Управление скважиной, оборудованной УСШН
Способ механизированной добычи посредством УСШН был изобретен в США в 1923 году. С тех пор работы по совершенствованию установок велись главным образом в направлении повышения надежности узлов и механизмов, тогда как развитию системного управления УСШН внимание начало уделяться сравнительно недавно. Традиционно вывод скважины на эффективный режим осуществлялся вручную, методом локального задания уставок, что требовало огромных трудозатрат, при неэффективности результат в условиях обедненных объектов разработки. Выходом из ситуации послужило внедрение АСУ ТП по контролю УСШН, в частности, контроллеров Lufkin Automation, Сегодня в «Татнефти» ими оснащается каждая вводимая скважина, оборудованная УСШН.
Совершенствование УСШН традиционно было направлено на обеспечение измерения производительности, сокращение числа отказов, улучшение параметров отдачи скважины при снижении энергозатрат. Однако на начальном этапе этих работ добиваться запланированных результатов не позволял существующий уровень развития автоматизации и управления УСШН.
Для оптимизации эксплуатационных параметров оборудования используются такие методы, как диспетчеризация и контроль работы СШН. Этот контроль должен обеспечивать выявление различных проблем, к наиболее распространенным из которых можно отнести проскальзывание ремней, перегруз, недогруз, отказ штанговой колонны, нарушение работы клапанов.
|
|
К задачам диспетчеризации относятся прежде всего диагностика проблемы СШН и вызов при необходимости соответствующей сервисной бригады для ее устранения. Кроме того, в круг этих задач входит контроль времени работы и простоя как ключевого показателя эффективности внешней сервисной компании, а также контроль накопленной и текущей добычи как гарантия выполнения плана ЦДНГ.
Локальное автоматическое управление СШН
На практике диагностика неисправностей обычно осуществляется по факту выхода оборудования из строя. Причем для выявления причин неисправностей и их устранения требуется остановка скважины под подземный ремонт скважины (ПРС). Традиционно диагностику проводит на месте специалист сервисной компании. Соответственно, вывод скважины на эффективный режим добычи методом локального задания уставок представляет собой довольно трудоемкий процесс, поскольку требует большого объема труда персонала - начиная от геолога и заканчивая оператором, который включает и выключает каждую уставку вручную.
Выход из ситуации видится в использовании локальных (умных) систем мониторинга и управления СШН. Они обеспечивают локальное автоматическое управление СШН, позволяют использовать телеметрию и удаленный доступ для управления по заданным параметрам, введенным в контроллер (рисунок 6).
|
|
Рисунок 6 – Область внедрения контроллера Lufkin Automation
Внедрение контроллера Lufkin Automation способно обеспечить работы в скважине только тогда, когда в ней имеется жидкость.
Работа контроллеpa предотвращает «fluid pound» (удар плунжера по жидкости), выявляет проскальзывания ремней, защищает от перегрузок, контролирует работу нагнетательного клапана и наполнение насоса. Этот контроллер может работать в разных режимах (Host, Timed, Normal).
Надо иметь в виду, что уровень подготовки оператора далеко не всегда позволяет программировать контроллер. Поэтому следует обеспечить возможность централизованного доступа к контроллеру, чтобы его можно было настроить или диагностировать в случае возникновения каких-либо неполадок. Именно такую возможность дает контроллер Lufkin Automation.
Рисунок 7 – Схема установки локального автоматического
управления УСШН
Данная система уже внедрена в ОАО «Татнефть». Она позволяет одновременно контролировать важнейшие параметры работы CUUH, наглядно отображать их на экране, управлять уставками из одной точки - с рабочего места диспетчера. Также в ОАО «Татнефть» обеспечен доступ инженерного персонала (технологов, эксплуатационников) к аналитическим отчетам предоставляемым комплексом автоматизации.
|
|
Для обеспечения действительно эффективной работы Lufkin Automation было написано девять регламентов, а также внесены необходимые изменения в должностные инструкции технического персонала. Кроме того, появился метод поддержания уровня добычи, основанный на регулировании постоянного забойного давления: процент заполнения был доступен для регулирования, что давало возможность увеличивать отбор.
По результатам внедрения контроллеров на 172 скважинах тестового фонда максимальный прирост дебита среди скважин малодебитного фонда, работающих в АПВ-режиме, составил 1,16 т/сут. В среднем по тестируемому фонду прирост составил 0,47 т/сут. После того как были получены эти результаты, в ОАО «Татнефть» началось массовое внедрение контроллеров. Сегодня каждая вводимая скважина компании, оборудованная СШН, оснащается контроллером Lufkin Automation, системой связи и подключается к системе АСУ ТП.
Вопросы для самопроверки:
1. Задачи диспетчеризации работы УСШН.
2. Объясните назначение датчиков при локальном автоматическом
управлении УСШН
3. В каких скважинах рекомендуется использовать контроллер Lufkin Automation
ЛЕКЦИЯ 11
Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 484; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!