CC BY
30МОНИТОРИНГ
Ю.А. иконников, начальник отдела добычи нефти ОАО «ЛУКОЙЛ», А.Б. лазарев, менеджер отдела добычи нефти ОАО «ЛУКОЙЛ»
отечественные системы погружной телеметрии для электропогружных установок: преимущества, недостатки, возможные пути развития
Объемы внедрения систем погружной телеметрии (ТМС) для электропогружных установок на месторождениях ЛУКОЙЛа с каждым годом растут. Эта тенденция четко прослеживается во многих российских нефтяных компаниях.
Только широкомасштабное внедрение этих систем позволит реализовать новомодные и амбициозные проекты по интеллектуализации разработки месторождений.Также трудно, на наш взгляд, не согласиться с тем, что растет фонд скважин с УЭЦН, где ТМС являются единственным средством, позволяющим понять, что происходит с пластом и в каких режимах и условиях работает электропогружное оборудование. Автоуправление без датчиков погружной телеметрии за счет новых алгоритмов вызывает сомнение, в настоящее время таких технологий нет. Массовому внедрению ТМС, помимо цены, которая, бесспорно,значительно ниже зарубежных аналогов, препятствует недостаточная надежность этих систем и ряд чисто технических конструктивных факторов,связанных в первую очередь с отсутствием унификации этого оборудования.
В России системы погружной телеметрии разрабатываются и производятся пятью компаниями. Это Борец, Ижевский радиозавод, Элек-тон, Нефтяные измерительные системы и АЛНАС. Погружной блок (ПБ) коммутируется с погружным электродвигателем (ПЭД): традиционно к основанию и как вариант,
Ю.А. Иконников, начальник отдела добычи нефти ОАО «ЛУКОЙЛ»
не нашедший широкого применения, - в головке ПЭД. Как показала практика, наиболее надежный вариант - первый, хотя реальная картина по температуре ПЭД искажена и максимальную температуру мы не фиксируем.
В то же время рядом предприятий оборонного комплекса предлагаются системы мониторинга, элементная база которых построена на оптоволоконных компонентах. Такие предложения в нашей компании рассматриваются, но о внедрении подобных систем и уж тем бо-
А.Б. Лазарев, менеджер отдела добычи нефти ОАО «ЛУКОЙЛ»
лее практических результатах говорить пока рано. Существующие зарубежные системы такого класса очень дороги.
Набор измеряемых с помощью ТМС параметров тоже традиционен: давление в скважине в точке установки ПБ (позиционируемое как давление на приеме), температура окружающей среды,температура в двигателе, вибрация и некоторые другие. Практически все производители оснащают сейчас ПБ датчиками вибрации, правда,что с ней делать, толком пока никто не знает, есть какие-то ори-
ентиры, но четких рекомендаций нет, анализируется пока только динамика значений вибрации.
Большой интерес представляют системы с дополнительным комплексом датчиков,установленных на выкиде насоса, разработкой и производством которых в настоящее время занимается ЭЛЕКТОН. На наш взгляд, это перспективное направление.
Какие задачи мы решаем с помощью ТМС? Это:
• вывод скважин на режим в автоматическом режиме без остановки ПЭД на охлаждение, если температура ПЭД не достигает критических величин,либо с минимально необходимым количеством остановок;
• оптимизация режима эксплуатации, включающая определение минимального давления на приеме, при котором обеспечивается стабильный режим работы ЭЦН, а также подбор оптимального периодического режима. На диаграмме хорошо видно, насколько непохожи друг на друга циклы накопления, таким образом, «ручные» запуски насосной установки даже в случае идеального соблюдения времени запуска-остановки никогда не будут на 100% оптимальными;
• предупреждение отказов при тепловых обработках скважин АДПМ;
• оперативное принятие превентивных мер при возникновении осложняющих ситуаций. Например,
проведенный анализ работы ЭПУ группы скважин показал, что основной причиной отказов оборудования было засорение ЭЦН. Четким признаком начала засорения ЭЦН, а также запарафинивания НКТ в установившемся режиме эксплуатации являлся рост динамической температуры ПЭД (и давления на приеме), которые возможно зафиксировать только с помощью погружных датчиков. В результате была оптимизирована (в основном снижена) частота обработок при сохранении нормальной работы насосного оборудования;
• проведение гидродинамических исследований скважин. В ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» при помощи ТМС осуществляется контроль за продвижением теплового фронта при закачке пара в продуктивные пласты. Определены фактические плотности газожидкостной смеси выше приема насоса, необходимые для корректировки расчета давлений по результатам волнометрирова-ния. Так, по пластам с повышенным давлением насыщения нефти газом фактическая плотность жидкости оказалась ниже расчетной и по отдельным скважинам составила
0,3-0,4 г/см3.
Приведенные примеры подтверждают, что применение ТМС выводит технологию добычи электропогруж-ными насосными установками на более высокий уровень. Однако массового внедрения ТМС не наблю-
дается, не говоря уже о том, что ТМС в настоящее время пока, к сожалению, наверное, нельзя рассматривать как обязательную опцию. И дело здесь не только в цене. По нашему мнению, основными сдерживающими факторами к широкомасштабному внедрению являются:
1. Недостаточная надежность
2. Некорректность замеряемых параметров или полное отсутствие информации с ПБ ТМС при отклонении режимов эксплуатации ПЭД от оптимальных (частота питающего напряжения, значительная длина кабельной линии, высокое напряжение, работа с ПЭД большой мощности и др.)
3. Стенды для тестирования ТМС имеются только у заводов-изготовителей. Для тестирования ТМС определенного производителя необходим свой стенд,универсальные стенды отсутствуют
4. Отсутствие единого подхода в части коммутации (монтажа) ПБ с ПЭД
5. Отсутствие совместимости ПБ и ВБ разных производителей
6. Отсутствие унификации в части устройств-блоков съема информации (БСИ)с наземных блоков (станций управления) и программного обеспечения
7. Невозможность ремонта ТМС в условиях ЦБПО ЭПУ.
Результаты эксплуатации ТМС в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» показывают, что процент отказов по всем поставщикам достаточно высок - УЭЦН исправны - телеметрия отказала - над надежностью разработчикам нужно еще много работать.
Другим важным, на наш взгляд, фактором, сдерживающим внедрение телеметрии,является отсутствие унификации компонентов данного оборудования.
На сегодняшний день существует порядка пяти различных вариантов подключения ПБ с ПЭД, связанных с различной конструкцией ПБ,различным месторасположением датчиков и т.д., это, в свою очередь, означает, что под каждый тип ПБ необходимо заказывать соответствующий ПЭД на заводе, либо
Контроль за работой скважины № 4204
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ мониторинг \\ 51
МОНИТОРИНГ
адаптировать ПЭД под конкретный ПБ уже в ЦБПО ЭПУ, изготавливая или приобретая уникальные стыковочные детали. У каждого типа ПБ есть и свои преимущества, и свои недостатки. В ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» доля новых ПЭД, внедряемых в скважины, в настоящее время значительно меньше ремонтных. ПЭД после ремонта повторно используются 2-3 и более раз. Получается, что при решении сменить тип (производителя) ПБ возникает необходимость в доработке-переделке ПЭД, что влечет за собой дополнительные финансовые и трудозатраты. Мы считаем, что вправе называть это недостатком.
Решение видим в унификации подключения ПБ с ПЭД. Варианты по унификации предложены Ижевским радиозаводом и ЗАО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис». Достоинства вытекают из цели, которую преследовали разработчики. К главным недостаткам относится увеличение вероятности
отказов ПБ из-за негерметичности соединений, контактирующих с пластовой жидкостью,количество которых увеличивается. Число разъемных электрических соединений также возрастает до шести в случае с расположением датчика внутри ПЭД. А как известно, слаботочные контакты небеспроблемны. Оба этих недостатка существуют только в теории и на практике не подтверждены. Унификация ПБ, основанная на модульном принципе, фактически потребует и унификации самого температурного датчика - некоторым производителям придется изменить месторасположение некоторых датчиков. Возможен и другой вариант унификации: можно выбрать наиболее надежную, именно с точки зрения коммутации с ПЭД,конструкцию,и унифицировать ее.
В июне текущего года в ОАО «ЛУКОЙЛ» состоялось совещание с участием представителей сервисных структур и предприятий-
изготовителей ТМС, на котором главным вопросом для обсуждения и стала унификация компонентов ТМС. Можно констатировать, что установка стандарта на способ подключения погружного блока к ПЭД
- это самый сложный вопрос, по которому с большинством производителей нам пока не удалось найти общий язык.
Желание нефтяников иметь вторичный или наземный блок, совместимый с ПБ любого производителя, вполне понятно - так просто удобнее. Однако именно в формате передачи данных,их фильтровании и других «электронно-программных» хитростях кроется один из главных секретов разработчиков ТМС. Пока, на наш взгляд, реально существуют проблемы с передачей информации, унификация в этом направлении просто-напросто может остановить совершенствование алгоритмов приема-передачи данных. В этой связи сейчас требовать унификации преждевременно. А в случае, когда
на правах рекламы
каким-либо разработчиком оптимальное решение будет найдено, унификацию может обеспечить конкуренция, ведь потребитель заинтересован в более надежном оборудовании при сопоставимой цене. На сегодняшний день ВБ работают практически со всеми современными станциями управления (СУ) независимо от производителя. Проблема со взаимопониманием ВБ ТМС и контроллеров СУ есть только у СУ предыдущего поколения. Следующим компонентом ТМС является БСИ. Фактически съем информации производится с контроллера СУ, которому ПБ передает информацию. Исключение составляет система СКАД производства «Нефтяные измерительные системы», на наземный блок которой, помимо основных функций,возложены хранение и обработка данных
- главным образом КВД.
Сегодня обслуживающий персонал, имея на своих производственных объектах СУ всех пяти производителей, должен иметь при себе
пять типов БСИ, а технолог и геолог обрабатывать эту информацию в пяти различных программах. Хорошо это или плохо? Неудобно! Если вся информация с ТМС поступает по системе телемеханики непосредственно на рабочие места, необходимость в таких блоках вообще отпадает, однако таких скважин у нас пока, к сожалению, меньшинство.
Отрадно осознавать, что унификация БСИ и программ для ее первичной обработки стали на совещании в ЛУКОЙЛе тем, к сожалению, пока единственным моментом, по которому удалось достигнуть принципиального взаимопонимания. Идеальным БСИ, прежде всего с точки зрения удобства, является флешка, и производители поддерживают этот вариант. Формат хранения и передачи данных необходимо разработать совместно, но главную роль в этом должны сыграть пользователи.
Унификация компонентов ТМС должна сделать их взаимозаменяемыми.
Что бы получилось действительно ЛУЧШЕЕ, выбор универсальных конструкций должен базироваться на практических результатах и опыте эксплуатации данного оборудования всех производителей во всех нефтяных компаниях. Несомненно, этот вопрос требует детальной всесторонней проработки и не может быть решен в один день. Тем не менее считаем, что данную задачу нужно ставить уже сегодня.
К вопросу унификации ТМС необходимо подходить комплексно, с рассмотрением унификации всего погружного и наземного оборудования с участием представителей нефтяных и сервисных компаний, заводов-изготовителей.
Можно констатировать, что в настоящее время, 100%-ное оснащение электропогружных установок системами погружной телеметрии невозможно, по крайней мере, до тех пор, пока данное оборудование не станет - главное - более надежным, сохранив при этом приемлемую стоимость.
котутекс
www.komitex.ru
Геотекстильные полотна ГЕОКОМ для:
* строительства и ремонта автомобильных и железных дорог
* обустройства нефтяных, газовых и других месторождений
* городского благоустройства
