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.

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).

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).

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.