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

Система мониторинга и управления для эксплуатации механизированного фонда скважин

Система мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» включает в себя сбор и корректировку данных на нижнем уровне с помощью датчиков и интеллектуальных станций управления (ИСУ) с функцией виртуального расходомера и их последующую обработку и интеграцию на верхнем уровне посредством программного обеспечения (ПО) iWell. В предлагаемой Вашему вниманию статье представлены технические возможности отдельных элементов системы мониторинга и управления, результаты их опытно-промышленных испытаний (ОПИ) и промышленного внедрения на скважинах, эксплуатирующихся различными способами.

05.04.2018 Инженерная практика №02/2018
Красноборов Денис Николаевич Ведущий инженер управления технологии добычи нефти и газа (УТДНГ) отдела добычи нефти ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Последние несколько лет ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ведет работу по созданию системы мониторинга и управления для эксплуатации механизированного фонда скважин и ее интеграции в информационную систему компании. Система разделена на нижний и верхний уровни (рис. 1).

Рис. 1. Типовая схема мониторинга и управления для эксплуатации механизированного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Рис. 1. Типовая схема мониторинга и управления для эксплуатации механизированного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

На нижнем уровне представлены скважины, эксплуатируемые различными способами, которые оснащены датчиками или контроллерами, наделенными функциями управления и автоадаптации режимов работы. Последующие обработка и интеграция данных производятся на верхнем уровне системы, работа которого обеспечивается ПО iWell.

ИСУ УЭЦН С ФУНКЦИЕЙ ВИРТУАЛЬНОГО РАСХОДОМЕРА

В течение 2017 года в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» проводились ОПИ ИСУ УЭЦН с функцией виртуального расходомера разработки ООО «ЦОНиК им. И.М. Губкина». В процессе ОПИ планировалось обеспечить определение дебита скважин, в том числе при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) без использования групповых замерных установок (ГЗУ) и индивидуальных замерных устройств, а также защиту скважинного оборудования от солеотложений, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и коррозии.

Принцип работы ИСУ УЭЦН с функцией виртуального расходомера заключается в интеллектуализации управления режимом подачи химреагента с помощью программного обеспечения СУ УЭЦН, определяющего дебит скважины по косвенным показателям: токовым нагрузкам, давлению на приеме насоса, буферному давлению и т.д.

По состоянию на сентябрь 2017 года ОПИ ИСУ УЭЦН с функцией виртуального расходомера были успешно завершены на двух скважинах. Расхождения между расчетным и фактическим дебитом не превысили 5%. Проверка проводилась при помощи сертифицированных замерных устройств, и данная система показала достаточно высокую точность работы. Также было обеспечено автоматическое изменение расхода реагента в зависимости от дебита скважины.

По состоянию на конец 2017 года в работе находились семь скважин, оснащенных ИСУ УЭЦН с функцией виртуального расходомера. В дальнейшем мы планируем начать промышленное внедрение этих систем на механизированном фонде скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ УШГН, ОРЭ ШГН-ШГН

К основным функциям системы контроля и управления оборудованием УШГН относятся: вывод скважины на режим согласно предварительным расчетам, диагностика режима работы оборудования и получение фактических данных о его работе, корректировка уставок и защит и вывод оборудования на оптимальный режим работы.

К защитам, запрещающим запуск оборудования, относятся пониженное или повышенное напряжение сети, дисбаланс напряжений по фазам, неправильное чередование фаз, пониженное сопротивление изоляции, а также наличие сигнала от какого-либо датчика. Нагрузку отключают следующие виды защит: критичное отклонение текущей динамограммы от эталонной, выход давления в выкидной линии за пределы уставок, перегруз/недогруз тока или потребляемой мощности, повышение/понижение сетевого напряжения, дисбаланс напряжений, токов, мощностей, перегрев двигателя, обрыв ремней станка-качалки и аварийный сигнал от какого-либо датчика.

Таблица 1. Результаты работы интеллектуальной системы контроля и управления оборудованием УШГН, ОРЭ ШГН-ШГН
Таблица 1. Результаты работы интеллектуальной системы контроля и управления оборудованием УШГН, ОРЭ ШГН-ШГН

В результате работы интеллектуальной системы контроля БМС-3 удалось достичь максимального коэффициента заполнения УШГН и оптимизировать работу оборудования. После диагностики фактической динамограммы была проведена корректировка числа качаний, что позволило увеличить дебит нефти на 0,45 т/сут, сократить количество циклов нагружений штанговой колонны, а также увеличить наработку на отказ (НнО) за счет снижения циклических нагрузок с 5,2 до 4,9 т (рис. 2а; табл. 1).

Рис. 2. Результаты работы интеллектуальной системы контроля и управления оборудованием УШГН, ОРЭ ШГН-ШГН
Рис. 2. Результаты работы интеллектуальной системы контроля и управления оборудованием УШГН, ОРЭ ШГН-ШГН

В процессе эксплуатации другой скважины через некоторое время после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) на пульт управления поступило предупреждение о проскальзывании ремней. Также на динамограмме были зафиксированы признаки образования АСПО (рис. 2б), что позволило своевременно запланировать промывку и сократить время простоя скважины. При этом система корректировала частоту качаний, предотвращая прихват штанг и потерю циркуляции.

Рис. 3. Визуализация данных ИСУ УШГН, ОРЭ ШГН-ШГН
Рис. 3. Визуализация данных ИСУ УШГН, ОРЭ ШГН-ШГН

В целом результаты проведенных ОПИ показали, что применение ИСУ УШГН при ОРЭ ШГН-ШГН дает возможность диагностировать работу станка-качалки и своевременно выявлять возможные отклонения (рис. 3). Оповещения о нарушениях работы оборудования поступают в режиме онлайн как на саму станцию, так и на рабочее место технолога, что позволяет оперативно начать корректирующие мероприятия.

Контроль и управление ИСУ могут осуществляться с любого устройства, на котором есть выход в интернет: со стационарного ПК, планшета или смартфона. Проверка корректности режимов работы оборудования также может выполняться удаленно.

В течение 2015-2016 годов на скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» были внедрены 15 ИСУ УШГН для ОРЭ ШГН-ШГН производства ООО «РУСЭЛКОМ» и ООО «ЭЛКАМ», которые обеспечили оптимизацию работы оборудования и достижение плановых показателей по дебитам скважин. В конце 2017 – начале 2018 года мы планируем приступить к ОПИ ИСУ еще двух отечественных производителей.

ТЕХНОЛОГИЯ РПЭ «МИКСЕР»

В составе установки раздельно-поочередной эксплуатации (РПЭ) «МИКСЕР» с погружным переключателем потоков можно использовать оборудование для ЭЦН, ШГН или ШВН. Технология РПЭ при этом универсальна и не зависит от способа эксплуатации (рис. 4).

Рис. 4. Технология РПЭ «МИКСЕР» для ШГН, ШВН, ЭЦН
Рис. 4. Технология РПЭ «МИКСЕР» для ШГН, ШВН, ЭЦН

В состав установки РПЭ входят датчики, которые позволяют контролировать изменение забойного давления. Сначала от СУ, расположенной на устье скважины, по геофизическому кабелю подается команда на перемещение золотника исполнительного механизма. Затем обратно от «МИКСЕРа» к СУ передается информация о положении золотника, расходе, влагосодержании, давлении, температуре жидкости. На основании этих данных подбирается режим переключений для достижения оптимальных показателей добычи.

СУ переключателя потоков позволяет автоматически поддерживать необходимый режим работы привода насоса при отборе жидкости каждого из объектов. Подбор необходимой частоты определяется в процессе вывода на режим (ВНР) скважины.

Учет дебита по каждому из объектов проводится раздельно одним глубинным прибором или счетчиком количества жидкости (СКЖ) в зависимости от комплектации оборудования. Сигнал с выхода глубинного прибора или СКЖ поступает на СУ переключателя потоков и распределяется на два канала в зависимости от того, из какого объекта в данный момент времени осуществляется отбор жидкости. Полученные данные обрабатываются и визуализируются на пульте оператора, по каждому объекту производится подсчет накопленной добычи.

ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ IWELL

Для сбора, обработки и интеграции в информационную систему данных, полученных с нижнего уровня системы управления, в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» используется элемент системы мониторинга верхнего уровня – программное обеспечение (ПО) iWell.

В состав данной системы входят модули для онлайн-передачи данных работы оборудования в БД ПО iWell, интеграции информации в OIS+ и автоматизированную систему оперативного диспетчерского управления (АСОДУ).

ПО iWell позволяет осуществлять сбор данных от СУ любых производителей, проводить удаленный мониторинг и управление скважиной в онлайн-режиме, автоматически выявлять отклонения и автоматически предупреждать осложнения, вести архив данных, осуществлять анализ и выдачу рекомендаций. Благодаря тому, что в системе исключен ручной ввод, достигается высокая степень достоверности данных.

По состоянию на сентябрь 2017 года ПО iWell было внедрено на 312 скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Общий вид ПО iWell представляет собой матрицу Мэриленда с отображением состояния работы оборудования: «в работе», «остановлено», «отсутствие связи», «аварийное отключение», и первоочередности проведения мероприятий (рис. 5).

Рис. 5. Программное обеспечение iWell
Рис. 5. Программное обеспечение iWell

В системе предусмотрено отслеживание параметров работы в режиме онлайн, архивная информация отображается за выбранный период по выбранным параметрам. Мобильная версия ПО в зависимости от оснащения и типа модуля может быть установлена как на одну, так и на несколько единиц оборудования (СУ ГНО, ДУ, динамографа, ФОТОН и др.). Модули передачи данных (МПД) могут быть установлены на оборудование различных типов и заводов-производителей.

Для внедрения МПД были выбраны скважины нескольких месторождений с дебитом не более 5,2 т/сут после ГТМ и внедрения глубинных манометров. Объем внедрения МПД на 2017 год составил 698 единиц, из них по состоянию на 1 сентября 2017 года были установлены 312 модулей. К концу 2017 года охват механизированного фонда скважин данной системой должен был достичь 49%, что соответствует числу скважин, обеспечивающих 83% общей добычи нефти ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Внедрение ПО iWell позволит оперативно выявлять внеплановые остановы и сокращать время простоя скважины; подбирать оптимальный режим работы добывающих скважин и выводить их на режим после проведения текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС) и ремонтных работ; оперативно отслеживать параметры скважины при проведении гидродинамических исследований (ГДИ); предупреждать отказы оборудования и запарафинивания системы сбора.

Кроме того, применение ПО даст возможность повысить оперативность получения параметров работы скважин и обеспечить интеграцию с OIS+ и настройку шаблонов для интегрированной модели.

Таблица 2. Текущие результаты внедрения МПД и ПО iWell
Таблица 2. Текущие результаты внедрения МПД и ПО iWell

Текущие результаты внедрения МПД и ПО iWell указывают на значительное повышение оперативности регистрации параметров работы скважины и сокращение трудозатрат (табл. 2). Так, текущая экономия трудозатрат составила 72,5 ч/мес, из них экономия трудозатрат оператора – 48,3 ч/мес, а экономия трудозатрат технолога – 24,2 ч/мес.

Для формирования сводных аналитических форм в ПО iWell определены пять направлений: внеплановые простои скважин; работа периодического фонда; расчет потенциала скважин; энергоэффективность; оптимальная работа ГНО.

Работа по направлению «внеплановые простои скважин» уже начата: формируются отчетности по скважинам за сутки (выбранный период), а также онлайн-отчеты по скважинам, вышедшим в простой – «предупреждение», «сигнализирование», «бегущая строка», «фильтр» и т.п.

Мониторинг ПО IWell даст возможность выявлять отклонения от уставок и допустимых расчетных параметров, получать сигналы об отклонениях, а также производить расчеты оптимального давления на приеме, динамического уровня, глубины кристаллизации АСПВ и т.д.

В процессе работы одной из скважин Уньвинского месторождения на частоте 53 Гц при давлении на приеме насоса 30 атм в мае 2017 года были зафиксированы периодические отключения по недогрузу и минимальному давлению на приеме насоса. После внедрения на скважине ПО iWell в июне 2016 года было произведено уменьшение частоты с 53 до 50 Гц. В результате работа скважины была стабилизирована, отключения прекратились, также мы добились сокращения времени на выезд исследователя (оператора) для снятия информации.

Также ПО iWell было успешно внедрено на скважине Сибирского месторождения. В период 5-6 июня 2017 года скважина находилась в состоянии ВНР, проводился онлайн-контроль параметров работы скважины, оценка необходимости изменения уставок и частот. Обычно в течение одного-двух дней после запуска скважины работают с периодическими отключениями по повышенной температуре: скважина находится в простое, охлаждая ПЭД. Достигнутое при помощи ПО iWell снижение частоты при запуске до 45 Гц позволило снизить производительность и нагрев оборудования и обеспечило работу скважины в круглосуточном режиме при температуре 77°С. Также использование ПО позволило вывести скважину на режим за 35 ч при средней продолжительности ВНР 39 часов

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Денис Николаевич, Вы отметили, что для формирования сводных аналитических форм в ПО iWell определены пять направлений. Они уже реализованы или только планируются?
Денис Красноборов: Эти направления находятся в стадии реализации.
Вопрос: Учитываются ли при работе ПО iWell напорно-расходные характеристики (НРХ) насоса?
Д.К.: Нет, не учитываются, поскольку ПО iWell работает на верхнем уровне системы мониторинга и управления, тогда как обработка и оптимизация НРХ насоса производятся на нижнем уровне с помощью виртуальных расходомеров. Иными словами, на верхнем уровне система работает глобально, а на нижнем – локально, решая задачи непосредственно на объекте.
Вопрос: Возникали ли у вас проблемы при унификации взаимодействия ПО iWell и контроллеров разных производителей?
Д.К.: Проблем не возникало, при этом доработка взаимодействия производилась в плановом порядке, в том числе с участием представителей разработчика.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Novomet Track – управление добычей из любой точки мира
Подходы к разработке и мониторингу нефтесодержащих и газоконденсатных объектов Пякяхинского месторождения
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.