CC BY
170
И. Р. Хайруллин
ПРОБЛЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО ВОССТАНОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Ключевые слова: автозапуск электропривода, станции управления нефтяных скважин.
На основе информации, полученной в результате инструментального обследования Центром энергосберегающих технологий Республики Татарстан при Кабинете Министров РТ одной из российских нефтяных компаний, автор статьи рассматривает основные факторы, влияющие на работоспособность станций управления электромеханического комплекса нефтяных скважин и действенные меры по их снижению.
Keywords: automatic launch of the electric drive, the control station of oil wells.
On the basis of information obtained as a result of instrumental examination Center energy-saving technologies the Republic of Tatarstan Cabinet of the Republic of Tatarstan one of the Russian oil companies, the author discusses the main factors affecting the performance of the complex electromechanical control stations of oil wells and effective measures to reduce them.
В настоящее время в нефтяной отрасли России более 60 % всей механизированной добычи нефти осуществляется с помощью погружных элек-троцентробежных насосов с асинхронными электродвигателями. Использование такого оборудования предоставляет возможность решения задачи по снижению удельных затрат энергии на извлечение промысловой жидкости на поверхность различными способами, а также постоянного совершенствования технологии добычи нефти и насосного оборудования.
За основу модернизации механизированного фонда добычи принята концепция перехода в массовом порядке на электромеханические комплексы, включающие: станцию управления (СУ), преобразователь частоты (ПЧ), повышающий трансформатор, погружной кабель и погружной асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором (ПЭД).
При этом, в соответствии с требованиями РД 39-0137095-001-86 «Автоматизация и телемеханизация нефтегазодобывающих производств», для минимизации потерь нефти при кратковременных нарушениях внешнего электроснабжения системой автоматики СУ предусмотрена очередность и индивидуальный самозапуск установки электроцентро-бежного насоса (УЭЦН) по установленному алгоритму. Данная функция позволяет обеспечить работоспособность основного оборудования электромеханического комплекса скважины и «жизнедеятельность» резервуара (нефтеносного пласта) в целом.
Однако, как при любом усовершенствовании технологического процесса с применением частотных преобразователей и микропроцессорной техники[1, 2], возникает ряд проблем, (среди которых и электромагнитная совместимость) игнорирование которых, как правило, может привести к умножению на «ноль» все энергоэкономические преимущества модернизации производства.
Первичное рассмотрение информации, полученной в результате инструментального обследования Центром энергосберегающих технологий Республики Татарстан при Кабинете Министров РТ одной из российских нефтяных компаний, по не-
санкционированному отключению скважинного фонда показало нерациональные потери нефти при кратковременных нарушениях электроснабжения основного оборудования скважин. Снижение данных потерь возможно при реализации следующих мер:
- разработка и реализация мероприятий по повышению надежности и устойчивости сети ВЛ 6 кВ, направленных на снижение неблагоприятных внешних воздействий (поросль, гроза, налипание, пляска, схлестывание, разрушение изоляторов, иное), приводящих к общему снижению несанкционированных отключений;
- упорядочение эксплуатации системы автоматики и защит СУ в соответствии с инструкциями для пользователя в части своевременной корректировки параметров питания ПЭД и уставок аппаратных защит на отключение при изменении режима взаимодействия «УЭЦН - пласт»;
- обеспечение условий для электромагнитной совместимости1 ПЧ как с внешней системой электроснабжения скважинного фонда, так и с приводными электродвигателями.
Рассмотрение сводок нарушения работы автоматизированных скважин механизированного фонда обследуемой нефтяной компании при различных внешних возмущающих факторах за период 2007 - 2011 годы, выявило два основных фактора нарушения работы скважин и соответственно потери нефти:
- кратковременные нарушения электроснабжения;
- проблемы электромагнитной совместимости: система электроснабжения - преобразователь частоты - асинхронный двигатель.
Основная доля кратковременного нарушения электроснабжения происходит из-за неблагоприятных метеоусловий. Так, в таблице 1 пред-
1 Под электромагнитной совместимостью стоит понимать: способность электроустановки функционировать в заданной электромагнитной среде так, чтобы не вызывать недопустимого электромагнитного воздействия (недопустимых помех) на эту среду и находящихся в ней устройств.
ставлены аварийные потери нефти за период 2007 -2011 гг.
Таблица 1 Аварийные потери нефти за период 2007 - 2011 гг.
Год 2007 2008 2009 2010 2011
Количество отключений, шт. 108 68 37 61 146
Потери нефти, тонн. 2 967 967,2 1009,6 916,3 1439,1
Основная масса отключений по метеоусловиям приходится на ВЛ 6 кВ, что наглядно продемонстрировано на рис. 1.
Рис. 1 - Структура потерь нефти при аварийных нарушениях электроснабжения за 2011 г. по видам оборудования в собственных сетях
Вместе с тем, начиная с 1995 года широкое внедрение инновационных технологических процессов и оборудования нового поколения на предприятиях нефте- газодобычи и подготовки товарной продукции обусловило повышенные требования к качеству электроснабжения.
В настоящий момент необходимость принятия действенных мер для снижения негативного воздействия кратковременного нарушения электроснабжения во внешних и внутренних сетях электроснабжения на электроприемники наземной инфраструктуры определяют следующие факторы:
- «растаскивание» генерирующих
компаний по отдельным собственникам, имеющим разные интересы и поэтому не желающим объединятся и в комплексе решать проблемы устойчивости и надежности электроснабжения потребителей с соответствующим качеством электроэнергии;
- сложная система разграничения по балансовой принадлежности линий связи и транспорта электроэнергии между хозяйствующими субъектами;
- проектные решения 70-х годов, отнесшие объекты нефтедобычи к потребителям третьей категории, т. е. не предусматривающие наличие второго независимого источника электроснабжения, резервирование и закольцованность линий электропередачи по скважинному фонду;
- отставание темпов реконструкции системы электроснабжения по ВЛ 35 и 6 кВ от модернизации скважинного оборудования, технологий добычи и подготовки товарной нефти;
- возрастание издержек, снижение объемов добычи и увеличение вредного влияния на природу при нарушении электроснабжения объектов наземной инфраструктуры.
Единственным сдерживающим фактором реализации механизмов обеспечения надежности сетей ВЛ 6 кВ внутреннего электроснабжения является отсутствие возможности достижения быстрого энергоэкономического эффекта.
Возникновение кратковременных нарушений электроснабжения во внешних сетях электроснабжения (от энергосистемы, по линиям 110, 35 кВ или от локальных источников электроснабжения) приводит в ряде случаев к недопустимому (вплоть до отключения технологического оборудования) отклонению параметров электропитания на основных и/или резервирующих вводах РП и ТП скважинного фонда, к неплановым потерям нефти, повреждению современного оборудования на объектах наземной инфраструктуры и увеличению вредного воздействия на окружающую среду.
Определенный «вклад» в общие потери нефти вносят задержки вывода скважин на номинальный режим после восстановления электроснабжения.
Вместе с тем, результаты разбора последействий при восстановлении режимов работы скважин после кратковременного нарушения электроснабжения показывают, что основным критерием отказа автозапуска является формальный признак отклонения времени фактического пуска скважины от установленного интервала самозапуска.
При этом примерно в 50 % скважин, признанных неуспешными по автозапуску, отклонение интервала времени самозапуска от времени ручного пуска составляет 2 - 25 мин.
Далее на рис. 2 приведены результаты обработки статистики отключений скважин за 2008 -2011 годы.
Рис. 2 - Отключение скважин и количество отказов самозапуска
Как видно из графика, более 30% среди не запустившихся системой автоматики СУ скважин не запустились из-за внешних дефектов системы электроснабжения. Безусловно, к причинам потери нефти можно отнести и эксплуатационные.
Одной из основных причин аварийных нарушений электроснабжения скважинного фонда, следовательно, неплановых потерь нефти, является низкая надежность воздушных линий передач при неблагоприятных метеоусловиях (рис. 1).
Практика эксплуатации воздушных линий 6-10 кВ, как в России, так и за рубежом свидетельствует, что наиболее эффективным способом снижения кратковременных нарушений электроснабжения по метеоусловиям является переход на самонесущие изолированные провода (СИП) 6-10 кВ.
Применение СИП позволяет практически полностью исключить кратковременные нарушения электроснабжения при неблагоприятных метеоусловиях и соответственно снизить потери нефти, а также упорядочить работу скважинного фонда.
Другим внешним фактором, реально
влияющим на работоспособность автоматики СУ электромеханического комплекса скважин, является широкомасштабное применение частотнорегулируемого электропривода (ЧРП) без учета электромагнитной совместимости.
Как показывает зарубежный и отечественный опыт эксплуатации, ЧРП имеют ряд особенностей, которые должны быть учтены при построении схем электроснабжения скважинного фонда. ЧРП оказывает негативное влияние на протекание электромагнитных и электромеханических процессов обустройства скважины, как в установившимся режиме работы оборудования, так и в переходном процессе.
Процессы коммутации в преобразователях частоты вызывают генерацию высших гармоник, что приводит к ряду негативных последствий, а именно:
- ухудшение качества электрической энергии, что приводит к увеличению электрических потерь;
- нарушение устойчивости функционирования устройств технологической и сетевой автоматики;
- сокращение сроков службы основного электротехнического оборудования из-за перегрузки магнитных и емкостных цепей;
- дополнительный нагрев токонесущих проводов погружного оборудования и, следовательно, ускоренный износ изоляции;
- повышенная вибрация, приводящая к поломкам погружных установок нефтяных добывающих скважин.
Перечисленные последствия определяют необходимость обеспечения электромагнитной совместимости преобразователей частоты, как с системой электроснабжения нефтяного комплекса, так и с приводными асинхронными двигателями.
Многообразие видов помех и их источников диктует самые разнообразные способы обеспечения электромагнитной совместимости с учетом требова-
ний стандарта качества электроэнергии. Практика показывает, что основными средствами решения проблемы электромагнитной совместимости являются: индивидуальное подавление помех у их источников, централизованное их подавление в электрических сетях (в частных случаях сводящееся к такому формированию сети электроснабжения, при котором исключаются воздействия помех на другие электроприемники), обеспечение повышенной помехозащищенности чувствительных электроприемников [3].
На рис. 3 представлена кривая изменения коэффициента успешности автозапуска по годам, из которой однозначно просматривается общее снижение данного коэффициента по мере увеличения количества скважин, оснащенных ЧРП.
Ксз/ Котк
- ДМ 100 -СЛГЮООО
- 52У8500
- Э-125
- Э-250
- Э-60 Э-80
- Э-45
Рис. 3 - Кривая коэффициента успешности автозапуска по годам и типам ПЭД
Особенно данное обстоятельство сказалось на маломощных ПЭД серии Э-45, Э-60 и Э-80 к которым рекомендуется принять первоочередные меры в части установки высокочастотных фильтров на входе в СУ.
Таким образом, можно отметить недостаточную изученность воздействия ПЧ на: качество электрической энергии; параметры и значения потерь в отдельных элементах УЭЦН в переходных режимах; состояние изоляции обмоток силового оборудования скважины; электромагнитную совместимость электрооборудования электротехнического комплекса в целом. Для более подробного изучения данных вопросов представляется актуальным проведение дополнительных НИР и экспериментальных исследований влияния гармонического состава кривых тока и напряжения, как на систему внешнего электроснабжения (ВЛ 6 кВ, КЛ 0,4 кВ, трансформаторные пункты 6/0,4 кВ скважинного фонда), так и на параметры самозапуска. Кроме того, необходимо обратить внимание на защиту и настройку СУ с ЧРП, включая диагностику состояния высоковольтной изоляции повышающего трансформатора, погружного кабеля и ПЭД.
Литература
1 Макаров, В.Г. Оптимальное управление токами электрических машин / В.Г. Макаров, В.А. Матюшин //
Вестник Казанского технологического университета. -2010. - №11. - С. 186-195..
2 Миляшов А.Н. Место и значение параметрической оптимизации как одного из основных этапов в структуре современных САПР / А.Н. Миляшов, В.А. Матюшин // Вестник Казанского технологического университета. -2013. - №1. - С. 260-265.
3 Макаров, В.Г. Анализ точности математической модели трехфазного асинхронного двигателя с учетом нелинейности магнитопровода / В.Г. Макаров, А.Ю. Афанасьев, В.А. Матюшин // Вестник Казанского технологического университета. Т.14. - 2011. - №5. - С.124-131.
© И. Р. Хайруллин - к.т.н., доцент каф ЭЭ КНИТУ, [email protected].
