Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Опытная эксплуатация ИСУ в ООО «РН-Юганскнефтегаз»

С каждым годом в ООО «РН-Юганскнефтегаз» увеличивается доля ТИЗ и усложняются условия нефтедобычи, что требует новых технологических решений, одно из которых заключается во внедрении интеллектуальных станций управления (ИСУ). Результаты проведенных опытных испытаний ИСУ показали, что последние обладают рядом преимуществ перед серийными СУ с ЧРП, с их помощью можно осуществлять автоматический ВНР, стабилизировать режим скважин при изменении потенциала, переводить скважины из АПВ-режима. Вместе с тем в процессе испытаний выявлен ряд недостатков, требующих доработки ИСУ перед началом более широкого внедрения.

07.10.2011 Инженерная практика №10/2011
Попович Максим Игоревич И.о. начальника отдела ОРМФ главного управления добычи нефти и газа ООО «РН-Юганскнефтегаз» (2011 г.)

В 2010 году добыча нефти «РН-Юганскнефтегаза» составила 66,1 млн т, по этому показателю компания входит в тройку российских лидеров. Предприятие добывает каждую седьмую тонну российской нефти и каждую вторую тонну нефти «Роснефти».

Согласно классификации, принятой в России, извлекаемые запасы «РН-Юганскнефтегаза» составляют 2 475 млн т (категории АВС1+С2). Обеспеченность запасами составляет 27 лет, тогда как средний показатель по отрасли равен 17 годам. Площадь лицензионных участков равна 18 846 км2, их количество — 35 шт. В компании работает 6,4 тыс. человек.

ВОЗМОЖНОСТИ СУ С ЧРП И ИСУ

Серийные СУ с ЧРП обладают несколькими особенностями, первая среди которых — плавное (монотонное) увеличение частоты (рис. 1). При плавном пуске происходит плавный набор частоты тока с определенным темпом разгона до ее заданного значения или до достижения конкретного значения технологического параметра. Например, при установке темпа набора частоты в 2 Гц/с электродвигатель разгонится с пусковой частоты 1,5 Гц до заданных 60 Гц за время, равное T = (60–1,5)/2 = = 29,25 с.

Вторая возможность — программное (ступенчатое) увеличение частоты. Программный режим предназначен для замедленного изменения выходной частоты до нужного значения. Шаг изменения частоты определяется по формуле:

Шаг изменения частоты

где Fкон, Fнач — соответственно конечная и начальная частота; tкон — время выхода на заданную частоту.

Данный режим может включаться либо один раз, либо каждый раз после любого запуска.

Другие возможности СУ с ЧРП, такие как толчковый пуск и пуск с раскачкой, могут применяться для расклинки УЭЦН. Так, при пуске с раскачкой запуск СУ производится толчками с различными направлениями вращения. Перед разгоном на ПЭД подается последовательность импульсов с заданными напряжением и частотой. Дополнительно задается количество циклов раскачки. Время толчка должно быть не меньше, чем четыре интервала времени, необходимых двигателю для разгона до частоты толчка. Рекомендуется к данному времени прибавить одну-две секунды на каждый толчок во избежание резких разгонов и торможений.

В соответствии с заданием компании «Роснефть» заводам-изготовителям было предложено разработать новые алгоритмы динамической адаптации в зависимости от нагрузки без использования датчиков ТМС с обратной связью. Новые возможности ИСУ позволяют решать задачи оптимизации добычи за счет автоматического выбора оптимального режима, осуществлять автоматический вывод на режим (ВНР), автоматически адаптировать режим УЭЦН при изменениях притока, переводить скважины из АПВ-режима в постоянный. При изменении основных показателей ИСУ выполняет перерегулирование, т.е. сама подбирает оптимальный режим работы (рис. 1).

Рис. 1. Возможности серийных СУ с ЧРП и алгоритмов ИСУ: Uт — напряжение толчка, Fт — частота толчка; tт — время толчка; U(t) — изменение напряжения, F(t) — изменение частоты
Рис. 1. Возможности серийных СУ с ЧРП и алгоритмов ИСУ: Uт — напряжение толчка, Fт — частота толчка; tт — время толчка; U(t) — изменение напряжения, F(t) — изменение частоты
Рис. 2. Категории проблемного фонда ООО «РН-Юганскнефтегаз» для внедрения ИСУ
Рис. 2. Категории проблемного фонда ООО «РН-Юганскнефтегаз» для внедрения ИСУ

К основным конструктивным отличиям ИСУ от СУ с ЧРП можно отнести встроенный фильтр для сглаживания гармоник, наличие дополнительного контроллера и специального ПО.

ОЦЕНКА ЦЕЛЕВОГО ФОНДА ДЛЯ ВНЕДРЕНИЯ ИСУ

Перед началом внедрения ИСУ была проведена предварительная оценка проблемного фонда, согласно которой в этот фонд вошло 2763 скважины (рис. 2). Это скважины, работающие в АПВ-режиме с частым перегревом установок, за счет чего снижается ресурс их работы; скважины, при ручном ВНР которых нередко возникают проблемы, связанные с влиянием человеческого фактора; скважины, эксплуатирующиеся в неустановившемся режиме (при постоянном изменении потенциала скважин), с работой УЭЦН в левой зоне, а также скважины, осложненные солеотложениями. Все эти явления ведут к преждевременным отказам, которые можно предотвратить посредством внедрения ИСУ. Кроме того, более половины целевого фонда для внедрения ИСУ составляют скважины, для которых характерно недостижение потенциала при Рз>50 атм.

Затем мы провели более детальную оценку выбранных проблемных скважин с точки зрения целесообразности внедрения ИСУ, по результатам которой целевой фонд для внедрения этой технологии сократился до полутора тысяч скважин (рис. 3). Так, среди проблемных скважин, работающих в АПВ-режиме, мы оставили лишь те, приток которых достаточен для охлаждения ПЭД при эксплуатации в постоянном режиме, и убрали скважины, которые перевести на постоянный режим не представляется возможным по технологическим причинам. Из скважин с неустановившимся режимом для внедрения ИСУ мы исключили скважины с вероятностью отложения солей, из скважин, подлежащих ВНР — с ве-роятностью заклинивания из-за высокого содержания КВЧ и относящиеся к ЧРФ. Из скважин, не достигших потенциала, для внедрения ИСУ мы исключили скважины на которых необходимо проводить ГТМ (ИДН) с загрузкой ПЭД более 85%, с сопротивлением изоляции менее 10 МОм.

Рис. 3. Структура целевого фонда ООО «РН-Юганскнефтегаз» для внедрения ИСУ
Рис. 3. Структура целевого фонда ООО «РН-Юганскнефтегаз» для внедрения ИСУ

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ИСУ

Чтобы выявить возможности ИСУ, мы провели два цикла испытаний. Первый цикл испытаний на скважинах «РН-Юганскнефтегаза» проходил без применения систем погружной телеметрии. Согласно результатам, из ИСУ пяти производителей испытания не прошли три (табл. 1). Процент соответствия ЕТТ ОАО «НК «Роснефть» находится в диапазоне от 60 до 91% (90% и выше — проходной уровень соответствия).

Таблица 1. Результаты первого цикла испытаний ИСУ на скважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз» (без применения погружной телеметрии)
Таблица 1. Результаты первого цикла испытаний ИСУ на скважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз» (без применения погружной телеметрии)

Второй цикл испытаний подразумевал применение погружной телеметрии. Из пяти ИСУ разных производителей две не прошли испытания, а ИСУ одного производителя пришлось исключить из-за несоответствия станций заявленным характеристикам (табл. 2). Процент соответствия ЕТТ ОАО «НК «Роснефть» по результатам второго цикла находится в диапазоне от 60 до 93%.

Таблица 2. Результаты второго цикла испытаний ИСУ на скважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз» (с применением погружной телеметрии)
Таблица 2. Результаты второго цикла испытаний ИСУ на скважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз» (с применением погружной телеметрии)

АНАЛИЗ ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ ИСУ НА СКВАЖИНАХ АПВ

Второй цикл пилотных испытаний ИСУ в скважине, работающей в режиме АПВ (4727/570/МБ) показал хорошие результаты. Испытания всех ИСУ на одной скважине доказали возможность увеличения добычи нефти по АПВ-фонду за счет автоматических алгоритмов оптимизации работы (рис. 4). Средний прирост добычи жидкости при испытаниях скважин, работающих в периодическом режиме, составил 37 м3/сут, нефти — 24 т/сут. Дополнительная добыча нефти за период испытаний ИСУ на скв. №4727 составила 720 т (+1108 м3 жидкости).

Рис. 4. Второй цикл пилотных испытаний ИСУ на скважине АПВ (4727/570/МБ)
Рис. 4. Второй цикл пилотных испытаний ИСУ на скважине АПВ (4727/570/МБ)

Дополнительный цикл испытаний ИСУ на скважинах, работающих в АПВ-режиме, с контролем температур ПЭД по датчику ТМС (рис. 5) показал следующие результаты:

Рис. 5. Дополнительный цикл испытаний ИСУ на скважинах АПВ с контролем температурного режима по датчику ТМС
Рис. 5. Дополнительный цикл испытаний ИСУ на скважинах АПВ с контролем температурного режима по датчику ТМС
  • ИСУ-2 при выводе в постоянный режим работы нагревает ПЭД до 120°С
  • ИСУ-1 не вывела в постоянный режим работы и не перегревала ПЭД;
  • ИСУ-3 продемонстрировала возможность вывода скважины в постоянный режим работы без перегрева ПЭД и с приростом дебита.

Перевод на обычную СУ позволил нам пересмотреть программу работы скважины с приростом дебита (из-за дренирования пласта при работе от ИСУ).

ВЫВОДЫ

По результатам испытаний ИСУ можно сделать следующие выводы. Во-первых, с их помощью можно выполнять автоматический ВНР: из пяти ИСУ возможность автоВНР показали четыре. Потенциал применимости автоматического ВНР в «РН-Юганскнефтегазе» оценен в 113 скважин.

Во-вторых, посредством ИСУ достигается стабилизация режима при изменении потенциала – из пяти испытанных ИСУ четыре показали возможность работы на скважинах с меняющимся потенциалом. Данная технология планируется к внедрению в 1242 скважинах.

В-третьих, ИСУ позволяют переводить скважины из АПВ-режима на постоянный режим. Как показали дополнительные испытания с контролем температурного режима, не все производители могут оптимизировать АПВ-фонд за счет автоматических алгоритмов при условии минимального притока, необходимого для охлаждения ПЭД. При этом две трети АПВфонда «РН-Юганскнефтегаза» не попадают под критерии, достаточные для перевода скважин в постоянный режим. В связи с этим необходима разработка новых алгоритмов, безопасных для УЭЦН с циклическим отбором 100% потенциала скважины.

В-четвертых, из пяти испытанных ИСУ не прошли порог соответствия ЕТТ в 90% три производителя, а по результатам повторных проверок — два производителя.

Выявленные в процессе испытаний проблемы ИСУ дают основание сформулировать некоторые рекомендации для производителей. Так, на наш взгляд, при испытаниях ИСУ следует обеспечить постоянный контроль ситуации со стороны представителей завода-изготовителя. Желательно также, чтобы производители ИСУ минимизировали количество настроек и корректировок.

В настоящее время память контроллеров заполняется довольно быстро, из-за чего требуется часто считывать архивы. Предлагаем увеличить ее объем настолько, чтобы снимать его приходилось не чаще раза в 1–3 месяца.

Следует также отметить, что на результат работы может повлиять состояние оборудования (ремонтный кабель, ПЭД, насос). Поэтому при подборе целевого фонда необходимо оценивать состояние оборудования, либо спускать заведомо надежное погружное оборудование для целевой оптимизации ИСУ. Помимо этого, мы считаем, что производителям ИСУ необходимо рассмотреть вопрос управления вентильными двигателями. Целевой фонд при использовании вентильных двигателей увеличится на треть, так как минимальный приток, требуемый для охлаждения вентильного двигателя, в 2,5 раза ниже чем для асинхронного.

Производителям и сервису ИСУ мы рекомендуем шире использовать технологии удаленного контроля через GSM технологии. Это позволить минимизировать количество обращений в сервисные компании. При каждой аварийной остановке УЭЦН или критическим режиме, порция данных за последние 30 минут работы должна автоматически уходить на сервер ЦДНГ и аналитику сервиса.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Максим Игоревич, а какие из отечественных заводов способны произвести ИСУ для вентильных двигателей?
Максим Попович: Прежде всего речь идет о таких заводах-производителях, как «Электон», «Борец», «Триол» и другие. Надо сказать, с технической точки зрения это не очень сложная задача.
Вопрос: А при переводе скважин из АПВ-режима в постоянный вы энергопотребление измеряли?
М.П.: Да, конечно, мы измеряли удельные показатели по счетчикам ИСУ. При переводе скважин в постоянный режим работы удельное энергопотребление уменьшилось.
Вопрос: Принимался ли в процессе первого цикла испытаний во внимание показатель забойного давления?
М.П.: Нет, мы отслеживали только изменение динамического уровня в процессе работы скважины.
Вопрос: А не было опасения, что забойное давление может упасть ниже допустимого, и тогда скважину придется закрыть?
М.П.: На скважинах «РН-Юганскнефтегаза» не было случаев, чтобы причиной закрытия скважины послужило снижение забойного давления. Но этот вопрос требует дополнительного изучения, и мы в обозримом будущем планируем привлечение геологических служб для исследования этого вопроса.
Вопрос: А какое в вашей компании принято ограничение по забойному давлению?
М.П.: 30 атм.
Вопрос: Вы упомянули о том, что в «РН-Юганскнефтегазе» насчитывается более 400 скважин, работающих в АПВ-режиме, — в масштабах компании это довольно много. С чем связана такая ситуации?
М.П.: Ситуация связана с разными причинами – как геологическими, так и технологическими. Так, многие скважины, работающие в периодическом режиме, имеют приток не более 10–15 м3/сут, осложнены солями и мехпримесями, и для их эксплуатации в постоянном режиме просто не существует подходящего оборудования. Многие из этих скважин относятся к ЧРФ, и их эксплуатация в АПВ-режиме — единственный способ увеличить наработку. В некоторых случаях перевод скважин в АПВ-режим бывает связан с реорганизацией системы ППД на отдельных геологических участках.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Текущие проекты ТНК-ВР по новым направлениям мониторинга добычи в режиме реального времени
Системы анализа нефтепромысловых данных в ООО «Газпромнефть-Хантос»
Свежий выпуск
Инженерная практика №01-02/2024

Инженерная практика

Выпуск №01-02/2024

Новые методы строительства и ремонта скважинРазвитие цифровых технологийПовышение эффективности работы мехфондаПроектирование и эксплуатация трубопроводов
Подбор оптимальной технологии РИРРазвитие сервиса по геологическому заканчиванию скважинРазвитие проекта «Автономный актив»Защита ВСО и трубопроводов от коррозииПрогнозирование данных при помощи рекуррентных нейтронных сетей
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Механизированная добыча, Разработка месторождений, Строительство скважин
Восточная Сибирь ‘2024
Ежегодная отраслевая техническая конференция

ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ ‘2024. Бурение и добыча. Отраслевые вызовы, лучшие практики, новые технические решения.

21-23 августа 2024 г. , г. Иркутск
В период с 21 по 23 августа 2024 года ООО «Инженерная практика» планирует провести Ежегодную отраслевую техническую конференцию «ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ ‘2024. Бурение и добыча. Отраслевые вызовы, лучшие практики, новые технические решения». Мероприятие будет проходить в зале Red Hall, ББЦ (г. Иркутск ул. Байкальская, 279) в очном формате.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Защитные покрытия для нефгаздобычи ‘2024
Тренинг-курс (программа "Наставник")

Защитные антикоррозионные покрытия '2024. Эффективные методы применения защитных покрытий в нефтедобыче.

15-17 октября 2024 г., г. Самара
Цель тренинга – ознакомление с основами материаловедения, видами покрытий, типами пленкообразующих, а также формирования профессиональных знаний в области применимости различных видов покрытий для защиты нефтепроводных и насосно-компрессорных труб. Практическая часть семинара проводится на базе аккредитованной исследовательской лаборатории, оснащенной самым современным оборудованием. При прохождение практической части занятия проводятся непосредственно на промысловых трубах и НКТ, отобранных на месторождениях. Авторский курс читают Эксперты Научно-производственного центра «Самара» (основное направление деятельности - работы, связанные с исследованиями в области защиты от коррозии элементов ТЭК (скважинное оборудование, линейные трубопроводы, емкостной парк и т.д.).