CC BY
41
УДК 622.323
ОПТИМИЗАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ СОВРЕМЕННЫХ ПРОГРАММНЫХ КОМПЛЕКСОВ
П.С. Гриб1, П.С. Пушмин2
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Рассмотрен современный программный комплекс, позволяющий имитировать условия работы нефтегазовых эксплуатационных скважин с абсолютно разными горно-техническими условиями эксплуатации.
Ил. 2.
Ключевые слова: добыча нефти; повышение квалификации сотрудников нефтегазовой отрасли; тренажер эксплуатационных процессов.
OPTIMIZATION OF OIL PRODUCTION IN EASTERN SIBERIA DEPOSITS THROUGH APPLYING MODERN SOFTWARE SYSTEMS
P.S. Grib, P.S. Pushmin
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, Russia, 664074.
The paper considers a modern software system that allows to simulate working conditions of oil and gas recovery wells with absolutely different mining production conditions.
2 figures.
Key words: oil production; advanced training of oil and gas industry employees; training simulator of operational processes.
Повышение объемов разведки и добычи нефти в Восточной Сибири в последние годы объясняется несколькими основными причинами. Прежде всего, исчерпание запасов жидких и газообразных полезных ископаемых в «традиционных нефтегазовых регионах» вынуждает производить разведку новых перспективных нефтегазоносных провинций, способных обеспечить будущее российского нефтегазового комплекса, а Восточная Сибирь может стать регионом, который позволит обеспечить стабильное увеличение добычи нефти и газа в ближайшей перспективе. Другая основная причина заключается в уникальной природной особенности региона: структура месторождений Восточной Сибири позволяет добывать одно-
временно нефть и природный газ, что вполне может быть использовано как обоснование новых тенденций в российском нефтегазовом секторе.
Восточная Сибирь характеризуется суровыми климатическими условиями, сложными геологическими разрезами. Имеются скважины с повышенным выносом механических примесей, отложением солей, нестабильным притоком, высоким газовым фактором, образованием вязких водонефтяных эмульсий. В таких условиях нефть рентабельно добывать установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) способом кратковременной эксплуатации скважин (КЭС). КЭС позволила решить основную проблему, над которой последние два-три десятилетия работали произво-
:Гриб Петр Сергеевич, старший преподаватель кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405090, e-mail: burenie@istu.edu
Grib Petr, Senior Lecturer of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405090, e-mail: bu-renie@istu.edu
2Пушмин Павел Сергеевич, кандидат технических наук, доцент кафедры технологии геологической разведки, тел.: (3952) 405737, e-mail: pps@istu.irk.ru
Pushmin Pavel, Candidate of technical sciences, Associate Professor of technology department of geological exploration, tel.: (3952) 405737, e-mail: pps@istu.irk.ru
дители УЭЦН всего мира, а именно: сокращение объема рынка, связанное с уменьшением дебита скважин вследствие ухудшения структуры запасов нефти и перевода их на эксплуатацию УШГН. Решить данную проблему удалось не созданием УЭЦН малой производительности (этот путь тупиковый), а путем эксплуатации малодебитных и среднедебитных скважин высокопроизводительными УЭЦН ^ > 80 м3/сут.), имеющими наилучшие технические и эксплуатационные характеристики (рис. 1), в кратковременном режиме. Этот момент является основным в КЭС. При КЭС продолжительность откачки жидкости из скважины (5-20 минут) в несколько раз меньше продолжительности накопления жидкости в скважине (0,33-2 часа). Поэтому средняя производительность УЭЦН соответствует дебиту скважин от 5 м3/сут.
Наиболее наглядным и известным техническим аналогом КЭС служат имеющиеся в каждом доме бытовые холодильники, которые также эксплуатируются в кратковременном режиме. Основным преимуществом кратковременной эксплуатации скважин является снижение себестоимости добычи нефти. Это достигается снижением расхода на электроэнергию, повышением объемов добычи нефти, увеличением межремонтного периода (МРП) и т.д. Использование КЭС исключает негативное проявление факторов, осложняющих эксплуатацию скважин. Также она незаменима на скважинах, введенных в эксплуатацию после бурения и капитального ремонта (КРС). КЭС возвращает в разряд рентабельных весомую долю скважин бездействующего фонда. КЭС является предпосылкой для внедрения 1Т-технологий и реализации концепции интеллектуализации разработки и эксплуатации нефтяных месторождений с минимальными затратами. По ре-
зультатам промысловых испытаний в нескольких российских нефтяных компаниях технология КЭС готова к массовому внедрению, которое даст прибыль в сотни миллионов рублей в год.
Повышение квалификации кадров - одна из проблем при внедрении КЭС. Для работы на оборудовании, используемом при КЭС, требуются высококвалифицированные специалисты, имеющие как теоретические знания, так и практические навыки. Проводить обучение специалистов в производственных условиях невозможно. Объективно всегда существует целый ряд ограничений: нельзя остановить скважину (причина - значительные финансовые потери), отрабатывать вывод скважины на режиме (велика вероятность выхода из строя насоса), экспериментировать с глубинно-насосным оборудованием (дорогостоящий подземный ремонт скважины), менять характеристики пласта и откачиваемой жидкости (это невозможно на одной скважине, требуется проведение занятий в разных регионах), создавать аварийные ситуации и осложненные условия эксплуатации скважины для отработки навыков работы и психомоторных реакций у студентов. К тому же, оператор никогда не увидит, что происходит в пласте, в самой скважине и в насосном оборудовании.
В связи с этим учебный центр ТНК-ВР на базе НИ ИрГТУ приобрел тренажер виртуальных пусковых и эксплуатационных процессов в нефтяных скважинах (ТЭС) (рис. 1), оборудованных погружными установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Тренажер предназначен для обучения операторов по добыче нефти и повышения квалификации специалистов на макетах реального наземного оборудования с возможностью отслеживания процессов, происходящих в виртуальной сис-
Рис.1. Внешний вид тренажёра ТЭС УЭЦН
теме «пласт - скважина - УЭЦН - устье скважины». ТЭС должен моделировать и визуализировать работу всей системы.
ТЭС УЭЦН разработан ООО «ЦСМРнефть» АН Республики Татарстан (АН РТ). Тренажер имеет все необходимые сертификаты, несколько опытных образцов уже поставлены российским нефтяным компаниям. ТЭС обеспечен базой данных нефтяных месторождений различных регионов с характерными для этих мест осложняющими эксплуатацию факторами.
Комплексный тренажер эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, создан для решения следующих задач:
- обучение всем необходимым навыкам для работы на скважине в условиях, максимально приближенных к полевым, с эффективной отработкой требуемых психомоторных реакций;
- обучение и повышение квалификации операторов, работающих на эксплуатации скважины, оборудованных электроцентробежными насосами;
- обучение операторов навыкам подбора УЭЦН, пуска, вывода на режим и эксплуатации;
- повышение качества и сокращение времени обучения;
- расчет гидро- и термодинамических характеристик работы системы «скважина - УЭЦН - пласт» методами математического моделирования;
- визуализация процессов, происходящих в скважине, насосной установке и пласте (рис. 2);
- возможность модернизации нефтепромысловой технологии.
Для приобретения практических навыков тренажер ТЭС позволит обойтись без реальных скважин, дорогостоящих насосов и приводов, огромных затрат энергии и времени. В любой момент можно изменить характеристики пласта, режим работы скважины и создать ситуацию, которая потребует немедленных действий оператора.
Компьютерный тренажер позволяет отрабатывать следующие действия оператора в реальном и ускоренном масштабе времени: запуск и вывод скважины после подземного ремонта и ремонта при наличии неисправности обратного клапана ЭЦН; опрессовка колонны НКТ на подачу ЭЦН; замер статического и динамического уровня; контроль работы ППК АГЗУ; замер буферного, затрубного и линейного давления; включение и выключение станции управления, контроль работы УЭЦН, управление частотным преобразователем; замер дебита скважин с помощью АГЗУ.
Рис.2. Визуализация моделируемых процессов
Система визуализации ТЭС позволяет увидеть динамическую характеристику насоса, индикаторную линию скважины, распределение давления и температуры в скважине и насосе, работу замерной установки и газосепара-
тора и многое другое. С помощью тренажера подобного типа условия работы скважин с абсолютно разными горнотехническими условиями эксплуатации могут быть неоднократно повторены.
Рецензент кандидат технических наук, доцент Иркутского государственного технического университета В.Г. Заливин
