Материал: Автоматизация электроцнтробежного насоса кустовой площадки Салымского месторождения нефти

контроль напряжения.

В зависимости от параметра, по которому срабатывает предусмотренная АСУТП защита, система может осуществлять:

одновременное отключение всех элементов УЭЦН;

поочередное отключение всех элементов УЭЦН;

частичное отключение отдельных элементов УЭЦН.

Надежность функционирования систем обеспечения безопасности опасных объектов промышленности целиком зависит от состояния электронных и программируемых электронных систем ПАЗ. Такие системы должны быть способны сохранять свою работоспособность даже в случае отказа других функций АСУТП скважины с ЭЦН.

Главные задачи, возлагаемые на такие системы:

предотвращение аварий и минимизация последствий аварий;

блокирование (предотвращение) намеренного или ненамеренного вмешательства в технологию объекта, могущего привести к развитию опасной ситуации и инициировать срабатывание ПАЗ.

Для некоторых защит предусматривается наличие задержки между обнаружением аварийного сигнала и защитным отключением.

Оборудование ЭЦН непрерывно контролируется рядом технических параметров, аварийные значения которых требуют отключения и блокировки работы установки. В зависимости от параметра или условия, по которому сработала защита, может выполняться:

отключение электродвигателя;

закрытие или открытие клапанов или задвижек;

отключение тех или иных вспомогательных систем;

включение световой и звуковой сигнализации;

оповещение оператора ДП.

Структурная схема системы ПАЗ представлена на рисунке 3.13.

Рисунок 3.13 - Структурная схема системы ПАЗ

Алгоритмическое содержание функций ПАЗ состоит в реализации следующего условия: при выходе значений определенных технологических параметров, характеризующих состояние процесса или оборудования, за установленные (допустимые) пределы должно проводиться предупреждение, отключение соответствующего элемента или всей установки ЭЦН, регистрация последовательностей событий.

Входную информацию для группы функций противоаварийной защиты содержат сигналы о текущих значениях контролируемых технологических параметров, поступающие на логические блоки (программируемые контроллеры) от соответствующих первичных измерительных преобразователей, и цифровые данные о допустимых предельных значениях этих параметров, поступающие на контроллеры с пульта АРМ оператора ДП. Выходная информация функций ПАЗ представлена совокупностью управляющих сигналов, посылаемых контроллерами на исполнительные органы систем защиты.

В рассматриваемой скважине с ЭЦН почти все функции ПАЗ выполняются локальными и общекустовой СУ.

4. Анализ систем погружной телеметрии ЭЦН

В последние десятилетия в нашей стране постоянно растет количество скважин, которые эксплуатируются посредством УЭЦН. Это объясняется совершенствованием техники и технологии добычи нефти этим способом, возможностями автоматизации и регулирования работы нефтяных скважин. Помимо известных преимуществ УЭЦН (достаточно высокий КПД в области средних и высоких подач по сравнению с другими установками для механизированной добычи, совершенствование и создание ступеней насоса, газосепараторов и диспергаторов новых конструкций, позволяющих использовать установки при высоких газосодержаниях на входе в насос; совершенствование материалов погружного электродвигателя и др.), эти установки меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины по сравнению со скважинной штанговой насосной установкой [16]. Но ЭЦН, как и многие другие, подвержены разным негативным влияниям. Так на качество и надежную работу УЭЦН большое влияние оказывают тяжелые эксплуатационные условия скважинной среды (высокая температура пластовой жидкости, наличие различного рода примесей и т.д.).

В связи с этим, в настоящее время на предприятиях нефтедобывающего профиля повышается интерес к мероприятиям, позволяющим диагностировать отказы, повысить срок службы и прогнозировать дальнейшую динамику работы УЭЦН в процессе эксплуатации. Основными составными компонентами УЭЦН являются ЦН и ПЭД, выполняющий функцию привода установки [17].

4.1 Анализ неисправностей ЭЦН

К основным неисправностям ЭЦН можно отнести следующие неисправности:

реже всего выходит из строя гидрозащита, основной поломкой является прорыв резиновой диафрагмы;

двигатели выходят из строя из-за пробоя статора нижнего или верхнего оснований, а также коррозии корпуса;

насос выходит из строя чаще всего из-за засорения мехпримесями, быстро изнашивается вал насоса.

Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН отображается следующими показателями:

до 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин, где нарушаются регламенты спускоподъемных операций; как следствие это приводит к повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ, плохой промывке скважин;

около 18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызванных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации;

в 13% отказов причины не были выявлены, т. к. нарушался регламент проведения расследования;

примерно 10% отказов происходят из-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной;

около 9% отказов из-за выноса пропана в скважинах после гидравлического разрыва пласта, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов;

до 8% отказов происходит по причине бесконтрольной;

только 6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим;

в 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования;

на остальные 14% приходятся прочие неисправности.

Рассмотрим другие неисправности, возникающие при использовании скважины с ЭЦН.

В настоящее время ряд крупнейших нефтяных месторождений Российской Федерации находятся на поздних и заключительных стадиях разработки.

Фонд мало- и среднедебитных скважин составляет около 75%. Несмотря на истощенность и выработанность промышленных запасов эти месторождения, благодаря огромным начальным запасам и совершенствованию технологий продолжают разрабатываться и остаются экономически рентабельными [18].

В отрасли пока не сложилось единого количественного критерия определения малодебитной скважины. На месторождениях Западной Сибири малодебитной считается скважина с дебитом жидкости менее 25 м³/сут. [19]. Так как особенности каждого пласта индивидуальны, поэтому затраты на разработку месторождений определяются по-разному.

В настоящее время основными методами борьбы с негативным влиянием газа на работу УЭЦН являются:

применение на приеме насоса газосепараторов различных конструкций (гравитационный, вихревой, центробежный); центробежный газосепаратор является самым надежным средством защиты ЭЦН от вредного влияния свободного газа; основным недостатком данного метода является то, что эффективность устройства в моменты поступления на прием насоса большого количества газа мала; кроме того, газовый сепаратор имеет недостаточную пропускную способность по жидкости, что приводит к снижению производительности установки в целом;

монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств; основным достоинством данного метода является то, что при прохождении жидкости через устройство повышается ее однородность и степень измельченности газовых включений, что приводит к снижению вибрации и пульсаций насоса, однако этот метод не позволяет решить проблему оттеснения динамического уровня газом; применение диспергаторов наиболее рационально для высокопроизводительных установок, так как они обеспечивают наибольший КПД;

спуск насоса в зону, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения нефти газом; этот метод широко распространен, так как весьма прост технологически и организационно, но является неэкономичным, поскольку требует спуска насоса на большие глубины, что приводит к дополнительному расходу НКТ и электропогружного кабеля, повышению нагрузки на колонну НКТ.

Сложность оперативного управления насосами в условиях повышенной обводненности и высокого газового фактора заключается в том, что в одном случае необходимо использовать насос в условиях повышенной вязкости, в другом - наоборот, т.е. в условиях низковязкой среды. На данный момент влияние вязкости на работу насоса изучено не до конца. Для решения этой проблемы могут использоваться модели и методы, ограниченные двумя противоположными, учитывающими обе эти особенности, условиями.

В качестве решения поставленной задачи может быть предложено поддержание заданного динамического уровня скважины, регулирование которого возможно на основе создания модели, учитывающей технологические параметры системы "УЭЦН - скважина" и электрические параметры погружного электродвигателя. На основе электрических параметров мы имеем возможность косвенно отслеживать нагрузку на валу насоса и отслеживать степень загрузки насоса, а на основе технологических параметров - возможность контролировать производительность установки. Поддержание заданного динамического уровня, таким образом, будет являться компромиссом между бесперебойной работой насоса и обеспечением наибольшей производительности установки.

Опыт эксплуатации УЭЦН показал, что требуется постоянный контроль их технического состояния в связи с частыми поломками и отказами оборудования в процессе добычи. Причинами отказов установки являются особенности ее конструкции:

протяженность установки при малом диаметре, что повышает ее податливость и снижает динамическую жесткость;

некачественное изготовление узлов и деталей установки (около 5% всех отказов);

высокий процент ошибок при сборке установки.

Кроме того, большая доля отказов установки происходит в результате действия дефектов ПЭД и ЦН. Основными дефектами ПЭД являются:

неуравновешенность (дисбаланс) ротора;

нарушение центровки валов ротора;

дефекты подшипниковых узлов (снижение несущей способности смазочного слоя, выработка фрикционного материала и т.д.) [20].

.2 Обоснование необходимости модернизации ЭЦН

Актуальность усовершенствования ЭЦН высока, так как условия добычи со временем будут только ухудшаться и решением может выступать лишь разработка новых способов эксплуатации скважин, либо адаптация старых способов к новым условиям, либо модернизация используемого оборудования для повышения эффективности добычи и снижения затрат на эксплуатацию скважины.

Как было рассмотрено ранее, в основном, из строя выходят ПЭД и ЦН. Рассмотрим более подробно возможность сокращения отказов ПЭД.

Практика эксплуатации ПЭД показывает, что повышение срока службы, надежности и увеличение межремонтного периода за счет своевременной диагностики, оценки и прогнозирования технического состояния дает значительно больший экономический эффект, чем улучшение других технико-экономических показателей: КПД, коэффициента мощности, коэффициента использования и т.д.

В связи с этим растет интерес к системам, позволяющим оценить техническое состояние оборудования перед спуском его для добычи нефти. В настоящее время существуют системы, предназначенные для диагностики электрических машин, способные производить измерения различных параметров (вибрация, температура) в нескольких точках оборудования. Однако не рассматривались вопросы создания многоканальных и многоточечных систем диагностики ПЭД, которые позволяют осуществить контроль технического состояния непосредственно в рабочей среде [21]. Поэтому разработка и внедрение информационно-измерительной системы диагностики ПЭД на основе распределенных средств измерения является актуальной задачей.

К таким системам относятся СПТ, являющиеся нижним уровнем рассматриваемой системы автоматизации ЭЦН.

В России системы погружной телеметрии разрабатываются и производятся несколькими компаниями. Основные производители - это ООО "Борец", ОАО "Ижевский радиозавод", ЗАО "Электон", Завод "Прибор", ЗАО "Новомет-Пермь" и ОАО "АЛНАС".

Погружной блок коммутируется с ПЭД: традиционно к основанию и, как вариант, 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 [22].

В тоже время рядом предприятий оборонного комплекса предлагаются системы мониторинга, элементная база которых построена на оптоволоконных компонентах. Но о внедрении подобных систем и уж тем более 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 погружного блока (позиционируемое как давление на приеме), температура окружающей среды, температура в двигателе, вибрация и некоторые другие. Практически все производители оснащают сейчас погружной блок датчиками вибрации, правда, что с ней делать толком пока никто не знает, есть какие-то ориентиры, 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 ЗАО "Электон". На мой взгляд, это перспективное направление.

4.3 Сравнительный анализ ТМС

В России системы погружной телеметрии разрабатываются и производятся несколькими компаниями - это ООО "Борец", ОАО "Ижевский радиозавод", ЗАО "Электон", Завод "Прибор", ЗАО "Новомет-Пермь" и ОАО "АЛНАС".

Для сравнительного анализа СПТ выбрали 6 производителей ТМС - это Новомет-Пермь, Ижевский радиозавод, Борец, Электон, Алнас и завод "Прибор". Проанализируем основные технические характеристики рассматриваемых моделей ТМС для модернизации ЭЦН в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Сравнительный анализ ТМС