Создание интеллектуальных месторождений является будущим развития нефтегазовой отрасли. Однако уже сегодня известны месторождения с частичной или полной автоматизацией производственного процесса. Одним из ключевых аспектов применения интеллектуальных систем является снижение затрат и оперативное принятие решений для устранения негативных факторов. При разработке месторождений с поверхности сегодня на рынке имеется достаточное количество технических решений для автоматической эксплуатации скважин и передачи данных. Однако при разработке нефтяных месторождений шахтным способом готовые технические решения отсутствуют по нескольким причинам. Во-первых, необходимо рудничное исполнение оборудования, что требует проведения дополнительной процедуры сертификации и увеличение стоимости конечного продукта. Во-вторых, на рынке присутствует небольшое количество поставщиков оборудования. В-третьих, опыт применения шахтного способа разработки в Российской Федерации на нефтяных месторождениях в промышленном масштабе имеется только на Ярегском нефтетитановом месторождении.
В настоящее время на нефтяных шахтах ручной труд при добыче высоковязкой нефти преобладает, что требует проведения автоматизации отдельных цепочек технологического процесса. В данной статье рассмотрены основные задачи при эксплуатации подземных скважин, нормативная база, этапы разработки опытного устройства для автоматической эксплуатации добывающих скважин и результаты лабораторных и промысловых испытаний в нефтяной шахте Ярегского нефтяного месторождения.
На текущий момент процесс эксплуатации подземных скважин на Ярегском месторождении реализован в двух вариантах [1]:
- ручное открытие/закрытие запорной задвижки на устье скважины (открытая система сбора) оператором по добыче нефти и газа;
- механизированное, путем применения механических клапанов-отсекателей.
Процесс сбора продукции в зумпф (накопитель) реализован открытым способом с помощью дренажной канавки. Продукция с зумпфа с помощью винтового насоса поступает на поверхность для дальнейшей подготовки.
Ручное открытие задвижки имеет ряд недостатков: продукция скважины сливается в водоотливную канавку, что ухудшает условия труда в добычной галерее; трудоемкость процесса и необходимость нахождения оператора в условиях повышенной температуры.
Применение механических клапанов-отсекателей имеет ограничения по устьевому давлению нефтесодержащей жидкости. Так, при давлении выше 0,2 МПа происходит их деформация. Применение клапанов-отсекателей также требует процедуры чистики от механических примесей, что может вызывать увеличение трудозатрат при большом фонде добывающих скважин.
Исходя из недостатков существующей технологической цепочки, предлагается усовершенствованная система сбора продукции.
Закрытая система сбора должна выполнять следующие функции: минимизировать человеческий фактор; обеспечить автоматическую работу добывающих скважин; реализовать возможность оперативного контроля за фондом скважин; накапливать и систематизировать данные о работе скважин; предотвращать прорыв пара в добычную галерею; работать при существующих избыточных давлениях; быть малогабаритной.
В процессе наполнения закрытой скважины давление на устье скважины растет до определенного значения. Момент времени, когда давление перестанет расти, свидетельствует о заполнении скважины продукцией. Открытие скважины ведет к спаду давления и при этом к возможному росту температуры, так как совместно с флюидом может прорываться пар.
Таким образом, основной управляемый орган системы на устье скважины – это задвижка, которая автоматически переходит из режима «Полностью открыта» в режим «Полностью закрыта» на основе показаний датчиков давления и температуры.
При разработке опытного образца были определены минимальные требования к автоматизированной системе управления добычей подземной скважины: система должна управлять одной скважиной; система должна получать показания одного датчика температуры и одного датчика давления; на основе математической модели процесса заполнения скважины нефтесодержащей жидкостью по показаниям датчиков давления и температуры система должна отдавать управляющие команды «открыть» и «закрыть» одной задвижке; задвижка должна обладать управляющим блоком, который получает команды «открыть» и «закрыть» и механически переводит положение задвижки в соответствующие состояния с помощью электропривода. Система должна автоматически управлять задвижкой на основе:
а) математической модели по показаниям датчиков (автоматический режим добычи нефти);
б) заранее заданного расписания (технологическая продувка скважины по заранее заданному расписанию).
В случае аварийного сбоя системы (например, отключение электропитания) система предотвращает неконтролируемый выход пара, переводя скважину в режим «закрыто».
Дополнительно система должна обеспечивать хранение данных, полученных за 24 часа, тем самым обеспечивая специалистов данными термошахтной разработки для выработки рекомендаций; система должна обеспечить возможность извлечения архивированных данных; система должна обеспечить возможность просмотра текущих показаний давления и температуры.
Дополнительные требования, связанные с особенностями рабочего процесса: система должна функционировать в шахтных условиях; система должна функционировать автономно без участия человека с возможностью контроля по определенному графику.
Принципиальная схема подземной интеллектуальной скважины представлена на рисунке 1. На схеме перечислены основные элементы.
РИС. 1. Схема обвязки скважины в горной выработке
Характеристики рабочей среды: взрывоопасные шахтные условия; температура нефтесодержащей жидкости – до 110 0С; давление на устье скважины – до 2,4 МПа.
Всё электрооборудование, которое применяется в шахтных условиях, должно соответствовать требованиям технического регламента и иметь необходимые сертификаты соответствия [2].
С целью осуществления испытаний автоматического функционирования подземной скважины в рамках данной работы был создан лабораторный прототип добывающей скважины (рисунок 2). Исходя из поставленных требований к автоматической эксплуатации скважины, можно выделить следующие основные элементы: датчик давления; датчик температуры; задвижка с электроприводом; блок управления – программируемый логический контроллер; система архивирования в режиме реального времени; блок записи архива на внешний носитель.
РИС. 2. Схема модели управления добывающей скважины
Датчик давления служит для регистрации давления на устье добывающей скважины. Когда скважина закрыта рост показаний датчика свидетельствует о процессе заполнения скважины нефтесодержащей жидкостью. Прекращение роста показаний датчика говорит о завершении процесса заполнения и необходимости открытия скважины.
Датчик температуры служит для регистрации температуры на устье добывающей скважины. По показаниям датчика температуры возможно определить момент прорыва пара.
Блок управления (программируемый логический контроллер) служит для анализа данных датчика давления и температуры в режиме реального времени и передачи управляющих команд для задвижки на основе заданной математической модели, а также по расписанию.
Задвижка с электроприводом – управляемый орган. По команде от блока управления обеспечивает либо полное перекрытие устья скважины, либо полное открытие устья скважины. Задвижка также передает данные о своем фактическом положении («сигнализирует») блоку управления.
Блок контроля питания служит для сигнализации блоку управления об исчезнувшем электропитании и о необходимости приостановки всей работы системы в целом.
Система архивации данных служит для архивирования данных, которые получает от блока управления и передачи этих данных блоку записи архива на внешний носитель в режиме реального времени.
Блок записи архива на внешний носитель служит для записи архива, полученного от системы архивирования по запросу от пользователя системы.
Алгоритм управления реализован в системе программирования CODESYS.
Управление системой продувки скважины осуществлялось с помощью программируемого логического контроллера на основе показаний датчиков давления и температуры.
