Система автоматизации PCP Well Manager™

Система оптимизации режима работы скважины PCP Well Manager компании KUDU позволяет достичь максимального дебита за счет применения интеллектуальных технологий управления скважиной. В зависимости от конкретных эксплуатационных условий система регулирует частоту вращения насоса, контролирует крутящий момент и замеряет текущий дебит. Эта современная технология уже сейчас позволяет оптимизировать работу скважинного фонда. Система PCP Well Manager позволяет достичь отличных эксплуатационных показателей.

ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ УШВН

KUDU Industries и компания Lufkin Automation совместно предлагают новое техническое решение для достижения наилучших эксплуатационных показателей на скважинах с УШВН. Интеллектуальная технология управления скважиной KUDU PCP Well Manager отслеживает и регистрирует параметры добычи, обеспечивая оптимальный динамический уровень жидкости в скважине. Система автоматизации PCP Well Manager позволяет оптимизировать добычу, осуществляя постоянный контроль за дебитом скважины, крутящим моментом и частотой вращения насоса. Регистрация данных производится в режиме реального времени, что позволяет персоналу контролировать и изменять основные параметры работы системы при помощи удаленного доступа. В любое время и на любом промысловом участке.

Основные преимущества

• Оптимизация добычи
• Защита насоса от работы «всухую»
• Защита насосных штанг от превышения крутящего момента
• Регистрация и хранение эксплуатационных данных
• Анализ данных о работе насосной системы
• Удобный интерфейс пользователя с дисплеем и клавиатурой

ОБЗОР СПОСОБОВ ОПТИМИЗАЦИИ

Сокращение преждевременных отказов ШВН

Контроль параметров работы УШВН сокращает количество преждевременных отказов винтовых насосов из-за работы «всухую». Недостаточная смазка контактных поверхностей статора является причиной его перегрева и повреждения. При недостаточном поступлении жидкости в насос возникает перегрев и подгорание эластомера статора. В результате происходит затвердевание и растрескивание поверхности эластомерной обкладки статора. В наиболее крайних случаях наблюдается полное разрушение эластомера и вынос его фрагментов на устье скважины. В основном такие повреждения являются следствием засорения приемной части насоса, а также резкого снижения уровня жидкости в скважине из-за недостаточного притока из пласта или значительного превышения темпа отбора жидкости над притоком в скважину.

Оптимизация добычи

Если для определения уровня жидкости в скважине используются ручные методы, то обеспечить поддержание безопасного уровня жидкости сложно по целому ряду причин. Уровень жидкости свидетельствует о том, какое количество жидкости находится выше насоса на момент измерения уровня. Нередко имеет место неверная интерпретация данных уровня из-за шумов, создаваемых наземным оборудованием или насосными штангами, или из-за наличия пены в столбе жидкости. Ошибочные данные об уровне жидкости также объясняются отклонениями от нормальных условий, например, высоким расположением верней части хвостовика, сильными искривлениями ствола или другими отклонениями от стандартной конструкции скважины. Определение уровня жидкости при помощи акустического уровнемера, изменение частоты вращения и последующая стабилизация режима до повторного определения уровня занимают слишком много времени. Эти работы выполняются вручную и не позволяют оперативно реагировать на изменения притока.

Система PCP Well Manager устраняет сложности определения уровня жидкости и способствует повышению добычи, так как поддерживает динамический уровень жидкости ненамного выше глубины установки насоса. Эта система поддерживает минимальное забойное давление и тем самым обеспечивает оптимальный приток в скважину. Система PCP Well Manager позволяет реализовать запас производительности УШВН, что дает возможность быстро выйти на режим после остановки скважины.

• Защита насоса от работы «всухую»
• Постоянный мониторинг уровня жидкости в скважине
• Оптимизация добычи
• Анализ данных о работе скважины и изменение эксплуатационных параметров в режиме удаленного доступа
• Лучшие показатели по добыче

Алгоритм контроля работы УШВН, разработанный компанией Lufkin Automation

Алгоритм управления УШВН является мозгом системы. Его основное назначение – оптимизировать добычу, не допуская работы насоса «всухую».  Этот запатентованный алгоритм управления пошагово изменяет частоту вращения насоса при одновременном замере расхода. Если жидкость поступает на прием насоса в достаточном объеме и полости между ротором и статором заполняются целиком, то в этом случае существует прямая зависимость между частотой вращения насоса и его подачей. Алгоритм ведет непрерывный поиск оптимального режима работы с целью получения максимального дебита. Система PCP Well Manager пошагово увеличивает частоту вращения насоса с дискретностью, заданной пользователем, и на каждом этапе замеряет расход после стабилизации дебита, с целью определения оптимального соотношения частоты вращения и дебита.

ПРОВЕРЕННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ

Пример 1

В январе 2007 г. началась опытно-промышленная эксплуатация 15 скважин с использованием хост-узла системы SCADA и комбинированной установки ШВН с частотно-регулируемым приводом, оснащенной клиновыми расходомерами. В результате средний дебит вырос со 120 м3/сут до 145 м3/сут. При этом была получена дополнительная внеплановая выгода от увеличения среднего дебита по газу с 19 000 до 23 000 м³/сут. В итоге средний период окупаемости составил 120 дней. На представленном ниже графике добычи видно, что на одной из 15 скважин проекта средний рост добычи составил 58%.

Пример 2

В декабре 2009 г. для опытно-промышленной эксплуатации была отобрана 1 скважина, работу которой оказалось невозможно поддерживать другими способами добычи. Прежде, чем вывести скважину на оптимальный режим, стояла задача очистить скважину от песка, который вызывал ее остановку. После запуска дебит скважины и максимальную частоту вращения повышали постепенно, в четыре этапа, в результате чего скважина была очищена от песка до приемлемого уровня. Доход от работы скважины вырос с нуля до 7798 долл/сут, при этом дебит по нефти составил 19,4 м3/сут.

Пример 3

В июле 2008 г. для опытно-промышленной эксплуатации была отобрана 1 скважина, в работе которой возникали очень серьезные осложнения. В первые шесть месяцев до установки контроллера ШВН в этой скважине (песчаник Бакен) из-за выноса песка и проблем с притоком заменили четыре насоса. Суммарная добыча составила 2711 м3, а эксплуатационные расходы достигли 198000 долларов. 1 июля 2008 г. компания KUDU установила насос 60K1200 с гидравлическим контроллером ШВН и клиновым расходомером. За последующие шесть месяцев добыча составила 19779 м3, при этом ремонта скважины не требовался. Насос проработал 14 месяцев до замены при причине абразивного износа. Система управления гидравлическим приводом с ПИД-регулятором пропорционального клапана обеспечила высококачественную настройку частоты вращения насоса, не вызывая дополнительного нагрева системы.

Система SCADA с передачей данных через интернет

Система автоматизации PCP Well Manager регистрирует и централизованно передает данные в режиме реального времени через промысловую систему диспетчерского контроля и сбора данных (SCADA). Такие функциональные возможности позволяют задавать, регистрировать и изменять параметры работы насосной системы в режиме удаленного доступа.

Объединение данной технологии автоматизации с системой SCADA позволило установить некоторые тенденции данных и разработать дополнительные алгоритмы. Компания KUDU не прекращает разработки алгоритмов для повышения дебита.

Нажмите здесь, что бы получить полный документ в PDF формате