 категории группы повышения энергоэффективности и энергосбережения АО «Самаранефтегаз»
Шияпов Эльдар Исмагилович Ведущий инженер-технолог цеха добычи нефти и газа №2 АО «Самаранефтегаз»

Основная задача повышения эффективности эксплуатации фонда скважин, оснащенных УШГН, формулируется как увеличение периода непрерывной работы скважин при оптимальной (заданной) степени заполнения насоса и, соответственно, максимальном дебите нефти. На практике данная задача решается несколькими способами.

Во-первых, это периодическое проведение мероприятий для определения уровня/степени заполнения насоса с последующим заданием периодичности работы скважины с использованием станций управления со «стандартным» контроллером. Однако данный подход требует регулярных затрат на выезды специалистов и не исключает погрешностей в расчете оптимальной периодичности работы, что приводит к простаиванию скважин.

Второй вариант – использование интеллектуальных станций управления (ИСУ), в которых реализовано автоматическое построение динамограммы, ее анализ, расчет степени заполнения и последующий периодический режим работы при заданной степени заполнения (условно ИСУ-1).

Третий вариант основывается на применении ИСУ, в которых не только реализованы возможности ИСУ 1-го типа, но и добавлена функция расчета оптимального времени простоя (ИСУ-2).

Наконец, этим же целям служит использование станций управления с преобразователем частоты (ПЧ), обеспечивающих постоянный режим работы. Контроллер СУ поддерживает заданную уставку заполнения путем регулирования частоты качаний.

Наиболее эффективным себя показал последний вариант (СУ с ПЧ), поддерживающий постоянный режим работы оборудования, что снижает количество запусков электродвигателя и обеспечивает экономию электроэнергии, поскольку ПЧ подает электроэнергию на электродвигатель по необходимости. В то же время высокая стоимость промышленных преобразователей частоты делает окупаемость таких СУ довольно долгой.

ИСУ 1-ГО ТИПА

Контроллер ИСУ строит динамограмму, определяет степень заполнения насоса, и при степени заполнения, равной уставке или превышающей ее, скважина остается в работе. В случае снижения заполнения насоса ниже уставки, контроллер останавливает скважину для накопления (время простоя задается в контроллере инженером-наладчиком или технологом). По истечении заданного промежутка времени скважина вновь запускается, контроллер строит динамограмму и описанный выше алгоритм повторяется. Таким образом обеспечивается автоматический режим работы скважины, исключающий необходимость выезда специалистов для снятия динамограмм, определения уровня и т.д.

Тем не менее, при этом существует вероятность неверного расчета времени простоя. Если это время будет слишком продолжительным, в стволе скважины накопится столько жидкости, что это будет ограничивать приток пластового флюида и приведет к потере добычи. С другой стороны, если время простоя будет слишком коротким, насосная установка будет слишком часто включаться и выключаться, что приведет к излишнему потреблению электроэнергии и чрезмерному износу пускателя двигателя.

Рис. 1. Алгоритм работы контроллера
Рис. 1. Алгоритм работы контроллера
Рис. 2. Соотношение времени работы и времени простоя УШГН
Рис. 2. Соотношение времени работы и времени простоя УШГН

ИСУ 2-ГО ТИПА

Реализованный в контроллере ИСУ-2 алгоритм управления аналогичен предыдущему, но дополнительно включает в себя функцию расчета оптимального времени работы и простоя скважины.

Инженер-наладчик или технолог запускает процедуру, которая в течение определенного времени (в среднем 1-2 сут) производит запуск/остановку электродвигателя с определением степени заполнения насоса, времени работы скважины, времени простоя. В соответствии с заложенной в функцию логикой контроллер строит кривую зависимости времени работы от времени простоя, по которой определяется оптимальное время простоя (рис. 1, 2, 3).

Рис. 3. Динамограмма до внедрения контроллера
Рис. 3. Динамограмма до внедрения контроллера

Таким образом, обеспечивая работу в режиме оптимального времени накопления, ИСУ также обеспечивает и увеличение времени непрерывной работы скважины при заданной степени заполнения насоса.

Таблица 1. Исходные данные для проведения испытаний ИСУ-2 на скважине Саврухинского м/р АО «Самаранефтегаз»
Таблица 1. Исходные данные для проведения испытаний ИСУ-2 на скважине Саврухинского м/р АО «Самаранефтегаз»

ИСПЫТАНИЯ ИСУ УШГН

Исходные данные для проведения испытаний ИСУ-2 на скважине Саврухинского месторождения АО «Самаранефтегаз» представлены в таблице 1. До внедрения контроллера скважина работала в постоянном режиме с низким заполнением насоса (0,1) и срывом подачи по причине содержания свободного газа на приеме насоса в объеме более 10%. Динамограмма работы УШГН до внедрения ИСУ представлена на рисунке 3.

Испытанная ИСУ УШГН применяет обновляемую в режиме реального времени математическую модель скважины, использующую данные нагрузки и положения, непрерывно измеряемые с помощью межтраверсного датчика нагрузки и датчика положения полированного штока на основе акселерометра (либо датчиков Холла), и позволяет управлять скважиной в автоматическом режиме, строить поверхностную и глубинную динамограммы (рис. 4, 5).

Рис. 4. Схема размещения оборудования на скважине
Рис. 4. Схема размещения оборудования на скважине
Рис. 5. Динамограмма после внедрения контроллера
Рис. 5. Динамограмма после внедрения контроллера

Как свидетельствуют приведенные в табл. 2 данные, после внедрения ИСУ снижение удельного энергопотребления составило 19% (11% в случае приведения к дебиту нефти в единицах массы), увеличение дебита жидкости составило 126% по объему жидкости и 106% по массе нефти.

Таблица 2. Результаты ОПИ ИСУ УШГН на скважине Саврухинского м/р АО «Самаранефтегаз»
Таблица 2. Результаты ОПИ ИСУ УШГН на скважине Саврухинского м/р АО «Самаранефтегаз»

Рост дебита достигнут благодаря использованию функции контроллера, которая рассчитывает оптимальное время простоя скважины с момента остановки до момента достижения заданной уставки наполнения насоса (0,7) и запуска в работу.

В ходе испытаний были выявлены следующие возможности и преимущества ИСУ УШГН:

  • построение главного инструмента технолога – поверхностной и глубинной динамограмм;
  • автоматическая работа скважины по степени наполнения насоса, по давлению на приеме насоса, по расписанию и таймеру;
  • функция диагностики ГНО с выдачей рекомендаций (редуктор, штанги, конструкция УШГН);
  • расчет дебита жидкости и давления на приеме насоса (на ИСУ получен метрологический сертификат об утверждении типа средств измерений); различные алгоритмы управления по датчику нагрузки.

По итогам ОПИ среднесуточный прирост дебита нефти составил 0,6 т, накопленная дополнительная добыча нефти за год – 219 тонн.

Удельный расход электроэнергии был снижен на 0,65 кВт-ч/м3, что обеспечило экономию электроэнергии в объеме 2376 кВт-ч в годовом выражении.

Увеличение дебита достигнуто благодаря использованию функции контроллера по расчету оптимального времени простоя скважины с момента остановки до момента достижения заданной уставки наполнения насоса и запуска в работу.

Снижение удельного энергопотребления в среднем на 20% достигается за счет работы скважины в оптимальном режиме с соответствующими снижением максимальных нагрузок, отсутствием работы вхолостую, повышением дебита.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Политика компании в области повышения энергоэффективности и энергосбережения №П2-04.02 П-01 версия 1.00№568П от 28.04.2014 г. Изменения №788-П от 12.05.2017;
  2. Инженерный отчет (акт) по результатам выполнения опытно-промышленных испытаний интеллектуальной станции управления для УШГН АО «Самаранефтегаз», 2017.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Интеллектуальная станция управления для ШГН на базе отечественного контроллера «РУМБ»
Novomet Track – управление добычей из любой точки мира
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – сентябрь 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

10 – 14 сентября 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.