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.

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.

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).

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.

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).

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.

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.

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».

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).

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.

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).

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».