Инновационные разработки в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМь»

Инновационные разработки  в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМь»

Инновация — это не всякое новшество или нововведение, а только такое, которое серьёзно повышает эффективность действующей системы

История инновации началась еще несколько лет назад. У  нее были закономерные предпосылки. Дело в том, что значительная часть  скважин «ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ» относится к разряду низкодебитных. Собственно говоря, это особенность нефтяной отрасли Прикамья, часть месторождений которой находится на поздней стадии разработки.

Что такое низкодебитная скважина? Это, если подходить очень упрощенно, «колодец», в забойной части которого из окружающего пласта медленно собирается нефть. Ее забирает штанговый глубинный насос. Поработает сутки, а то и несколько часов, выкачает накопленную нефть и стоит в ожидании следующей «порции». И вместе с ним стоит оборудование, расположенное на поверхности, станок-качалка с мощным, до 30 кВт высокооборотным электродвигателем. То есть откачка нефти производится периодически.

Из малодебитных, дающих приток жидкости менее 5 т/сутки скважин, добыча нефти осуществляется преимущественно станками-качалками с асинхронным нерегулируемым приводом. Для обеспечения оптимального режима отбора нефти требуется подбирать строго определенное количество качаний балансира, при котором производительность насоса близка к дебиту скважины. Существующая система электропривода не позволяет получать число качаний ниже четырёх в минуту. Следовательно, нельзя снизить производительность глубинного насоса до значения, необходимого для эксплуатации малодебитных скважин в непрерывном режиме. Поэтому в настоящее время малодебитные скважины вынуждены работать в циклическом режиме, когда откачка жидкости из скважины производится периодически.

 Достоинством циклического  режима является возможность  добычи нефти при существующей  системе электропривода без дополнительных  затрат на переоборудование скважины. Основной недостаток циклического  режима - уменьшение добычи нефти  из скважины. Кроме того, при циклическом  режиме необходим более мощный  электродвигатель, увеличиваются динамические  нагрузки на все элементы кинематической  цепи станка-качалки, возникают  дополнительные технические и  организационные проблемы, обусловленные  частыми пусками и остановками  станка.

Для повышения нефтеотдачи малодебитные скважины необходимо переводить в непрерывный режим работы. Эффективность непрерывного режима работы малодебитных скважин подтверждена многочисленными исследованиями на различных скважинах. Для перевода скважины из циклического режима работы в непрерывный необходимо уменьшить число качаний станка. Работы в этом направлении ведутся давно, но результаты пока далеки от требуемых. Предлагаемые варианты приводят к усложнению конструкции и требуют переделок станка-качалки, имеют проблемы с размещением дополнительных звеньев. Кроме того, из-за дополнительных звеньев снижаются надёжность и долговечность привода, возрастают затраты на покупку, ремонт и обслуживание.

Низкоскоростные многополюсные  асинхронные двигатели малой  мощности по массогабаритным и энергетическим показателям значительно уступают быстроходным машинам. Поэтому крупными сериями выпускаются только двигатели  с малым числом полюсов на частоту  вращения 3000, 1500, 1000 и 750 оборотов в минуту. Для таких машин накоплен большой  практический опыт и рекомендации по выбору электромагнитных нагрузок, определению  основных размеров, а также разработаны  инженерные методы расчета рабочих  и пусковых характеристик.

Из-за низких массогабаритных  и энергетических показателей многополюсные  асинхронные двигатели применяются  сравнительно редко. Вместе с тем, в  отдельных случаях применение низкоскоростных  двигателей малой мощности оказывается  вполне экономически оправданным. Одним  из вариантов использования низкоскоростных  многополюсных асинхронных двигателей является электропривод станков-качалок  для добычи нефти из малодебитных скважин.

В качестве решения проблемы увеличения добычи жидкости из скважин с малым дебитом предложена разработка низкоскоростных, со скоростью вращения 100-300 об/мин. асинхронных электродвигателей малой мощности, которые совместно с клиноременной передачей и редуктором, используемыми в настоящее время на станках-качалках, позволяют   получить частоту хода плунжера насоса в требуемом диапазоне. Одновременно с этим данные электродвигатели обладают эксплуатационными и стоимостными показателями, не уступающими аналогичным показателям штатных асинхронных электродвигателей.

Созданный в «ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ» совместно с учеными ПНИПУ дугостаторный двигатель, умножающий добычу нефти из малодебитных скважин, прошел испытание временем. Недавно проведенная проверка подтвердила его эффективность

Подобного оборудования, тем  более воплощенного в «железе» и  испытанного на практике, в стране больше нет. Пермский дугостаторный низкооборотный двигатель малой мощности разработан в качестве альтернативы существующему электромотору в приводе станка-качалки. С помощью первого же экспериментального образца, для проверки теоретических расчетов внедренного в свое время в ЦДНГ № 10, на Кокуйском месторождении на одной из скважин был увеличен дебит более чем в два раза.

Показатели трех дугостаторных двигателей, установленных позднее в ЦДНГ № 6 также соответствуют расчетным.

Таким образом результатами внедрения разработки являются обеспечение непрерывного режима добычи нефти штанговыми глубинными насосами из малодебитных скважин, повышение КПД привода станка-качалки. Существенно уменьшилась мощность электромеханического преобразователя установки, снизились нагрузки на подшипники в подшипниковых щитах вала ротора. Это означает повышение их долговечности и, следовательно, увеличение срока службы станка-качалки.

В современных условиях неблагоприятной геолого-технологической структуры запасов нефти, характерной для нефтяной промышленности Российской Федерации, а также в результате истощения месторождений наблюдается тенденция перехода многих добывающих скважин в разряд малодебитных. Количество малодебитных скважин постоянно возрастает из-за перехода месторождений в завершающую стадию разработки, ввода в эксплуатацию месторождений с низкопродуктивными пластами, расконсервации ранее законсервированных малодебитных скважин, обусловленной ростом мировых цен на нефть. Созданный на базе низкоскоростного ДАД электропривод станка-качалки, обладая приемлемыми энергетическими показателями, позволяет наиболее простым и дешевым способом переводить малодебитные нефтяные скважины в непрерывный режим работы. Таким образом можно добиться увеличения добычи нефти в несколько раз.  Разработка стала импульсом для очередной инновационной идеи по созданию безредукторного привода станка-качалки. Теоретические и практические сложности на этом пути большие, но объединение усилий ученых, нефтяников и производственников поможет с ними справиться.

Гидропривод ПШСНГ «Гейзер».

В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» приступили к реализации уникального проекта — внедрению технологии интеллектуального промысла, самостоятельно управляющего процессом добычи нефти в зависимости от текущих условий. Опытной площадкой для инновации, способной полностью изменить отечественную концепцию добычи «черного золота», стал куст № 923 Кокуйского месторождения, обслуживанием которого занимается ЦДНГ № 10

Основную часть срока  жизни скважин добыча нефти осуществляется установками штанговых скважинных насосов. Гидропривод ШСН позволяет  не только снизить затраты на монтаж и эксплуатацию оборудования, но и  увеличить нефтеотдачу при разработке остаточных и трудноизвлекаемых запасов нефти.

Первый опытный образец  этого гидропривода был установлен в ноябре 2009 года на скважине № 1291 Кокуйского месторождения ЦДНГ № 10 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Второй смонтировали рядом два месяца спустя. Оба агрегата отработали весь период без сбоев, хотя температура во время испытаний порой достигала минус 45 градусов! Один из приводов остановился лишь однажды, когда из-за сильных морозов произошло аварийное отключение электроэнергии. Но сразу после восстановления электроснабжения «Гейзер» самотестировался и вновь запустился в работу. Как показал детальный анализ, новый гидропривод, собранный из импортных комплектующих, оказался намного надежней всех предыдущих. Он стабилизировал работу скважины, исключил простои по причине срыва подачи, увеличил коэффициент наполнения насоса.

После этого уместно привести и ряд других преимуществ «Гейзера»  над станком-качалкой: меньшую металлоемкость, отсутствие массивных и подвергающихся износу вращающихся механических узлов, плавное бесступенчатое регулирование  частоты качаний. Данный гидропривод  не требует специального фундамента и за считанные часы устанавливается  прямо на устье скважины.

      В мировой  практике гидропривод штанговых  насосов нашел широкое применение  вследствие возможности задания  оптимального закона движения  плунжера скважинного (глубинного) насоса. За счет этого достигается  увеличение коэффициента заполнения  насоса, особенно при высоком  содержании газа в скважинной  жидкости. Гидропривод при относительно  малой массе установок также  позволяет эксплуатировать штанговые  насосы с длиной хода штока  до 10 м. При этом  увеличивается  время равномерного течения извлекаемой  нефти и снижается гидродинамическое  сопротивление течению вязкой  жидкости в пласте, повышается  коэффициент извлечения. Кроме того, вследствие высокого кпд гидропривода, снижаются затраты энергии по  сравнению с электроцентробежными  насосами при дебетах до 50 м3в  сутки.

          При эксплуатации скважин периодического  фонда технология добычи с  применением гидропривода ШСН  позволяет повысить дебет скважин  до 40% и перевести скважины в  постоянный фонд. Вследствие малой  массы (в 5-10 раз меньше станка-качалки)  гидропривод может устанавливаться  без специального фундамента, в  том числе на заболоченных  и обводняемых почвах.

          С 2001 года в России действует  ГОСТ Р 51763-2001 "Приводы штанговых скважинных насосов", гармонизированный с ИСО 10431-97 "Промышленность нефтяная и газовая. Насосные установки" и API Spec 11E "Станки-качалки". Этот ГОСТ предусматривает требования к гидроприводу ШСН и разработан с целью создания и внедрения нетрадиционных конструкций, заменяющих классические станки-качалки.

        Основной  проблемой широкого внедрения  гидропривода ШСН являются требования  ГОСТ Р 51763-2001 в части надежности, по которой они не должны уступать станкам-качалкам. Высокое качество и надежность обеспечивается применением современных технических решений в области электронно-гидравлических систем, строгим контролем качества производства и поставщиков комплектующих. Выполнение этих условий позволило ООО "ПСМ-Импэкс",              г. Екатеринбург создать соответствующую ГОСТ конструкцию автоматизированного гидропривода и организовать его промышленное производство.

          В настоящее время гидроприводы  серии "Гейзер" с номинальным  усилием на штоке 8 и 12 т при  ходе штока до 3,5 м прошли успешные испытания в ООО "Лукойл-Пермь".  Разработан типоразмерный ряд гидроприводов с номинальным усилием на штоке от 6 до 16 т и ходом штока от 0,5-2 до 6 м. Разработаны также конструкции мобильной установки для оперативной диагностики скважин, для одновременной эксплуатации нескольких ШСН и для одновременно-раздельной эксплуатации двух нефтеносных пластов.

         Пример исполнения гидропривода  с номинальным усилием 12 т.  Гидростанция размещена в укрытии,  расположенном вне взрывоопасной  зоны скважины согласно "Правилам  безопасности в нефтяной и  газовой промышленности " ПБ 08-624-03. Мачта позволяет монтировать  гидроцилиндр на любой тип  устьевой арматуры без разборки  последней. Она имеет опорную  раму, устанавливаемую на устьевую площадку. Конструкция гидропривода и мачт защищена патентами РФ.

Гидропривод «Гейзер», разработанный  уральской компанией НПП «ПСМ-Импэкс», состоит из двух основных частей: силового гидроцилиндра, монтируемого на 5-метровой мачте, закрепленной прямо над устьевой арматурой, и блок-бокса с находящимися внутри него маслостанцией и станцией управления. Главная «изюминка» новинки заключалась в наличии интеллектуальной электронной системы управления, уникальное программное обеспечение которой позволяло плавно регулировать число двойных ходов ШГН в широком диапазоне значений. Для того чтобы «перестроить» оборудование на другой режим работы, теперь достаточно одного нажатия клавиши.

После успешно проведенных  испытаний руководство нефтедобывающего предприятия заявило о дальнейшем развитии проекта, главной целью  которого становилось создание принципиально  нового комплекса добычи нефти, позволяющего проводить мониторинг и дистанционное  управление технологическим процессом  в режиме реального времени, с  минимальным участием обслуживающего персонала. Таким образом, одновременно с внедрением смелой технологической  инновации «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» приближалось к решению важного для развития всей нефтедобывающей отрасли страны вопроса повышения производительности труда на нефтепромыслах, долгое время пребывавшего в «листе ожидания».

Первым шагом на пути реализации проекта стала организация так  называемого интеллектуального  куста из пяти скважин, расположенных  на том же Кокуйском месторождении. Причем наряду с одиночными там был опробован и гидропривод кустового исполнения — с одним аппаратным блоком на две скважины.

В январе 2011 года оборудование приступило к работе, а уже весной на кусте были установлены стационарные эхолоты и система видеонаблюдения. Теперь контролировать работу оборудования — следить за динамическим уровнем  жидкости в скважине, линейным давлением  и давлением в затрубном пространстве; производить визуальный контроль состояния скважины и косвенный расчет дебита жидкости по динамограмме; управлять числом качаний и задавать периодичность снятия динамограммы — стало возможным на расстоянии.

Интересно, что функции  дистанционного контроля и управления были реализованы не только на пульте оператора, но и на мобильном телефоне обходчика. Для этого в районе отсутствия устойчивой сотовой связи  был организован беспроводной широкополосный доступ по стандарту WI-FI.

Законченная система технологии интеллектуального промысла будет  запатентована как совместная разработка «ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ» и НПП «ПСМ-Импэкс». Кроме вышеперечисленных функций, она должна самостоятельно управлять процессом добычи нефти в зависимости от текущих условий: оперативно производить оценку основных параметров работы добывающих скважин, изменяя при этом длину хода плунжера насоса и количество двойных ходов.

Возможности комплекса  

Дистанционно управляемые  параметры

1. Длина хода

2. Число ходов

3. Задание периодичности  снятия  динамограммы

4. В стадии разработки  самонастройка параметров работы (длина хода, число качаний) в  зависимости от Hдин

5. Пуск-остановка гидропривода

Дистанционно контролируемые параметры

1. Динамический уровень

2. Статический уровень

3. Давление в затрубном пространстве

4. Линейное давление

5. Косвенный расчет Qж по динамограмме

6. Визуальный контроль  состояния   скважины, охранная  сигнализация

7. Нагрузка на полированный  шток

8. Динамометрирование

Изменение параметров   работы                          

станка-качалки                                  Изменение параметров работы  ПШСНГ «Гейзер»                                   

Технология безвырезного метода ремонта трубопроводов с целью обеспечения их заданной производительности и безопасной эксплуатации с использованием стеклопластиковых муфт РСМ.

На сегодняшний день для  практического применения на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» согласован Регламент  по установке ремонтных стеклопластиковых  муфт выполненных по ТУ ЗАО «Новых технологий». Получено разъяснение  от Заподно-Уральского управления Ростехнадзора о возможности использования РСМ в качестве устройства постоянного применения при ремонте дефектов трубопроводов.

  Область применения  муфт РСМ

     Стеклопластиковые  муфты РСМ предназначены для  ремонта дефектов, коррозионного  и механического происхождения,  участков магистральных и промысловых  нефтепроводов с рабочим давлением  среды до 9,8 МПа независимо от  срока эксплуатации трубопроводов  I – IV категории, временно выведенных из эксплуатации или находящихся в эксплуатации под воздействием давления транспортируемой среды.

Муфты  могут быть использованы для повышения несущей способности  трубопроводов (с толщиной стенки трубы  от 4 до 32 мм), имеющих дефекты, в случаях, когда снижение рабочего давления среды не представляется возможным в течение определенного периода времени, а другие методы ремонта являются неэффективными или небезопасными.

В последние годы акцент методов ремонта трубопроводов  смещается в сторону более  широкого применения экономичных методов  ремонта и в первую очередь  муфтовых технологий взамен дорогостоящей  вырезки дефектных труб и опорожнения  транспортируемой среды. Развитие ремонтных  технологий привело к созданию конструкций  муфт на основе стеклопластиков, исключающих  сварочные работы в процессе монтажа.

Предлагаемая муфтовая технология ремонта, основана на использовании  высокопрочных стеклопластиковых  муфт в сочетании со стальными  элементами натяжения.

Актуальность разработки заключается в том, что направлена на решение одной из главных отраслевых задач: поддержание заданной производительности и безопасной эксплуатации трубопроводов различного назначения путем внедрения эффективной ремонтной технологии.

Стеклопластиковые муфты  РСМ предназначены для ремонта  дефектов коррозионного и механического  происхождения путем снижения кольцевых  напряжений за счет создания контактного  давления при затяжке болтовых соединений.

Применение данной технологии значительно повышает эксплуатационную прочность ремонтируемых дефектных  участков трубопроводов различного назначения без остановки транспортировки  продукта и без снижения рабочего давления.

При затяжке болтов создаются  значительные усилия в полотне муфты, а напряжения изгиба в ней исключаются, в результате чего существенно повышается силовая эффективность муфты  и надежность её в эксплуатации.

Конструкционная прочность  полотна превосходит прочность  лучших трубных сталей. Сертификационные испытания образцов стеклопластикового полотна показали, что прочность  на разрыв составляет 872 МПа, модуль упругости  – 58700 МПа, при этом удельный вес  стеклопластика меньше  в четыре раза, чем у стали.

Высокая прочность полотна  достигается за счет специальной технологии изготовления, защищенной патентом на изобретение Суть технологии заключается в применении однонаправленной намотки стеклоровинга с использованием его предварительного натяга на шаблоне, что обеспечивает высокое значение предела прочности и модуля упругости полотна.

По конструкции муфты РСМ подразделяются на двухразъемные и одноразъемные муфты. Двухразъемные РСМ предназначены для ремонта труб диаметром 720-1420 мм. В каждом разъеме содержится 4 болтовых соединения, причем болты содержат участки с правой и левой резьбой, разделенные шестигранной головкой под ключ. Наличие резьбы разного направления в 2 раза ускоряет процесс затяжки болтов с созданием усилия натяжения полотна до 500 кН (50 тс) и более.

За счет такого усилия обеспечивается контактное давление на дефектный участок  до 2,5-3,5 МПа, которое компенсирует часть  внутреннего давления перекачиваемой среды.

Для труб диаметром 530 мм и  менее была создана конструкция  одноразъемной муфты, которую устанавливают  на дефектный участок путем упругого разведения полотна, выполненного по С-образной форме. Эта муфта отличается незначительной массой – 10 кг – и быстротой установки путем затяжки всего двух болтов.

Оптимальные конструктивные параметры стеклопластиковых муфт с болтовой затяжкой отрабатывали по результатам стендовых и полигонных испытаний при эксплуатационных, циклических и предельных нагрузках.

Одним из важных факторов эффективности  использования стеклопластиковых  муфт является их циклическая устойчивость, т.е. сохранение усиливающего эффекта  в ходе изменения эксплуатационного  давления, поэтому были проведены  многоцикловые ресурсные испытания муфт.

Основная цель данных испытаний  – экспериментальная оценка циклической  устойчивости системы "труба-муфта", которая зависит от проявления пластических свойств материала муфты или  ползучести. Контроль деформаций проводили  после первого цикла, затем 1600-го и далее до 11500 циклов.

Анализ результатов показывает факт снижения деформаций полотна муфт в основном за первые 1600 циклов нагрузки, а после 3000 циклов уровень деформаций практически не изменяется. Процент  снижения деформаций составляет в стеклопластике 21-25%, а в трубе деформации несколько  возрастают, но не более, чем на 10%. Испытания были прекращены с достижением 11500 циклов нагрузки без нарушения системы "труба - муфта".

На основании расчетов, проведенных испытаний и опытно-промышленного  внедрения установлено, что наибольшая эффективность РСМ достигается при ремонте труб со следующими поверхностными дефектами:

а) коррозионные дефекты:

   1) сплошная коррозия;

   2) местная коррозия;

   3) точечная коррозия (питтинг);

   4) коррозия пятнами;

   5) коррозионные язвы.

б) трещиноподобные дефекты:

   1) стресс-коррозионные дефекты;

   2) продольные стресс-коррозионные дефекты;

   3) трещины.

в) металлургические и механические дефекты:

   1) царапины;

   2) риски;

   3) задиры;

   4) забоины;

   5) вмятины.

Допускается применять РСМ  для ремонта дефектов продольных сварных швов.

Успешно проведены испытания  с представителями протяжного дефекта длиной 500 мм и с 80% потерей толщены стенки с помощью ремонтных стеклопластиковых муфт РСМ-325 путем установки вплотную друг к другу.

Предлагаемая технология направлена на решение одной из основных задач отрасли по обеспечению заданной производительности и безопасной эксплуатации трубопроводов.

По данной технологии капитальный  ремонт и восстановление работоспособного состояния как магистральных, так  и технологических трубопроводов  выполняется без потерь транспортируемой жидкости, максимально безопасным способом (исключая применение сварочных работ) и в отличие от других методов  ремонта, представленная технология может  быть использована в тех случаях, когда снижение рабочего давления не представляется возможным, а другие методы ремонта являются неэффективными или небезопасными.

ПЕРВАЯ В РОССИИ

теплоэлектростанция, использующая для вращения турбины органический теплоноситель, будет работать на промышленном объекте «ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ».

Ее строительство завершается  на территории УППН «Оса» ЦДНГ № 5. В  рамках реализации «Программы утилизации попутного нефтяного газа организациями  Группы «ЛУКОЙЛ» к данному объекту  подводят 7-километровый газопровод с  ДНС 0551 Осинского месторождения, по которому будет транспортироваться попутный нефтяной газ (ПНГ) низкого качества. Для его переработки пришлось отказаться от использования действующих на УППН традиционных печей нагрева и использовать в этом качестве новую теплоэлектростанцию на основе инновационной технологии ORC (Organic Rankin Cycle — Органический цикл Ренкина), способную одинаково эффективно работать на газовом сырье любого качества.

Теплоэлектростанция состоит  из ORC-модуля мощностью 1,8 МВт производства итальянской фирмы Turboden, вырабатывающего электрическую и термическую энергию через закрытый термодинамический цикл, и двух термомасляных котлов мощностью по 9,8 МВт, выполняющих за счет сжигания ПНГ функцию нагрева промежуточного теплоносителя — диатермического масла. Несмотря на то что в настоящий момент в мире успешно действуют уже более 150 аналогичных установок, для России это первый подобный опыт.

Вырабатываемая в результате переработки газа энергия полностью  удовлетворит потребности УППН «Оса»  в тепле и электричестве. Кроме  того, данная технология повысит уровень  утилизации попутного нефтяного  газа до 95 %.