CC BY
99
№ 6 (48) 2013
В. В. Жильцов, канд. техн. наук, доцент, генеральный директор НП «Сибирское машиностроение», г. Омск, [email protected] А. В. Федотов, канд. техн. наук, доцент, профессор Омского государственного технического университета, [email protected]
В. Г. Хомченко, докт. техн. наук, профессор, зав. кафедрой Омского государственного технического университета, [email protected]
информационные технологии в проектировании «интеллектуальной» скважины
В статье рассматриваются принципиальные вопросы оптимизации эксплуатационных режимов добывающей системы «призабойная зона пласта — скважина — насосная установка» на основе интеллектуального программно-технического комплекса СОКРАТ, осуществляющего мониторинг, диагностику и адаптивное управление отдельными скважинами в нефтедобыче . Приводятся сведения о выполненных авторами исследования привода погружного насоса «интеллектуальной» скважины с использованием информационных технологий .
Ключевые слова: нефтедобыча, скважина, насосная установка, адаптивное управление .
введение
Эффективность нефтегазовых месторождений в первую очередь определяется непрерывной оптимизацией эксплуатационных режимов добывающей системы (ДС) «призабойная зона пласта — скважина — насосная установка». Для этого необходима точная оперативная подстройка режима работы насосной установки в условиях меняющейся возможности пласта по отдаче скважинного продукта. Для автоматизированного управления процессом добычи с реализацией функции оптимизации режимов ДС используется интеллектуальная система или интеллектуальный программно-технический комплекс (ИПТК), осуществляющий мониторинг, диагностику и адаптивное управление ДС, применительно к отдельным скважинам, кустам скважин или механизированному фонду скважин [1, 2]. Эти требования должны учитываться при проектировании современных добывающих комплексов, что вынуждает к поис-
ку эффективных принципиальных решений при проектировании. Поскольку в настоящее время идет накопление и обобщение опыта проектирования подобных объектов, специалистам могут быть полезны изложенные ниже результаты работ, выполненных при участии авторов статьи.
Постановка задачи
Нефтяные и газовые скважины, оборудованные ИПТК с функцией оптимизации эксплуатационных режимов, часто называют интеллектуальными {intelligent well technology — IWT). Цель применения технологии IWT — активное управление процессом разработки пласта в реальном времени:
• регулирование депрессии на пласт и оперативное согласование работы элементов ДС «призабойная зона пласта — скважина — насосная установка»;
• непрерывный контроль, диагностика и управление ДС;
№ 6 (48) 2013
I
I
48
0 *
1
е
I
со
о &
<и
л
со Ё
0
1
I
• мониторинг процессов в скважине и призабойной зоне пласта;
• оперативная интерпретация данных и моделирование для оценки и прогнозирования состояния пласта.
Основным преимуществом «интеллектуальных» скважин является оптимизация отбора продукта, особенно в условиях труднодоступных сложно построенных месторождений с неоднородными пластами, а также снижение рисков из-за неопределенности в геологии и поведении пласта. Технология «интеллектуальной» скважины обеспечивает возможность соответствующего реагирования на изменение условий призабойной зоны скважины [3].
Разработка структуры управляющего комплекса
Управляющий комплекс (рис. 1), состоящий из наземного и подземного оборудования, включает, как правило, станцию управления приводом погружного насоса скважины (УЭЦН) с преобразователем частоты и систему погружной телеметрии, встроенную в погружной электродвигатель (ПЭД) насоса и позволяющую получать информацию о режиме работы насосной установки. Контроллер станции управления УЭЦН на основе получаемой информации управляет работой насосной установки, обеспечивая заданный режим работы, например, заданное забойное давление. Кустовой программируемый контроллер (ПК) предназначен для дистанционного контроля технологических параметров и управления нефтяными скважинами. Этот контроллер получает информацию как от станции управления УЭЦН, так и непосредственно от измерительных средств, входящих в состав устьевой арматуры.
ПК реализует следующие функции:
• контроль состояния и параметров насосных агрегатов скважин;
• телеуправление насосными агрегатами;
• измерение дебита нефтяных скважин;
• измерение и контроль параметров устьевой арматуры.
Для осуществления перечисленных функций на кустовом контроллере устанавливается программное обеспечение SEMAC_CP, обеспечивающее сбор и первичную обработку информации, специальную обработку информации, управление приводами, защиту, блокировки, авторегулирование, функционально-групповое управление, формирование оперативной базы измерительной информации [4, 5].
1
АСУТП
ПК
УЭЦН
р
р.
буф
р
н
дин
О —
вык
вык
пр пр
пэд
заб
Рис. 1. Схема управления скважиной
16
вык
№ 6 (48) 2013
ПК связан с верхним уровнем управления, осуществляющим функции управления технологическими процессами (АСУ ТП), реализованным с использованием автоматизированных рабочих мест (АРМ), оснащенных программным обеспечением SEMAC V2 со следующими функциями:
• представление (визуализация) информации;
• технологическая сигнализация;
• архивирование информации;
• протоколирование информации;
• интерпретация данных;
• осуществление диагностики добывающей системы «призабойная зона пласта — скважина — насосная установка» с использованием искусственной нейронной сети Кохонена [5];
• поддержка экспертно-аналитического блока оптимизации и прогнозирования технологических режимов.
использование информационных технологий
При проектировании «интеллектуальной» скважины возникает сложный комплекс задач, решение которых невозможно без использования информационных технологий. В качестве типового ресурсосберегающего решения эффективного варианта IWT для отечественной нефтегазодобычи предлагается программно-технический комплекс (ПТК) СОКРАТ (Система оборудования кустового регулирования, автоматики и телемеханики). Рассмотрим основные принципиальные решения этого комплекса.
В процессе эксплуатации скважины осуществляется непрерывный дистанционный контроль до 30 параметров скважины и насосной установки; вычисление (моделирование) по измерительной информации до 20 эксплуатационных параметров призабойной зоны пласта, скважины и насосной установки; архивирование данных; построение графиков и трендов, автоматизация и оптимизация работы скважины (в том числе автоматический вывод на рабочий режим, под-
держание заданного забойного давления, обеспечение, например, максимально возможного дебита скважины).
Средства погружной телеметрии формируют следующую основную информацию о состоянии ДС (рис. 1): давление на приеме насоса Рпр; температура на приеме насоса Тпр; давление в компенсаторе электродвигателя Рк; температура обмоток электродвигателя Тпэд; забойное давление Рзаб; динамический уровень Ндин; производительность насоса Овык; частота вращения насоса п об/мин; вибрация погружной установки V; температура окружающей среды на приеме Т; давление на выкиде насоса Рвык; температура флюида на выкиде насоса Твык; давление в затрубном пространстве Рзатр; буферное давление Рбуф; давление в напорной магистрали Рлин.
На основе исходной измерительной информации вычисляются параметры, характеризующие эффективность эксплуатации ДС: забойное давление; динамический уровень; давление на выкиде ЭЦН; мгновенное значение дебита; частота вращения насоса; коэффициент продуктивности; скин-фактор; гидропроводность, а также осуществляется автоматическое поддержание заданного режима работы скважины.
Все перечисленные выше функции обработки информации и управления реализуются ПТК СОКРАТ. Основными принципами построения и типизации ПТК СОКРАТ являются:
• совместимость и интеграция (комплек-сирование) с применяемыми и перспективными на отечественных нефтегазопро-мыслах станциями управления и погружной телеметрией, кустовой телемеханикой и SCADA-системами;
• интеграция с используемыми в компаниях программными продуктами информационных технологий управления разработкой месторождений.
В состав типового ПТК СОКРАТ входят следующие основные элементы:
• блоки погружной телеметрии;
• компьютеризированные станции управления насосными установками (УЭЦН и УСШН);
Ü
s §
о
X
«
0
1
со ва
17
№ 6 (48) 2013
• частотные преобразователи (как правило, имеются в составе современных станций управления);
• средства связи между кустом и диспетчерским пунктом (используются имеющиеся на промысле средства);
• АРМ диспетчера-технолога, встраиваемое в имеющуюся на промысле SCADA-сис-тему;
• мастер-блок (супервайзер) для адаптации и сопряжения оборудования скважин, блока местной автоматики куста, средств передачи данных и АРМ.
Разработка ПТК СОКРАТ потребовала создания как специфических аппаратных средств, так и программного обеспечения. Так, при проектировании нижнего уровня системы управления скважиной (ПК на рис. 1) возникают дополнительные требования, связанные как с необходимостью использования значительных вычислительных ресурсов для обработки информации, так и с наличием возможности непосредственного взаимодействия с устьевым и по-| гружным оборудованием скважины. Ц Использование серийных программируе-^ мых контроллеров (с учетом особенностей ,¡1 эксплуатации ПК) не позволило решить за-§ дачу в полном объеме и был разработан кустовой программируемый контроллер «Мас-§ тер-блок» Crossmaster 1.0 (на базе одно-| платного компьютера РСМ-9586 Advantech). | Контроллер предназначен для дистанцион-5 ного контроля технологических парамет-;§ ров и управления нефтяной скважиной. Он ^ обеспечивает адаптацию и сопряжение обо-I рудования скважин, блока местной автома-^ тики куста, средств передачи данных и АРМ, « что обуславливает инвариантность ПТК к ти-| пажу применяемого оборудования. § Основные функции мастер-блока:
§ • контроль состояния и параметров на-н
^ сосных агрегатов скважин; | • телеуправление насосными агрега-
§ тами;
Л • измерение дебита скважины; .Ц • измерение и контроль параметров
Ц устьевой телеметрии.
Для обеспечения перечисленных функций контроллер имеет оперативную память 1 Гб, тактовую частоту процессора 400 МГц, оснащен COM-, USB- и LAN-портами, а также модулями аналогового и дискретного ввода-вывода (16 аналоговых входов и 2 выхода; 16 дискретных входов и 8 выходов) для взаимодействия с оборудованием скважины. Контроллер имеет операционную систему Windows и поддерживает работу в сети Ethernet.
Математическое и программное обеспечение управляющего комплекса
Программное обеспечение ПТК СОКРАТ построено с использованием модульного принципа (рис. 2).
Базовый модуль СОКРАТ2-1 отвечает за получение и интерпретацию кривой восстановления давления (КВД), индикаторной диаграммы (ИД) скважины в процессе ее эксплуатации, моделирование гидродинамических параметров и режимов скважины. Расширением базового модуля является модуль СОКРАТ2-2 «Диагностика. ГДИС», обеспечивающий развитую диагностику насосной установки и скважины. На верхнем уровне управления используется модуль СОКРАТ2-3 «Прогнозирование. Поддержка принятия решения» (перспективные MES-функции).
Каждый модуль представляет собой пакет программ для решения задач, обеспечивающих выполнение функций обработки информации и управления. В качестве примера рассмотрим задачу регулирования забойного давления скважины.
Режим работы динамической системы «пласт — скважина — насосная установка» устанавливают и поддерживают путем изменения производительности центробежного насоса с помощью преобразователя частоты в функции забойного давления Рзаб (t), соответствующей условию согласования характеристики истечения, определяемой производительностью насоса, и характеристики притока (реальной индикаторной диаграммы
№ 6 (48) 2013
$
§
о
X
со о
3
оа со
Рис. 2. Состав и функции программного обеспечения СОКРАТ
скважины) в заданной рабочей точке. Обеспечиваются следующие функции управления: снятие индикаторной диаграммы (кривой притока), вывод на заданное забойное давление, поддержание (автоматическое регулирование) установленной величины забойного давления по заданной функции регулирования, установка предельных допускаемых значений электрических, тепловых и гидромеханических параметров, а также осуществляется оптимизация эксплуатационного режима скважины (равновесного режима системы «пласт — скважина — насосная установка»), путем вывода скважины на оптимальный режим добычи за счет регулирования частоты вращения ротора погружного электродвигателя.
Важнейшей характеристикой, определяющей эффективность эксплуатации скважины, является забойное давление — давление флюида на забое эксплуатируемой нефтяной или газовой скважины. Забойное давление характеризует энергию пласта, обусловливающую подъем жидкости (или газа) в стволе скважины. Для регулирования забойного давления изменяют производительность насосной установки — за счет изменения выходной частоты станции управления двигателем, что позволяет осуществлять непрерывное согласование объема откачиваемого из скважины флюида с его притоком из пласта. В результате поддерживается заданное значение забойного давления. Эксплуатация насосной установки происхо-
№ 6 (48) 2013
дит в режиме оптимального отбора флюида и не допускается дегазация на приеме насосной установки.
Непосредственное измерение забойного давления не представляется возможным, поэтому его необходимо определять расчетом для заданного дебита скважины
Р = Р„ -
0_
К„„
I
|
48
0 *
1
е
|
I
я
со
0
1
<и
Л
со Ё
0
1
I
где Рз — забойное давление, Рпл — пластовое давление, О — заданный дебит скважины, Кпр — коэффициент продуктивности скважины.
В описываемой системе забойное давление определяется на основе информации, поступающей от погружного блока телеметрии,
Р = рд(Н -Нн) + Рпр,
где р — плотность флюида, д — ускорение силы тяжести, Нс — высота столба жидкости в скважине, Нн — погружение приемных отверстий трубы, Рпр — давление на приеме насоса.
В результате детализации приведенного выше выражения с учетом технических характеристик элементов скважины получают расчетное выражение для забойного давления
Р =
Н
( х
1 _ ДЛВД
л
Н г
_ Н
( X
1 _ ДЛВД
Н„,
•2рнп (1_ В) + Рпр ,
где Нвд — глубина погружения приемника насоса, Нсп — глубина спуска насоса, Хдлвд — удлинение приемных отверстий трубы, рнп — плотность нефти, В — обводненность нефти, Рпр — давление на приеме насоса.
Таким образом, важнейший контур регулирования забойного давления системы управления скважиной не может быть построен с использованием традиционного ПИД-регулятора и должен включать алгоритм вычисления забойного давления. Функциональная схема контура регулирования забойного давления для АСУ тП скважины приведена на рис. 3 (Рзз — заданное значение забойного давления).
Для вычисления забойного давления используется телеметрическая информация о давлении Рпр на приеме центробежного насоса (это давление зависит от производительности насоса) и информация о содержании воды в нефти (обводненность В), уровне нефти в скважине Нсп и плотности нефти рнп. Эта информация накапливается в системе на основе данных телеметрии и лабораторных анализов. На основании вычислений формируется уставка для частотно-регулируемого привода (ЧРП) в составе УЭЦН и устанавливается производительность погружного насоса, соответствующая требуемой величине забойного давления в конкретных условиях функционирования скважины.
Схема разработанного алгоритма регулирования забойного давления приведена на рис. 4. Блок 1 алгоритма обеспечивает получение телеметрической информации
з УЭЦН т ПЭД п(0 ЦН Рпр(?) .
Алгоритм регулирования забойного давления
Скважина
Р(0
Р В Н г
зз сп нп
Рис. 3. Функциональная схема контура регулирования забойного давления
20
№ 6 (48) 2013
о состоянии процесса. При этом осуществляется контроль времени (блоки 2, 3 и 6) для выявления отказов телеметрии. На основе полученных данных проверяется допустимость текущего технологического режима (блоки 4, 5, 7, 8).
Если текущий режим находится в допустимых пределах, то выполняется расчет забойного давления и величины его отклонения (ошибка) от заданного значения(блоки 9, 10). Полученная величина ошибки используется алгоритмом ПИ-регулирования (блоки 11, 12) для вычисления требуемого значения частоты питания f р привода погружного насоса. Вычисленное значение корректируется
f = ^ +
(( - f)
г,
дф
сти и надежности функционирования. При этом электродвигатель работает в условиях, близких к экстремальным (температура среды около 95°С). Ремонт и замена насоса и погружного электродвигателя — трудоемкая процедура, требующая значительных временнь'х и материальных затрат. Поэтому важное значение при выборе принципи-
и проверяется его соответствие допустимым границам (блоки 13, 14, 15, 16). Параметры текущего режима индицируются (блок 17), а уставка выводится на контроллер УЭЦН (блок 18). Процесс регулирования продолжается до тех пор, пока не будет инициирован выход из автоматического режима (блок 19).
Описанный выше на примере задачи регулирования забойного давления подход положен в основу разработки и других компонентов программного обеспечения.
Математическое моделирование при выборе принципиальных решений
На стадии разработки принципиальных технических решений систем «интеллектуальной» скважины эффективным является использование математического моделирования при выборе конкретных решений. Так, авторами метод моделирования был использован для исследования привода погружного насоса скважины.
Погружной насос и частотно-регулируемый асинхронный привод насоса являются важнейшим элементом «интеллектуальной» скважины при обеспечении ее эффективно-
Расчет Р.
Ошибка
х = Р .. - Р.
11
ПИ- ре-
гулятор
Г
/Настройки , <—( регулятора [
I
£ §
ва
о
X
ва <
ео
0
1
ва ва
Рис. 4. Алгоритм регулирования забойного давления
21
№ 6 (48) 2013
альных решений привода имеет обеспечение удовлетворительного электрического режима работы электродвигателя, при котором исключаются его перегрев и межвит-ковые замыкания вследствие перенапряжений на обмотках.
При использовании рассматриваемого привода в составе «интеллектуальной» скважины возникают следующие проблемы:
• ЧРП располагается на поверхности и соединяется с двигателем длинным силовым кабелем (длина кабеля 1-3 км), что влияет на работу как ЧРП, так и электродвигателя;
• между ЧРП и двигателем приходится устанавливать повышающий трансформатор, что усложнят переходные процессы при регулировании режима работы насоса;
• форма напряжения в цепях питания электродвигателя отличается от гармонической, что ведет к изменению режима работы электродвигателя и к возникновению сложных переходных процессов в цепях питания.
! Поскольку температурный режим рабо-| ты электродвигателя привода насоса напря-^ жен (температура окружающей среды дос-,¡1 тигает 95°С), создаются предпосылки для § отказов двигателя при его перегреве за счет увеличения потерь, вызванных искажениями § формы питающего напряжения. Кроме то-| го, возникающие в переходных процессах | перенапряжения на обмотках электродви-5 гателя могут вызывать межвитковые замы-;§ кания и приводить к отказам электродвига-^ теля. Перечисленные обстоятельства потре-| бовали выполнения исследований режимов ^ работы привода.
« Оценка характеристик режима работы | погружного насоса в составе частотно-ре-§ гулируемого привода была выполнена с по-§ мощью моделирования с использованием щ матричной лаборатории МА^АВ и, в пер-| вую очередь, пакета блочного ситуационно-| го моделирования Simulink [6]. В процессе Л моделирования выполнена идентификация .Ц схемы замещения асинхронного электрода двигателя привода и построена Ма^аЬ-мо-
дель привода, учитывающая его особенности, приведенные выше.
Выполненные исследования модели позволили выявить ряд особенностей работы привода. Так, при наличии ЧРП существенно изменяются осциллограммы напряжений на элементах схемы привода и наблюдаются выраженные переходные процессы, длительность которых существенно зависит от параметров повышающего трансформатора и соединительного кабеля и может составлять несколько минут. Во время переходных процессов возникают дополнительные перенапряжения в электрических цепях и возрастает мощность потерь. Существенно возрастают напряжения на трансформаторе и на электродвигателе.
Эффективные значения этих напряжений более чем в два раза превышают соответствующие значения при питании от сети. Возникает угроза пробоя изоляции обмоток электродвигателя и межвитковых замыканий, следствием которых может быть потеря мощности, перегрев двигателя и его отказ.
Пиковые значения мощности потерь могут примерно в два раза превышать установившееся значение мощности потерь. Продолжительность работы двигателя в таком перегруженном режиме зависит от длительности переходного процесса и может составлять несколько минут в наихудшем случае.
При включении и выключении привода, а также при изменении частоты выходного напряжения источника питания (ЧРП) в схеме привода наблюдаются выраженные переходные процессы. Форма напряжений носит сложный характер. Во время переходных процессов параметры режима работы двигателя могут более чем в два раза превышать параметры установившегося режима. При частой смене режима работы электродвигателя это может привести к его перегреву.
Результаты математического моделирования позволяют исследовать «интеллектуальную» скважину, ее основные элементы, в первую очередь, регулируемый привод на стадии разработки проекта, а в после-
№ 6 (48) 2013
дующем — интерпретировать и улучшить функционирование АСУ ТП. Сочетание методов моделирования, компьютерной обработки измерительной информации и компьютерного управления обеспечивают переход на более высокий уровень эксплуатации нефтяных скважин.
Заключение
Создание «интеллектуальных» скважин на основе ПТК СОКРАТ позволяет обеспечить более высокий уровень эксплуатации скважин и повысить эффективность эксплуатации. Эффективность ПТК СОКРАТ обусловлена следующими положениями:
• повышение информационной полноты, достоверности и быстродействия(оперативности) контроля;
• оптимизация режимов работы скважины в реальном времени без останова и спус-коподъемных операций;
• мониторинг и диагностика технического состояния насосных установок;
• инвариантность к типажу скважинного и кустового оборудования, SCADA-систем нефтепромысла;
• увеличение дебита скважин за счет оперативной точной подстройки (адаптации) режима насосной установки под реальные условия притока (в среднем на 3...8%);
• сокращение затрат на ремонт скважин и насосных установок ввиду ранней диагностики их технического состояния (в среднем на 6.12%);
• снижение трудоемкости обслужива- |
ния за счет существенного сокращения вы- |
ездов операторов или бригад (в среднем ^
на 10.20%). *
о
Список литературы о
1. Ивановский В. Н. Одновременно-раздельная © эксплуатация и «интеллектуализация» скважин: ^ вчера, сегодня и завтра // Инженерная практика. Вып. 1. 2010. С. 4-15. |
2. Остроумова Е. Г. Интеллектуальное месторо- ^ ждение: мировая практика и современные тех- со нологии // Газовая промышленность. 2012. № 7 00 (677).
3. Жильцов В. В., Олюнина Л. А. Оценка метрологических характеристик контроля и регулирования «интеллектуальной скважины» // Материалы IV Общероссийской научно-практической конференции по расходометрии. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. С. 36-50.
4. Программно-технический комплекс СОКРАТ для автоматизации контроля и управления кустами скважин в реальном времени / В. В. Жильцов, А. В. Дударев, В. П. Демидов и др. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2005. № 11. С. 25-30.
5. Решения и развитие интеллектуальной технологии мониторинга и управления механизированным фондом скважин / В. В. Жильцов, А. В. Ду-дарев, Г. В. Шитов, В. В. Чувикова // Нефтяное хозяйство. 2006. № 10. С. 128-130.
6. Моделирование привода погружного насоса интеллектуальной скважины / А. В. Федотов, В. Г. Хомченко, В. В. Жильцов и др. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2012. — 184 с.
V. Zhiltsov, Ph. D. (Eng.), Associate Professor, General Director of NCP «Siberian mechanical engineering», Omsk, [email protected]
A. Fedotov, Ph. D. (Eng.), Associate Professor of Omsk State Technical University, [email protected] V. Khomchenko, Dr. of Techn. Sci., Professor, Chair of Omsk State Technical University, [email protected]
Using Information Technologies in Design of Intelligent Well
The paper addresses the fundamental issues of operating modes optimization of the mining system «bottom-hole formation zone — the well — pump installation» based on SOCRATES intelligent software and hardware complex which performs monitoring, diagnostic and adaptive control of individual wells in oil production. Data on the research results regarding intellectual submersible pump drive of intelligent well using information technology are given. Keywords: oil production, well, pump installation, adaptive control.
