CC BY
14
УДК 608.4
DOI: 10.24412/2071-6168-2022-5-443-448
СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ
В.А. Крамаренко, В.Г. Шрам, Ю.Н. Безбородов, В.И. Афанасов, А.Л. Фельдман
В статье предлагается усовершенствование системы управления и регулирования устьевого оборудования добывающей скважины. Основные функции системы позволяют непрерывно контролировать и управлять исполнительными механизмами устьевого оборудования в реальном времени. Это позволит решить задачи оперативной стабилизации работы насосного оборудования и вывода скважины на оптимальный режим работы, что способствует снижению внутрисменных простоев скважин и потерь по добыче нефти.
Ключевые слова: АСУТП, устьевое оборудование, УЭЦН, регулирование в реальном времени, добывающая скважина, эксцентриковый редуктор.
Совокупность технических устройств, используемых для управления, и производственного персонала, принимающего в нем участие, образует совместно с объектом управления систему управления.
Помимо прочего комплексная автоматизация нефтегазового оборудования своевременно выявляет ряд проблем, возникших на наземном и подземном оборудовании сбора, обрабатывания и хранения информации о состоянии разработки. В результате получения данных возникает возможность собирать отчеты и выполнять построение моделей разработки.
Системы автоматизации повсеместно используются на современном производстве, будучи необходимыми для управления сложными процессами. Электроприводы являются решающим звеном управления и регулирования потоков газа и жидкости. К оборудованию предъявляются высокие требования в области охраны труда и защиты окружающей среды.
На сегодняшний день на месторождениях существует проблема с эксплуатацией скважин с высоким газовым фактором. Преимущественно подобные скважины являются высокотоннажными (т.е. с дебитом нефти больше 100 т/сут). Скважины с высоким газовым фактором требуют большого внимания и трудозатрат по минимизации внутрисмен-ных потерь и вывода на режим.
В связи с актуальностью проблемы в работе предлагается метод системы управления и регулирования устьевого оборудования добывающих скважин.
На рис. 1 представлен график значений показателей добывающей скважины, на котором отчетливо прослеживается рост газового фактора при снижении забойного давления и уменьшения коэффициента продуктивности, вследствие снижения депрессии по причине воздействия газа (невозможно увеличить депрессию из-за влияния газа на работу УЭЦН).
Для большинства скважин, характеризующихся высоким газовым фактором, характерно использование следующих технологических приемов при эксплуатации: использование штуцера на буфере и/или работа в «Ыт^режиме, который предполагает автоматическое изменение тока/частоты работы УЭЦН при изменении загрузки. Данные технологические решения необходимы для стабилизации работы насосного оборудования вследствие резкого падения загрузки для предотвращения срыва подачи и остановки скважины по причинам высокого газового фактора и выхода газа «пачками», т.е. на приёме насоса в некоторый момент времени практически нет жидкости.
443
Если режим «Мт» может задаваться станцией управления, то зажатие буфера производится вручную оператором добычи нефти и газа, постоянное присутствие которого на каждой скважине невозможно.
Ограничение отбора приводит к снижению коэффициента полезного действия установки, то есть к дополнительному нагреву УЭЦН. Минимально допустимый дебит, обеспечивающий охлаждение погружного электродвигателя, не должен быть меньше рассчитанного. При этом следует производить расчет напора УЭЦН, затрачиваемого на подъем жидкости, так как увеличение буферного давления увеличивает расход необходимого напора. Не допускается производить ограничение дебита запорной арматурой. Все вышеперечисленное свидетельствует о необходимости оперативного регулирования штуцера в процессе проведения технологических операций с целью недопущения возникновения внештатных ситуаций [3,6].
Рис. 1. Значения показателей добывающей скважины
В этой связи актуально использование технических и технологических средств автоматизации устьевого оборудования, которое реализуется, в том числе на основе регулируемого штуцера, управляемого привода и системы управления. В соответствии с технологическими данными, получаемыми со станции управления УЭЦН, проектируемая система позволяет регулировать положение штуцера для стабилизации работы насосного оборудования в режиме реального времени, системы представлена на рис. 2 [1,2].
При этом стоит отметить необходимость использования редуктора, отвечающего всем требованиям промышленной автоматизации, в этой связи предлагается проектируемый эксцентриковый редуктор. Идея автоматизации заключается в следующем: к выбранной конструкции дискретного штуцера на штоки регулирования проходных отверстий малого и большого диаметров монтируются два электропривода на кабеле с редуктором планетарного типа. Планетарный тип редуктора выбран по параметрам надежности и компактности конструкции. На рис. 3 представлены планетарный редуктор и места его монтажа на дискретном устьевом штуцере [4,5].
444
АРМ АСУ ТП
1 ЕНюгае^ ТСРЛР |
1 Е5-485, 32; МшИшн 1
Регулируемый штуцер
Рис. 2. Схема функционирования автоматизации устьевого оборудования
Шток реплшрс&шкя лрохслных отвгрстый малого ет^н
Штоы регулирования проходных отвгрогьш 6 плыл ого диэд зтра
Рис. 3. Планетарный редуктор и места его монтажа на дискретном устьевом штуцере
Оператор пульта управления наблюдает за параметрами работы УЭЦН, а именно за током погружного электродвигателя, если график токов становится нестабильным, то он уменьшает проходное сечение штуцера Кл-1, задав значение от 1 до 18. При этом контролируя рост давления на манометре ДД-1. Система будет распознавать сигнал, и подавать напряжение на один из двух электроприводов в зависимости от значения [1,7,8]. Сигнал 1-6 будет подаваться на редуктор приводящий в движение большой штуцер, при этом значение 1 - будет соответствовать проходному отверстию в 44 мм (т.е. полностью открытое положение), а значение 6 - соответствует проходному отверстию в 12 мм. Сигнал 7-18 будет поступать на редуктор с электроприводом, приводящим в движение малый штуцер, где 7 - будет соответствовать проходному сечению 10 мм, а 18 -самому малому отверстию 2 мм. На рис. 4 представлен интерфейс системы дистанционного управления запорной арматуры скважины «АРМ оператора» [9,10].
На Ванкорском кластере месторождений данная проблема была всегда актуальна из-за большого количества скважин с высоким газовым фактором.
По анализу фонда на Ванкорском месторождении было выделено 47 скважин с газовым фактором более 150 м3/т с суммарным дебитом по жидкости 6362 м3/сут и дебитом нефти 2341 т/сут. Средний дебит по нефти составляет 50 т/сут, что при данной добыче достаточно значительно. Кроме того данные скважины имеют нестабильный режим работы и по ним есть частые внутрисменные простои. Все это говорит об актуальности данной проблемы
По анализу фонда на Сузунском месторождении было выделено 7 скважин с газовым фактором более 150 м3/т с суммарным дебитом по жидкости 1687 м3/сут и дебитом нефти 943 т/сут. Средний дебит по нефти составляет 134 т/сут, при текущей добыче
Сузунского месторождения - это скважины «Золотого фонда», по которым идут огромные потери. Анализ проводился только по действующему фонду, скважин, находящихся в бездействии в ожидании КРС по ликвидации конусообразования газа тоже значительное количество.
У ИОЕуГК им.
Рис. 4. Интерфейс системы дистанционного управления запорной арматуры
скважины «АРМ оператора»
Еще одним факторов, приводящим к большим потерям по добыче скважины, является длительный вывод на режим скважины. В момент вывода ЭЦН работает на пределе своих возможностей, что значительно сокращает срок его полезного использования, в половине случаев сразу приводит к отказу скважины по причине слома вала, либо потери изоляции установки, либо кабеля. На рис. 5 изображен ток ПЭД при срыве подачи скважины и ее ВНР.
1,А
Рис. 5. График тока ПЭД при срыве и выводе скважины
На графике можно увидеть, что скважина срывает подачу в течение 10
мин, далее после срыва целый час она работает одним газом без подачи, что очень вредно для ЭЦН. Затем при помощи настроек СУ и штуцера скважину возвращают в нормальный режим работы. Если бы оператор успел за первые 10 мин настроить штуцер и подобрать Шт на станции, то этого можно было избежать. Практически на промысле это осуществить затруднительно, причем за такое ограниченное время.
Таким образом, предложенная система управления и регулирования устьевого оборудования добывающей скважины позволит решить задачи оперативной стабилизации работы насосного оборудования и вывода скважины на оптимальный режим работы,
446
что способствует снижению внутрисменных простоев скважин и потерь по добыче нефти на высокотоннажных скважинах. Эксплуатация скважин по такой технологии, также приведет к снижению трудозатрат и увеличению эффективности оператора ДНГ по выводу скважины на режим, особенно в зимнее время, когда температура опускается ниже минус 50 С.
Список литературы
1. Гумеров С.З. Интегрированное управление операциями в нефтедобыче. Интеллектуальное месторождение. Международный опыт // Автоматизация и метрология в нефтегазовом комплексе - 2012. 2012. С. 40-41.
2. Кислицын Ю.В. Решения по системам телемеханики на примере ЦДНГ-5 ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ОАО «Лукойл-Коми» // Автоматизация и метрология в нефтегазовом комплексе-2012. 2012. С. 42-44.
3. Мордвинов А.А., Захаров А.А., Миклина О.А., Полубоярцев Е.Л. Устьевое оборудование фонтанных и нагнетательных скважин // Методические указания. Ухта: УГТУ, 2004. С. 30-32.
4. Ермоленко А.Д., Кашин О.Н., Лисицын Н.В. Автоматизация процессов нефтепереработки // Учебное пособие. СПб: Профессия, 2012. 304 с.
5. Ермин С.Н., Ермина О.С., Иевлев В.И. Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин // Пат. 115525 Рос. Федерация. МПК G05D7/01: № 2011151830/28; заявл. 19.12.2011; опубл. 27.04.2012.
6. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования // Методические указания. М: Недра, 1974. С. 25-27.
7. Chen H. Opportunities and Challenges of Robotics and Automation in Offshore Oil & Gas Industry / Heping Chen, Samuel Stavinoha, Michael Walker, Biao Zhang, Thomas Fuhlbrigge // Intelligent Control and Automation, 2014, 5. P. 136-145.
8. Kuzevanov M.A., Buchinskiy S.V., Glumov D.N., Reitblat E.A. Building of a multiple layer oil and gas condensate field integrated simulation model // SPE 166892, 2014.
9. Wenhong L. An experimental study on the flow characteristics of oil - water two-phase flow in horizontal straight pipes / Liu Wenhong, Guo Liejin, Wu Tiejun and Zhang Xi-min, Chinese J. Chem. Eng., 2003. 11 (5). P. 491 - 496.
10. N 700E VECTOR INVERTER Instruction manual. Hyundai Heavy Industries Co. LTD. 2012.
Крамаренко Владислав Александрович, магистрант, kramersambo@mail.ru, Россия, Красноярск, Сибирский федеральный университет, Институт нефти и газа,
Шрам Вячеслав Геннадьевич, канд. техн. наук, доцент, shram18rus@„mai.ru, Красноярск, Сибирский федеральный университет, Институт нефти и газа,
Безбородов Юрий Николаевич, д-р техн. наук, заведующий кафедрой, Labsm@,mail.ru, Красноярск, Сибирский федеральный университет, Институт нефти и газа,
Афанасов Владимир Ильич, старший преподаватель, skg63 @,mail. ru, Красноярск, Сибирский федеральный университет, Институт нефти и газа,
Фельдман Альберт Леонидович, канд. экон. наук, доцент, albertfl@yandex.ru, Красноярск, Сибирский федеральный университет, Институт нефти и газа
447
SYSTEM OF CONTROL AND REGULATION OF THE WELLHOUSE EQUIPMENT OF
THE PRODUCTION WELL
V.A. Kramarenko, V.G. Shram, Yu.N. Bezborodov, V.I. Afanasov, A.L. Feldman
This article proposes a version of the system for controlling and regulating the wellhead equipment of the production well. The relevance of the use of such a system has been analyzed and confirmed. The main functions of the system are described, the possibilities of continuous monitoring and control of actuators of the wellhead equipment in real time are also described in detail. This solves the problem of operational stabilization of pumping equipment and the well to the optimum operation thereby reducing in-shift downtime of wells and losses in oil production.
Key words: ACSPP, wellhead equipment, ESP, real-time regulation, production well, eccentric gearbox.
Kramarenko Vladislav Aleksandrovich, undergraduate, kramersambo@,mail. ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University, Oil and Gas Institute,
Shram Vyacheslav Gennadievich, candidate of technical sciences, docent, shram18rus@,mai.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University, Oil and Gas Institute,
Bezborodov Yury Nikolaevich, doctor of technical sciences, head of department, Labsm@,mail.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University, Oil and Gas Institute,
Afanasov Vladimir Ilyich, senior lecturer, skg63@mail.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University, Oil and Gas Institute,
Feldman Albert Leonidovich, candidate of economic sciences, docent, albertflayan-dex.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University, Oil and Gas Institute
УДК 628.517.625.08
DOI: 10.24412/2071-6168-2022-5-448-453
СИСТЕМА ВИБРОАКУСТИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ СТЕНДА ВИБРОУДАРНОГО УПРОЧНЕНИЯ ЛОНЖЕРОНОВ ВЕРТОЛЕТОВ
С.А. Шамшура
Для рассматриваемого в работе оборудования характерно то, что для всех типов длина намного больше ширины и высоты. Это обстоятельство позволяет разработать систему шумозащиты с максимально возможной унификацией и ограничить поверхности элементов ограждения плоскостями и полуцилиндрическими конструкциями. Для достижения требуемой звукоизолирующей способности варьирование размерами элементов ограждения крайне ограничено. Поэтому обеспечение требуемой акустической эффективности достигается подбором толщин элементов стенок, количеством слоев, т. е. применением "сэндвич" панелей. Поверхности элементов ограждения облицовываются вибродемпфирующими и звукопоглощающими материалами.
Ключевые слова: центробежно-ротационный наклеп, лонжероны, акустическая безопасность, ограждения.
Экспериментальные исследования шума на этом участке выявили требуемую величину звукоизоляции системы шумозащиты. Компоновка несущей системы стенда определила рациональный вариант шумозащитной конструкции туннельного типа. Конструкция его состоит из трех арочных секций, входящих одна в другую (рис. 1) [1, 2].
448
