CC BY
26добыча
в.н. ивановский, д.т.н., профессор;
A.A. сабиров, к.т.н., зав. лабораторией РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
К вопросу
об интеллектуализации добычи нефти
Осложнение условий эксплуатации нефтяных месторождений, повышение стоимости электроэнергии и сервисных услуг, связанных с эксплуатацией нефтяных скважин требуют принятия решений, обеспечивающих оптимизацию процесса добычи нефти.
Одним из таких решений является применение комплексной автоматизации процесса добычи нефти с использованием телеметрии основных рабочих показателей, алгоритмов получения, обработки и хранения полученных данных, алгоритмов принятия решения об изменении режимов работы системы «пласт - скважина - насосная установка», системы управления наземным и скважинным оборудованием,исполнительными устройствами, обеспечивающими заданные параметры работы. Для обозначения этого роботизированного комплекса по добыче нефти в настоящее время часто используют термин «интеллектуальная скважина». Нам не очень импонирует этот термин, ведь по аналогии и растущее дерево, и камень, и ручей, если их обвешать первичными датчиками, системами передачи, обработки и хранения информации, можно назвать «интеллектуальными». Но для краткости и в связи с тем, что словосочетание «интеллектуальная скважина» стало уже привычным для многих, в дальнейшем в статье мы тоже будем применять этот термин. Разные условия эксплуатации, различные финансовые и физические возможности нефтедобывающих предприятий, привлечение различных сервисных, консалтинговых и внедренческих фирм для разработки и внедрения комплексов «интеллектуальная скважина» обусловливают и совершенно разное содержание программно-аппаратной составляющей такого комплекса. Для определения состава комплекса «интеллектуальная скважина» необходимо очертить круг задач, стоящих перед ним.
на наш взгляд, этими задачами являются:
1. Получение достоверной и оперативной информации о дебите по каждой скважине и по каждому объекту, вскрытому этой скважиной (жидкость, газ); затратах энергии, состоянии сква-жинной насосной установки; обработка информации, анализ, сохранение информации, принятие решения об изменении параметров работы системы «пласт - скважина - насосная установка» по заданному критерию (объем добычи нефти, объем добычи пластовой жидкости, затраты электроэнергии, сумма капитальных и текущих затрат на работу системы при обеспечении заданного дебита и т.д.).
2. Контроль работы системы «пласт-скважина-насосная установка» и управление работой этой системы, подсчет количества продукции и создание устройств регулирования (в режиме он-лайн) основных рабочих параметров (давления, дебита скважин, обводненности и т.д.) на отдельных объектах добычи (пластах или интервалах перфорации) с использованием двухсторонней связи «контрольно-измерительное устройство на разрабатываемом объекте - поверхностное внешнее устройство ( сбора информации и принятия решения) - регулировочное устройство на разрабатываемом объекте».
3. Определение зависимости потерь мощности (активной и реактивной) в кабельной линии по длине ствола скважины.
4. Определение нагрузок и напряжений в колонне насосных штанг и НКТ по длине.
5. Исследование и мониторинг работы скважин со сложной схемой заканчива-ния, конструкция которых не позволяет размещать в стволе традиционные приборы ГИС.
6. Мониторинг определения зон парафиновых и газогидратных образований по длине ствола скважины.
7. Мониторинг технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ, определение зон негерметичности и заколонных перетоков.
8. Мониторинг в реальном времени работы блока нефтяного или газового резервуара (например, посредством термометрии продуктивной толщи с применением распределенного датчика температуры в нескольких скважинах по месторождению); корректировка гидродинамической модели резервуара, управление резервуаром,корректировка программ добычи, ППД, доразбури-вания месторождения.
9. Принятие решения об изменении параметров работы системы.
10. Изменение параметров работы системы с помощью специальных управляемых устройств и систем.
При этом, решение всех задач связано, в первую очередь, с получением оперативной и достоверной информации. Для получения этой информации могут быть использованы различные варианты:
1. погружная дискретная телеметрия;
2. погружная непрерывная телеметрия;
3. наземная телеметрия.
Каждый из вариантов телеметрии имеет специфику применения, а также свои плюсы и минусы. Рассмотрим их.
Рис.1. схемы дискретной и непрерывной погружной телеметрии в скважинах с
уэцн
Погружная дискретная телеметрия (ПДТ) осуществляет замер давления на приеме насоса, температуры масла ПЭД, скорости или ускорения вибрации. Кроме этого, осуществляется замер дебита по ГЗУ или ИЗУ, замер рабочего тока, напряжения, загрузки двигателя на станции управления. Для принятия решения об изменении режима работы системы кроме замеров необходим пересчет плотности пластовой жидкости в зависимости от термобарических условий, забойного давления, пересчет рабочей точки характеристики УЭЦН, полезной мощности, КПД насоса, определение параметров штуцера, параметров электродвигателя (загрузки, КПД, и т.д.), затраты на подъем 1 куб.м или тонны продукции. Достоинством ПДТ системы является прямой замер основных параметров в главных сечениях (например, на глубине расположения приема насоса). К недостаткам такой системы можно отнести высокую стоимость, необходимость пересчета всех параметров по глубине, недостаточная надежность, невозможность поверки системы без проведения ПРС.
Погружная непрерывная телеметрия (ПНТ) осуществляет замер давления, температуры, скорости или ускорения вибрации по всей длине опто-волоконного кабеля, спущенного в скважину (до приема насоса или до забоя). Также как и в системе, использующей дискретную погружную телеметрию необходимо проводить замер дебита по ГЗУ или ИЗУ, рабочего тока, напряжения, загрузки двигателя на станции управления. Также как и в первом варианте, для принятия решения об изменении режима работы системы, кроме замеров, необходим пересчет плотности пластовой жидкости в зависимости от термобарических условий, забойного давления, пересчет рабочей точки характеристики УЭЦН, полезной мощности, КПД насоса, определение параметров штуцера, параметров электродвигателя (загрузки, КПД, и т.д.), затраты на подъем 1 куб.м или тонны продукции. Плюсы ПНТ - постоянный прямой замер основных параметров в любых сечениях по глубине скважины. Минусы - высокая стоимость, необходимость пересчета по плотности,газу и т.д., недостаточная надежность, невоз-
можность ремонта опто-волоконного кабеля.
Для повышения надежности при использовании погружной телеметрии необходимо обеспечить решение следующих технических задач: • Использование многовариантной системы передачи информации (с использованием оптоволоконного кабеля, кабеля УЭЦН, гидроакустического канала и т.д.) для приема - передачи и обратной командной связи для управ-
ления системой «пласт- скважина - насосная установка».
• Создание надежных первичных приборов (датчиков) на основе оптоволоконных и других современных технологий, систем передачи информации, измерительно-регистрирующих приборов (ИРП), систем хранения и обработки баз данных (БД), системы передачи сигнала обратной связи, скважинных исполнительных устройств и механизмов.
Рис.2. вариант размещения первичных приборов на скважине с УШН
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ добыча \\ 21
добыча
$мах
перемещение Б 1-деформация в статике: 2-деформация в динамике
Рис.3. Динамограмма работы УСШН
датчик давления в эатрубье
Рис.4. Вариант размещения первичных приборов на скважине с УЭЦН
Рис.5. Пересчет плотности, давления температуры и т.д. и т.п. по стволу скважины и по колонне НКТ
Использование наземной телеметрии (рис.2 и 4) предусматривает замер на устье скважины давления, температуры откачиваемой пластовой жидкости, перепада давления на диафрагме (устье скважины), снятие динамограммы(рис.З) и ватметрограммы (для станка-качалки), замер дебита по ГЗУ или ИЗУ, замер рабочего тока, напряжения, ^л', на СУ. При обработке информации и принятии решения об изменении режима работы системы проводится пересчет плотности пластовой жидкости в зависимости от термобарических условий, забойного давления, пересчет рабочей точки УЭЦН, полезной мощности, КПД насоса, определение параметров штуцера, пересчет параметров электродвигателя (КПД, и т.д.), затраты на подъем 1 куб.м или тонны продукции. Обеспечивается расчет нагрузок в штанговой колонне, уравновешенности СК, затрат энергии; сравнение величин дебита по замерам ГЗУ и по пересчету (по динамограмме), определяются неисправности. Плюсы наземной телемерической системы - возможность замены первичных приборов, возможность их поверки, небольшая стоимость всех элементов. К минусам можно отнести замеры основных рабочих параметров вдали от приема скважинного насоса и определение скважинных показателей путем пересчета.
Требования к пересчету основных характеристик по глубине скважины долгое время считались главными недостатками наземной телеметрии, к тому же считалось, что такой пересчет не может дать достаточно точных результатов.
Однако, как было показано выше, даже прямой замер рабочих параметров на приеме насоса не освобождает пользователей от необходимости проведения пересчетов этих параметров по стволу скважины и по колонне НКТ. К тому же современные компьютерные программы (Автотехнолог, SubPump, RusPump и др.) прекрасно справляются с расчетом всех показателей процессов, проходящих в скважине (рис. 5).
Именно поэтому можно с уверенностью сказать, что все три варианта системы получения первичной информации(системы телеметрии) являются работоспособными и удовлетворяющими требованиям потребителей этой информации.
Выбор системы телеметрии поэтому должен быть продиктован технической и экономической целесообразностью. Например, для малодебитных скважин, оснащенных штанговыми насосными установками, наиболее приемлемой является система наземной телеметрии. Второй задачей системы «интеллектуальная скважина» является обработка и хранение полученной от системы телеметрии информации с целью оптимизации производственного процесса. При этом решается вопрос о состоянии скважинного и наземного оборудования, определяется режим работы системы «пласт - скважина - скважинное оборудование», принимается решение об изменении режима работы системы. Для решения этой задачи могут быть выбраны несколько путей:использование автономных интеллектуальных скважинных устройств, использование возможностей современных станций управления процессом добычи нефти, использование программных комплексов, размещенных в персональных компьютерах соответствующих подразделений нефтедобывающего предприятия. Например, автономные скважинные устройства могут
Рис.б.восстановление требуемого дебита за счет изменения характеристики УэЦН при изменении частоты вращения ротора установки
применяться для решения вопроса об открытии-закрытии канала гидравлической связи в пакере между различными участками эксплуатационной колонны; станция управления УЭЦН может изменить частоту вращения ротора насоса для возврата в требуемую рабочую точку
совместной характеристики «скважина - насосная установка» (см.рис.6); программа персонального компьютера обеспечит изменение цикла периодической эксплуатации скважины. То есть, сложность задачи и ответственность за правильное её решение должно опреде-
450059, г. Уфа, ул. Р. Зорге, 35 тел./факс: (347) 223-74-15, 223-74-17 e-mail: [email protected] www.armgarant.ru
добыча
Рис.7. Процесс вывода на режим и задание минимально возможного подпора пластовой жидкости для создания максимального притока из пласта без срыва подачи (без перегрева установки)
лять объем памяти и быстродействие решающего устройства, а это, в свою очередь, будет определять место его размещения и вариант исполнения (ЧИП, контроллер, ПК, суперкомпьютер). Обеспечение управления скважинны-ми и наземными устройствами в соответствии с задачами оптимизации производственного процесса является третьей задачей комплекса «интеллектуальная скважина». Эта задача может
решаться за счет использования автономных или управляемых с поверхности земли скважинных сервоприводов или за счет изменения характеристики системы «скважинная насосная установка - трубопроводная система»(под трубопроводной системой понимается эксплуатационная колонна, колонна НКТ, устьевое оборудование, различные перепускные клапаны, эжекторы и т.д.). Управление может осуществляться по
электрическому или опто-волоконному кабелю, с помощью импульсов давления, акустических сигналов и т.д. В связи с тем, что оптимизация производственного процесса может вестись по разным критериям: получение максимального дебита, максимальная наработка до отказа, минимальные затраты энергии и т.д. - управляющий сигнал должен подаваться от той системы анализа и принятия решения, уровень которой обеспечит решение этой оптимизационной задачи. На рис.7 представлена иллюстрация решения задачи оптимизации работы УЭЦН по критерию «максимальный дебит», которую на сегодняшний день может решать «интеллектуальная станция управления». При запуске установки в работу давление на приеме насоса будет максимальным. Следующей фазой является освоение скважины (минимальное давление на приеме насоса), при котором достигается заданная депрессия на пласт. После этого за несколько циклов обеспечивается оптимизация давления на приеме насоса за счет изменения частоты вращения вала УЭЦН (частотный или вентильный привод). Более сложной задачей является задача о максимальной добыче нефти из скважины за определенный календарный период. Иллюстрация решения такой задачи представлена на рис.8. Замена технического отказа (подача равна нулю) на параметрический (подача снизилась на 20%) приводит к уменьшению наработки до отказа (к уменьшению МРП), увеличению количества ПРС. Однако при этом резко сокращаются потери в добыче нефти и за расчетный календарный период добыча нефти становится максимально возможной. Естественно, что решение такой многофакторной задачи невозможно без использования мощных компьютеров и большого объема информации, в том числе экономического характера. Всё выше сказанное позволяет сделать выводы о том, что под «интеллектуальной скважиной», а точнее «роботизированным комплексом по добыче нефти» может пониматься большая гамма систем состав, стоимость и функциональные возможности которых зависят от условий эксплуатации и задач, для решения которых такие комплексы предназначены.
г|«-мя пр»дупр*дв»львого ПРС время
Рис.8 Оценка потерь и принятие решения о сроках проведении предупредительного ПР
РАДИОГРАФИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ТРУБОПРОВОДОВ
ТЕХНОЛОГИЯ ЦИФРОВОЙ РАДИОГРАФИИ НА ОСНОВЕ ГИБКИХ ФОСФОРНЫХ ПЛАСТИН
ПОЛНОСТЬЮ ЗАМЕНЯЕТ РЕНТГЕНОВСКУЮ ПЛЕНКУ
■ Прямой проход пластины без продольного изгиба и трения о сканер
■ Возможность работы при низких температурах
■ Полноценная поддержка рулонных пластин, долгая жизнь пластины
■ 1-й класс чувствительности по ГОСТ 7512,1 категория по 13 ПНАЭГ-07-010-89
■ Отсутствует процесс проявки, пластины не боятся света и влаги
■ Автоматизированный поиск, измерение размеров и классификация дефектов
■ Широкий модельный ряд, включая компактные переносные системы
Комплекс цифровой радиографии «ФОСФОМАТИК» раз- • решается применять при радиографическом контроле изделий: энергомашиностроения, оборудования и тру- * бопроводов атомных энергетических установок, стальных отливок для атомных энергетических установок, • объектов котлонадзора, систем газоснабжения, подъемных сооружений, оборудования нефтяной и газо- * вой промышленности, оборудования металлургической промышленности, оборудования судостроительной • промышленности при просвечивании рентгеновским излучением, источником 1г-192, источником Со-60, тормозным излучением линейного ускорителя.
Соответствует 1-му классу чувствительности таблицы 6 ГОСТ 7512-82 и 1-й категории таблицы 13 ПНАЭГ-7-010-89 Сертифицирован на соответствие наивысшим классам чувствительности по ЕМ 14784-1 и АБТМ Е 2446 Значения чувствительности контроля соответствуют радиографическим пленкам Э4, Р5, Э7, МХ125, Т200, АА400, НБ800 Экспозиция просвечивания до 8 -10 раз меньше, чем на радиографическую пленку 07
При просвечивании сварных соединений переменного сечения позволяет контролировать за одну экспозицию объекты с перепадом толщин до 3-х слоев половинного ослабления излучения, что соответствует 2-3 экспозициям на пленку
ДОКУМЕНТЫ:
ФГУП ЦНИИ КМ «ПРОМЕТЕЙ» - Результаты испытаний комплекса цифровой радиографии «ФОСФОМАТИК» ФГУП ЦНИИ КМ «ПРОМЕТЕЙ» - Методическая инструкция И246-097-2007 ФГУП ЦНИИ КМ «ПРОМЕТЕЙ» - Техническое решение 246-22.07-2007
ОАО «Ижорские заводы» - Результаты испытаний комплекса цифровой радиографии «ФОСФОМАТИК» ОАО «НПО ЦНИИТМАШ» - Результаты испытаний комплекса цифровой радиографии «ФОСФОМАТИК» ОАО «НПО ЦНИИТМАШ» - Методическая инструкция И246-098-2008
«Росэнергоатом» - Методика цифровой обработки и архивирования результатов радиографического контроля» «Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору» - Разрешение 06-07/1728 Рекомендован к применению в ОАО «ГАЗПРОМ» - Экспертное заключение №31323949-005-2009 Включен в реестр АК «Транснефть»
ЗАО «ТЕСТРОН»
РОССИЯ, САШ-ЛЕПРБУРГ, ТН.: (812) 380-6203, ФАКС: (812) 380-6282, WWW.1K1R0N.RU
