В настоящее время в НГДУ «Альметьевнефть» всерьез рассматриваются вопросы интеллектуализации скважин (рис. 1). Так, порядка 24% УШГН оборудованы контроллерами компании Lufkin Automation. Интеллектуализация фонда ЭЦН еще выше: ИСУ оборудовано 56% скважин.

ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ ИСУ ДЛЯ УШГН

Современные интеллектуальные контроллеры УШГН позволяют автоматизировать работу СК, оптимизировать режимы работы оборудования, оперативно выявлять аварийные ситуации и осуществлять передачу информации о состоянии объекта на пульт оператора по системе телемеханики. Системы, внедряемые в НГДУ «Альметьевнефть», включают непосредственно контроллер, а также датчик, учитывающий обороты электродвигателя, и датчики положения и нагрузки.

На нашем предприятии контроллеры производства Lufkin Automation применяются на скважинах с нестабильным пластовым давлением и малодебитных скважинах, работающих в периодическом режиме, для максимизации отбора и предотвращения ПРС. На скважинах, осложненных АСПО и склонных к образованию ВНЭ, применение таких контроллеров также позволяет предотвратить ПРС. В случае внедрения контроллеров на скважинах, не оборудованных дебитомерами, можно достичь повышения коэффициента эксплуатации и улучшить контроль работы фонда. Внедрение систем на скважинах, где ШГН эксплуатирует подпакерный объект, также обеспечивает контроль работы скважин и позволяет расчетным путем (с применением динамограммы) определять пластовое и забойное давления. Кроме того, такие контроллеры в НГДУ внедряются на экспериментальных участках.

Контроллеры Lufkin Automation обеспечивают выполнение следующих функций: расчет текущей и накопленной добычи жидкости; учет времени работы ипростоя; определение причин остановки скважины; защита от перегрузки и снижения нагрузки; диагностика отказа штанговой колонны, контроль работы нагнетательного клапана; контроль наполнения насоса; выявление проскальзывания ремней. Все это делает возможным проведение экспериментальных работ по созданию механизмов увеличения ресурса ГНО и снижения удельного энергопотребления.

На рис. 2. представлен пример отображения уставок контроллера SAM Well Manager по максимальной и минимальной нагрузке и процента заполнения насоса на динамограмме в программе XSPOC. Так, если бы произошел рост нагрузок в связи с запарафиниванием ГНО, это бы сразу стало известно технологической службе цеха, которая в сжатые сроки может принять решение о проведении профилактической промывки или обработке скважины реагентами, что предотвратит выход скважины в ремонт. С точки зрения экономической эффективности преимущества применения таких контроллеров на осложненных АСПО скважинах очевидны: затраты на проведение промывки составляют 16 000 руб., в то время как стоимость ПРС почти 500 000 руб. Кроме того, по данным, полученным за три года, наработка скважин, осложненных АСПО, после внедрения интеллектуальных контроллеров возросла в среднем на 115 сут и продолжает увеличиваться (рис. 3).

При реализации функции выявления проскальзывания ремней в программном окне XSPOC срабатывает система «аварий», и диспетчер может оперативно предупредить оператора о необходимости заменить ремни на данной скважине (рис. 4). Своевременная замена ремней обеспечила экономию средств в размере 64 тыс. руб., а также исключила потерю добычи нефти объемом 193 т.

С помощью контроллеров Lufkin мы провели ряд экспериментальных замеров удельного энергопотребления при эксплуатации ШГН различных типоразмеров. В результате было установлено, что в ряде случаев благодаря замене насоса 44-го габарита на 38-й с сохранением дебита можно достичь существенного сокращения энергопотребления. Также мы использовали контроллеры при оценке влияния увеличения эффективной длины хода плунжера за счет внедрения механического якоря на коэффициент подачи.

Таким образом, благодаря внедрению контроллеров Lufkin Automation можно оперативно реагировать на изменения в работе ГНО и принимать соответствующие решения. Кроме того, в результате их применения на фонде ШГН НГДУ «Альметьевнефть» удалось существенно снизить аварийность станка-качалки (рис. 5), увеличить коэффициент эксплуатациискважин и сократить потери добычи нефти. Можно с уверенностью говорить о том, что контроллеры от Lufkin Automation — одно из наиболее эффективных средств эксплуатации осложненного фонда.

ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ ИСУ УЭЦН

Неосложненный фонд ЭЦН в НГДУ оборудован преимущественно станциями управления на базе контроллера РУМБ (ЗАО «Геофизмаш»), осложненный — СУ с РУМБ и антенно-фидерным устройством (АФУ), а также СУ с ТМС. На участках нестабильным пластовым давлением по технологическим причинам (например, циклический режим эксплуатации), а также в случаях, когда эксплуатируемый объект расположен в подпакерной зоне (ОРЭ или НЭК), используются СУ с управлением модулями преобразователей частоты (ПЧ) и управлением устройством плавного пуска (УПП), а также устройства с ПИД (пропорционально-интегральнодифференцируемым)-регулированием. Также на скважинах с УЭЦН применяют режимы периодической эксплуатации скважины (ПЭС).

Без подключения дополнительных модулей контроллер РУМБ обеспечивает мониторинг сопротивления изоляции системы «кабельная линия — погружной электродвигатель», защиту ПЭД (от перегрузок и коротких замыканий) и УЭЦН (от недопустимого понижения давления на приеме ЭЦН и повышения температуры ПЭД), а также автоматический запуск УЭЦН при перерывах в электроснабжении и, конечно, выполнение технических замеров (вывод, архивация). Параметры работы контроллера представлены на рис. 6. Как и в случае с ШГН, управление контроллерами, а также сбор и обработка информации осуществляются при помощи ПТК XSPOC.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ

Наряду с внедрением интеллектуальных систем на фонде, оборудованном ЭЦН и ШГН, в НГДУ «Альметьевнефть» проводятся и другие мероприятия, направленные на повышение энергоэффективности добычи нефти.

Основное из них — это замена ЭЦН типоразмеров 50 и 60 на ЭЦН-125 с целью перевода скважин в периодический режим. Кроме того, внедряются вентильные погружные электродвигатели (ВПЭД) и низковольтные конденсаторы для СУ УЭЦН.

Перед тем, как перейти на использование УЭЦН большего типоразмера мы выполнили анализ, показавший, что КПД ЭЦН-125 равен 58,5%, в то время как у ЭЦН-50 и 60 он составляет 43 и 44% соответственно. Также установлено, что при дебите скважины 56 м³/сут замена ЭЦН-50 на ЭЦН-125 приводит к 26%-ной экономии электроэнергии за счет применения периодического режима (рис. 7). На начало мая 2012 года в режим периодической эксплуатации переведено 68 скважин, или 13% фонда УЭЦН, к концу года планируется довести их число до 120, или 23%.

Смена типоразмера ГНО дает и ряд дополнительных преимуществ. Например, мы можем управлять производительностью УЭЦН без использования СУ с ЧРП за счет изменения времени отбора и накопления.Так УЭЦН-125, работая в режиме 2 мин откачки/6 мин накопления, обеспечивает добычу 31 м3/сут, 4/6 мин — 50 м3/сут, 8/6 мин — 72 м3/сут, 12/6 мин — 83 м3/сут и т.д. Одна наша установка работает с дебитом всего в 10 м3/сут: предполагаемый дебит в 60 м3/сут не подтвердился (скважина введена в добычу после бурения), тем не менее скважина продолжает работать.

Кроме того, сократилось число отказов УЭЦН по причине засорения ГНО вследствие увеличения проходных отверстий рабочих органов насоса.

В настоящее время средняя текущая наработка УЭЦН, эксплуатирующихся в периодическом режиме, составляет 251 сут, максимальная — 758 сут. Отказов УЭЦН по причинам, связанным с оборудованием, не зафиксировано.

Экономия электроэнергии на одну скважину составляет 60,5 тыс. кВт-ч/год, или 121 тыс. руб., т.е. в пересчете на все 68 скважин — 4100 тыс. кВт-ч/год, или 8,2 млн. руб. Общая экономия электроэнергии за 2012 год по всем реализуемым мероприятиям составит 4970 тыс. кВт-ч или около 10 млн. руб. (рис. 8).