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

Опыт эксплуатации погружных датчиков телеметрии в ООО «РН-Юганскнефтегаз»

В настоящее время погружными датчиками телеметрии (ПДТ) оборудовано 9% фонда УЭЦН ООО «РНЮганскнефтегаз». Основная проблема при эксплуатации датчиков заключается в их низкой надежности: количество ПДТ, отказавших в процессе эксплуатации, составляет 25–64% в зависимости от производителя, при этом наработка датчиков на 25–53% ниже наработки УЭЦН. Кроме того, работа датчиков сопряжена и с рядом других недостатков, которые производителям следует устранить при доработке оборудования.

08.10.2011 Инженерная практика №10/2011
Загородний Любомир Анатольевич Начальник отдела качества ООО «РН-Юганскнефтегаз» (2011 г.)

Рис. 1. Динамика внедрения ПДТ на скважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз», 2005–2012 гг.
Рис. 1. Динамика внедрения ПДТ на скважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз», 2005–2012 гг.

ПДТ на скважинах «РН-Юганскнефтегаз» применяются около десяти лет, но об их массовом внедрении можно говорить, начиная с 2009 года (рис. 1). По состоянию на 01.09.2011 года фонд скважин, оснащенных ПДТ, составил 9% фонда УЭЦН Общества.

Рис. 2. Структура фонда по производителям ПДТ в ООО «РН-Юганскнефтегаз», 2005–2011 гг.
Рис. 2. Структура фонда по производителям ПДТ в ООО «РН-Юганскнефтегаз», 2005–2011 гг.

Скважины «РН-Юганскнефтегаз» оборудованы в основном датчиками производства компаний «Борец» (199 шт.), «Электон» (173 шт.), Centrilift (139 шт.), REDA (101 шт.) (рис. 2). Датчики импортного производства (REDA и Centrilift) приобретаются в составе полнокомплектных УЭЦН.

ОЦЕНКА РАБОТЫ ПДТ

О качестве работы ПДТ можно судить по проценту отказавших датчиков и их наработке. Количество ПДТ, отказавших в процессе эксплуатации, колеблется от 25% («Орион») до 64% (Centrilift) (рис. 3). Наработка УЭЦН значительно — в среднем на 37% — выше, чем наработка ПДТ, что свидетельствует о недостаточной надежности последних. Показатель наработки ПДТ колеблется от 25% для датчиков компании «Борец» и до 53% для датчиков Centrilift (рис. 4).Следует отметить, что базовые параметры работы ПДТ основных производителей схожи. Речь идет о давлении в пределах 350–400 атм, температуре от 0 до 150°С и вибрации 3–5 g (табл. 1).

Таблица 1. Сравнение основных параметров работы ПДТ различных производителей
Таблица 1. Сравнение основных параметров работы ПДТ различных производителей
Рис. 3. Процент неработающих ПДТ по производителям по состоянию на 01.09.2011 г.
Рис. 3. Процент неработающих ПДТ по производителям по состоянию на 01.09.2011 г.

Согласно отзывам технического персонала о работе ПДТ, недостатки присущи датчикам как отечественного, так и импортного производства (табл. 2).

В ОАО «НК «Роснефть» разработаны и действуют единые технические требования (ЕТТ) ко всем ПДТ, применяемым в компании. Любая СУ УЭЦН, согласно ЕТТ, должна быть совместима с любым блоком ПДТ (табл. 3).

Таблица 2. Выдержки из отзывов и мнений технологического персонала о работе и надежности ПДТ
Таблица 2. Выдержки из отзывов и мнений технологического персонала о работе и надежности ПДТ
Таблица 3. Единые технические требования ОАО «НК «Роснефть» к ПДТ
Таблица 3. Единые технические требования ОАО «НК «Роснефть» к ПДТ
Рис. 5. Дефекты, выявленные при разборах отказавших ПДТ
Рис. 5. Дефекты, выявленные при разборах отказавших ПДТ
Рис. 6. Заполнение «шахматки» скважины
Рис. 6. Заполнение «шахматки» скважины

ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОТКАЗОВ ПДТ

Согласно статистическим данным, среди дефектов узлов датчиков, выявленных при разборе поднятого оборудования, первое место занимает коррозия корпуса (рис. 5). Далее следует отсутствие показаний по всем параметрам — температуре, давлению, вибрации; снижение сопротивления изоляции ниже нормы; повреждение провода термоввода. Все эти дефекты указывают на низкую надежность ПДТ, применяемых в настоящее время.

КРИТЕРИИ, ФУНКЦИИ И ПЕРСПЕКТИВА ПРИМЕНЕНИЯ ПДТ

ПДТ применяются на осложненных скважинах и скважинах ЧРФ; на скважинах с недостаточным притоком и работающих в АПВ-режиме; на высокотоннажных скважинах (для дополнительного контроля). Кроме того, датчики используются для гидродинамических и других исследований; на скважинах с установленными пакерами для изоляции интервалов негерметичности; на скважинах, имеющих статус «автономная» в связи с отсутствием дорог в весенне-летний период, с выводом данных на ТМ; а также на скважинах, не оборудованных АГЗУ (например, разведочных), и др. Всего насчитывается 11 критериев для внедрения ПДТ, ими руководствуются технологи при подборе погружного оборудования к скважине при ТКРС (рис. 6). К сожалению, пока система не позволяет управлять данными в режиме реального времени, но в обозримом будущем планируется реализовать эту возможность.

Среди основных функций ПДТ можно назвать следующие:

  • контроль параметров работы скважины;
  • снижение риска перегрева ПЭД;
  • реализация работы СУ по параметрам ПДТ (оптимизация работы УЭЦН, автоВНР);
  • дополнительная добыча нефти за счет оптимального подбора режима работы УЭЦН;
  • возможность проводить гидродинамические и другие исследования при помощи высокоточной телеметрии без снижения добычи нефти.

В качестве перспективного направления применения ПДТ следует отметить проведение удаленного мониторинга осложненного фонда, обеспечивающего оперативное принятие решений. Мы планируем, что доля фонда, оснащенного датчиками, будет постепенно расти. В идеале нам бы хотелось довести уровень оснащенности датчиками скважин, оборудованных УЭЦН, до 100%.

ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

Проанализировав работу ПДТ в «РН-Юганскнефтегаз» можно сформулировать следующие выводы и предложения для производителей датчиков. Во-первых, очевидна необходимость в повышении надежности ПДТ: НнО датчика должна соответствовать наработке УЭЦН. Во-вторых, корректность данных не должна зависеть от изоляции системы «кабель — ПЭД». В-третьих, нужно повысить надежность показаний ПДТ при замерах изоляции любыми приборами. В-четвертых, необходимо сократить настройку наземного блока ПДТ и число уставок в СУ. В-пятых, следует стремиться к созданию универсального наземного блока, который бы подходил к системам телеметрии любого производителя. В-шестых, в условиях развития ИСУ (в том числе и по параметрам ПДТ) необходимо разработать алгоритм дополнительных проверок корректности данных от ПДТ. Наконец, следует упростить и удешевить ремонт ПДТ, который в настоящее время обходится в 35–50% стоимости нового датчика.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Любомир Анатольевич, оснащены ли датчики, которые вы применяете, так называемым имитатором — прибором, позволяющим определить, какая часть датчика, наземная или подземная, отказала.
Любомир Загородний: Таким прибором оснащены только датчики производства компании «Электон». Мы планируем включить обязательное наличие имитатора в единые технические требования к ПДТ.
Реплика: «Борец» тоже предлагает имитаторы.
Л.З.: Нам этот производитель пока такие имитаторы не предлагал.
Вопрос: А какие штрафные санкции предъявляются заводу в случае преждевременного отказа ПДТ?
Л.З.: В большинстве случаев они не предъявляются. Следует отметить, что, когда датчик отказывает преждевременно, а УЭЦН продолжает функционировать, приходится отключать сопротивление изоляции. В этом случае доказать необходимость гарантийного ремонта практически невозможно.
Реплика: Судя по всему, разрабатывать механизмы взыскания штрафных санкций за преждевременные поломки датчиков придется нефтяникам, сервисные компании и заводы-производители вряд ли будут работать в этом направлении.
Реплика: По большому счету, нефтяники не должны этим заниматься, их основная задача — обеспечить добычу нефти. А вот заводы-изготовители должны обеспечить надежную работу датчиков. Важно понимать, что ПДТ необходим не столько для контроля, сколько для регулирования режима работы скважины.
Л.З.: Вероятно, производитель будет больше заинтересован в повышении надежности датчиков в том случае, если добывающая компания перейдет на прокат оборудования. В «РНЮганскнефтегазе» уже переведены два цеха, планируется перевести еще ряд цехов.
Реплика: Возможно, имеет смысл собрать и обобщить информацию о проблемах работы датчиков и опросить заводыпроизводители на предмет того, как они планируют повышать надежность ПДТ.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Анализ и направления унификации технических требований к СУ и ТМС
Высокоточные системы погружной телеметрии, станции управления. опыт эксплуатации, пути совершенствования
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №11-12/2019

Инженерная практика

Выпуск №11-12/2019

Механизированная добыча, арматура, промысловые трубопроводы
Работа с механизированным фондом скважин в Восточной Сибири: опыт ПАО «Сургутнефтегаз» и ООО «ИНК»Выполнение программы ОПР на механизированном фонде и внедрение новых технологий в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»Опыт применения энергоэффективного дизайна УСШН на месторождениях АО «СамаранефтегазИспытания технологий защиты осложненного фонда скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз», ПАО «Сургутнефтегаз» и ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»Вентильные и синхронные двигатели с постоянными магнитами, защитные покрытия, промысловые реагентыУстьевое и противовыбросовое оборудование, регулирующая арматура, интеллектуальные приводы, обвязка кустовых площадок
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы – 2020
Производственно-техническая конференция

ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ ’2020: Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

3-4 марта 2020 г., г. Екатеринбург
03 – 04 марта 2020 года в большом конференц-зале «Форум» гостиницы «Онегин» города Екатеринбурга по адресу ул. Розы Люксембург, 49 ООО «Инженерная практика» проводит Ежегодную производственно-техническую отраслевую Конференцию «ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ ’2020: Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта». Работа Конференции носит рабочий характер и направлена на обмен опытом и обсуждение лучших практик применения оборудования и технологий среди экспертов и специалистов нефтяных компаний, НИПИ и заводов производителей оборудования по основным темам: анализ эффективности применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения, обсуждение опыта и технологий применения трубной̆ продукции из различных сплавов и альтернативных материалов, проведение мониторинга и методов диагностики трубопроводов, в том числе: инфразвуковая система мониторинга, мониторинг трубопроводов в сейсмически активные зоны, внутритрубная диагностика, методы определение утечек и несанкционированных врезок в нефтепроводы с применением беспилотных летательных аппаратов, новые разработки и технологии ЭХЗ, а так же другим актуальным вопросам эксплуатации системы трубопроводного транспорта.