Современная нефтодобыча в России

 

Несмотря на большое  количество добываемой нефти, при эксплуатации АПВ-фонда в России – происходит потеря в добыче около 60 млн. тонн нефти в год, что являет собой огромные финансовые и технологические затраты.

Одним из вариантов  устранения этой проблемы служит введение технологии СПКУ – самонастраивающейся системы интеллектуального управления установкой электро-центробежного насоса (УЭЦН)  с частотным преобразователем, которая позволяет значительно сократить издержки и увеличить прирост добычи нефти.

Стабилизатор притока является реализованным комплексом технико-техно-логических средств и оборудования автоматизированной системы частотного управления скважинным центробежным электронасосом.

Он предназначен для эксплуатации УЭЦН  малодебитных, периодических и других скважин  неустойчивого и осложненного фонда. Стабилизатор может эксплуатироваться в передвижных установках и стационарно. Разработанная система верхнего уровня управления (система телеметрии) позволяет одновременно, в режиме реального времени, контролировать, исследовать и при необходимости вмешиваться в работу всего фонда скважин, оборудованных СПКУ, на любом удалении от месторождения. Данное оборудование значительно сокращает влияние человеческого фактора на процесс добычи. Станции имеют графический интерфейс панели управления, что в свою очередь также делает процесс работы понятным и доступным.

Система архивации позволяет хранить на удалённом сервере всю информацию о скважине за весь период её работы. Принципиальное отличие СПКУ от всех известных управляющих технологий состоит в самом принципе  согласования темпа отбора продукции центробежным насосом (УЭЦН) и притока при заданной депрессии. Это позволяет наиболее рационально и эффективно производить добычу нефти, (увеличение МРП, сокращение простоев, прирост объемов извлечения нефти за счёт оптимизации работы насоса в скважине). При традиционных методах основным критерием оптимальной эксплуатации скважины с помощью такого насоса принято считать согласование установившегося притока жидкости в скважину с производительностью УЭЦН в рекомендуемой области на его Q-H характеристике. СПКУ режим скважины – это пересечение условной характеристики скважины с траекторией изменения параметров насоса при поиске ограничений частоты, поэтому непрерывный режим эксплуатации скважины достигается уверенно  в широком диапазоне изменения притока и динамических уровней жидкости в скважине.  

Система сама определяет и задаёт максимально возможную  депрессию для получения максимально  возможного притока и дебита нефти  из скважины, без остановок и применения датчиков с соблюдением всех регламентов  работы насоса .Не критичны ошибки в подборе УЭЦН. По косвенным параметрам работы УЭЦН система определяет уровень и дебит. Прирост в добыче при применении данной технологии практически всегда выше примерно на 7 тонн в сутки нефти, чем у производителей подобного оборудования, в одинаковых условиях.

Реализуемый режим  контролируется путем косвенного определения (через параметры насосного агрегата на граничной частоте) изменения  давления на приеме насоса через его погружение под уровень жидкости и дебита скважины. Естественно, речь идет не о прямом измерении фактического погружения и дебита, а о косвенной их оценке для определения эффективности достигнутого режима или о целесообразности его автоматической коррекции. Обычно стабилизация управляемого режима достигается с первых же часов работы насоса в соответствии с притоком. Реализация технологии в автоматических  стабилизаторах позволяет оптимизировать режим скважины в самых сложных гидродинамических условиях.

Применение СПКУ на скважинах  Кальчинского месторождения позволило стабилизировать работу оборудования в сложных гидродинамических условиях, предотвратить срывы подачи при высоком давлении, повысить дебит нефти без смены размера насоса и увеличения глубины его спуска, а также существенно увеличить наработку УЭЦН на отказ. 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»).

В 2008 году в рамках программы опытно-промышленной эксплуатации были приобретены первые 12 стабилизаторов притока СПКУ. В результате пробной эксплуатации основной задачей стоящей перед техническими специалистами было подтверждение заявленных преимуществ, таких как:

• Самонастраивающаяся система управления УЭЦН без участия операторов добычи;
• Автоматический вывод на Режим с автоматической настройкой на потенциал скважины;
• Высокая энергозащищенность;
• Определения давления на приеме насоса (без применения погружных датчиков);
• Сокращение невынужденных остановок по защите от срыва подачи (ЗСП);

Произошло реальное снижение до полного отсутствия остановок  скважин по ЗСП. В пересчете удельные потери по ЗСП, ЗП на 1 скважину с установленным  СПКУ составили около 1 тонны, что  в 7 раз меньше чем по остальным скважинам. На основании чего удалось избежать более 200 тонн потенциальных потерь нефти.

По ряду скважин  был получен дополнительный прирост  в добыче, без каких либо мероприятий, около 3 тонн на каждую скважину за счет оптимизации работы системы пласт-насос.

Подтверждены, показали эффективности защиты от помех, как по высокой, так и по низкой питающей стороне энергоснабжения. Летом был грозовой период с массой аварийных отключений и колебаний уровня напряжения.

Отмечено удобство эксплуатации и контроле параметров по СПКУ.

На фоне установленных  целей по увеличению наработки, а  также дальнейшего истощение  пластов Кальчинского месторождения  для эффективной эксплуатации УЭЦН необходимо применение самоадаптивных и самонастраиваемых систем управления погружным оборудованием. По результатам опытно-промышленной эксплуатации стабилизаторов притока СПКУ на Кальчинском месторождении были получены и подтверждены следующие преимущества данного вида оборудования:

• Стабильная работа погружного оборудования в широком диапазоне подач при изменении производительности скважины;
• Отсутствие остановок скважин по причинам срывы подачи по напору и по газу (ЗСП); с получением дополнительной добычи нефти за счет снижения простоев скважины и за счет самоадаптивного режима эксплуатации погружного оборудования для максимального достижения потенциальных возможностей скважины;
• Отсутствие слива жидкости из колонны НКТ при циклической работе скважины (в период накопления);
• Точная регистрация момента на валу ЭЦН делает невозможной его работу в условиях недостаточного наполнения жидкостью. Эта же способность позволяет избежать «жесткого» заклинивания ЭЦН при работе в осложненных условиях, а так же контролировать уровень жидкости над насосом.
• Работа в циклах позволила избежать штуцирования УЭЦН без потери производительности.
• Возможность визуального оперативного контроля за работой скважин эксплуатируемых с помощью стабилизаторов притока СПКУ при отсутствии систем телеметрии (параметры транслируются через систему GPS – InternetExplorer);
• Возможность дополнительного контроля за дебитом скважины (по косвенным показателям стабилизатор притока определят производительность системы «пласт-насос»; получение достоверных данных по текущим значениям давлений на приеме насоса и величине погружения оборудования под уровень жидкости (блинкерное погружение) без применения погружных датчиков телеметрии;
• Влияние гармоник на ПЭД и ТМПН при работе минимизировано за счет качественной подготовки питающего напряжения с использованием комплекса фильтров.
• Постоянный контроль работы СПКУ со стороны персонала компании, выпускающей оборудование, сокращает потери при аварийных отключениях электроэнергии, а так же при других нештатных остановках УЭЦН.
• Реального увеличения продолжительности работы погружного оборудования.

Все вышеизложенное положительно отразится на наработке УЭЦН на отказ, особенно при тенденции к снижению забойного давления.

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.

СПКУ позволяет значительно сократить издержки и увеличить прирост добычи нефти, увеличить наработку УЭЦН на отказ, значительно сократить АПВ-фонд, увеличить МРП примерно на 30%.

Получить прирост  в добыче за счет оптимизации работы режимов УЭЦН на АПВ фонде до50%.

Экономия электроэнергии до 30%.

Решить наибольший круг проблем при эксплуатации АПВ  фонда.

Получить дополнительный доход от применения СПКУ при массовом внедрении в размере около 6 млрд.$.

Срок службы оборудования 7 лет.

Стоимость оборудования 199233306 руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.ВВЕДЕНИЕ.

Но есть и так называемые «проблемные  скважины» – скважины, в которых  постоянно меняется, вплоть до полного  его прекращения, приток пластовых флюидов; скважины, работа которых сопровождается залповым, а то и постоянным выносом большого содержания мехпримесей, прохождением газовых пачек. К проблемным скважинам также можно отнести скважины с интенсивным набором кривизны эксплуатационной колонны. Все вышеперечисленные аномалии приводят к нестабильной работе насосного оборудования. За счет ограниченности рабочего диапазона традиционные УЭЦН при изменении притока в скважине зачастую начинают работать вне зоны рабочего диапазона, вследствие чего оборудование в лучшем случае начинает эксплуатироваться в периодическом режиме, в худшем – возникает необходимость в подъеме оборудования и замене его типоразмера, либо происходит отказ установки. За счет низкого класса износостойкости традиционно применяемых погружных насосных установок при работе с большим содержанием мехпримесей, в том числе проппанта, происходит износ рабочих органов УЭЦН, что приводит к потере напора установки или слому одного или нескольких узлов. В результате снижаются объемы добычи нефти, увеличиваются затраты на спуско-подъемные операции и ремонт оборудования.  

 Еще  одной проблемой действующего  фонда скважин является недостаточная  автоматизация систем управления. Вследствие постоянно протекающих  изменений в действующем фонде скважин (планово-предупредительные ремонты, запуски, остановки, оптимизация, смена способа эксплуатации, ввод новых скважин и др.) существуют трудности с регулировкой оптимального режима эксплуатации всего добывающего фонда скважин (рис. 1) с помощью имеющегося традиционного оборудования, связанные с его технической и технологической ограниченностью. Для повышения уровня контроля и изменения параметров работы погружного оборудования необходимо постоянно привлекать людские ресурсы. В связи с этим возникают риски, связанные с влиянием человеческого фактора и временем реакции на изменение какого-либо из параметров скважины. С целью минимизации этих рисков подбор погружного оборудования изначально осуществляется с учетом возможных изменений производительности скважины, что и является резервом для их дальнейшей оптимизации.  

 Решение  этой задачи имеет два пути: эволюционный – за счет повышения  качества путем реинжиниринга  бизнес-процессов, и качественный  – за счет внедрения инноваций. 

После внедрения комплексного решения необходимость улучшения работы имеющегося традиционного насосного оборудования стала еще более очевидной. Задача, которую предстояло решить проектной команде, заключалась в том, чтобы без подъема оборудования из скважины добиться его работы с максимально возможным дебитом в безопасном для оборудования режиме. Так мы подошли к вопросу внедрения интеллектуальных станций управления. Испытания интеллектуальной станции управления СПКУ ИНТЭС-90 проходили в несколько этапов. Необходимо было проверить все технические и технологические возможности, включая возможность без вмешательства человека в режиме автоадаптации выводить скважины, работающие в периодическом режиме, в постоянный режим эксплуатации. Сегодня данное оборудование используется для выводов скважин в постоянный режим, при необходимости – для исследования потенциально возможного режима добывающих скважин. Что касается проверки других возможностей оборудования, необходимо отметить, что производителю, благодаря использованию высокотехнологичного контроллера, удалось разработать математические модели, способные обрабатывать электрические показатели работы оборудования и с высокой точностью выдавать информацию по динамическому уровню, дебиту скважины, причем проверки сертифицированными приборами контроля подтвердили полную сходимость этих методов. Кроме того, при наступлении критической ситуации защиты СПКУ ИНТЭС-90 срабатывают мгновенно, не допуская даже кратковременных запредельных токовых нагрузок на погружной электродвигатель.  

 Проведенные  испытания легли в основу разработки  единых технических требований  и единой методики испытаний,  как интеллектуальных станций  управления, так и высокооборотного  оборудования с широким диапазоном  эксплуатации. Идея заключается  в том, что ОАО «НК „Роснефть“» предъявляет производителям единые технические требования (ЕТТ) на изготовление оборудования, обладающего определенными свойствами и предназначенного для работы в конкретной группе скважин, а для того, чтобы результаты были объективны, все кандидаты проходят абсолютно одинаковые этапы испытаний, которые фиксируются и попадают в матрицу технологий. При этом в данной матрице отражаются как проверяемые по конкретному техническому заданию возможности оборудования, так и все дополнительные, которыми оно обладает. Таким образом, при наличии полной картины испытаний нового оборудования, всегда имеется возможность решить практически любую задачу, возникшую в новой «проблемной зоне» эксплуатации. В текущем году в ООО «РН-Юганскнефтегаз» и других дочерних обществах ОАО «НК „Роснефть“» начаты масштабные испытания интеллектуальных станций управления. Планируется испытать решения не менее четырех различных производителей наземного оборудования, сравнить возможности этих решений с характеристиками испытанной нами станции управления СПКУ ИНТЭС-90, являющейся на данный момент эталонной. Интеллектуальные станции управления, прошедшие успешные испытания, будут переданы в 2011 году в повседневное использование производственными подразделениями.  
Остановимся подробнее на испытаниях высокооборотного оборудования с широким диапазоном подач. Компания OOO «Инновационные Промышленные Технологии» (г. Москва) модернизировала инновационную МИМ технологию (Metal Injection Molding – инжекционное формование металла) и первой в России научилась изготавливать крупные детали любой пространственной сложной формы с максимальной плотностью материалов. Данная технология позволяет равномерно распределять смесь из любых металлов и керамики, спекаемость которых происходит на уровне кристаллической решетки материала. В результате получается полностью однородное изделие (оборудование) с максимальной плотностью и необходимыми свойствами.  
Целевой фонд для данного оборудования – новые скважины, вводимые после бурения. Для того чтобы не допустить отказа инновационного оборудования в новых скважинах, разработана и реализована программа исключения возможных рисков. Основной риск в данном случае – отказ ЭЦН по причине влияния мехпримесей. Для исключения потенциальных отказов оборудования по данной причине, инициированы полномасштабные испытания на стенде с мехпримесями и проппантом в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. В РГУ также организованы стендовые испытания оборудования для исключения возможного срыва напора по «газу». С целью устранения возможных отказов по электрической части принято решение внедрять оборудование с приводами различных производителей.