CC BY
39АВТОМАТИЗАЦИЯ
УДК 004.45: 681.5+622.276.72
В.Н. Ивановский, д.т.н., заведующий кафедрой РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; А.А. Сабиров, к.т.н. заведующий лабораторией РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; И.Н. Герасимов, инженер РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; К.И. Клименко, инженер РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; Ю.А. Донской, к.т.н., доцент РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; А.В. Деговцов, к.т.н., доцент РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; С.С. Пекин, к.т.н., доцент РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]
Интеллектуальные программно-аппаратные комплексы защиты скважинного оборудования от отложения солей
Интенсификация добычи нефти сопровождается увеличением обводненности, снижением забойного давления, повышенным выносом механических примесей и другими осложнениями, среди которых очень важным является солеотложение. В статье представлены причины и последствия солеотложения на скважинном оборудовании, показано, что даже небольшие по объему солеотложения приводят к значительным деградациям характеристик скважинных насосных установок. Проанализированы варианты борьбы с солеотложением, выяснено, что при работе УЭЦН наиболее эффективным будет использование химического способа защиты с дозированной закачкой ингибиторов солеотложения. Концентрация ингибиторов солеотложения, обеспечивающая эффективную защиту, зависит от минерализации пластового флюида, обводненности и дебита скважины. Показано, что для оптимизации защиты от солеотложения с помощью химических реагентов необходимо иметь достоверную и оперативную информацию о дебите скважины. Получение такой информации от стандартных индивидуальных или групповых замерных установок практически невозможно, в связи с чем предложено использовать разработанные интеллектуальные программно-аппаратные комплексы. Программно-аппаратный комплекс состоит из интеллектуальной станции управления установкой электроцентробежного насоса (ЭЦН) и станции управления установкой закачки химических реагентов. Представлены варианты определения дебита скважины с помощью интеллектуальных программно-аппаратных комплексов на основе напорно-расходной и мощностной характеристик. Определены возможности использования интеллектуальных программно-аппаратных комплексов определения дебита скважин и управления подачей химических реагентов для защиты скважинного оборудования от отложения солей. Представлены результаты опытно-промысловых испытаний систем определения дебита скважин и управления устройствами подачи и дозирования химических реагентов на скважинах, оснащенных установками электроприводных центробежных насосов для добычи нефти.
Ключевые слова: отложение солей, ингибиторы солеотложения, дебит скважины, концентрация ингибитора, программно-аппаратные комплексы защиты скважинного оборудования от отложения солей.
V.N. Ivanovskiy, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), D.Sc. (Engineering), Department Head, e-mail: [email protected]; A.A. Sabirov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Cand.Sc. (Engineering), Head of the Laboratory, e-mail: [email protected]; I.N. Gerasimov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Engineer, e-mail: [email protected]; K.I. Klimenko, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Engineer, e-mail: [email protected]; Yu.A. Donskoy, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Cand.Sc. (Engineering), Assistant Professor, e-mail: [email protected]; A.V. Degovtsov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Cand.Sc. (Engineering), Assistant Professor, e-mail: [email protected]; S.S. Pekin, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Cand.Sc. (Engineering), Assistant Professor, e-mail: [email protected]
Intelligent hardware and software systems protect downhole equipment from salt deposits
The intensification of oil production is accompanied by an increase of flooding, the reduction in bottomhole pressure, increased removal of mechanical impurities and other complications, among which it is very important to salt deposition.
20
№ 4 апрель 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
AUTOMATION
The article presents the causes and effects of scaling on downhole equipment, it is shown that even a small scale lead to a significant degradation of the characteristics of downhole pumping systems. Analysis of variants of inhibition, clarified that when the ECP is most effective is to use a chemical method to protect dosed injection of scale inhibitors. The concentration of inhibitors, providing effective protection depends on the salinity of formation fluids, water cut and flow rate. It is shown that optimization of protection against scaling using chemicals, you must have accurate and timely information about the well's production. The receipt of such information from standard individual or group metering stations is practically impossible, and therefore the proposed use of the developed intelligent software and hardware. Hardware-software complex consists of intelligent control station installation of ESP and control stations installation of injection of chemical reagents. The options presented to determine the rate wells with intelligent software and hardware systems based on pressure-flow rate and power characteristics. Identified the possibility of using intelligent software and hardware systems determine the flow rate and controlling the supply of chemicals to protect downhole equipment from salt deposits. Presents the results of field testing of systems for determining flow rate and control devices for supplying and dispensing of chemical reagents in the wells, equipped with electrically driven centrifugal pumps for oil extraction.
Keywords: deposition of salts, inhibitors, flow rate, the concentration of the inhibitor, hardware-software systems protect downhole equipment from salt deposits.
В настоящее время наблюдается рост интенсификации добычи нефти, что, соответственно, повлияло на увеличение количества факторов, осложняющих условия добычи нефти. К таким факторам относятся: искривление скважин, асфальтосмолопарафиновые отложения, содержание механических примесей в откачиваемой жидкости, со-леотложения, коррозионная активность добываемой жидкости, высокая температура продукции скважины, высокое содержание свободного газа, существенное изменение значений свойств добываемой продукции и прочие факторы. Увеличение глубины подвески оборудования в скважине и увеличение депрессии на пласт существенно повлияло на изменение термобарических условий в скважине. Изменение давления, температуры, химического состава воды и прогрессирующее обводнение продукции добывающих скважин вызвало интенсивное солеотложение на оборудовании. Как уже неоднократно отмечалось, эти факторы оказывают негативное влияние на работу насосной установки и, соответственно, приводят к снижению наработки на отказ [1-5]. Солеотложение на рабочих органах погружного электродвигателя и насоса, в частности в ступенях и подшипниковых
узлах ЭЦН, очень сильно влияет на работоспособность и эффективность этого вида оборудования при добыче нефти, особенно в случае высокого обводнения продукции скважин. Отложение солей на ступицах рабочих колес и в расточках направляющих аппаратов приводит к увеличению сил трения и требуемой для работы насоса мощности, ухудшению теплообмена и увеличению температуры указанной пары трения. Повышение температуры
приводит к дальнейшему увеличению интенсивности солеотложения и т.д. Результатом этого процесса может стать перегрев установки ЭЦН за счет снижения подачи насоса и уменьшения скорости охлаждающей жидкости, что приводит к преждевременному отказу. Зарастание проточных каналов рабочих колес и направляющих аппаратов солью изменяет характеристику ступени и насоса в целом, уменьшает рабочую область характеристики, снижает КПД
Напор, ы
О 10 Д> » п У> ÖO
(одм. «Vtyr
Рис. 1. Рабочие характеристики ступеней сборки Нирезист № 2 (плавающая сборка) до и после испытания на солеотложение, полученные при испытании на горизонтальном стенде Fig. 1. Performance characteristics of assembly stages of Niresist No. 2 (floating assembly) prior to and after scale testing obtained when testing at a horizontal stand
Ссылка для цитирования (for references):
Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Герасимов И.Н., Клименко К.И., Донской Ю.А., Деговцов А.В., Пекин С.С. Интеллектуальные программно-аппаратные комплексы защиты скважинного оборудования от отложения солей // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 4. - С. 20-24.
Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Gerasimov I.N., Klimenko K.I., Donskoy Yu.A., Degovtsov A.V., Pekin S.S. InteUektual'nye programmno-apparatnye kompleksy zashhity skvazhinnogo oborudovanija ot otlozhenija solej [Intelligent hardware and software systems protect downhole equipment from salt deposits]. Territorija «NEFTEGAZ» = OH and Gas Territory, 2015, No 4. P. 20-24.
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 4 апрель 2015
21
АВТОМАТИЗАЦИЯ
Напер, и
О 10 Я » м я и
чад^ч^я!
Рис. 2. Рабочие характеристики ступеней сборки Нирезист №2 (пакетная сборка) до и после испытания на солеотложение, полученные при испытании на горизонтальном стенде Fig. 2. Performance characteristics of assembly stages of Niresist No. 2 (packet assembly) prior to and after scale testing obtained when testing at a horizontal stand
и напор ступени, что приводит к изменению загрузки приводного двигателя, сбивает настройки уставок в станции управления (по защите от недогруза и перегруза).
Кроме того, неравномерное зарастание проточных каналов рабочего колеса (РК) и направляющего аппарата (НА) может привести к существенному увеличению вибрации оборудования как из-за неравномерной подачи жидкости по проточным каналам, так и за счет смещения центра масс ротора насоса. К примеру, стендовые испытания ступеней ЭЦН из никелевого чугуна типа «нирезист» в растворе, имитирующем
пластовую воду горизонтов А1-А3 Са-мотлорского месторождения, показали высокую скорость солеотложения, приводящего к снижению напорных и энергетических характеристик насоса как «плавающей», так и «пакетной» сборки. Так, уменьшение напора в рабочей части характеристики составило 10-15%, на 3-5 пунктов снизился КПД в этой же части характеристики. При этом необходимо отметить, что толщина слоя соли на поверхностях рабочего колеса и в каналах направляющего аппарата не превышала 0,15 мм. Таким образом, проблему солеотложения можно считать одной из актуаль-
ных проблем добычи нефти с помощью установок ЭЦН.
Существуют различные способы прогнозирования отложений солей в скважине и различные программные комплексы, позволяющие рассчитывать условия начала выпадения солей, а также способы частичного или полного снижения их отложения [1-5, 7]. Одним из наиболее распространенных способов защиты от отложений солей является ингибирование, причем подача ингибиторов станцией устьевой дозировки реагента (СУДР) обеспечивает минимизацию затрат химических реагентов при максимальном уровне успешности защиты [6, 8]. Дополнительное преимущество такой способ дает при использовании комплексных ингибиторов коррозии и солеотложения. Такой способ защиты достаточно затратный [8], но его стоимость можно снизить путем точного подбора количества дозируемого реагента под текущий дебит скважины с учетом различных параметров добычи нефти (обводненность, газовый фактор, давление, температура и т.д.), т.е. с учетом условий начала выпадения солей в скважине. При подборе нужно учитывать, что реагенты могут иметь различную эффективность в разных условиях эксплуатации (рис. 3). Это можно сделать либо отслеживанием параметров добычи нефти с последующим расчетом требуемой дозировки реагента, либо применив «Интеллектуальный программно-аппаратный комплекс защиты скважинного оборудования от отложения солей». Такой комплекс состоит из программного обеспечения (ПО), позволяющего прогнозировать условия начала выпадения солей в скважине, из ПО, позволяющего определить текущий дебит скважины, из ПО, позволяющего рассчитать необходимую дозировку реагента и управлять работой станции СУДР, а также из самих станций управления насосной установкой и СУДР (рис. 4). Состав этих комплексов описывался в [4, 6, 7]. При этом особенно важно точно, а главное - в режиме реального времени, определять дебит скважины. Как отмечено [3], зачастую замерные установки являются морально или физически устаревшими, иногда режимы их
Рис. 3. Эффективность различных ингибиторов солеотложения для условий одного из месторождений нефтедобывающего предприятия в зависимости от содержания реагента в добываемой жидкости
Fig. 3. Effectiveness of various scale inhibitors for conditions of one of the oil company's fields, depending on the reagent content in the produced fluid
22
№ 4 апрель 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
AUTOMATION
переключения на замер не согласуются с периодическими режимами работы самих скважин, что не позволяет иметь достоверную и оперативную информацию о дебите скважин. Отсутствие этой информации приводит к невозможности обеспечить эффективную защиту от со-леотложения.
На кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина был создан программно-аппаратный комплекс, позволяющий определять дебит скважины, эксплуатируемой УЭЦН, расчетным путем, причем используется сразу несколько отдельных и независимых методик расчета. Программно-аппаратный комплекс состоит из программного обеспечения и станции управления (СУ) насосной установкой, причем программу можно интегрировать практически в любую современную станцию управления, т.е. усовершенствование существующего оборудования сопровождается минимальными трудозатратами и увеличением стоимости. Программа состоит из нескольких методик расчета. Первая методика производит расчет дебита по напорной характеристике ЭЦН,вторая - по мощности насосной установки, третья методика учитываетуникальность энергетической характеристики конкретной УЭЦН, в т.ч. деградацию характеристики
1 - СУ УЭЦН, 2 - фонтанная арматура, 3
- трубопровод наземный, 4 - устройство ввода, 5 - манометр, б - СУДР, 7 -эксплуатационная колонна, 8 - насосно-компрессорные трубы, 9 - трубопровод скважинный для подачи ингибитора солеотложения, 10 - распылитель реагента, 11 - интервал перфорации,
12 - погружной электродвигатель, 13
- датчики ТМС, 14 - приемный модуль насосной установки
1 - control station of electric centrifugal pump unit, 2 - X-tree valves, 3 - surface pipeline, 4 - injection unit, 5 - pressure gauge, б - wellhead reagent level station, 7 - casing string, 8 - oil-well tubing, 9 - borehole pipeline for scale inhibitor injection, 10 - reagent atomizer, 11 -perforation interval, 12 - downhole motor,
13 - telemetry system sensors, 14 - intake module of pump unit
Рис. 4. Схема интеллектуального комплекса подачи ингибитора солеотложений Fig. 4. Scheme of intellectual complex of scale inhibitor injection
Рис. 5. Определение дебита по напорной характеристике насоса 2ВННП5-79-1550
Fig. 5. Determination of flowrate according to the head-capacity curve of 2VNNP5-79-1550 pump
Рис. б. Определение подачи по мощностной характеристике насоса ЭЦН ВНН5-59-01-01-1700
Fig. б. Determination of supply according to rating curve of VNN5-59-01-01-1700 ESP pump
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 4 апрель 2015
23
АВТОМАТИЗАЦИЯ
насосной установки. Ниже приведен упрощенный алгоритм расчета дебита по 1-й и 2-й методикам.
АЛГОРИТМ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ЖИДКОСТИ ПО НАПОРНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКЕ НАСОСА
Для расчета используются исходные данные по скважине и по используемому оборудованию: плотность жидкости, давление и температура с датчиков ТМС, буферное, затрубное давление, глубина подвеса ЭЦН, частота, вязкость и обводненность продукции, характеристика ЭЦН.
На первом этапе определяется напор, который должен создать ЭЦН для того, чтобы поднять жидкость до устья скважины. Данное значение определяется
по разнице значений давления на выходе из насоса и на входе в насос. На втором этапе строится фактическая напорная характеристика ЭЦН, по которой определяется рабочая точка, соответствующая найденному ранее напору Н. Для данной точки определяем значение дебита жидкости, которое соответствует рассчитанному напору. Так, например, по расчетным данным насос 2ВННП5-79-1550 работает с напором 663м, что соответствует дебиту жидкости в 150 м3/сут. (рис. 5).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТА ЖИДКОСТИ ПО МОЩНОСТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКЕ НАСОСА
Значение мощности на валу электроцентробежного насоса ^эцн) опре-
деляется по авторской методике, используемой в ПО «Автотехнолог + Энергия» [8]. По величине Иэцн вычисляется дебит жидкости по фактической характеристике электроцентробежного насоса (рис. б). Например, в точке с мощностью Nэцн = 2б,бкВт данный электроцентробежный насос имеет подачу 88 м3/сут.
Представленные методы расчета дебита скважин в составе программно-аппаратных комплексов, а также объединенных комплексов по управлению дозировкой реагента успешно прошли опытно-промысловые испытания (ОПИ) в ОАО «ТНК-ВР», а впоследствии - в ОАО «Роснефть» на месторождениях Западной Сибири и Оренбургской области [3, 4, 9].
References:
1. Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Donskoy Yu.A., Yakimov S.B. Prognozirovanie kak sposob bor'by s otlozheniem solej v skvazhinah, oborudovannyh jelektrocentrobezhnymi nasosami [Forecasting as a method to protect wells equipped with electric submersible pumps against scaling]., 2009, No. 6, P. 26-29.
2. Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Donskoy Yu.A., Yakimov S.B. Vlijanie rastvorennogo uglekislogo gaza na vypadenie karbonatov pri dobyche nefti s primeneniem jelektrocentrobezhnyh nasosov [Impact of dissolved carbon dioxide on carbonates fall-out when extracting oil using electric submersible pumps] // Neftjanoe hozjajstvo = Oil industry, 2010, No. 1. P. 46-48.
3. Shevchenko S.D., Yakimov S.B., Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Donskoy Yu.A., Bychkov O.A. Razrabotka algoritma rascheta debita neftjanyh skvazhin pri ih jekspluatacii UJeCN [Development of algorithm for flowrate calculation of oil wells during their operation by ESP units]. Oborudovanie i tehnologii dlja neftegazovogo kompleksa = Equipment and technologies for the oil and gas industry, 2013, No. 6. P. 90-92.
4. Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Donskoy Yu.A., Yakimov S.B., Israfilov R.T. Novyj konceptual'nyj podhod k zashhite pogruzhnogo oborudovanija ot soleotlozhenij [New conceptual approach to protection of downhole equipment against scaling]. Territorija «NEFTEGAZ» = NEFTEGAS Territory, 2013, No. 9. P. 12-16.
5. Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Donskoy Yu.A., Gerasimov I.N., Klimenko K.I., Degovtsov A.V., Pekin S.S., Bulat A.V. Intellektualizacija dobychi nefti: novye vozmozhnosti, razrabotki i tendencii [Intellectualization of oil extraction: new opportunities, developments and trends]. Inzhenernaja praktika = Engineering practice, 2014, No. 9. P. 8-11.
6. Ivanovskiy V.N. Innovacionnye razrabotki kak instrument sokrashhenija zatrat na dobychu nefti [Innovative developments as a method to reduce costs of oil extraction]. Inzhenernaja praktika = Engineering practice, 2014, No. 4. P. 24-27.
7. Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Donskoy Yu.A., Gerasimov I.N., Klimenko K.I. Sovremennye vozmozhnosti programmnyh produktov kompleksa «Avtotehnolog» [Modern possibilities of Avtotekhnolog complex software]. Neftegazovaja vertikal' = Oil and gas vertical, 2014, No. 6.
8. Certificate of State Registration of Computer Program No. 2011613349 Avtotekhnolog + Energiya dated 28.04.2011 (In Russian).
9. Israfilov R.T. Opyt OAO «Var'eganneftegaz» po zashhite podzemnogo oborudovanija ot korrozii s primeneniem himreagentov. Obzor tehnicheskoj konferencii OAO «NK «Rosneft'» [Experience of Varieganneftegaz JSC in protection of underground equipment against corrosion using chemicals. Overview of technical conference of Rosneft OJSC]. Inzhenernaja praktika = Engineering practice, 2014, No. 2. P. 14-18.
Литература:
1. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Донской Ю.А., Якимов С.Б. Прогнозирование как способ борьбы с отложением солей в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 6. - С. 26-29.
2. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Донской Ю.А., Якимов С.Б. Влияние растворенного углекислого газа на выпадение карбонатов при добыче нефти с применением электроцентробежных насосов // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 1. - С. 46-48.
3. Шевченко С.Д., Якимов С.Б., Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Донской Ю.А., Бычков О.А. Разработка алгоритма расчета дебита нефтяных скважин при их эксплуатации УЭЦН // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2013. - № 6. - С. 90-92.
4. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Донской Ю.А., Якимов С.Б., Исрафилов Р.Т. Новый концептуальный подход к защите погружного оборудования от солеотложений // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2013. - № 9. - С. 12-16.
5. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Донской Ю.А., Герасимов И.Н., Клименко К.И., Деговцов А.В., Пекин С.С., Булат А.В. Интеллектуализация добычи нефти: новые возможности, разработки и тенденции // Инженерная практика. - 2014. - № 9. - С. 8-11.
6. Ивановский В.Н. Инновационные разработки как инструмент сокращения затрат на добычу нефти // Инженерная практика. - 2014. - № 4. - С. 24-27.
7. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Донской Ю.А., Герасимов И.Н., Клименко К.И. Современные возможности программных продуктов комплекса «Автотехнолог» // Нефтегазовая вертикаль. - 2014. - № 6.
8. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2011613349 «Автотехнолог + Энергия» от 28.04.2011 г.
9. Исрафилов Р.Т. Опыт ОАО «Варьеганнефтегаз» по защите подземного оборудования от коррозии с применением химреагентов. Обзор технической конференции ОАО «НК «Роснефть» // Инженерная практика. - 2014. - № 2. - С. 14-18.
24
№ 4 апрель 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
