КОНТРОЛЬ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА ДОБЫВАЮЩИХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

УДК 620.93

DOI: 10.24412/2071-6168-2021-12-284-288

КОНТРОЛЬ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА ДОБЫВАЮЩИХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

С.В. Цыпленков, Е.Д. Агафонов, Г.В. Ващенко, В.Г. Шрам, Н.Ф. Орловская

В статье рассмотрено место нефти, как энергоресурса, и ее добычи, как энергозначимого процесса в энергетическом балансе России. Описан комплекс механизированной добычи нефти как единый объект контроля. Описана актуальность контроля энергоэффективности добычи нефти. Проведен анализ методов контроля энергопотребления и его автоматизации. Предложена модель, позволяющая расширить автоматизацию контроля за счет выявления факторов, влияющих на удельное энергопотребление.

Ключевые слова: удельный расход электроэнергии, факторный анализ, система контроля энергоэффективности, механизированная добыча нефти, энергоэффективность.

Нефтяная промышленность Российской Федерации потребляет более 5% всей вырабатываемой в стране энергии [1]. При этом сама нефть, как энергетический ресурс, занимает значимое место в мировом энергетическом балансе с долей в 30% от всех потребляемых энергоресурсов.

В нефтегазовой промышленности наибольшие энергозатраты приходятся на добычу нефти. Более трети затрат в составе себестоимости добычи приходится на потребление электроэнергии. На подъем жидкости из скважины, глубина которой достигает 3 км, приходится порядка 60% всей энергии, которую потребляет нефтедобывающее предприятие. Как следствие - крайне важно достигать требуемой энергетической эффективности в процессе добычи нефти на механизированном фонде скважин, в том числе путем энергосберегающего дизайна погружного оборудования, в соответствии с геолого-техническими условиями работы фонда [2, 3].

Эксплуатация механизированного фонда включает в себя сбор и анализ данных о работе наземного, погружного оборудования, геологических параметрах скважин, на основании которых осуществляется синтез и применение управляющих воздействий. Вследствие того, что прямые измерения механических параметров погружного оборудования возможны только при подъеме его из скважины, контроль механизированного фонда осуществляется по данным, полученным с использованием комплекса наземного оборудования.

Для осуществления контроля эксплуатационных показателей механизированного фонда нефтедобывающего предприятия необходимо выявить параметры, поддающиеся измерениям. В масштабах отдельной скважины измеряемых параметров может быть более двух десятков: газовый фактор продукции скважины, обводненность продукции скважины, давление на приеме насоса, динамический уровень, буферное давление, пофазную сила тока на выходе станции управления (СУ), напряжение отпайки трансформатора трехфазного для питания погружных насосов (ТМПН), напряжение на входе ТМПН, полная мощность на входе СУ, активна мощность на входе СУ, энергопотребление на входе СУ, затрубное давление, забойное давление, расход (дебит) жидкости, уровень - проектное погружение под уровень, доля газа в насосе, частота тока питающего напряжения на выходе СУ, напряжение линейное - среднее значение пофазное активной мощности, время - длительность работы скважины в режиме откачки и накопления.

Данные о режиме работы скважин, объемах добычи, потреблении электроэнергии консолидируются в Центральной диспетчерской системе (ЦДС). Эти данные позволяют осуществлять планирование и управление процессами предприятия в единой связи, обеспечивая информацией подразделения по подготовке и транспорту товарной нефти, поддержанию пластового давления.

Технологический режим работы фонда несет в себе подробные данные о запусках и остановках добывающих скважин, с его помощью осуществляется планирование и управление фондом как изолированной системой, прогнозируются ремонты скважин и объемы добычи.

Программа энергосбережения - являясь планово-отчетным комплексом документов, существующий в форме информационной системы, консолидирует информацию об экономии топливно-энергетических ресурсов на фонде скважин по результатам реализации энергосберегающих мероприятий, верифицирует объем энергосберегающего эффекта.

Автоматизация учета энергопотребления объектов добычи нефти реализуется автоматизированными системами диспетчерского управления энергоснабжением и технического учета электроэнергии (АСДУЭ и АСТУЭ). Существуют также автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ), характеризующиеся строго регламентированным энергоучетом и подлежащие обязательной метрологической аттестации, но область их применения лежит преимущественно в плоскости энергоснабжения, чем энергопотребления. В разрезе учета предприятия-потребителя, либо предприятия обладающего собственной генерацией, применение АСТУЭ как системы учета более обосновано в виду отсутствия жестких требований к выбору оборудования, архитектуре построения систем, точности измерений и экономической целесообразности при достаточной эффективности реализации учета [4].

На рис. 1 представлена система контроля параметров механизированной добычи.

Источники дакных о работе скважмны

Ф Ф Ф

Структура контроля комплекса механизированной добычи

Рис. 1. Структура контроля параметров механизированной добычи

Все указанные выше параметры, поддаются прямым и косвенным измерениям, с помощью наземных средств измерений и погружных блоков систем телеметрии [5]. Перечисленные параметры необходимо контролировать как для обеспечения нормального технологического режима процесса добычи, так и для подбора погружных установок глубинного насосного оборудования. Оценивая эффективность процесса добычи, качество подбора оборудования и текущий технологический режим, важно обеспечивать не только добычу нефти в соответствии с доступным дебитом скважины, но и требуемую энергетическую эффективность, которая оказывает непосредственное влияние на рентабельность добычи нефти [6].

Кроме перечисленных параметров влияние на энергоэффективность оказывает дизайн глубинного насосного оборудования. Оценка влияния подбора оборудования для механизированной добычи происходит только после того, как учтены величины эффектов, достигнутых путем внедрения отдельных энергосберегающих мероприятий, и совокупности параметров, оценка которых зачастую остается неисчерпывающей [7].

При осуществлении контроля параметров комплекса механизированной добычи необходимо учитывать, что часть из них устанавливается с применением аттестованных средств измерений, другие контролируются путем косвенных измерений. Аналитический контроль энергетической эффективности основан на оценке воздействия факторов, напрямую или косвенно зависящих от геолого-технологических параметров [8].

Получая достоверные данные об энергопотреблении, отделенные от данных по потреблению энергии на другие процессы предприятия, применение систем автоматизации позволяет внедрить на их базе системы контроля энергоэффективности (СКЭ), которые могут использовать действующую архитектуру АСТУЭ.

СКЭ, функционирующая на базе автоматизированных систем учета энергии, представляет собой программно-технический комплекс, производящий вычисления удельных расходов электроэнергии на основании данных учета и данных об объемах добычи нефти. На

285

практике, при реализации подобных систем, можно наблюдать, неспособность ими выявлять причины отклонений УРЭ от нормативных показателей и количественно оценивать факторы, влияющие на результирующие показатели [9].

Для решения проблемы выявления и определения величины факторов, влияющих на отклонение удельного расхода электроэнергии от базовой линии, может быть применено математическое моделирование системы воздействия факторов на УРЭ, представляющих собой геолого-технические параметры эксплуатации механизированного фонда. В данной системе при заданных эксплуатационных параметрах, полученных по результатам измерений возможно установить влияние факторов на УРЭ, и оценить влияние количественно. При этом, учитывая сложность многокомпонентной геолого-технической системы, с наличием взаимной зависимости входных для системы параметров видится нецелесообразным реализация линейной математической модели, в виду вероятного роста величины ошибки по мере введения в расчет факторов.

На рис. 2 представлена модель существующей системы в сравнении с предлагаемой авторами моделью СКЭ с автоматизированным анализом факторов, который предполагается реализовать как программно-аналитическое обеспечение в составе существующей системы [10].

Контролируемые параметры работы фонда

Рис. 2. Система контроля энергоэффективности с автоматизированным

факторным анализом

Построение нелинейной нейросетевой модели на основе данного подхода к факторному анализу позволит реализовать алгоритмическое и программно-техническое обеспечение для анализа конфигурации погружного оборудования на энергоэффективность с учетом геологических и технологических параметров фонда.

На основе предложенной модели станет возможным создание новой системы контроля параметров оборудования и среды, влияющих на показатели энергоэффективности механизированной добычи нефти.

В результате это позволит рассматривать УРЭ как репрезентативный показатель энергетической эффективности механизированной добычи [11]. При этом применение информационных систем и новых подходов к аналитической составляющей измерительного процесса позволит применять новую СКЭ как единый измерительный комплекс, обладающий соответствующими свойствами.

Список литературы

1. Шишкин А.Н. Повышение энергоэффективности в ОАО «НК Роснефть» // Материалы II Международного форума ENES Expo. 2013. 10 c.

2. Worth D. et al. Assessment of artificial lift methods for a heavy oil field in Kuwait // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Т. 180. P. 835-843.

286

3. Тарасов В.П. Энергосберегающий дизайн УЭЦН // Инженерная практика. 2010. № 3. С. 26-32.

4. Никитина А.В. Обоснование целесообразности применения систем технического учета электроэнергии с оценкой качества преобразования ее потребителями // Електроме-хашчш I енергозберiгаючi системи. 2015. №. 4. С. 105-111.

5. Горланов С. Ф., Шалагин Ю. Ю. Технический стандарт к системам погружной телеметрии УЭЦН-ключ к интеллектуализации процессов добычи нефти //Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2012. №. 3. С. 86-91.

6. Агеев Ш.Р., Джалаев А.М., Золотарев И.В., Ермакова А.С., Пошвин Е.В. Программные продукты «NovometSel-Pro», «Калькулятор ЭЦН», «Программа расчета энергоэффективности» // Бурение и нефть, 2013. № 10. С. 36-40.

7. Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (утв. приказом Минэнерго РФ от 30 декабря 2008 г. N 326) с изменениями и дополнениями от 1 февраля 2010 г.

8. Аристов А.И., Раковщик Т.М. Основы метрологии, стандартизации и сертификации. М.: МАДИ. 2013.

9. Троицкий-Марков Т.Е., Сенновский Д.В. Принципы построения системы мониторинга энергоэффективности // Мониторинг. Наука и безопасность. 2011. Т. 4. С. 34-39.

10.Цыпленков С.В., Агафонов Е.Д. Концепция комплексной системы контроля энергоэффективности механизированной добычи нефти // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2021. Т. 23. №. 4. С. 180-196.

11.Зуев. А.С. Энергоэффективность нефтедобычи: корпоративные технологии управления // Нефтегазовая вертикаль - Технологии/специальное приложение. 2014. № 1. С. 11-15.

Цыпленков Сергей Валерьевич, студент sv-tsyplenkov@mail. ru, Россия, Красноярск, Институт нефти и газа Сибирского федерального университета,

Агафонов Евгений Дмитриевич, д-р техн. наук, профессор, eagafonov@sfu-kras. ru, Россия, Красноярск, Институт нефти и газа Сибирского федерального университета,

Ващенко Галина Вадимовна, канд. физ-мат. наук, доцент, gvashenko@,sfu-kras.ru, Россия, Красноярск, Институт нефти и газа Сибирского федерального университета,

Шрам Вячеслав Геннадьевич, канд. техн. наук, доцент, shram18rus@mai.ru, Россия, Красноярск, Институт нефти и газа Сибирского федерального университета,

Орловская Нина Федоровна, д-р техн. наук, профессор norlovskaya@sfu-kras. ru, Красноярск, Институт нефти и газа Сибирского федерального университета

ENERGY EFFICIENCY CONTROL OF THE ARTIFICIAL OIL LIFT WELL STOCK

S.V. Tsyplenkov, E.D. Agafonov, G.V. Vaschenko, V.G. Shram, N.F. Orlovskaya

The article described the place of oil as an energy resource and its production as an energy-significant process in the energy balance of Russia. The complex of artificial oil lift is described as a single object of control. The relevance of monitoring the energy efficiency of oil production was described. The analysis of methods of energy consumption control and its automation is carried out. The model is proposed that makes it possible to expand the automation of control by identifying factors that affect specific energy consumption.

Key words: Specific power consumption; factor analysis; energy efficiency control system; artificial oil lift; energy efficiency.

Tsyplenkov Sergey Valerievich, student sv-tsyplenkov@mail.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University Institute of Petroleum and Natural Gas Engineering,

Agafonov Evgeny Dmitrievich, doctor of technical sciences, professor, eagafonov@sfu-kras.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University Institute of Petroleum and Natural Gas Engineering,

Vaschenko Galina Vadimovna, candidate of physical and mathematical sciences, docent, gvashenko@,sfu-kras.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University Institute of Petroleum and Natural Gas Engineering,

Shram Vyacheslav Gennadievich, candidate of technical sciences, docent, shram18rus@mai.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University Institute of Petroleum and Natural Gas Engineering,

Orlovskaya Nina Fedorovna, doctor of technical sciences, professor, norlovskaya@,sfu-kras.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University Institute of Petroleum and Natural Gas Engineering

УДК 681.787

DOI: 10.24412/2071-6168-2021-12-288-294

ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ РАЗРАБОТАННОЙ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ

ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ

Е.Е. Майоров, М.В. Хохлова, О.В. Громов, С.В. Удахина, А.В. Арефьев, И.С. Таюрская

Настоящая статья посвящена теоретическое исследование разработанной автоматизированной измерительной системы на основе двухлучевой интерферометрии. Показана актуальность и перспективность работы, так как определение высоты вариации рельефа поверхности с высокой точностью всегда была важной задачей для метрологии Приведена и описана оптическая схема автоматизированной интерференционной системы. Определено рассеивающее световое поле, которое вносит существенный вклад в погрешность измерений исследуемых поверхностей объектов. Получено выражение для амплитуды выходного интерференционного сигнала, которое учитывает структуру рассеивающего поля, образованного индивидуальными спеклами.

Ключевые слова: спекл, интерферометрия, степень когерентности, функция автокорреляции, интенсивность, эффективная апертура, длина волны излучения.

В последние годы в России наблюдается тенденция развития высокоточных и надежных технологий для промышленного комплекса [1]. Данная тенденция определяет перспективы и совершенствования новых методов и средств научной базы [2]. Ключевое место для решения различной сложности задач занимают оптико-электронные приборы и комплексы. Эти приборы и комплексы исключают материальные контакты с объектом исследования, а значит, дают возможность получать полную и достоверную информацию эксперимента [3].

В этом направлении хорошо себя зарекомендовали интерференционные приборы и системы. Они позволяют решать задачи различной направленности в метрологии. Одна из них -это исследование объектов разной формы с определенной высотой вариации рельефа (шероховатости) [4-8]. В прошлом столетии интерферометрию начали внедрять в научную и лабораторную практику, где были достигнуты успехи в методике измерения зеркальных и высокополированных поверхностей объектов [8-12].

Современное развитие компьютерной техники позволило выдвинуть интерферометрию на более высокий уровень, где появилась возможность проводить качественную и количественную интерпретацию полученных результатов измерений [13-15].

Практически все автоматизированные оптико-электронные приборы и комплексы применяемые для контроля поверхности объектов основаны на обработке светового излучения, полученного в результате отражения его от исследуемой поверхности [15-17]. Наблюдается тенденция того, что высококогерентные методы и средства при контроле шероховатых поверхностей объектов уступают место интерференционным приборам и системам, работающим