Оптимизация работы защит от аварийных отключений электроэнергии в станции управления установкой электроцентробежных насосов на объектах ПАО «Газпром нефть»

27.09.2018
Источник: Журнал «PROнефть»
Optimization of protection against emergency shutdown in the control station of submersible pumps at the fields of Gazprom neft

УДК 622.276.53.054 

Е.А. Кибирев, П.С. Музычук
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронные адреса: Kibirev.EA@gazpromneft-ntc.ru Muzichuk.PS@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: «Газпром нефть», отключения по грозе, аварийная остановка УЭЦН, потери добычи нефти, уставки защиты, автозапуск

E.A. Kibirev, P.S. Muzichuk
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

In conditions of a high percentage of mechanization of the oil production process (98 % of the existing well found), the continuous process of oil production with the ESP directly depends on the quality and continuity of energy supply. Increasing the reliability of electrical equipment during thunderstorm activity and reducing the number of stops of submersible electric centrifugal pumps is the main direction for reducing oil production losses. Analysis of the shutdown statistics in combination with monitoring the automatic start of submersible pumps allowed to reduce oil losses by increasing the efficiency of operation of the Company's mechanized wells.

Keywords: Gazprom Neft, emergency shutdown of ESP, oil production losses, protection settings, autostart

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-3-56-62

Введение

Основным способом эксплуатации скважин в «Газпром нефти» является механизированный (98 % действующего фонда скважин), представленный установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). В данных условиях обеспечение непрерывного процесса добычи нефти при помощи УЭЦН зависит от качества и бесперебойности энергоснабжения. 

Региональная грозовая активность

Значительная доля потерь добычи нефти связана с аварийными отключениями электроэнергии в период грозовой активности. В среднем в Западной Сибири, являющейся основной территорией деятельности компании «Газпром нефть», период грозовой активности длится 30 дней – с мая по август. При этом интенсивность грозовых разрядов значительно выше в начале сезона. Преобладающие локально возникающие циклоны, как правило, генерируют краткосрочные грозы, а циклоны северо-западного направления вызывают длительные грозы продолжительностью 4–7 ч. Следует иметь в виду, что именно в центральной части Западной Сибири зарождается максимальное число грозогенерирующих циклонов региона, и к данной территории приурочены основные крупные объекты нефтедобычи компании (рис. 1).


Рис. 1. Схема расположения объектов ПАО «Газпром нефть» на территории Западной Сибири

В 2016 г. на ООО «Газпромнефть-Хантос», ООО «Газпромнефть-Муравленко», ООО «Газпромнефть-Ноябрьск» пришлось 86 % добычинефти и 98 % потерь в связи с аварийными отключениями электроэнергии в грозовой период. Анализ временных рядов гроз позволил выявить гармоники в 3,5 и 15 лет, а квазипятилетний цикл (4–7 лет) приурочен к восходящим и нисходящим ветвям циклов солнечной активности, надежность прогнозирования составляет 87 %. Отмечается также, что изменчивость грозопроявлений намного больше изменчивости других погодных показателей. На рис. 2 представлено изменение числа остановок УЭЦН за 2011–2017 гг. и среднесуточных потерь нефти за сезон. Минимальное число событий коррелируется со снижением солнечной активности в 2014 г.

Отдельно следует отметить, что несмотря на умеренную грозовую активность Западной Сибири, грозы являются преимущественно фронтальными (многоячейковые кластерные грозы). Это наиболее распространенный тип гроз, связанный с мезомасштабными (от 10 до 1000 км) возмущениями.

Многоячейковый кластер состоит из группы грозовых ячеек, двигающихся как единое целое, хотя каждая ячейка в кластере находится на разных стадиях развития грозового облака. Каждая отдельная ячейка в многоячейковом кластере находится в зрелом состоянии около 20 мин. Сам же многоячейковый кластер может существовать в течение нескольких часов. Почти 40 % генерируемых молний многоячейкового кластера достигает земной поверхности. Менее распространены внутримассовые (одноячейковые) грозы. Они состоят из конвективной ячейки с восходящим потоком в центральной своей части, могут достигать грозовой и градовой интенсивности и быстро разрушаться с выпадением осадков. Размеры такого облака: горизонтальный – 5–20 км, вертикальный – 8–12 км, продолжительность жизни – около 30 мин, иногда – до 1 ч. Серьезных изменений погоды после грозы не происходит. Помимо непродолжительности и меньшей распространенности для данного типа грозы доля молний, достигающих земли, составляет 20–25 %.

Причины такой высокой изменчивости и продуктивности циклонов Западной Сибири с точки зрения генерации гроз связаны со свойствами как осадочного чехла, так и фундамента. При этом необходимо отметить, что интенсивное наращивание аномальных геодинамических процессов в геопассивных зонах усиливает дальнейшую модификацию и интенсивность грозовых процессов в Западной Сибири, т.е. инфраструктуры – нефтяные промыслы, являются в некотором роде усилителями грозовой активности. Чем интенсивнее идет промышленный приток вещества и энергии в атмосферу, тем больше как аномалия выделяется комплекс производственных объектов нефтепромысла. 

Воздействие на наземное и погружное электрооборудование

В большинстве случаев защита инфраструктуры системой молниеотводов позволяет избежать продолжительных аварийных отключений с выходом из строя энергооборудования. Часто разряды молний происходят вблизи ЛЭП, вызывая наведенное напряжение в сетях или непосредственно на ЛЭП. В момент удара молнии, минуя изолятор, может образоваться дуга от одной из фаз на опору ЛЭП и далее в землю. В результате происходит кратковременное снижение напряжения на этой фазе. Продолжительность воздействия может составлять от 10 до нескольких сотен миллисекунд. Напряжение по фазе может уменьшиться до нуля, что в итоге приводит к пропорциональному увеличению силы тока данной фазы и отключению станции управления (СУ) УЭЦН в связи с перегрузкой одной из фаз (либо вследствие дисбаланса) для защиты погружного и наземного электрооборудования.

Для объектов характерны следующие воздействия грозовых явлений.

– Отключение станций управления из-за продолжительных снижений напряжения до нуля. Данные отключения имеют редкий, но массовый характер, что приводит к авариям на крупном энергокомплексе или на участках внешнего энергоснабжения на линиях 110 кВ и выше. Продолжительность отключения может составлять от 1 до 12 ч.
– Кратковременные нарушения энергоснабжения, связанные со снижением напряжения в линиях 6 кВ. Такие отключения обусловливают до 80 % остановок и до 60 % потерь нефти.

При аварийных изменениях качества питающей сети срабатывают следующие защиты:
– по высокому/низкому входному напряжению;
– по дисбалансу фаз;
– по перегрузке выше номинального значения силы тока;
– по аппаратной защите СУ от перегрева инверторного модуля IGBT.

Уровень защит реализован на современных станциях управления УЭЦН, оснащенных частотным преобразователем и высокопроизводительными контроллерами, имеющими функцию контроля напряжения питающей сети. Такие станции имеют полупроводниковый выпрямляющий каскад на выходе, блок постоянного тока со стабилизирующими конденсаторами и инвертор на выходе. Выход из строя данного высокотехнологичного оборудования может привести к значительным затратам (стоимость комплекта СУ может достигать 800 тыс. руб.). Кроме того, в условиях нестабильного энергоснабжения высок риск отказа погружного оборудования, что влечет за собой затраты на текущий ремонт и потери добычи нефти из-за простоя скважины.


Рис. 2. Динамика числа аварийных остановок, связанных с грозовой активностью, на месторождениях ПАО «Газпром нефть»


На рис. 3 приведена динамика числа отказов УЭЦН и потерь добычи нефти по скважинам. Число отказов в год после грозовых отключений коррелируется числом остановок, представленным на рис. 2.


Рис. 3. Динамика числа отказов УЭЦН после грозовых отключений на месторождениях ПАО «Газпром нефть»

Исходя из концепции пятилетнего цикла видно, что максимум приходится на 2012 г. и 2016 г., минимум – на 2014 г. При этом результаты 2017 г. как по числу остановок, так и по числу отказов оказались ниже результатов 2015 г., близкого к 2017 г. по грозовой активности. По отношению к 2015 г. в 2017 г. число отказов УЭЦН после грозовых отключений сократилось в 2 раза. Число аварийных остановок УЭЦН снизилось почти на треть при снижении среднесуточных потерь нефти от внутрисменных простоев в 2 раза, что частично объясняется уменьшением средней продолжительности простоя УЭЦН с момента остановки до запуска.

Комплексный мониторинг

В 2015 г. на фоне роста числа остановок УЭЦН из-за аварийных отключений и соответственно увеличения потерь нефти Корпоративным центром была пересмотрена концепция процессов организационно-технических мероприятий по подготовке к грозовому периоду и работы с механизированным фондом скважин во время грозовой активности. Организованы мониторинг и взаимодействие управлений добычи и энергоснабжения с соответствующими подразделениями Корпоративного центра с подключением технологического отдела ООО «Газпромнефть НТЦ» и энегоснабжающей сервисной компании. На этапе подготовки к грозовому периоду это способствовало повышению качества принятых решений, направленных на минимизацию негативного воздействия грозовой активности на наземное и погружное электрооборудование. Повышение уровня взаимодействия и обмен опытом позволили расширить перечень применяемых мероприятий по дочерним обществам компании.

В рамках подготовки к грозовому периоду было пересмотрено руководство по настройке установок СУ УЭЦН. Имеющиеся руководящие документы каждого дочернего общества трансформировались в единый нормативный документ, регламентирующий как условия срабатывания защиты, так и режим автоматического запуска УЭЦН после восстановления энергоснабжения. В данном направлении технологическим отделом Научно-Технического Центра совместно с дочерними обществами были проанализированы статистика остановок, характер нарушения электроснабжения и физический процесс срабатывания защит СУ УЭЦН.

Оптимизация уставок защит

При изучении продолжительности и интенсивности грозовых событий были выявлены инциденты со значительными потерями нефти, обусловленные следующими факторами падения напряжения.

– Многократное снижение напряжения и отключение ряда УЭЦН с последующим автозапуском. За 1 ч во время грозы в среднем фиксировались 2–3 случая (редко до 10);
– Повторное прохождение грозового фронта (обычно во второй половине дня). Отличается меньшей интенсивностью и продолжительностью, чем в первой половине дня. Многократные остановки УЭЦН с последующим автозапуском приводили к тому, что СУ УЭЦН, израсходовав регламентированное число запусков, блокировала автоматическое повторное включение (АПВ) с ожиданием ручного или дистанционного запуска. Для уменьшения потерь нефти было предложено сократить время обнуления счетчика АПВ с 24 ч до 180 мин. Время сброса счетчика АПВ по напряжению принято с учетом средней продолжительности грозовых событий до момента окончания переходных процессов и возмущений в сетях после аварийных отключений. Блокировка АПВ происходит по истечении пяти пусков и ставится исключительно для ограничения неудачных пусков, а также для исключения отказа оборудования при аномально высокой активности грозы, когда за 1 ч может произойти более 10 падений напряжения. В данном случае целесообразней дождаться окончания грозы и поэтапно запустить остановленные УЭЦН вручную (или дистанционно).

Как уже отмечалось выше, основной причиной отключения УЭЦН является кратковременное падение напряжения по одной из фаз (возможно снижение по всем трем фазам). При этом пропорционально увеличивается сила тока на данной фазе, превышающая уставку защиты из-за перегрузки в 2–5 раза. Уставка имеет обратную ампер-секундную характеристику, по которой контроллер станции определяет время отключения T защ электродвигателя, работающего в режиме перегрузки. Например, если заданы параметры: время уставки Т уст = 15 с, сила тока уставки I уст = 110 %, то при рабочей силе токе двигателя, в четыре раза превышающей номинальную (400 %), отключение двигателя произойдет через время

Пример хронологии остановки СУ УЭЦН при перегрузке при падении напряжения приведен на рис. 4.


Рис. 4. Пример хронологии остановок вследствие перегрузки при падении напряжения

Вследствие данной особенности значительное число СУ УЭЦН при нестабильном энергоснабжении в период грозы отключалось не из-за пониженного напряжения (на которое настраивается режим автозапуска), а из-за перегрузки. В основном остановки из-за перегрузки обусловлены отложением солей на рабочих элементах УЭЦН или засорением механическими примесями. В этом случае проводился ручной запуск УЭЦН электромонтером в присутствии представителя энергоснабжающей компании.

При падении напряжения и остановке ряда УЭЦН в связи с перегрузкой увеличивались потери нефти в период ручного запуска. В связи с этим в едином руководстве настройки защиты было предложено установить АПВ в случае остановки из-за перегрузки. После остановки из-за перегрузки СУ УЭЦН может провести три автозапуска. На скважинах, осложненных солеотложением и механическими примесями, риск повторной перегрузки при АПВ снижается с увеличением времени задержки автозапуска. Если увеличение времени задержки не способствует запуску, то, использовав три попытки, СУ УЭЦН переходит в ожидание ручного запуска. Обнуление счетчика АПВ было предложено провести по истечении 180 мин. Кроме того, для приоритетного срабатывания защиты по напряжению сократили время срабатывания уставки дисбаланса напряжения до 5 с (при 15 с вследствие перегрузки) с порогом отклонения 10 %.

Данная оптимизация уставок позволила повысить долю успешности автозапусков и снизить риск отказа наземного и погружного электрооборудования. Сокращение времени сброса показаний счетчика АПВ привело к снижению числа ручных запусков. На некоторых объектах удалось почти полностью исключить ручной запуск после грозовых отключений.

Повышение успешности автозапуска

В течение всего периода грозовой активности проводится работа по выявлению наиболее частых причин неудачных автозапусков УЭЦН. Одной из причин является перегрузка после АПВ.

При использовании станции управления прямого пуска пусковые токи могут быть выше номинала в 1,5–2 раза. Решением данной проблемы может быть применение СУ с частотно-регулируемым приводом. Анализ накопленной информации о работе станций управления в режиме плавного пуска показал низкую эффективность снижения пусковых токов. В то же время отмечается высокая эффективность запуска УЭЦН с функцией поддержания тока. По достижении заданной силы тока СУ УЭЦН сдерживает темп разгона двигателя до рабочей частоты, исключая вероятность остановки после автозапуска.


Рис. 5. Модифицированная зависимость U(F)

Еще одной причиной остановки УЭЦН изза перегрузки после АПВ является турбинное вращение УЭЦН. При негерметичности обратного клапана над УЭЦН происходит слив жидкости из НКТ. Продолжительность слива жидкости зависит от динамического уровня и степени засорения обратного клапана, в среднем составляет 2–3 ч. Задержка АПВ на данный период приводит к значительным потерям как во время слива жидкости, так и во время ожидания подачи. Внедренная функция разворота турбинного вращения позволила осуществлять запуск на обратном вращении с последующим плавным переходом на прямое. Однако в процессе разворота вращения фиксировались случаи резкого увеличения силы тока и последующей остановки вследствие перегрузки. На основании результатов экспериментов по развороту вращения и анализа архивных данных было предложено изменить настройку вольт-герцовой характеристики U ( F ). При нагрузке вентиляторного типа, обусловленной центробежным насосом, зависимость U ( F ) должна быть линейной. В большинстве случаев перегрузка после реверса УЭЦН происходила по достижении частоты 30 Гц. Изменив настройки U ( F ) (рис. 5), удалось получить стабильный реверс, при котором сила тока не увеличивалась (рис. 6).

Рис. 6. Типовой реверс при турбинном вращении

Работа с периодическим фондом скважин

По состоянию на август 2017 г. 56 % скважин эксплуатируются в режиме периодического кратковременного включения (ПКВ). Обычно цикл работа – накопление составляет 1 ч. На момент падения напряжения в сети часть скважин данной категории может находиться в стадии накопления, что не вызывает отключения станции управления, соответственно уменьшается число остановок УЭЦН.

Для аварийно отключенных УЭЦН есть два варианта дальнейшего запуска:
– автоматический запуск по сработавшей уставке после АПВ и доработка остатка цикла; – ожидание окончания времени, соответствующего циклу накопления, и запуск с отработкой полного цикла. С целью снижения потерь нефти и риска как повторных остановок, так и отказа погружного оборудования были предложены следующие уставки минимального времени работы:
– 40 % цикла работы при обводненности добываемой продукции менее 40 %;
– полный цикл работы при обводненности добываемой продукции более 40 %.

Заключение

Результаты анализа процесса срабатывания защит и оптимизация режима автоматического запуска позволили в 2017 г. достичь сокращения продолжительности простоя и повышения успешности автозапуска, кратно снизив потери нефти (рис. 7).


Рис. 7. Успешность автозапусков после аварийных остановок в 2017 г.

Для дальнейшего повышения доли успешности автозапуска и снижения продолжительности простоя ведется планомерная работа совместно с дочерними обществами. Технологическим отделом Научно-Технического Центра к следующему грозовому периоду планируется:
– более глубокий анализ статистики аварийных отключений;
– изучение накопленной информации по остановкам для определения вариантов повышения устойчивости наземного электрооборудования при кратковременном снижении напряжения;
– подбор оптимального режима автозапуска в зависимости от причины остановки;
– актуализация карты уставок защиты по результатам, полученным в период грозовой активности;
– доработка нормативного документа «Учет потерь добычи нефти при аварийных отключениях электроэнергии на скважинах с УЭЦН» и приложений (карта АПВ и анализ причин внутрисменных простоев) с целью упрощения алгоритма и адаптации к последующей интеграции с системой «ЭРА-Мехфонд»;
– исследование кратковременных отключений наземного электрооборудования УЭЦН совместно с РГУ НГ (НИУ) имени И.М. Губкина для определения критериев надежности.

Выводы

1. Снижение потерь нефти почти в 3 раза в 2017 г. по сравнению с потерями в 2015 г. обусловлено изменением уставок защит и режима автозапуска, а также хорошей организационно-технической подготовкой к грозовому периоду.
2. Автоматизация процесса запуска УЭЦН после аварийных отключений электроэнергии позволит использовать персонал нефтегазодобывающих мероприятий на более квалифицированных работах, а также повысить качество работ на осложненных скважинах.
3. Реализация полной трансляции данных со станций управления УЭЦН в систему «ЭРА-Мехфонд» позволит повысить полноту и оперативность мониторинга и анализа причин остановок и сбоев автозапусков, создав предпосылки к переходу на полноценный удаленный мониторинг без необходимости получения информации из архивов станций управления УЭЦН. 

Список литературы

1. Алехина Н.М., Горбатенко В.П. Изменения грозовой активности над Западной Сибирью // Региональный мониторинг атмосферы. Ч. 4. Природно- климатические изменения / Под ред. М.В. Кабанова. – Томск: МГП «РАСКО», 2000.
2. Тарасов Л.В. Ветры и грозы в атомосфере Земли. – Долгопрудный: Интеллект, 2011. – 280 с.
3. Разевиг Д.В. Атмосферные перенапряжения на линиях электропередачи, М. – Л.: ГЭИ, 1959. – 216 с.

Reference

1. Alekhina N.M., Gorbatenko V.P., Izmeneniya grozovoy aktivnosti nad Zapadnoy Sibir'yu (Changes in thunderstorm activity over Western Siberia), In: Region- al'nyy monitoring atmosfery (Regional monitoring of the atmosphere), Part 4. Prirodno-klimaticheskie izmeneniya (Natural and climatic changes): edited by Ka- banov M.V., Tomsk: RASKO Publ., 2000.
2. Tarasov L.V., Vetry i grozy v atmosfere Zemli (Winds and thunderstorms in the Earth's atmosphere), Dolgoprudnyy: Intellekt Publ., 2011, 280 р.
3. Razevig D.V., Atmosfernye perenapryazheniya na liniyakh elektroperedachi (Atmospheric overvoltages on power lines), Moscow - Leningrad: Gosenergoizdat Publ., 1959, 216 p.

Авторы статьи:  Е.А. Кибирев, П.С. Музычук
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку