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

Повышение эффективности использования ТМС в скважинах месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»

Ухудшение условий эксплуатации электропогружного оборудования в связи с ростом числа скважин осложненного фонда требует сегодня от нефтедобывающих компаний непрерывной работы по поиску новой техники и технологий, которые обеспечили бы необходимый объем нефтедобычи без существенного увеличения издержек.

В ОАО «Сургутнефтегаз» активно реализуются мероприятия по повышению наработки оборудования на осложненном фонде скважин, внедряется специальное оборудование с увеличенным ресурсом, что позволило сформировать положительную динамику наработки парка УЭЦН. Увеличение надежности ТМС как неотъемлемого вспомогательного инструмента при работе с малодебитным фондом скважин представляется задачей, основная цель которой – достичь равнозначного уровня надежности с остальными элементами УЭЦН.

02.04.2018 Инженерная практика №02/2018
Самышкин Сергей Николаевич Инженер-технолог I категории центральной инженерно-технологической службы ЦБПО ЭПУ ОАО «Сургутнефтегаз»

С помощью ТМС в ОАО «Сургутнефтегаз» решается широкий спектр задач, в том числе непрерывный дистанционный контроль давления на приеме насоса и температуры погружного электродвигателя, защита УЭЦН от низкого уровня жидкости и перегрева, повышение качества вывода скважин на заданный режим работы (ВНР). Кроме того, с помощью ТМС осуществляется настройка режимов автоадаптации, оптимизируются периодические режимы работы скважин и проводятся гидродинамические исследования.

Основываясь на опыте эксплуатации ТМС, специалисты ОАО «Сургутнефтегаз» выработали ряд критериев эффективного применения ТМС. Так, системами погружной телеметрии целесообразно оснащать УЭЦН со следующими показателями:

  • производительность 35 м3/сут и менее при напоре 1800 и более метров;
  • производительность до 80 м3/сут включительно без ограничений по напору при первом спуске в скважину после бурения и отдельных видов КР (ЗБС, ГРП и др.);
  • производительность до 80 м3/сут включительно без ограничений по напору с планируемым периодическим режимом эксплуатации.

Кроме того, необходимым представляется внедрение ТМС на объектах разработки с температурой пластовой жидкости в зоне подвески УЭЦН более 85°С.

Рис. 1. Оснащенность ТМС парка УЭЦН ОАО «Сургутнефтегаз»
Рис. 1. Оснащенность ТМС парка УЭЦН ОАО «Сургутнефтегаз»

За последние 5 лет в ОАО «Сургутнефтегаз» парк УЭЦН, оснащенный ТМС, увеличился более чем в два раза, доля оснащения ТМС парка УЭЦН увеличилась на 23,4% и составила 48,9% (рис. 1).

Среди основных изготовителей эксплуатируемых ТМС следует выделить ООО «ПК «Борец», ЗАО «Электон», ООО «ИРЗ ТЭК». При этом 62% парка приходится на системы типа СПТ (СПТ-1, СПТ-2 и СПТ-4), 26,4% парка оснащены системами типа ТМСП (ТМСП-2, ТМСП-3, ТМСП-7) и 11,6% составляют системы БП103М3 (рис. 2).

Рис. 2. Типы ТМС, внедренных на объектах ОАО «Сургутнефтегаз»
Рис. 2. Типы ТМС, внедренных на объектах ОАО «Сургутнефтегаз»

Доля рабочих ТМС в скважинах составляет 86,5% от парка. В это число входят системы, которые находятся в исправном состоянии и передают термоманометрические параметры в систему телемеханики ЦДНГ.

Следует отметить, что благодаря совместной работе специалистов ЦБПО ЭПУ и заводов-изготовителей надежность новых типов ТМС значительно повысилась.

РАЗВИТИЕ ПАРКА ТМС

Первые годы эксплуатации базовых модификаций ТМС выявили ряд существенных конструктивных недостатков, связанных, в первую очередь, с несовпадением размеров соединительных элементов и протоколов передачи данных у оборудования разных производителей.

Так, например, система типа ТМСП-2 имела ограничение по уровню напряжения для контроля сопротивления изоляции, вследствие чего контроль сопротивления изоляции системы «кабель – ПЭД – ТМСП» во время монтажа и спускоподъемных операций осуществлялся напряжением 500В, что ниже необходимого (2500В). Система БП-103М отличалась низким уровнем помехоустойчивости при работе с частотно-регулируемым приводом.

В результате совместной работы были пересмотрены технические требования на поставку погружной телеметрии, и сегодня можно говорить о достижении таких результатов, как единый протокол передачи данных, позволяющий совмещать наземный и погружной блок различных производителей, унификация присоединительных размеров и конструкции герметичного ввода, соединяющего нейтраль ПЭД и погружной блок. Особое внимание уделено повышению помехоустойчивости систем и увеличению точности датчиков давления. Повышение надежности и унификация различных систем позволили сократить издержки на их эксплуатацию и повысить оперативность выполнения заявок НГДУ на подготовку УЭЦН с ТМС.

СИСТЕМА МОНИТОРИНГА РАБОТЫ ТМС В СКВАЖИНАХ

Для обеспечения эффективной работы ТМС необходимо регулярно анализировать параметры давления и температуры, своевременно выявлять сбои в работе систем, контролировать защиты УЭЦН по давлению и температуре. При большом количестве скважин, оснащенных ТМС, регулярный анализ данных становится крайне трудоемким процессом. В связи с этим в ОАО «Сургутнефтегаз» реализована возможность мониторинга параметров всех ТМС в одном программном комплексе – «Контроль фонда УЭЦН». Комплекс позволяет своевременно выявлять сбои связи ТМС с контроллером станции управления, производить автоматизированный анализ параметров ТМС, а также обнаруживать проблемы в работе датчиков и систем. Система мониторинга работы ТМС в скважинах позволяет оперативно принимать все необходимые меры по устранению сбоев в работе системы или при необходимости актировать отказ оборудования. Данная функция особенно актуальна при работе с гарантийным оборудованием.

ПРИМЕНЕНИЕ ТМС В СКВАЖИНАХ ОСЛОЖНЕННОГО ФОНДА

В отдельных НГДУ, характеризующихся осложненным фондом скважин, доля рабочих ТМС находится на уровне среднего показателя по ОАО «Сургутнефтегаз» (86,5%) при сравнительно больших средних наработках на отказ УЭЦН (рис. 3).

Рис. 3. Работа ТМС в скважинах осложненного фонда
Рис. 3. Работа ТМС в скважинах осложненного фонда

Однако в НГДУ с наиболее осложненными условиями эксплуатации наряду с наименьшими показателями наработки на отказ (СНО) УЭЦН отмечается и наименьшая доля работоспособных ТМС. Так, например, на объектах НГДУ «Быстринскнефть» Октябрьского района, отличающихся высокой начальной пластовой температурой (113°С), при сравнительно небольших показателях наработки на отказ УЭЦН доля рабочих ТМС составляет всего 71,7%.

Анализ показывает, что применяемые сегодня ТМС при работе в осложненных условиях выходят из строя раньше, чем остальные элементы УЭЦН.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТМС

С целью повышения эффективности использования ТМС на объектах ОАО «Сургутнефтегаз» выработан ряд наиболее актуальных задач: реализация системы ТМС в термостойком исполнении – до 160°С, повышение помехоустойчивости, повышение надежности ТМСП серийного исполнения, освоение в условиях ЦБПО ЭПУ ремонта ТМС всех типов и изготовителей. В рамках решения вышеуказанных задач планируется проведение промысловых испытаний новых типов ТМС. Так, на ближайшее время запланированы ОПИ ТМС с электронной элементной базой, рассчитанной на температуру до 130°С, на объектах НГДУ «Быстринскнефть» и северо-западной группе месторождений НГДУ «Нижнесортмыскнефть». Также рассматривается вопрос проведения промысловых испытаний ТМС с повышенным входным сопротивлением и ТМС с двойным резервированием всех электронных узлов.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Сергей Николаевич, скажите, пожалуйста, как происходит выявление причин отказа оборудования?
Сергей Самышкин: Если мы зафиксировали сбой параметров, то на объект выезжает оперативная бригада, тестирует отдельно погружное и наземное оборудование. И по результатам этих работ мы уже точно знаем, что именно отказало.
Вопрос: Ясно. То есть вы знаете, кому предъявлять претензии?
С.С.: Да, конечно.
Вопрос: Расскажите, пожалуйста, подробнее про ТМС с повышенным входным сопротивлением.
С.С.: Такие ТМС отличаются тем, что из электронных цепей исключены конденсаторы.
Вопрос: Есть ли у вас в эксплуатации скважины, где работают ТМС при температуре не 113, а 130-140°С? Какова надежность?
С.С.: Да, у нас есть такие объекты разработки. 113°С – это начальная пластовая температура. Если обратиться именно к температуре самой ТМС, то она как раз и достигает 130-140°С.
Вопрос: Именно это я и имел в виду, но меня интересовало, работают ли у вас в скважинах ТМС при температуре пластовой жидкости порядка 130°С, когда за счет собственного разогрева установки, гашения помех, повышенного напряжения в средней точке и т.п., рабочая температура ТМС достигает 150°С и выше?
Реплика: У нас есть скважина с рабочей ТМС и температурой пластовой жидкости 130°С. В этом НГДУ у нас самое большое количество отказов погружной телеметрии, значительно превышающее среднее по компании, но работающие системы есть.
Вопрос: Скажите, пожалуйста, какие модели УЭЦН вы используете при высоких рабочих температурах?
С.С.: Это должны быть установки с термостойкой кабельной линией и двигателями.
Вопрос: Но существует же ограничение на рабочую температуру?
С.С.: Да. Поэтому на фонде, осложненном высокой температурой, наработки ниже.
Реплика: В таких случаях необходимо использовать пакетную сборку.
С.С.: Пакетная схема сборки у нас используется.
Вопрос: Скажите, пожалуйста, какая часть скважинного фонда оснащена высокоточной телеметрией?
С.С.: Я не могу сейчас сказать конкретный процент, но все внедряющиеся на данный момент системы – высокоточные.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Единый протокол ТМС
Системы управления фонтанной арматурой. Интеллектуальная скважина
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – сентябрь 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

10 – 14 сентября 2018 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.