ПАЗ - противоаварийная автоматическая защита, базирующаяся на средствах и элементах КИПиА, вычислительной техники и управляемых ими исполнительных устройствах.

Системы ПАЗ выполняются на промышленных предприятиях с опасными производственными процессами.

Основное назначение данных систем предотвратить возникновение аварийной ситуации. Структуру системы ПАЗ можно разделить на три основных ступени:

- диагностика факторов способствующих развитию аварии (контрольно измерительные приборы, анализаторы);

- обработка полученных данных (контроллеры и др. средства обработки данных);

- исполнительные механизмы (электро- и пневмоприводы арматуры, электровыключатели и др.).

Теоретически срабатывание исполнительного механизма по ложной команде от контрольно-измерительного прибора или в условиях действия "человеческого фактора" в одной из цепей сложного ТП может повлечь за собой, в лучшем случае выход из строя дорогостоящего оборудования, в худшем аварию с вредом для жизни и здоровья обслуживающего персонала.

Что бы избежать подобных аварий и инцидентов, практически во всех случаях системы ПАЗ интегрированы в систему АСУТП, что позволяет без ущерба для безопасности минимизировать потери от срабатывания таких систем, минимизировать ложные срабатывания.

Сегодня наличие систем ПАЗ является обязательным требованием для опасных производственных объектов [11].

Погружные ЭЦН являются сильными возбудителями колебаний давления. Так, при включении и выключении ЭЦН возникают гидроудары значительной величины, а при прорыве газа из пласта они могут в 2-3 раза превышать рабочее давление. Интенсивные динамические нагрузки, вызванные гидроударами и вибрацией из-за дисбаланса ротора и консольного крепления агрегата, приводят к разрушению НКТ и выхода из строя насоса. В результате предприятия несут значительные экономические потери, наносится ущерб окружающей среде вследствие утечек водонефтегазовой смеси из разбираемых НКТ, а большинство скважин со сложным профилем становятся непригодными для дальнейшего использования [12].

Использование стабилизаторов давления для погружных ЭЦН позволяют до 5 раз уменьшить динамические нагрузки на НКТ, а, следовательно, и количество их разрывов с поломкой насоса.

Согласно [13-15] предприятиям, эксплуатирующим взрывопожароопасные и химически опасные производственные объекты, на которых возможны аварии, сопровождающиеся залповыми выбросами взрывопожароопасных и токсичных веществ, взрывами в аппаратуре, производственных помещениях и наружных установках, которые могут привести к разрушению зданий, сооружений, технологического оборудования, поражению людей, отрицательному воздействию на окружающую природную среду, необходимо разрабатывать и использовать план локализации и ликвидации аварийных ситуаций.

План локализации и ликвидации аварийных ситуаций разрабатывается с целью:

- определения возможных сценариев возникновения аварийных ситуаций и их развития;

- определения готовности организации к локализации и ликвидации аварийных ситуаций на опасном производственном объекте;

- планирования действий производственного персонала и аварийно-спасательных служб (формирований) по локализации и ликвидации аварийных ситуаций на соответствующих стадиях их развития;

- разработки мероприятий, направленных на повышение противоаварийной защиты и снижение масштабов последствий аварий;

- выявления достаточности принятых мер по предупреждению аварийных ситуаций на объекте.

Рассматриваемая система автоматизации ЭЦН предусматривает следующие защиты и сигнализации:

- аварийная остановка ЭЦН локальной СУ или оператором ДП;

- пожар на площадке скважины;

- аварийная загазованность;

- неисправность вспомогательных систем;

- минимальное и максимальное давление на приеме насоса;

- минимальное и максимальное давление на выходе насоса;

- минимальная и максимальная температура на приеме насоса;

- минимальная и максимальная температура на выходе насоса;

- максимальное давление масла ПЭД;

- максимальная температура масла ПЭД;

- максимальная осевая среднеквадратная виброскорость ПЭД;

- максимальная радиальная среднеквадратная виброскорость ПЭД;

- повреждение или авария в регулирующих устройствах;

- изменение сопротивления ПЭД;

- измерение вибрации ПЭД;

- контроль целостности кабелей;

- контроль напряжения.

В зависимости от параметра, по которому срабатывает предусмотренная АСУТП защита, система может осуществлять:

- одновременное отключение всех элементов УЭЦН;

- поочередное отключение всех элементов УЭЦН;

- частичное отключение отдельных элементов УЭЦН.

Надежность функционирования систем обеспечения безопасности опасных объектов промышленности целиком зависит от состояния электронных и программируемых электронных систем ПАЗ. Такие системы должны быть способны сохранять свою работоспособность даже в случае отказа других функций АСУТП скважины с ЭЦН.

Главные задачи, возлагаемые на такие системы:

- предотвращение аварий и минимизация последствий аварий;

- блокирование (предотвращение) намеренного или ненамеренного вмешательства в технологию объекта, могущего привести к развитию опасной ситуации и инициировать срабатывание ПАЗ.

Для некоторых защит предусматривается наличие задержки между обнаружением аварийного сигнала и защитным отключением.

Оборудование ЭЦН непрерывно контролируется рядом технических параметров, аварийные значения которых требуют отключения и блокировки работы установки. В зависимости от параметра или условия, по которому сработала защита, может выполняться:

- отключение электродвигателя;

- закрытие или открытие клапанов или задвижек;

- отключение тех или иных вспомогательных систем;

- включение световой и звуковой сигнализации;

- оповещение оператора ДП.

Структурная схема системы ПАЗ представлена на рисунке 3.13.

Рисунок 3.13 - Структурная схема системы ПАЗ

Алгоритмическое содержание функций ПАЗ состоит в реализации следующего условия: при выходе значений определенных технологических параметров, характеризующих состояние процесса или оборудования, за установленные (допустимые) пределы должно проводиться предупреждение, отключение соответствующего элемента или всей установки ЭЦН, регистрация последовательностей событий.

Входную информацию для группы функций противоаварийной защиты содержат сигналы о текущих значениях контролируемых технологических параметров, поступающие на логические блоки (программируемые контроллеры) от соответствующих первичных измерительных преобразователей, и цифровые данные о допустимых предельных значениях этих параметров, поступающие на контроллеры с пульта АРМ оператора ДП. Выходная информация функций ПАЗ представлена совокупностью управляющих сигналов, посылаемых контроллерами на исполнительные органы систем защиты.

В рассматриваемой скважине с ЭЦН почти все функции ПАЗ выполняются локальными и общекустовой СУ.

4. Анализ систем погружной телеметрии ЭЦН

Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН отображается следующими показателями:

- до 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин, где нарушаются регламенты спускоподъемных операций; как следствие это приводит к повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ, плохой промывке скважин;

- около 18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызванных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации;

- в 13% отказов причины не были выявлены, т. к. нарушался регламент проведения расследования;

- примерно 10% отказов происходят из-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной;

- около 9% отказов из-за выноса пропана в скважинах после гидравлического разрыва пласта, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов;

- до 8% отказов происходит по причине бесконтрольной;

- только 6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим;

- в 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования;

- на остальные 14% приходятся прочие неисправности.

Рассмотрим другие неисправности, возникающие при использовании скважины с ЭЦН.

В настоящее время ряд крупнейших нефтяных месторождений Российской Федерации находятся на поздних и заключительных стадиях разработки.

Фонд мало- и среднедебитных скважин составляет около 75%. Несмотря на истощенность и выработанность промышленных запасов эти месторождения, благодаря огромным начальным запасам и совершенствованию технологий продолжают разрабатываться и остаются экономически рентабельными [18].

В отрасли пока не сложилось единого количественного критерия определения малодебитной скважины. На месторождениях Западной Сибири малодебитной считается скважина с дебитом жидкости менее 25 м³/сут. [19]. Так как особенности каждого пласта индивидуальны, поэтому затраты на разработку месторождений определяются по-разному.

В настоящее время основными методами борьбы с негативным влиянием газа на работу УЭЦН являются:

-- применение на приеме насоса газосепараторов различных конструкций (гравитационный, вихревой, центробежный); центробежный газосепаратор является самым надежным средством защиты ЭЦН от вредного влияния свободного газа; основным недостатком данного метода является то, что эффективность устройства в моменты поступления на прием насоса большого количества газа мала; кроме того, газовый сепаратор имеет недостаточную пропускную способность по жидкости, что приводит к снижению производительности установки в целом;

-- монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств; основным достоинством данного метода является то, что при прохождении жидкости через устройство повышается ее однородность и степень измельченности газовых включений, что приводит к снижению вибрации и пульсаций насоса, однако этот метод не позволяет решить проблему оттеснения динамического уровня газом; применение диспергаторов наиболее рационально для высокопроизводительных установок, так как они обеспечивают наибольший КПД;

-- спуск насоса в зону, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения нефти газом; этот метод широко распространен, так как весьма прост технологически и организационно, но является неэкономичным, поскольку требует спуска насоса на большие глубины, что приводит к дополнительному расходу НКТ и электропогружного кабеля, повышению нагрузки на колонну НКТ.

Сложность оперативного управления насосами в условиях повышенной обводненности и высокого газового фактора заключается в том, что в одном случае необходимо использовать насос в условиях повышенной вязкости, в другом -- наоборот, т.е. в условиях низковязкой среды. На данный момент влияние вязкости на работу насоса изучено не до конца. Для решения этой проблемы могут использоваться модели и методы, ограниченные двумя противоположными, учитывающими обе эти особенности, условиями.

В качестве решения поставленной задачи может быть предложено поддержание заданного динамического уровня скважины, регулирование которого возможно на основе создания модели, учитывающей технологические параметры системы "УЭЦН -- скважина" и электрические параметры погружного электродвигателя. На основе электрических параметров мы имеем возможность косвенно отслеживать нагрузку на валу насоса и отслеживать степень загрузки насоса, а на основе технологических параметров -- возможность контролировать производительность установки. Поддержание заданного динамического уровня, таким образом, будет являться компромиссом между бесперебойной работой насоса и обеспечением наибольшей производительности установки.

Опыт эксплуатации УЭЦН показал, что требуется постоянный контроль их технического состояния в связи с частыми поломками и отказами оборудования в процессе добычи. Причинами отказов установки являются особенности ее конструкции:

- протяженность установки при малом диаметре, что повышает ее податливость и снижает динамическую жесткость;

- некачественное изготовление узлов и деталей установки (около 5% всех отказов);

- высокий процент ошибок при сборке установки.

Кроме того, большая доля отказов установки происходит в результате действия дефектов ПЭД и ЦН. Основными дефектами ПЭД являются:

- неуравновешенность (дисбаланс) ротора;

- нарушение центровки валов ротора;

- дефекты подшипниковых узлов (снижение несущей способности смазочного слоя, выработка фрикционного материала и т.д.) [20].

4.2 Обоснование необходимости модернизации ЭЦН