Повышение надежности контроля скважины путем использования систем диагностики и регулирования параметров

Задачи выпускной квалификационной работы
Рассмотреть геологическую характеристику Мамонтовского месторождения;
Представить основные сведения об автоматическом контроле технологических параметров добычи нефти и газа;
Рассмотреть методы диагностики и выявления причин аномалий в работе скважины, оборудование для вытеснения нефти водой;
Произвести расчет затрат на проведение контроля скважины с использованием АГЗУ и замены ПСМ.

Геологический раздел
Мамонтовсое месторождение располагается в Нефтеюганском регионе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области;
Месторождение разрабатывается с 1970 года;
Мамонтовское месторождение обслуживает цех по добычи нефти и газа №5;
Продуктивными пластами являются горизонт АС4, АС5-6, БС6, БС10, БС11.

Свойства нефти продуктивных пластов

Продуктивные пласты Восточно-Сургутского месторождения

Основные сведения об автоматическом контроле технологических параметров
На районный диспетчерский пункт поступает информация со следующих объектов:
с групповых замерных установок - о дебитах жидкости, нефти и газа по скважинам и о срабатывании защиты при повышении давления в измерительном сепараторе;
с сепарационных установок - обобщённый аварийный сигнал и о суммарной производительности групповых установок, подключённых к сепарационной установке;
с компрессорных станций - о расходе отпущенного газа и о нарушении работы станции;
с установок подготовки нефти - обобщённый аварийный сигнал;
с нефтяных станций - о расходе нефти и обобщённый аварийный сигнале;
с кустовых насосных станций - о количестве воды, закачанной в пласт, и обобщённый аварийный сигнал при нарушениях работы станции;
с установок сдачи товарной нефти - о расходе товарной нефти и аварийный сигнал о возврате некондиционной нефти на повторную обработку.

Промысловые сооружения и установки оснащаются следующими средствами местной автоматики, контроля и защиты:
групповые замерные установки - с автоматическим переключением скважин на замер по местной программе, измерением количества жидкости, газа и чистой нефти, контролем за производительностью скважин, автоматической защитой от аварийных режимов;
сепарационные установки первой ступени - местным регулированием давления и уровня;
- водяные насосные станции - защиты насосов при аварийных режимах, автоматическим включением резервного насоса;
- нефтяные насосные станции - защиты насосов при аварийных режимах;
- компрессорные станции - регулированием и местным контролем за режимными параметрами, защитой при аварийных режимах.

Характеристика контрольных параметров в работе скважины и периодичности их контроля
Оператор ЦДНГ производит замеры следующих параметров работы установки:
дебита скважины;
буферного, затрубного и линейного давлений;
рабочего тока;
динамического уровня;
сопротивления изоляции;
через 1 сутки - после вывода на стабильный режим (контрольный замер).
Отбор проб на содержание КВЧ в продукции оператор ЦДНГ осуществляет:
при выводе на режим (жидкость глушения);
через двое суток после вывода на режим;
один раз в полугодие в процессе дальнейшей эксплуатации.

Термоманометрическая система (ТМС-3)
С помощью ТМС можно осуществлять подбор оптимального времени накопления (простоя) и работы УЭЦН в периодическом режиме работы скважины без срыва подачи; определять время тепловой инерции УЭЦН, позволяющее рассчитать и обоснованно назначить задержку АПВ по срыву подачи и перегрузке ПЭД для заданной скважины; а также в автоматическом режиме строить карты изобар месторождений на основе полученных от погружного блока ТМС данных.

Перспективные направления развития ТМС-3
своевременное выявление резкого падения сопротивления изоляции, ниже регламентированной уставки позволяет предотвратить выход из строя электропогружного оборудования.
перепрограммирование наземного блока ТМС через КСУ, что, в свою очередь, исключает необходимость остановки работы скважины для демонтажа ТМСН.
разработка алгоритма автоматического отключения ТМСП при выходе его из строя по сопротивлению изоляции, который бы исключал необоснованную остановку работы и последующий демонтаж погружного электрооборудования.

Средства для измерения давления, температуры, расхода уровня нефти
Скважинные исследования чаще всего заключаются в замерах забойных давлений с помощью глубинных манометров.
Скважинные расходомеры применяются диаметром 110, 100, 51 мм и менее. В настоящее время исследования нефтяных и газовых скважин проводят с применением дистанционных приборов. Применяют дебитомеры с местной записью, спускаемые в скважину на стальной проволоке. Наиболее распространенными на промыслах России являются скважинные расходомеры и дебитомеры:

Средства для измерения давления, температуры, расхода уровня нефти
Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют АГЗУ.
Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

Схема глубинного манометра

Схема расходометра жидкостного ТОР-1

Схема АГЗУ

Методы диагностики и выявления причин аномалий в работе скважины оборудование для вытеснения нефти водой
Общераспространенным осложнением для всех способов эксплуатации является асфальтосмолопарафино отложения (АСПО), что приводит к осложнениям при работе скважин и отказам насосов. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к минимуму неэффективное использование средств борьбы с АСПО.

Требования по безопасности труда и охране окружающей среды при определении параметров работы скважины
Руководители промысла, участка и работ по исследованию скважин обязаны обеспечить безопасность труда всеми имеющимися в их распоряжении средствами. Среди организационных мер важнейшими является: обучение операторов правилам техники безопасности; проверка их знаний и навыков; обеспечение операторов средствами индивидуальной защиты; систематическая проверка рабочего места, состояния оборудования и инструмента.
Определение параметров работы скважин должны осуществляться в полном соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.

Структура затрат

Диаграмма структуры затрат

Пути снижения затрат
Автоматизировать ручной труд;
подбор более квалифицированного персонала;
применение прогрессивных форм заработной платы работников, т.е. правильное соотношение фонда оплаты труда и премиальных выплат и льгот.