CC BY
51в.н. ивановский, в.и. дарищев, A.A. сабиров,
с.в. фролов, н.м. николаев, о.в. пузанов, в.с. каштанов
(РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»)
программный комплекс «автотехнолог» — универсальный инструмент для оптимизации работы системы «пласт-скважина-насосная установка»
Программный комплекс «Автотехнолог» получил широкое внедрение на многих нефтяных промыслах России и Казахстана, однако публикации, отражающие его особенности и преимущества перед другими современными программами, практически никогда не появлялись на страницах широкой печати. В то же время часто на конференциях, симпозиумах и на многих сайтах, рекламирующих различные программы для работы с нефтепромысловым оборудованием (например, сайт программы «Насос»), имеется так называемый «анализ» особенностей ПК «Автотехнолог», сделанный заинтересованными сторонами. К тому же зачастую специалисты, которые проводят такие «анализы», не имеют не только методических разработок, на которых основан ПК «Автотехнолог», но и самих лицензированных версий этой программы. В связи с этим (надеемся, что только в связи с этим!) часто такой анализ не имеет ничего общего с действительными возможностями и особенностями программы.
Все это потребовало от нас познакомить широкую техническую общественность с ПК «Автотехнолог» поближе.
В начале 1990-х годов кафедра машин и оборудования нефтяных и газовых скважин РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина и НГДУ «Покачевнефть» (ОАО «Лангепаснефтегаз») начали совместные работы по созданию и внедрению системы диагностики работоспособности скважинных штанговых насосных установок (СШНУ). В состав системы входит следующее оборудование: датчики нагрузки, система определения перемещения точки
подвеса колонны насосных штанг, а также электронный динамограф, который служит для записи нескольких (до 32) динамограмм. Расшифровка этих динамограмм производилась на персональных компьютерах (ПК) с помощью специально созданных программ (первая версия — «POMPA», затем — «Качалка» и последующая версия — «Diagnostic Tools»). Программы обеспечивали определение многих параметров работы СШНУ: максимальные и минимальные нагрузки, напряжения, удлинения колонны штанг и труб, эффективная длина хода плунжера, дебит скважин-ной насосной установки, основные не-
исправности. Первичные датчики, электронные динамографы и компьютерные программы были внедрены на скважинах всех трех НГДУ ОАО «Лангепаснефтегаз»: «Ласьеганнефть», «Урьевнефть» и «Покачевнефть».
Имея в распоряжении такой удобный инструмент, нефтяники поставили новую задачу - создать систему диагностики установок погружных центробежных насосов. Связано это было, в частности, с большими проблемами поставок нового нефтепромыслового оборудования: УЭЦН, штанговых насосов, замерных установок.
Разработанная к 1997 году программа
KROHNE
>
Новейшая серия массовых расходомеров ОРТ1МА88 8000 / 9000 компании КГОНЫЕ для высоких рабочих температур.
Отсутствие ограничений по измеряемым расходам
27...250 ООО кг/час. Полный диапазон типоразмеров для больших и малых расходов.
Отсутствие ограничений по рабочему продукту
Высоковязкие среды, твердые включения, неоднородные смеси и незначительные воздушные включения.
Отсутствие ограничений по монтажу
Полный диапазон технологических присоединений для всех существующих и проектируемых установок.
Отсутствие ограничений по температуре
Приборы этой серии могут применяться в условиях высокотемпературных технологических процессов.
Рабочая температура: 230°С: серия 8000; 350°С: серия 9000 Материалы изготовления контактирующих с продуктом частей: нержавеющая сталь или хастеллой С-22 Доступны опции с изоляцией и обогревающим кожухом
Диагностика 3 х 100% (производственный процесс, блок электроники прибора и точность)
ОРТ^ШХ - первый прибор с одним преобразователем сигнала для всех применений. Улучшение измерительных характеристик открыло целый ряд применений. Система диагностики 3 х 100% обеспечивает гораздо большую надежность по сравнению с существующими приборами.
Найдите отличие
ОРПМАЗЭ фирмы КРОНЫЕ устанавливает новые стандарты. Никогда раньше прямотрубное измерение не было возможным для такого количества применений. Разнообразие материалов измерительной трубы - титан, НайеПоу® и нержавеющая сталь - измеряет практически все продукты. ОРЛМАЭЗ не имеет ограничений по диапазону измерений и месту монтажа.
Наполовину полный или наполовину пустой?
ТЮАиШХ - это электромагнитный расходомер со встроенными емкостными электродами для измерения уровня, что позволяет устанавливать прибор на частично заполненных трубопроводах. Измерения возможны всего при 5% от высоты заполнения трубы.
Лучший радарный уровнемер
ОРТОТАУЕ 7300 С - это новый двухпроводной уровнемер от КРОНЫЕ. Качество сигнала значительно улучшилось благодаря полностью обновленной конструкции прибора и технологии частотно-модулированной незатухающей волны (РМСШ). Измерение всегда будет надежным, даже при турбулентной поверхности или наличии пены, или выступающих частей внутри резервуара.
Измерение уровня раздела фаз - легче, чем когда-либо
ОРТ1Р1_ЕХ 1300 С отличает более высокая динамика сигнала, достигнутая благодаря новой конструкции и совершенно новому блоку электроники. Короткие импульсы игольчатой формы позволяют измерить более тонкий уровень раздела фаз - до 50 мм. Исключительная стабильность времени измерения обеспечивает лучшую воспроизводимость и ведет к большей надежности процесса.
www.krohne.ru
Центральный офис KROHNE СНГ ■ 109147 Россия ■ Москва ■ ул.Марксистская, д.З ■ Бизнес-центр «Планета», оф. 404 ■ Тел.: +7 495 911 71 65 ■ Факс: +7 495 742 88 73 ■ E-mail: [email protected]
«Diagnostic Tools7» («Диагностические инструменты, версия 7») имела возможность определения основных рабочих показателей УЭЦН (подача насосной установки, температура обмоток погружного электродвигателя, мощность ПЭД, КПД установки в целом и отдельно — насоса). В той же версии программы появились и первые варианты подбора скважинных насосных установок. Программа подбора имела достаточно много упрощений, но уже тогда позволяла автоматизировать этот процесс, к тому же подбор оборудования, места его установки в скважине и режима работы проводился с намного большей точностью, чем это делалось вручную по известным методикам. Первая версия программного комплекса «Автотехнолог» появилась в 1998 году как продолжение работ по внедрению программ «Diagnostic Tools7». В методическом плане уже в то время программа строилась как сочетание трех основных частей:
1) определение динамического уровня и распределения давления, плотности, вязкости и температуры пластового флюида по глубине скважины;
2) определение действительной характеристики скважинной насосной установки при работе на реальном пластовом флюиде;
3) определение основных нагрузок, действующих в скважинных насосных установках (усилия и напряжения в штангах при ходе вверх и вниз, крутящие моменты и моменты уравновешивания для станков-качалок, рабочие токи, напряжения, потери мощности и т.д. для УЭЦН).
Главной особенностью ПК «Автотехнолог» являлся и является подбор оборудования (скважинного насоса, колонны штанг, труб, хвостовика, кабельной линии, погружного двигателя, газосепаратора, центраторов, скребков, станков-качалок и т.д.) и режимов его работы в соответствии с реальными возможностями скважины и пласта, что
позволяет наиболее эффективно использовать объекты нефтедобычи и концентрирует внимание специалиста на обеспечении оптимальной работы системы «пласт — скважина — насосная установка», а не на рутинном переборе возможных компоновок имеющегося оборудования и сопоставления их с желаемым режимом работы — что сводит задачу оптимизации к ручному выбору из множества заведомо не интересующих технолога вариантов. Если же специалиста интересует конк-
ретная компоновка оборудования, например, хорошо зарекомендовавшая себя или, наоборот, не используемая ранее колонна штанг или электроцентробежный насос, то в последних версиях программы имеется возможность задать их вручную. Если по каким-то причинам (превышение допустимых нагрузок, недостаточный развиваемый напор и т.п.) оборудование неэффективно для заданных условий, то пользователь будет проинформирован об этом в процессе подбора. Перед подбором оборудования имеется возможность определения потенциала скважины для псевдоустановив-
шегося режима, при этом используются наиболее распространенные корреляции для построения индикаторной диаграммы (такие как поправка Вогеля, Вогеля с учетом обводненности, Воль-пина и, в последних версиях, Фетковича и Стандинга), а также выбора наиболее рационального режима отбора жидкости (по дебиту, величине депрессии на пласт, динамическому уровню), исходя из потребностей потребителя и технических возможностей оборудования (рис. 1).
Для решения этой задачи в ПК «Автотехнолог» используется уточненная авторами программы математическая модель движения пластового флюида по обсадной колонне скважины. При этом основным допущением в модели являлось равномерное распределение газа, воды и нефти по элементарным сечениям, образующим столб жидкости в скважине. Естественно, в модели учитывались относительные скорости движения газа, нефти и воды, изменения содержания отдельных составляющих при изменении температуры и давления (т. е. по глубине скважины), перераспределение относитель-
Рис.1. Выбор оптимального режима эксплуатации скважины
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 2 \\ февраль \ 200Б
ного содержания газа, нефти и воды на различных участках подъема пластового флюида.
Первый участок — «забой — прием насоса». На этом участке, особенно при малых дебитах, образуется «во-
Рис. 2. Трехмерное изображение скважины
дяная подушка», через которую «проскальзывают» более легкие нефть и газ. При этом изменяются давление, плотность и свободное газосодержание пластового флюида. Вторым участком движения жидкости с газом является погружной насос, в котором происходит изменение термобарических характеристик флюида (увеличение температуры, давления, изменение вязкости, уменьшение содержания свободного газа). Третий участок — колонна насосно-компрессорных труб, где учитываются газогидродинамические процессы (потери на трение, изменение температуры, плотности и вязкости флюида, работа газа на участке «выход насоса - буфер скважины»), влияющие на величину требуемого напора скважин-ного насоса.
И, наконец, четвертым участком является столб флюида, расположенный
раско
Комплектны
качественного г
Продукция:
» Приборы учета газа,тепла, воды и пара » Средства для измерения и регулирования
давления, температуры,уровня, расхода » Газорегуляторное оборудование, в т.ч. в шкафном
и блочном исполнении » Котлы, котельная автоматика, отопительное оборудование » Запорно-регулирующая арматура,
фильтры и шламоотводители » Газоанализаторы, сигнализаторы загазованности, термозапорные клапаны
Услуги:
» Предпроектное обследование объектов с целью ™
обеспечения оптимального выбора приборов и оборудования А » Техническое обслуживание и поверка поставляемых приборов, —- ¡р?
в т.ч. в собственном сервисном центре » Проектировка и монтаж узлов учета воды,тепловой энергии и газа » Продажа приборов и оборудования в лизинг
с-
Тел./факс: (495) 970-16-83 (многоканальный) Факс: (495) 252-80-54 Почтовый адрес: 123458, г. Москва, а/я 11 Офис: г. Москва, Ленинградский пр-т, 35 E-mail: [email protected] http://www.packo.ru
между входом в насос и динамическим уровнем. Этот участок характеризуется практически полным отсутствием воды и интенсивным выделением свободного газа по мере уменьшения текущего давления.
геометрической вписываемости установок центробежных насосов в наклонно-направленных скважинах), а также по методике, разработанной авторами программы на основании обширного анализа эксплуатационно-
Рис. 3. Выбор погружного электродвигателя (ПЭД)
После выбора дебита и определения величины потребного напора программа проверяет возможность применения различных погружных насосов в заданных условиях. При этом заводские или «водяные» характеристики пересчитываются программой на перекачиваемый флюид с учетом плотности и вязкости смеси, а также с учетом доли свободного газа (в том числе - по длине погружного насоса). По реальным характеристикам подсчитывается мощность насоса и количество тепла, отдаваемое каждым конкретным насосом окружающей среде и перекачиваемой жидкости. Одновременно с этим обеспечивается проверка геометрии скважины (инклинограм-ма, конструкция обсадной колонны) на предмет возможности установки насоса в том или ином интервале (рис.2). Данная проверка осуществляется по нескольким методикам: по техническим условиям заводов-изготовителей (максимальный темп набора кривизны на 10 м проходки и/или максимальное отклонение от вертикали); по методикам или стандартам компаний, эксплуатирующих погружные насосы (например, Стандарт НК «ЛУКОЙЛ» по
го фонда на большей части территории РФ и СНГ. Учитываются при этом как вертикальные (зенитные), так и азимутальные составляющие инкли-нограммы скважины, т. е. пространственные углы и пространственные темпы набора кривизны. По расчетному значению мощности насоса программа позволяет выбрать
погружной двигатель (см.рис.3), при этом определяется количество тепла, отдаваемое выбранной электромашиной в окружающую среду, и температура перегрева самого двигателя. Изменение температуры окружающей среды и сопровождающие это явление процессы изменения вязкости и плотности жидкости и количества свободного газа учитываются при повторном (уточненном) расчете режима работы выбранного погружного насоса. Для выбранного погружного агрегата (насос + ПЭД) выбирается кабельная линия с учетом расчетных температур и требуемой плотности подводимого к ПЭД электрического тока. Для каждого варианта кабельной линии определяются потери мощности в кабеле, повышение температуры кабеля и перекачиваемой жидкости за счет потерь в токоподводящей линии. При необходимости пользователь программы может ввести условие применения различных предвключенных устройств: газосепаратора, диспергатора или газосепаратора-диспергатора. Разные версии ПК «Автотехнолог» могут иметь различные возможности тако-
Рис.4. Расчет конусной вставки
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 2 \\ февраль \ 2006
Рис.5. Периодическая эксплуатация УЭЦН
го ввода: либо фиксированный коэффициент сепарации (например, указанный в технической документации фирмы-изготовителя), либо характеристику газосепаратора, полученную на стенде РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (данные работы проводятся в течение ряда лет под руководством профессора Дроздова А.Н.). По просьбе промысловиков в программу был введен блок подбора и расчета «конусной» вставки или «конусного» центробежного насоса, нижние ступени которого имеют большую, а верхние меньшую по величине подачу (рис. 4). Такие насосы могут работать без срыва подачи при достаточно большом содержании свободного газа на приеме без использования газосепаратора или при недостаточно эффективной его работе. Также по требованиям нефтяников в ПК «Автотехнолог» был введен блок расчета рабочих параметров системы «пласт — скважина — насосная установка» при периодической эксплуата-
ции УЭЦН (рис.5). Для заданного среднесуточного дебита, минимального и максимально возможного (или заданных) динамических уровней подбираются насосные установки, а также определяется время работы оборудования и время накопления жидкости
в скважине. Технолог имеет возможность выбрать оптимальный или наиболее доступный вариант работы системы «пласт — скважина — насосная установка», исходя из задач и/или возможностей своего предприятия.
(Продолжение в следующем номере)
gplisens
Совместное Российско - Польское предприятие
ООО «АПЛИСЕНС»
129345, Россия, г. Москва, ул. Летчика Бабушкина, д. 39, корп. 3 ■ тел +7(095) 234-61-10; 368-32-41 моб. 8(095)726-34-61 www.aplisens.ru e-mail: [email protected]
Производство и поставка:
*'!П
ш
w
Преобразователи давления
ж
I I Т
ад
'Г
Преобразователи разности давлений
At
ннни ввни
НВЙВ
С 2001 года на рынке России
& Гарантия качества
Короткий срок поставки (возможность поставки со склада)
Высокое качество обслуживания каждого клиента
& Техническая поддержка в период эксплуатации
я' Пакет технической и разрешительной документации
^ Фиксированные цены в рублях
Гидростатические уровнемеры
ШШВШЯЛ
Завод изготовитель в Варшаве
