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

Опыт эксплуатации СУ СПКУ «ИНТЭС» и результаты ОПИ блоков ТМС в условиях ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Применение СПКУ «ИНТЭС» на скважинах ООО «РНСтавропольнефтегаз» позволило стабилизировать работу оборудования в сложных гидродинамических условиях, предотвратить срывы подачи при высоком Гф, повысить дебит нефти без смены типоразмера насоса и увеличения глубины его спуска, а также существенно увеличить наработку УЭЦН на отказ.

Аномально высокая температура эксплуатируемых пластов обуславливает необходимость применения термостойких ТМС на скважинах «РН-Ставропольнефтегаза». Результаты ОПИ ТМС показали, что производители завышают температурные показатели работы данных узлов. При этом наилучшие результаты испытаний показали ТМС производства Ижевского радиозавода и компании «Борец».

08.10.2011 Инженерная практика №10/2011
Оселедько Алексей Юрьевич Инженер-технолог ЦДНГ ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Задача оптимального дренирования продуктивного пласта становится все более актуальной при эксплуатации месторождений с ТИЗ — высокими Гф, давлением насыщения и вязкостью добываемой продукции, а также при разработке истощенных нефтяных месторождений с пониженным пластовым давлением. В таких условиях нельзя допускать резких изменений режима работы скважин, однако обеспечить их стабильную эксплуатацию с использованием традиционного оборудования и технологий не всегда представляется возможным. Создать необходимую депрессию на пласт и стабилизировать режим эксплуатации скважины в сложных гидродинамических условиях позволяют станции управления (СУ) УЭЦН по технологии циклической стабилизации притока («СПКУ-90»).

ПРОГРАММНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СПКУ «ИНТЭС»

Пакет технологических макроалгоритмов управления УЭЦН включает в себя монотонный режим с заданным темпом разгона (по времени и скорости); автоматический поиск устойчивого режима для фиксированных частот; режим циклической стабилизации с автоматической настройкой на потенциал скважины при нестационарном притоке и режим сдержанного отбора при переменной структуре потока в НКТ (при продувках). Технологическая защита обеспечивается не только традиционным набором защит и индикаций параметров питающего напряжения, состояния УЭЦН, но и дополнительным пакетом технологических защит УЭЦН. Набор традиционных защит и индикаций включает в себя отключение ПЭД:

  • при отклонении напряжения питающей сети, если это отклонение приводит к недопустимой перегрузке по току с возможностью АПВ после восстановления напряжения;
  • при недогрузке (защита от срыва подачи);
  • при перегрузке;
  • по максимальной токовой защите (МТЗ);
  • по недопустимо низкой выходной частоте ПЧ;
  • при срабатывании защиты силовых ключей ПЧ;
  • при перегреве ПЧ;
  • при превышении заданного уровня температуры, давления (при использовании погружной термоманометрической системы).

Дополнительный пакет технологических защит УЭЦН предусматривает следующие ситуации: предельное погружение; подблинкерное погружение; предельный напор; малый приток; падение наполнения насоса и механическую перегрузку насоса.

ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ СПКУ «ИНТЭС»

Первые ОПИ стабилизатора притока с контролем управления (СПКУ) производства «ИНТЭС» прошли в «РН-Ставропольнефтегазе» в 2006 году. Было испытано пять станций, главной целью ОПИ были циклическая стабилизация притока, оптимизация и достижение потенциальных режимов скважин при эксплуатации УЭЦН. Система адаптивного управления по методу стабилизации притока использовалась главным образом на стадии вывода скважин на режим, отчасти ее применение было направлено на получение дополнительного прироста добычи нефти при работе на повышенных частотах. В ходе ОПИ был испытан весь пакет программно-технологических характеристик СПКУ «ИНТЭС-90». Начиная с 2007 года компания «ИНТЭС» в рамках договора с ООО «РН-Ставропольнефтегаз» начала проведение работ по сервисному обслуживанию СПКУ-90. По состоянию на сентябрь 2011 года в эксплуатации у добывающей компании находились 20 таких СУ.

Рис. 1. Структура парка ЧРП ООО «РН-Ставрополь - нефтегаз» по производителям
Рис. 1. Структура парка ЧРП ООО «РН-Ставрополь – нефтегаз» по производителям

Всего в «РН-Ставропольнефтегазе» насчитывается 55 СУ с частотно-регулируемыми приводами (ЧРП) производства трех заводов-изготовителей: «Борец», «Электон» и «ИНТЭС» (рис. 1). СУ «Борец04», «Борец-ВД» и «Электон-05» используются для вывода на режим скважин с повышенным выносом мехпримесей и для дальнейшего «разгона» с целью получения дополнительной добычи. СПКУ производства «ИНТЭС» оснащены дополнительными функциями, одна из которых — выбор оптимального режима эксплуатации — реализована с помощью режима циклической откачки для стабилизации притока скважин и в условиях высокого Гф. СПКУ

«ИНТЭС» предназначены для использования на малодебитных скважинах и скважинах, работающих в режиме периодической эксплуатации, с неустойчивым и осложненным притоком, включая высокодебитные.

Рис. 2. Размещение СПКУ «ИНТЭС» на фонде ООО «РН-Ставропольнефтегаз»
Рис. 2. Размещение СПКУ «ИНТЭС» на фонде ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Значительная часть СПКУ «ИНТЭС» размещена на малодебитном фонде скважин компании с дебитами от 12,5 до 36,5 м3/сут, которые работают в режиме циклической откачки (автокоррекции) с верхней уставкой по частоте 52–51 Гц и нижней — от 48 до 40 Гц в зависимости от динамического уровня и подачи насоса с подбором шага частоты (рис. 2). Например, при автокоррекции 52–46 Гц устанавливается шаг изменения частоты 10 (по 0,75 Гц за 17 с). Около 80% скважин (14 ед.), оборудованных СПКУ «ИНТЭС» (около 80%), работают в режиме автокоррекции с плавающей частотой. Применение данной технологии позволяет постоянно оптимизировать динамический уровень, значительно сокращать фонд АПВ-скважин, работать в условиях высокого

Гф с забойным давлением, равным или ниже давления насыщения. Если при эксплуатации УЭЦН с обычными СУ в условиях высоких Гф и давления насыщения наблюдались частые срывы подачи и отключения скважин по ЗСП (приходилось подбирать режим работы на АПВ), то с помощью СПКУ «ИНТЭС» данные проблемы были решены.

На фонде скважин, работающих с СПКУ, достигнуты потенциалы скважин с высокими давлениями насыщения. Значительная доля скважин с СПКУ «ИНТЭС» работает с забойными давлениями ниже или равными давлениям насыщения (рис. 3).

Рис. 3. Забойное давление и давление насыщение скважин, оборудованных СПКУ «ИНТЭС»
Рис. 3. Забойное давление и давление насыщение скважин, оборудованных СПКУ «ИНТЭС»

СНО погружного оборудования по «РН-Ставропольнефтегазу» составляет 233 сут, а СНО УЭЦН, работающих с СПКУ «ИНТЭС», — 165 сут, что на 13 сут выше, чем с СУ «Электон-05», и на 24 сут — чем  с СУ с ЧРП производства компании «Борец» (рис. 4). НнО по причине R=0 погружного оборудования c СУ «ИНТЭС» также гораздо выше, чему других производителей. Это в первую очередь связано с уменьшением выноса мехпримесей при работе скважин в режиме циклической откачки, отсутствием перегрева ПЭД при недостаточном охлаждении.

Рис. 4. Наработка на отказ СУ разных производителей в ООО «Ставропольнефтегаз»
Рис. 4. Наработка на отказ СУ разных производителей в ООО «Ставропольнефтегаз»

Из 18 преждевременных отказов (НнО<180 сут) УЭЦН из-за нарушения изоляции только три произошли из-за перегрева ПЭД и были связаны с функционированием УЭЦН вне рабочей зоны (с дебитом менее 50% от номинальной производительности насоса) и с высокой КВЧ.

На всех скважинах, оборудованных СПКУ «ИНТЭС», получено увеличение НнО (рис. 5). Максимальная наработка составила 1095 сут (скв. №217 Величаевского месторождения).

Рис. 5. НнО скважин до и после установки СПКУ «ИНТЭС»
Рис. 5. НнО скважин до и после установки СПКУ «ИНТЭС»
Рис. 6. Приросты дебитов нефти по скважинам, оборудованным СПКУ «ИНТЭС»
Рис. 6. Приросты дебитов нефти по скважинам, оборудованным СПКУ «ИНТЭС»

С начала 2011 года получены приросты дебитов нефти по трем скважинам, оборудованным СПКУ «ИНТЭС» и работающим в режиме автокоррекции (циклической откачки): №60пв месторождения Зимняя Ставка — 3,2 т/сут; №217 Величаевского месторождения — 3,6 т/сут; №12 месторождения Южный Ачикулак — 7,9 т/сут (рис. 6).Таким образом, применение СПКУ «ИНТЭС» позволило получить стабильный режим работы на 14 скважинах, ранее работавших на АПВ-режиме или со срывами подачи под влиянием Гф, восстановить дебит нефти без смены типоразмера насоса и увеличения глубины спуска на трех скважинах после ПРС, а также получить увеличение НнО на девяти скважинах. Несмотря на то что работа СПКУ «ИНТЭС» в целом оценивается положительно, эти станции не лишены недостатков. В частности, к ним можно отнести ненадежность работы мониторов (они выходят из строя в условиях нестабильного энергоснабжения и жаркой погоды), отсутствие в показаниях контроллера значения сопротивления изоляции и неэффективный режим толчкового пуска ПЭД при расклинивании УЭЦН.

Рис. 7. Структура ОПИ ТМС по производителям оборудования в 2010–2011 гг.
Рис. 7. Структура ОПИ ТМС по производителям оборудования в 2010–2011 гг.

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПИ ТМС

При заключении договоров с сервисными подрядчиками на 2011 год НК «Роснефть» ввела обязательное требование — комплектацию УЭЦН системой ТМС. В соответствии с этими договорными обязательствами компания «Борец» за 2011 год укомплектовала 25% насосных установок прокатного фонда скважин «РН-Ставропольнефтегаза» системами погружной телеметрии (СПТ). Комплектация УЭЦН ТМС «Борец» производилась в основном на скважинах ЧРФ с двумя и более осложнениями.

Рис. 8. Типы ТМС испытываемых в 2010–2011 гг.
Рис. 8. Типы ТМС испытываемых в 2010–2011 гг.

Для оценки надежности ТМС в рамках подконтрольной эксплуатации «РН-Ставропольнефтегаз» внедрил системы нескольких производителей. В период с января 2010 по август 2011 года на скважинах компании проводились ОПИ 116 комплектов термостойких погружных ТМС производства компаний «Борец», «Новомет», Ижевский радиозавод (ИРЗ), «Геофизмаш», Centrilift с диапазоном рабочей температуры ПЭД до 150°С (рис. 7). Необходимость применения термостойкой серии ТМС вызвана аномально высокой (125–145°С) температурой эксплуатируемых пластов «РН-Ставропольнефтегаза». С сентября 2011 года начаты ОПИ ТМС производства «Триол-Нефть».

Рис. 9. СНО, максимальная и текущая (на 31.08.11 г.) наработка ТМС по заводам-производителям
Рис. 9. СНО, максимальная и текущая (на 31.08.11 г.) наработка ТМС по заводам-производителям
Рис. 10. СНО, максимальные и текущие (на 31.08.11 г.) показатели наработки ТМС по типам оборудования
Рис. 10. СНО, максимальные и текущие (на 31.08.11 г.) показатели наработки ТМС по типам оборудования
Рис. 11. Условия эксплуатации ТМС
Рис. 11. Условия эксплуатации ТМС

Максимальную НнО показали ТМС серии СПТ1БПВ производства компании «Борец», далее следуют ТМС «Новомета» (рис. 8, 9). В ходе ОПИ два блока ТМС «Новомета» пришлось демонтировать из-за остановок скважин по ГТМ, а ТМС высокотемпературной серии производства ИРЗ пришлось заменить на ТМС обычного исполнения, так как в момент запуска скважин периодически пропадали показания. По состоянию конец августа 2011 года все пять блоков ТМС производства ИРЗ находились в работе. Наибольшие показатели НнО были характерны для ТМС производства компании «Борец» (285 сут). Наибольшие СНО и текущая НнО по ТМС серии СПТ производства компании «Борец» объясняются более ранним стартом ОПИ (рис. 10). Следует отметить, что температура окружающей среды и ПЭД при проведении ОПИ находилась в диапазоне 130–135°С, то есть не превышала заявленных в ТУ (рис. 11).

В наиболее «жестких» условиях проходят испытания ТМС БП-103 Т2ст производства ИРЗ: рабочая температура обмоток ПЭД составляет 144°С. Для сравнения: температура ПЭД с максимальной наработкой ТМС «Борец» составляет 117°С, а производства «Новомет» — 119°С (рис. 12).

Рис. 12. Зависимость НнО ТМС от температуры ПЭД
Рис. 12. Зависимость НнО ТМС от температуры ПЭД

При эксплуатации ТМС производства компании «Борец» выявлены две проблемы. Первая и основная — недостаточная термостойкость систем телеметрии. Несмотря на то что завод-изготовитель декларирует максимальную температуру окружающей среды для термостойкой серии 150°С, отказы ТМС получены при температуре окружающей среды 125°С и температуре ПЭД 137°С. Вторая проблема заключается в снижении качества изоляции системы «ПЭД — кабель — ТМС» после спуска в скважину и запуска по мере изменения температуры окружающей среды (рис. 13). Так, по одной из скважин произошла потеря изоляции из-за отказа ТМС  с НнО 45 сут.

Рис. 13. Проблемы ТМС производства ПК «Борец», выявленные при проведении ОПИ
Рис. 13. Проблемы ТМС производства ПК «Борец», выявленные при проведении ОПИ

Показания ТМС по давлению на приеме насоса позволяют более корректно определять забойное давление и вносить изменения в коэффициент продуктивности скважин, что, в свою очередь, дает возможность путем расчета определить оптимальный типоразмер насосной установки.

В процессе проведения ОПИ на скв. №123 выяснилось, что при снижении дебита по негерметичности или запарафиниванию НКТ в верхней части подвески в случае, когда защита по загрузке и недогрузу не защищает установку от перегрева, защита ТМС обеспечивает отключение установки (рис. 14).

Рис. 14. Эксплуатация ТМС при снижении дебита по негерметичности или запарафиниванию НКТ (скв. №123)
Рис. 14. Эксплуатация ТМС при снижении дебита по негерметичности или запарафиниванию НКТ (скв. №123)
Рис. 15. Недопущение перегрева ПЭД при эксплуатации ТМС (скв. №123)
Рис. 15. Недопущение перегрева ПЭД при эксплуатации ТМС (скв. №123)

При эксплуатации ТМС важно не допускать перегрева ПЭД (рис. 15). На основании регламента по ВНР остановка ЭЦН на охлаждение при отсутствии притока должна производиться через два часа непрерывной работы. Но согласно показаниям ТМС установка нагревается до 150°С в течение 15–30 мин. В связи с этим, на наш взгляд, следует внести изменение в технологический регламент в части времени работы ТМС: время непрерывной работы при отсутствии притока из пласта на ЭЦН малых типоразмеров — ЭЦН 5-15, ЭЦН5-25 — должно составлять не более 30 мин, а охлаждение — один час.

Таким образом, анализ результатов ОПИ показал разную эффективность применения термостойких ТМС различных производителей. Заводами-изготовителями в ТУ заявлены завышенные температурные показатели работы данных узлов. В этой связи модернизация ТМС на основании отказов на других месторождениях, условия которых отличаются от таковых «РН-Ставропольнефтегаза», не принесет положительных результатов. Принимая во внимание такие факторы, как НнО, условия эксплуатации и необходимость адаптации к наземному электрооборудованию, наиболее целесообразной на скважинах «РН-Ставропольнефтегаза» представляется эксплуатация ТМС производства ИРЗ и «Борец».

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Алексей Юрьевич, СПКУ «ИНТЭС» использовались без систем погружной телеметрии?
Вопрос: К сожалению, СПКУ «ИНТЭС» не адаптированы для применения с ТМС.
Но в этой связи хотел бы упомянуть о том, что в 2011 году у нас прошла испытания одна СУ с возможностью просмотра всех показателей работы, истории работы скважины и управления работой скважины в условиях удаленного доступа посредством Internet. Данная CУ адаптирована к работе с погружными блоками ТМС отечественного производства.
Вопрос: Кто осуществляет сервисное обслуживание СПКУ «ИНТЭС» — «РН-Ставропольнефтегаз» или производитель оборудования?
Алексей Оселедько: Сервисное обслуживание ведет производитель СУ — компания «ИНТЭС» в рамках отдельного договора.
Вопрос: Где устанавливается блок ТМС?
А.О.: В основание ПЭД.
Вопрос: А каков процент отсутствия показаний от систем ТМС, которые внедрялись на скважинах вашей компании?
А.О.: В зависимости от производителя ТМС показания могут отсутствовать на 20–50%.
Вопрос: Судя по приведенным данным (рис. 9), СНО ТМС производства ИРЗ и «Борец» на ваших скважинах не превышает двух месяцев. Вас устраивает этот показатель?
А.О.: Конечно, хотелось бы, чтобы СНО была больше, но для высокотемпературных условий у производителей пока нет более надежных решений. В настоящее время работа в этом направлении активно ведется.
Вопрос: А какой погружной кабель для ТМС используете?
А.О.: Освинцованный термостойкий (230°С) полностью изолированный кабель.
Вопрос: Вы сказали, что СПКУ производства «ИНТЭС» оснащены функцией выбора оптимального режима эксплуатации, которая реализована с помощью режима циклической откачки для стабилизации притока скважин и в условиях высокого Гф. А в СУ «Электона» и «Борца» есть какие-то особенности, позволяющие станциям работать в условиях высокого Гф?
А.О.: В них есть режим удаления газовых пробок, основанный на повышении частоты, однако он не всегда эффективен в условиях повышенного содержания газа
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Повышение механической скорости бурения на Салымской группе месторождений
Возможности второго поколения резцов ONYX для долот PDC
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.).