§4 Планирование и организация проектных работ

Основными продуктами инновационной деятельности в рамках проекта станут защищенные в России и за рубежом патенты компании «Газпром нефть» на изобретения и внедрение в производство системы интеллектуальных скважин.

Проект рассчитан на три года. Рентабельность проекта – около 200%. Срок возврата заемных средств – от трех до пяти лет.

По плану инвестиции в проект не превысят 350 млн. рублей, при этом в первый год – около 100 млн. руб. (в основном на закупку оборудования и материалов), во второй год – около 130 млн. руб. (в основном на НИР и НИОКР) и в третий год – около 120 млн. рублей (в основном затраты на стендовые и полевые испытания, внедрение).

Организация инновационного проекта будет проходить в несколько этапов:

Таблица 4

Этапы организации инновационного проекта

№	Название этапа	Ответственное лицо	Сроки
1.	Составление техзаданий на НИР и НИОКР по созданию новых видов оборудовании и скважинных систем	Ведущий специалист по управлению проектами	6 месяцев
2.	Проведение НИР и НИОКР и патентование изобретений	Главный инженер-конструктор, руководитель проекта	1 год
3.	Изготовление опытных образцов и проведение заводских испытаний	Главный инженер-конструктор, архитектор, инженер по технике безопасности	8 месяцев
4.	Проведение полевых испытаний, сертификация	Главный инженер-конструктор, инженер по технике безопасности, руководитель проекта	6 месяцев
5.	Внедрение в производство	Руководитель проекта, главный инженер-конструктор, инженер по технике безопасности, эколог	4 месяца

В целом проект представляет собой высокорентабельное предложение по применению новых технологий и материалов для решения актуальных проблем в области нефтедобычи (повышения дебита скважин, снижения себестоимости добычи). Он позволит решить ряд социальных проблем и будет иметь большой экспортный потенциал.

§5 Запуск проекта ис

"Интеллектуальная" скважина представляет собой комплекс наземного и подземного оборудования, включающий в себя станцию управления с преобразователем частоты и систему погружной телеметрии, встроенную в погружной электродвигатель (ПЭД) и позволяющую получать информацию о параметрах работы насосной установки. Контроллер станции управления при этом должен на основе получаемой информации по специальному алгоритму управлять работой насосной установки с целью обеспечения заданного режима работы, например, поддержания забойного давления.

З апуск проекта начинается с внедрения необходимого оборудования в места добычи нефти.

Работа установки начинается с того, что система погружной телеметрии выдает в контроллер станции информацию о давлении на приеме насоса (до 320 атмосфер) и температуре масла, заполняющего ПЭД (до 150оС). В программе контроллера предусмотрен режим поддержания заданного значения давления, для чего разработан и реализован специальный алгоритм пропорционально-интегрального (ПИ) регулятора. В случае отклонения измеренного значения давления от заданного контроллер корректирует значение выходной частоты таким образом, чтобы отклонение стало минимально возможным с точностью до погрешности обработки измеренного давления. Дискретность регулирования задается уставкой контроллера. На работу ПИ-регулятора влияют два параметра - пропорциональный коэффициент и интегральный коэффициент. Чем больше значение пропорционального коэффициента, тем больше изменение частоты. Интегральный коэффициент имеет смысл времени, за которое усредняются отклонения текущего значения давления от заданного. Этот коэффициент определяет скорость (время) реакции системы на изменение давления.

На основе заданных значений пропорционального и интегрального коэффициентов ПИ-регулятор определяет темп изменения выходной частоты станции управления. Соответственно выходной частоте изменяется производительность насосной установки. Таким образом, осуществляется непрерывное согласование объема откачиваемой из скважины жидкости с притоком ее из пласта. Это позволяет поддерживать заданное значение забойного давления и эксплуатировать насосную установку в режиме оптимального отбора жидкости, а также гарантированно не допускать процесса дегазации на приеме насосной установки.

Величина поддерживаемого давления установлена равной 85 атмосфер. В начальный момент времени текущее давление выше заданного. Выходная частота в это время имеет максимальное значение 55 Гц и далее увеличиваться не может, так как ПЭД работает в номинальном режиме, и дальнейшее повышение частоты вращения приведет к увеличению потребляемой мощности и рабочего тока ПЭД и, как следствие, срабатыванию защиты по перегрузке. После того, как давление упало до величины, меньше заданной, выходная частота начала уменьшаться и снижалась до тех пор, пока давление вновь не выросло до величины, несколько большей заданной, что тут же вызвало увеличение выходной частоты. Частота колеблется вблизи некоторого среднего значения, поддерживая давление около заданной величины. Несмотря на то, что оборудование установлено на скважине с нестабильными характеристиками призабойной зоны пласта, было обеспечено непрерывное согласование объема откачиваемой из скважины жидкости с притоком из пласта, благодаря чему насосная установка с момента запуска работала без остановки. При этом суточная добыча по сравнению с расчетной выросла на 12-15%. Полученные результаты подтверждают стабильную работу насосной установки с частотно-регулируемым приводом при расширении диапазона ее подачи и позволяют прогнозировать увеличение ее наработки по сравнению с нерегулируемым приводом. Кроме того, оборудование можно использовать для уточнения таких характеристик пласта, как пластовое давление и коэффициент продуктивности, что позволит в дальнейшем более точно сделать подбор погружного оборудования для данной скважины.

Такой комплекс позволяет в автономном режиме оптимизировать и согласовывать работу внутрискважинного оборудования с характеристиками призабойной зоны пласта. В памяти контроллера фиксируются параметры работы насосной установки и станции управления, которые для удобства анализа работы оборудования могут быть представлены в табличном или графическом виде. Кроме того, разработано программное обеспечение, позволяющее создавать на основе фиксируемых параметров различные базы данных.

Наличие в контроллере станции управления интерфейса и стандартного протокола позволяет интегрировать комплекс в существующую на нефтепромыслах систему телемеханики и решать более сложные задачи по автоматизации и оптимизации процесса нефтедобычи. Управлять работой комплекса, а также оперативно получать информацию о его работе можно с помощью коммуникационной системы с использованием технологии CDMA на базе группировки из 48 низкоорбитальных спутников системы.

Система менеджмента качества Интеллектуальных скважин «Газпром нефть» сертифицирована на соответствие международного стандарта ISO 9001-2000, все оборудование имеет сертификат соответствия и защищено блоком патентов.