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

Опыт эксплуатации интеллектуальных станций управления УЭЦН производства ООО «НПО «Эталон»

Наша компания специализируется на выпуске различных станций управления УЭЦН, в том числе интеллектуальных (ИСУ), основные принципы работы которых изложены в журнале «Инженерная практика» № 4/2012. В последнее время мы усовершенствовали алгоритмы ИСУ, в результате были разработаны новые режимы работы станций, позволяющие поддерживать непрерывную работу УЭЦН в условиях нестабильного притока и влияния ряда осложняющих факторов (повышенное содержание газа на приеме насоса, АСПО и др.). Кроме того, современные ИСУ сами предлагают наиболее приемлемый макрос — набор технологических уставок для эксплуатации конкретной скважины. Необходимо просто ввести данные по оборудованию и составу добываемых флюидов. При последующих изменениях параметров работы скважины происходит автоматическое переключение макросов. Вашему вниманию предлагаются некоторые результаты отработки нового алгоритма в рамках ОПИ на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ООО «Башнефть-Добыча», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

10.11.2012 Инженерная практика №11/2012
Дажин Александр Николаевич Заместитель директора по сервису ООО «НПО «Эталон»

Принцип действия нового алгоритма ИСУ строится на поддержании режима работы скважины без остановки насоса с циклической сменой фаз откачки, накопления и возврата в стационарный режим (рис. 1). При работе на стационарной частоте (Fкмр) и устойчивой загрузке алгоритм «спит». При снижении загрузки происходит мониторинг работы УЭЦН путем кратковременного разгона до максимальной частоты с контролем загрузки и поиском частоты срыва подачи. При восстановлении загрузки во время процедуры, система возвращается на стационарную частоту (Fкмр), если нет — определяются частота и время работы в режимах накопления и откачки (метод пропорции, «ЦСПХ-цикл стабилизации притока В.Г. Ханжина»).

Рис. 1. Работа станции управления на скважине № 1724 Аганского месторождения (работа в циклическом режиме)
Рис. 1. Работа станции управления на скважине № 1724 Аганского месторождения (работа в циклическом режиме)

ПРОВЕДЕНИЕ ОПИ

Опытно-промысловые испытания ИСУ с новым алгоритмом проводились на объектах на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ООО «Башнефть-Добыча», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Их применение позволило получить приросты дебитов, а также перевести скважины действующего фонда с периодического на постоянный режим эксплуатации. Следует отметить, что скважины «ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ», на которых тестировалось наше оборудование, были осложнены АСПО, очистка лифта НКТ осуществлялась скребками до двух раз в сутки. Мы опасались, что в циклическом режиме могут произойти аварии со скребками — «подбросы», однако, ни однойаварии не произошло. В алгоритм было заложено условие: скорость подъема жидкости не должна превышать скорости подъема скребка. То есть станция способна выводить скважину из периодической эксплуатации даже при наличии осложнений.

Сейчас наши ИСУ проходят испытания в различных регионах России на месторождениях таких компаний, как ТНК-ВР, «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Белкамнефть». Все ОПИ планируется завершить до конца 2012 года.

ВЫВОДЫ ПО ИТОГАМ ОПИ

Проведенные ОПИ подтвердили способность станции автоматически адаптироваться к текущим условиям эксплуатации скважины. Подтверждена работоспособность и эффективность уже обкатанных алгоритмов и защит.

Рис. 2. Режим дегазации. Скважина № 203 Ново-Узыбашевского месторождения
Рис. 2. Режим дегазации. Скважина № 203 Ново-Узыбашевского месторождения

«Дегазация» (рис. 2): при снижении загрузки ниже порога ЗСП станция автоматически переводится в режим дегазации (кратковременное повышение и снижение частоты) и предотвращает остановку УЭЦН по ЗСП из-за скопления газа на приеме насоса.

Рис. 3. Режим защиты ЭПО при низкой загрузке. Скважина № 203 Ново-Узыбашевского месторождения
Рис. 3. Режим защиты ЭПО при низкой загрузке. Скважина № 203 Ново-Узыбашевского месторождения

«Газовая защита» (рис. 3): если от газа избавиться не получается, станция не дает длительно эксплуатировать установку в предельном режиме, ограничиваясь определенным числом циклов дегазации. По умолчанию выполняются шесть тактов дегазации, и если загрузка не восстановилась, срабатывает защита. По истечении времени задержки АПВ ЭЦН запустится автоматически.

Рис. 4. Срабатывание защиты по уставкам ТМС на скважине № 5206 Дачно-Репинского месторождения
Рис. 4. Срабатывание защиты по уставкам ТМС на скважине № 5206 Дачно-Репинского месторождения

«Защиты ТМС» (рис. 4): ИСУ не учитывает в расчетах показания ТМС. Показания используются в качестве дополнительной защиты по температуре, давлению и вибрации. В представленном примере уставка по давлению ТМС составляет 70 атм. Если давление падает ниже этого порога, УЭЦН останавливается. У нас за время ОПИ такие остановки происходили, хотя судя по наличию притока, скважина могла продолжать работать в циклах ЦСПХ или монорежиме. Ограничение по давлению было обусловлено состоянием эксплуатационной колонны.

Проверена работа новых алгоритмов.

Рис. 5. Адаптивный вывод на режим. Скважина №205 Мегионского месторождения
Рис. 5. Адаптивный вывод на режим. Скважина №205 Мегионского месторождения

«ВНР» (рис. 5): Отмечу также, что все испытываемые нами ИСУ оснащены функцией адаптивного вывода на режим. Предусмотрено несколько вариантов: ускоренный, щадящий, режим с модуляцией (по заданному тренду). В процессе вывода на режим станция следит за изменением частоты и загрузки. После выхода на режим значения загрузки и частоты также проверяются. Дополнительно могут быть проведены процедуры разового поиска граничной частоты.

Рис. 6. Усовершенствованный алгоритм для скважин ПДФ: увеличение отбора при наличии притока
Рис. 6. Усовершенствованный алгоритм для скважин ПДФ: увеличение отбора при наличии притока

«ПДФ» (рис. 6): Помимо перечисленных алгоритмов, на наших станциях реализованы алгоритмы управления скважинами, работающими в постоянном режиме. При превышении загрузки выставленных порогов в течение длительного времени станция начинает набор частоты. Параметры разгона можно регулировать. При стабильном притоке (загрузка не приближается к ЗСП) станция увеличивает частоту откачки. В процессе откачки происходит мониторинг загрузки при выполнении процедуры автопоиска частоты срыва подачи.

Рис. 7. Усовершенствованный алгоритм для скважин ПДФ: снижение отбора при слабом притоке
Рис. 7. Усовершенствованный алгоритм для скважин ПДФ: снижение отбора при слабом притоке

«ПДФ» (рис. 7): при слабом притоке (загрузка близка либо равна ЗСП) станция выполняет автоматический переход в циклический режим. Если в течение двух циклов загрузка не восстановилась, происходит автоматический откат частот.

Рис. 8. Режим ухода от «ЗП» (токоограничение)
Рис. 8. Режим ухода от «ЗП» (токоограничение)

Отдельного упоминания заслуживает режим ухода от ЗП (токоограничение).«Токоограничение» (рис. 8): уставка токоограничения, как правило, не превышает номинал или находится ниже значения номинального тока ПЭД. При достижении значений тока ПЭД уставки токоограничения работа ведется на границе данного значения путем снижения частоты. Все алгоритмы станции в этом режиме работают, но в усеченном варианте по верхней границе частот, то есть с меньшей амплитудой. При достижении пусковой частоты отрабатывается стандартная защита от перегруза по ампер-секундной характеристике.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Александр Николаевич, хотелось бы уточнить, с какими двигателями проводились испытания?
Александр Дажин: Наши интеллектуальные станции пока работают только с асинхронными ПЭД. Вентильные и гибридные двигатели — это перспектива 2013 года.
Вопрос: Какие характеристики станции вы называете «интеллектуальными»?
А.Д.: Конкретного ответа на этот вопрос нет. То, что называлось «интеллектом» год назад сейчас реализовывается в обыкновенных СУ нашего производства. На данный момент к «интеллектуальным» характеристикам я бы отнес способность станции управления самостоятельно выбирать из нескольких вариантов адаптива наиболее эффективный.
Вопрос: Как долго продолжались ОПИ?
А.Д.: Изначально все программы ОПИ были рассчитаны на срок, не превышающий 180 суток. Где-то 90, где-то 180. Но в отдельных случаях, по желанию заказчика, мы продлевали ОПИ.
Вопрос: А отказы за время ОПИ были?
А.Д.: Отказы были. Но мы устраняли неисправность прямо на скважине. Основная же проблема — это несанкционированное изменение параметров СУ. Любознательные операторы есть на каждом месторождении.
Реплика: Это известно. Спасибо.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Отработка технологии подготовки нефтешламовой жидкости, обеспечивающей минимизацию удельного расхода реагента-деэмульгатора и улучшение качества рекуперированной нефти
Опыт эксплуатации интеллектуальных систем на добывающем фонде НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №04/2020

Инженерная практика

Выпуск №04/2020

Защита скважинного и промыслового оборудования от коррозии. Энергоэффективность. Наземное оборудование
ОПИ новых марок сталей, способов защиты НКТ и стыков сварных соединений трубопроводовИспытания трубопроводов с внутренним защитным полимерным покрытием в условиях высоких температур и выноса мехпримесейОпыт защиты скважин РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» от коррозииОПИ ингибиторов коррозии и бактерицидовЗащита трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащую продукциюПовышение энергоэффективности эксплуатации УЭЦН