Русский / English

СТАТЬИ


Certificate of Conformance



ЗАО ЭЛЕКТОН: наши идеи и перспективы



 Публикация


"Нефтяное Хозяйство", №5 - 2004г. (май)









Рис. 1




Рис. 2
  Интеллектуальная скважина

В настоящее время темпы повышения объёмов добычи нефти, а также понятное желание нефтяных компаний снижать себестоимость добычи приводят к необходимости создания так называемых "интеллектуальных" скважин. "Интеллектуальной" скважиной обычно называют комплекс наземного и подземного оборудования, включающий в себя, как правило, станцию управления с преобразователем частоты и систему погружной телеметрии, встроенную в погружной электродвигатель (ПЭД) и позволяющую получать информацию о параметрах работы насосной установки. Контроллер станции управления при этом должен на основе получаемой информации по специальному алгоритму управлять работой насосной установки с целью обеспечения заданного режима работы, например, поддержания забойного давления.

В середине 90-х годов предприятие "Электон" разработало станции управления с преобразователем частоты типа "Электон-05" и освоило их серийный выпуск практически для всего диапазона мощностей ПЭД, применяемых в нефтяной промышленности. Более 800 штук таких станций успешно работает на нефтепромыслах России. С конца 2002 года на предприятии начался серийный выпуск систем погружной телеметрии "Электон-ТМС" и, таким образом, появилась вторая основ-ная составляющая комплекса оборудования "интеллектуальной" скважины.

Разработка собственной системы погружной телеметрии была вызвана тем, что предлагаемые отечественными производителями системы не обеспечивали требуемой надежности и достоверности выдаваемой информации. К тому же погружные части данных систем имели рабочий температурный диапазон, ограниченный верхним значением температуры устойчивой работы используемых микросхем, то есть реально составлял не выше 90оС. В то же время процесс интенсификации добычи нефти, сопровождающийся увеличением глубин спуска насосных установок и, соответственно, ростом температуры пластовой жидкости, выдвигает более жесткие требования к погружным частям систем телеметрии. Погружной блок системы "Электон-ТМС" не содержит активной электроники, поэтому верхняя граница его рабочего температурного диапазона составляет 150°С.

Система погружной телеметрии "Электон-ТМС" выдает в контроллер станции "Электон-05" информацию о давлении на приеме насоса (до 320 атмосфер) и температуре масла, заполняющего ПЭД (до 150оС). В программе контроллера предусмотрен режим поддержания заданного значения давления, для чего разработан и реализован специальный алгоритм пропорционально-интегрального (ПИ) регулятора. В случае отклонения измеренного значения давления от заданного контроллер корректирует значение выходной частоты таким образом, чтобы отклонение стало минимально возможным с точностью до погрешности обработки измеренного давления. Дискретность регулирования задается уставкой контроллера. На работу ПИ-регулятора влияют два параметра - пропорциональный коэффициент и интегральный коэффициент. Чем больше значение пропорционального коэффициента, тем больше из-менение частоты. Интегральный коэффициент имеет смысл времени, за которое усредняются отклонения текущего значения давления от заданного. Этот коэффициент определяет скорость (время) реакции системы на изменение давления.

На основе заданных значений пропорционального и интегрального коэффициентов ПИ-регулятор определяет темп изменения выходной частоты станции управления. Соответственно выходной частоте изменяется производительность насосной установки. Таким образом, осуществляется непрерывное согласование объема откачиваемой из скважины жидкости с притоком ее из пласта. Это позволяет поддерживать заданное значение забойного давления и эксплуатировать насосную установку в режиме оптимального отбора жидкости, а также гарантированно не допускать процесса дегазации на приеме насосной установки. Забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины, определяется выражением:

Рзаб = Рпл - Q/Кпрод

где:
Рзаб - забойное давление;
Рпл - пластовое давление;
Q - заданный дебит скважины;
Кпрод - коэффициент продуктивности скважины.

В настоящее время ЗАО "Электон" имеет опыт эксплуатации комплекса оборудования "ин-теллектуальной" скважины на нефтепромыслах ТПП "Когалымнефтегаз", ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", ОАО "Оренбургнефть". Для иллюстрации его работы приведем в качестве примера график изменения во времени забойного давления в скважине и выходной частоты станции управления "Электон-05" (рис.1). Оборудование работает на Повховском месторождении ТПП "Когалымнефтегаз".

Величина поддерживаемого давления установлена равной 85 атмосфер. В начальный момент времени (в начале графика) текущее давление (верхняя кривая) выше заданного. Выходная частота (нижняя кривая) в это время имеет максимальное значение 55 Гц и далее увеличиваться не может, так как ПЭД работает в номинальном режиме, и дальнейшее повышение частоты вращения приведет к увеличению потребляемой мощности и рабочего тока ПЭД и, как следствие, срабатыванию защиты по перегрузке. После того, как давление упало до величины, меньше заданной, выход-ная частота начала уменьшаться и снижалась до тех пор, пока давление вновь не выросло до величины, несколько большей заданной, что тут же вызвало увеличение выходной частоты. Далее видно, что частота колеблется вблизи некоторого среднего значения, поддерживая давление около за-данной величины. Несмотря на то, что оборудование установлено на скважине с нестабильными характеристиками призабойной зоны пласта, было обеспечено непрерывное согласование объема откачиваемой из скважины жидкости с притоком из пласта, благодаря чему насосная установка с момента запуска работала без остановки. При этом суточная добыча по сравнению с расчетной выросла на 12-15%. Полученные результаты подтверждают стабильную работу насосной установки с частотно-регулируемым приводом при расширении диапазона ее подачи и позволяют прогнозировать увеличение ее наработки по сравнению с нерегулируемым приводом. Кроме того, оборудование можно использовать для уточнения таких характеристик пласта, как пластовое давление и коэффициент продуктивности, что позволит в дальнейшем более точно сделать подбор погружного оборудования для данной скважины.

Описанный выше комплекс позволяет в автономном режиме оптимизировать и согласовы-вать работу внутрискважинного оборудования с характеристиками призабойной зоны пласта. В памяти контроллера фиксируются параметры работы насосной установки и станции управления, которые для удобства анализа работы оборудования могут быть представлены в табличном или графическом виде. Кроме того, разработано программное обеспечение, позволяющее создавать на основе фиксируемых параметров различные базы данных.

Наличие в контроллере станции управления интерфейса RS-485 и стандартного протокола ModBus RTU позволяет интегрировать комплекс в существующую на нефтепромыслах систему те-лемеханики (рис. 2) и решать более сложные задачи по автоматизации и оптимизации процесса нефтедобычи. Управлять работой комплекса, а также оперативно получать информацию о его рабо-те можно с помощью коммуникационной системы "Электон-СК2" с использованием технологии CDMA на базе группировки из 48 низкоорбитальных спутников системы Globalstar.

Адаптирование серийно выпускаемой станции "Электон-05" для работы в составе комплекса оборудования "интеллектуальной" скважины потребовало существенной доработки программного обеспечения и аппаратной части контроллера, поэтому в обозначение станции введены дополнительные индексы "Электон-05ПП" (режим поддержания параметра). ЗАО "Электон", начав более 10 лет назад с разработки и производства электротехнического оборудования для нефтяной промышленности, сделал качественный шаг в направлении разработки и реализации нефтедобывающих технологий. Система менеджмента качества предприятия сертифицирована на соответствие международного стандарта ISO 9001-2000, вся серийно выпускаемая продукция имеет сертификат соответствия и защищена блоком патентов.

Лепехин В.И. (ЗАО "Электон")
Видякин Н.Г. (ЗАО "Электон")
Валеев А.С. (ОАО "ЛУКойл-Западная Сибирь")
Кан А.Г. ("ТНК-ВР" ОАО "Оренбургнефть")