ОПИ систем управления УШГН с контроллером производства ООО «Нафтаматика» на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»
В рамках повышения эффективности работы фонда УШГН ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» в 2015-2016 годах были проведены ОПИ станций управления (СУ) СКД-15 WellSim производства ООО «Нафтаматика».
Испытания показали, что данные СУ в целом способны обеспечить комплексный подход к контролю эксплуатации УШГН, оптимизировать режим и повысить энергоэффективность работы скважин, а также получить дополнительную добычу нефти.
Вместе с тем при сравнении результатов замеров производительности УШГН по всем скважинам было выявлено превышение допустимых норм расхождения показаний СУ WellSim и кустовых замерных установок, в связи с чем требуется доработка данной системы.
Действующий фонд скважин, оборудованных УШГН, в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» по состоянию на 1 сентября 2016 года насчитывал 138 единиц, фонд скважин, оборудованных компоновками ОРЭ типа ЭЦН-ШГН, – 26 единиц. Шесть скважин с УШГН работали в периодическом режиме.
НЕОБХОДИМОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ СУ
Для обеспечения эффективной работы скважин с УШГН необходимо внедрение интеллектуальных энергоэффективных СУ, которые позволяли бы в автоматическом режиме с приемлемой точностью измерять все необходимые параметры работы, диагностировать осложнения, подстраивать работу насоса под условия эксплуатации скважины и выводить работу установок на оптимальный режим. Работа в этом направлении в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» была начата в 2015 году с проведения ОПИ СУ СКД-15 WellSim производства ООО «Нафтаматика».
Данная СУ предназначена для автоматизации задач, связанных со сбором, обработкой, хранением и анализом данных, получаемых от датчиков, установленных в скважине; контроля и автоматического управления работой скважины, оптимизации режима работы скважины; визуального отображения графических данных; удаленного управления и мониторинга скважины с автоматизированного рабочего места и измерения количества добываемой жидкости.
ПРОГРАММА ОПИ СУ СКД-15 WELLSIM
В разработанной и утвержденной Программе проведения ОПИ СУ СКД-15 WellSim были обозначены следующие критерии эффективности работы данной системы:
- увеличение МРП не менее чем на 15% от средней наработки подконтрольной скважины;
- снижение количества потребляемой электроэнергии на добычу 1 м3 жидкости не менее чем на 15%;
- дебит жидкости эксплуатируемой УШГН скважины после внедрения СУ сопоставим или выше прежнего при условии нормальной работы глубинно-насосного оборудования (ГНО) и отсутствия утечек в ГНО до и после внедрения СУ при прочих равных параметрах;
- возможность применения СУ для замера дебита скважины – обеспечение точности расчета дебита жидкости скважины контроллером с погрешностью в пределах 5% от фактического значения.
В ноябре 2015 года шесть комплектов СУ были установлены на скв. №1, 2 и 3 месторождения №1 ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз», которые эксплуатировались с помощью УШГН, и на скважинах №4, 5 и 6 месторождения №2 ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз», оборудованных системами ОРЭ по типу ЭЦН-ШГН (табл. 1).
СОСТАВ И СХЕМА РАБОТЫ СУ
В состав СУ СКД-15 WellSim входят шкаф СУ СКД15 с контроллером WellSim и частотным преобразователем; датчик нагрузки на полированном штоке с комплектом выравнивающих шайб; набор датчиков положения (два датчика Холла) с установочным комплектом и кабель датчика нагрузки.
Принцип работы СУ подразумевает считывание и обработку сигналов от датчиков, вычисление параметров работы скважины, принятие решений по режиму работы на контроллере, хранение статистической информации, передачу информации с помощью средств телекоммуникации и удаленное управление (рис. 1). Режимы работы СУ задаются с помощью персонального компьютера или удаленно под управлением телемеханики (АСУТП).
Изменение скорости вращения двигателя УШГН обеспечивается частотным преобразователем, а считывание параметров работы ШГН с контролера WellSim производится с помощью переносного персонального компьютера (или других устройств), соединенного с контроллером по беспроводной сети Wi-Fi. Кроме того, предусмотрена возможность соединения с контроллером при помощи кабеля через порт RS-232 или Ethernet. Измерение параметров работы УШГН основано на динамометрии, или построении динамограммы, – графической зависимости нагрузки на полированный шток от его перемещения (рис. 2). Рассчитывается степень заполнения насоса, эффективная длина хода плунжера, что в итоге позволяет получить расчетную производительность насоса как по жидкости в целом, так и отдельно по фазам.
Кроме того, в СУ реализован режим поддержания степени заполнения насоса, который позволяет контролировать работу последнего после введения конкретной уставки в процентах. К примеру, если задается уставка 70%, то при снижении этого уровня система сама регулирует откачку, за счет чего достигается увеличение МРП и объема добываемой нефти (рис. 3).
СУ предусматривает контроль и изменение параметров работы ШГН посредством телемеханики, но АСУТП КЦДНГ-7, где было установлено испытываемое оборудование, данную функцию не поддерживает.
Сохранение истории работы каждой скважины реализовано в экспериментальной программе WellSystem: данные сохраняются в формате MS Excel с периодичностью в 60 мин.
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ СУ
Экономия электроэнергии в данной системе достигается за счет сокращения ее потребления при ходе штанг ШГН вниз. По скв. №4 и 6 было зафиксировано повышение потребления электроэнергии после внедрения СУ, что было связано со значительным увеличением непрерывного времени работы УШГН в результате оптимизации режима работы – фактически данные скважины перешли на постоянный режим работы. Вместе с тем, увеличение потребления электроэнергии компенсировалось получением дополнительной добычи нефти по скважинам (табл. 2).
ИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТА СКВАЖИН
Система WellSim сертифицирована как средство измерения объема сырой нефти. Однако при сравнении результатов замеров производительности УШГН (ГЗУСУ ШГН) в 2015 году по всем скважинам получено превышение допустимого расхождения показаний СУ WellSim и замерной установки (ЗУ) на 5% и более (табл. 3).
В марте-апреле 2016 года представители ООО «Нафтаматика» провели калибровку внедренных систем, суть которой заключалась в расчете и вводе дополнительных поправочных коэффициентов. Калибровка и контрольные замеры по скважинам ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» проводились по ЗУ, установленным в ГЗУ (ОЗНА-МАССОМЕР, ТОР 1-50). По скв. №5 и 6 ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» калибровка не проводилась в связи с невозможностью проведения отдельного замера ШГН из-за негерметичности обратного клапана ОРЭ. По скв. №5 ввиду малого дебита калибровка и контрольные замеры производились на тарированную емкость.
После калибровки точность замеров дебитов, произведенных с помощью СУ, повысить не удалось, напротив, расхождение результатов прямых замеров и расчетных дебитов по СУ выросло до 11% (табл. 4).
ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ УШГН
По состоянию на 1 сентября 2016 года все подконтрольные скважины находились в работе, текущая наработка оборудования в комплекте с СУ составляла от 279 до 292 сут. Отказов испытываемого оборудования за время проведения ОПИ не происходило. На скв. №2 в период с 17 по 22 января 2016 года был проведен подземный ремонт скважины (ПРС), заключавшийся в замене НКТ по причине их негерметичности из-за осложнения коррозией, однако данный отказ не был связан с работой СУ и поэтому в оценке МРП после внедрения СУ не учитывался.
Режим работы УШГН был оптимизирован по трем скважинам месторождения, работавшим до внедрения СУ в периодическом режиме (табл. 5), дополнительная добыча нефти составила 2,2 т/сут. По скв. №1, 2 и 3 работа УШГН не изменилась, так как скважины до внедрения работали в постоянном режиме с параметрами, близкими к оптимальным (заполнение насоса на 85-95%).
РЕЗУЛЬТАТЫ ОПИ
В целом ОПИ СУ СКД-15 WellSim производства ООО «Нафтаматика» признаны успешными. Система отнесена к категории энергоэффективных, в ней реализован комплексный подход к контролю эксплуатации УШГН, что позволяет оптимизировать режим работы установки и автоматически поддерживать его. Вместе с тем, данная система нуждается в серьезной доработке как устройство замера дебита скважин, оборудованных УШГН.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.