2010г. Ханты – Мансийск. Эффективность работы адаптивных систем управления УЭЦН ООО «Газпромнефть-Хантос» Автор: Андреев С.В. - презентация

1 2010г. Ханты – Мансийск. Эффективность работы адаптивных систем управления УЭЦН ООО «Газпромнефть-Хантос» Автор: Андреев С.В.

2 Географическое расположение месторождения Приобское месторождение ЮЛТ Приобское нефтяное месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины. В административном отношении месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты- Мансийского автономного округа Тюменской области РФ.

3 Геолого-физическая характеристика Приобского месторождения По величине извлекаемых запасов Приобское месторождение относится к крупным. По геологическому строению – к очень сложным. Коллекторами являются мелкозернистыми алевролитистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Залежи нефти приурочены к объектам АС10 и АС12 Залежи нефти сложнопостроенные, литологически-экранированные Нефти тяжелые, среднепарафинистые, смолистые, сернистые с незначительной вязкостью. АС 12 Глубина залегания, м Средняя общая толщина 89,8 Эфф. нефт. толщина, м 9.8 Нефтенасыщенность, д.ед Проницаемость, мД 2.4 Песчанистость, д.ед Расчлененность, д.ед. 7.5 Вязкость нефти, мПа*с 1.38 Плотность нефти, кг/м Давление насыщения, МПа 7.8 Газосодержание, м 3 /т 57.9 АС 10 Глубина залегания, м Средняя общая толщина 84,6 Эфф. нефт. толщина, м 5.1 Нефтенасыщенность, д.ед Проницаемость, мД 8.6 Песчанистость, д.ед Расчлененность, д.ед. 6.5 Вязкость нефти, мПа*с 1.77 Плотность нефти, кг/м Давление насыщения, МПа 8.3 Газосодержание, м 3 /т 55.4

4 Постановка задачи! При эксплуатации скважин Приобском месторождении мы столкнулись с проблемами: Нестабильный приток из-за низких ФЭС пластов. Дебит по скважинам менее 10м3/сут. периодический фонд составляет 190 скважин - 17 % от общего фонда. Карта текущего состояния разработки Периодический фонд Нагнетательные скважины Добывающие скважины

5 Мероприятия по оптимизации периодического фонда скважин с осложненным притоком. п/п Мероприятие стабилизации режима Результативность традиционных технологий 1Путем подбора насоса Практически невозможно решить при нестабильном притоке. 2Ограничение отбора из НКТ штуцером Невозможно, при работе насоса в левой области с переменной продукцией в НКТ, с прорывами свободного газа и КВЧ (броски буферного и линейного давления даже без штуцера). 3Стабилизация режима с использованием ПЧ Часто не достигается из-за отсутствия режимов на фиксированных частотах. 4Автоматизация (поддержание определенного параметра) Обязательное условие: требуется датчик давления. При работе насоса на ГЖС с реологическими осложнениями режима нет.

6

7 НАЧАЛО Первичный пуск 1 Разгон на пусковую частоту 2 Разгон на частоту ожидания подачи 3 Разгон на частоту опрессовки 4 Перевод на рабочую частоту монотонного режима 5 Идентификационный цикл 9 Перевод на частоту откачки 8 Откачка 10 Авто-поиск граничной частоты 11 Монотонный режим с авто коррекцией по загрузке 6 Накопление 13 Авто настройка оптимизатора 15 __Режим стабилизирован да нет 7 Работа на фиксированной частоте Давление и погружение в диапазоне оптимизатора да нет 12 Погружение оптимизировано на потенциал да нет 14 Авто-настройка на потенциал, автоматический контроль погружения насоса. Интеллектуальная система (ИС) адаптивной эксплуатации скважин УЭЦН.

8 Анализ работы скважины 13262/12 до мероприятия УЭЦН SPI D , АПВ – 4 часа Q-24м3/сут- по жидкости, 19 т/сут по нефти

9 Динамика управляемого режима скважины 13262

10 РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ АДАПТИВНЫХ СУ Опытно-промысловые испытания СУ «Электон АСУДН-10» на Приобском месторождении начаты с года. Было испытано 5 СУ с адаптивным управлением По результатом опытно-промысловых испытаний было принято решение о промышленном внедрении СУ «Электон АСУДН-10» во втором полугодии 2009г., На г. Было внедрено 55 станций управления Технологическая эффективность: - Выведена из фонда АПВ в постоянно действующий фонд – 35 скв., увеличение добычи нефти в среднем +3 тн/сут на скважину - Установлено на постоянно действующем фонде – 20 скважин, увеличение добычи нефти в среднем +7,5 тн/сут на скважину - Дополнительная добыча нефти за 2009 год составила тн Экономическая эффективность: - Pi проекта – 4,95 - Срок окупаемости проекта – 10 месяцев

11 ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ МЕТОДИКИ АДАПТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ УЭЦН Закуп и внедрение еще 80 станций управления «Электон АСУДН-10» в 2010 году Анализ влияния адаптивного управление УЭЦН на наработку на отказ погружного оборудования Анализ эффективности энергопотребления УЭЦН с адаптивным управлением Повышение значения достижения проектного КИН за счет равномерного дренирования залежи Совершенствование адаптивных систем управления

12