Лабораторная работа № 2. Автоматизация установки ЭЦН

Эксплуатация нефтяных скважин и добыча нефти при помощи установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) наиболее распространенная технология на российском рынке нефтедобычи.

Основные преимущества УЭЦН заключаются в наилучшей приспособленности к российским условиям добычи нефти, в возможности подбора установок и выборе эффективной технологии добычи нефти в широком диапазоне осложняющих факторов пластово-скважинных характеристик.

Установка погружного центробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование. В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).

Электронасосный агрегат состоит из: электродвигателя с гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов.

К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией). (Рис. 2.1)

Рис. 2.1 – Установка погружного центробежного насоса с наземным оборудованием

Современный рынок требует от средств механизированной добычи не только высокой производительности, но и оптимизации технологических показателей, увеличения отдачи пласта.

Система управления сопровождается программным пакетом, который обеспечивает сбор данных в реальном времени, анализирует производительность и предупреждает неполадки, тем самым сводя к минимуму простой по причине поломки оборудования.

Элементы нефтяной интеллектуальной скважины:

- высокоточная погружная система телеметрии

- интеллектуальная станция управления позволяющая в автоматическом режиме производить управление работой УЭЦН с возможностью передачи данных в систему АСУ ТП

- устьевые датчиками позволяющие передавать информацию в АСУ ТП

- датчики и приборы контроля качества и состава добываемой жидкости

Рис. 2.2 – Интеллектуальная система управления УЭЦН

Параметры, контролируемые с помощью элементов интеллектуальной скважины: Давление; Температура; Вибрация; Обводненность; Расход; Состав флюида.

Рассмотрим автоматизированный УЭЦН на примере скважины 20503 Саматлорского месторождения. Внедрение интеллектуальных алгоритмов управления УЭЦН реализованном в БКИ (Блок Кустовой Интеллектуальный), для сокращения операционных затрат и повышения добычи нефти.

а) сокращение внутрисуточного простоя скважин, уход от аварийных режимов работы УЭЦН,

б) автоматический вывод скважины с УЭЦН на режим после ПРС,

в) вывод в постоянный режим работы скважин с нестабильным притоком, из АПВ фонда и высоким газосодержанием,

г) использование режима исследования притока скважины и автоматической настройки УЭЦН на максимальный дебит (автоадаптация).

Применение автоматизированного УЭЦН при разработке многопластовых залежей

С целью эксплуатации двух пластов из одной скважины применяют схемы одновременно-раздельной добычи, при этом задаются целью обеспечения двух пластов добывающей скважины возможностью учета отборов добываемой жидкости и гидродинамических исследований каждого пласта.

Рассмотрим компоновку ОРД-РЭК для одновременно-раздельной добычи скважинной продукции из двух пластов по однотрубной схеме ПИМ-ОРД-2РЭК-2БТ-30 с двумя регулируемыми электроклапанами (РЭК) и двумя блоками телеметрии (БТ) на каждый пласт, внедренную на месторождении НГДУ «Сорочинскнефть» (рис. 2.4).

Рис. 2.4 – Компоновка ПИМ-ОРД-2РЭК-2БТ-3

Область применения:

•скважины, имеющие во вскрытом разрезе значительные отличия коллекторских свойств пластов и характеристик нефти, большую разностью пластовых давлений и разность глубин залегания пластов;

•скважины с ограничениями по депрессии одного из объектов (обводнение, давление насыщения).

Преимущества:

• отсутствие гидравлических трубок для управления клапанами; отсутствие дополнительного кабеля для обмена данными с глубинными датчиками и передачи управляющих команд на клапаны;

• регулирование степени открытия/закрытия электроклапана со станции управления на устье скважины;

• информация c блока телеметрии может быть транслирована в режиме онлайн через систему передачи данных GPRS или 3G;

• извлечение системы передачи данных PQT и электроклапанов проводится, без извлечения пакерной системы.

Особенность компоновки заключается в наличии процессора на каждый блок состоящий из датчиков и электроклапана. В процессор можно заложить программу позволяющую регулировать степень раскрытия клапана в зависимости от показаний датчиков. Даже при потери связи с поверхностью система может автоматически поддерживать заданные параметры обеспечивая оптимальный режим эксплуатации скважины.

Кроме того такая компоновка может применяться в случаях, когда необходимо производить добычу флюида из одного пласта и закачивать воду в другой (рис.2.5)

Рис. 2.5 – Компоновка ПИМ-ОРДЗ

Область применения:

• одновременно-раздельная закачка и добыча в пределах одной скважины на месторождениях с формировавшейся сеткой скважин;

• ввод в систему разработки ранее незадействованных объектов в многопластовых скважинах.

Преимущества:

• возможность учета закачиваемого агента по пласту в режиме онлайн;

• отсутствие необходимости бурения дополнительной сетки скважин;

• изменение режимов закачки по команде оператора или в автоматическом режиме штуцеров расположенным на устье;

• простота и легкость монтажа оборудования;

• конструктивные особенности полностью исключают риски создания аварийных ситуаций при обслуживании компоновки;

Контрольные вопросы:

1) Что входит в состав установки погружного центробежного насоса?

2) Перечислите элементы нефтяной интеллектуальной скважины

3) Какие параметры контролируются элементами интеллектуальной скважины?

4) Область применения и преимущества компоновки ОРД

5) Область применения и преимущества компоновки ОРДЗ