Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Автоматизация выявления отклонений в работе УЭЦН и прогнозирования возможных отказов на основе данных ТМС

Для заблаговременного выявления отклонений в работе УЭЦН и прогнозирования возможных отказов в автоматическом режиме в ОАО «Сургутнефтегаз» разработано специальное IT-решение. Контроль работы УЭЦН ведется на основе данных систем телемеханики (ТМС) под управлением «Автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) Нефтепромысла» через пользовательский интерфейс программного средства (ПС) «ПДКУ ОКО».

07.03.2018 Инженерная практика №01/2018
Азаматов Забир Закирович Инженер по АСУП II-й категории отдела автоматизированных систем управления производством ЦБПО ЭПУ ОАО «Сургутнефтегаз»

В процессе опытно-промышленной эксплуатации данное IT-решение позволило предотвратить более 30 возможных отказов УЭЦН за месяц, а также снизить трудоемкость и повысить оперативность выявления проблем в работе оборудования.

В ОАО «Сургутнефтегаз» для предотвращения отказов УЭЦН в контроллерах станций управления (СУ) применяются автоматические алгоритмы защиты, останавливающие работу УЭЦН при достижении пороговых режимов работы. После каждой такой остановки специалисты Компании проводят анализ ее причин и принимают решения о дальнейшем способе эксплуатации скважины и оптимальном режиме ее работы.

С целью минимизации простоев скважин и соответствующих потерь добычи выполняется предварительный анализ работы УЭЦН. Анализ проводится на основе примерно десяти ключевых параметров ТМС и позволяет заблаговременно выявлять тенденции, которые могут в дальнейшем привести к аварийной остановке скважины или отказу оборудования.

В ОАО «Сургутнефтегаз» эксплуатируются порядка 20 тыс. скважин, оборудованных УЭЦН. Конечно, обеспечить исчерпывающий контроль работы такого количества скважин и заблаговременное выявление и прогнозирование возможных отказов оборудования в ручном режиме не представляется возможным. Поэтому было принято решение о разработке ПС, которое бы позволило прогнозировать возможные отказы УЭЦН в автоматическом режиме с выдачей предупреждения специалистам НГДУ и ЦБПО ЭПУ.

ЦЕЛИ, ЗАДАЧИ И ТРЕБОВАНИЯ К IT-РЕШЕНИЮ

Реализация данного проекта должна позволить сократить количество отказов погружного оборудования и число неэффективных ремонтов, а также время реагирования на изменение режима работы УЭЦН.

Для достижения этих целей были поставлены задачи по реализации алгоритмов выявления отклонений в работе УЭЦН и формированию сигналов о возможном отказе, а также по созданию интерфейса задания уставок для работы алгоритма.

Используя данное IT-решение, специалисты ЦБПО ЭПУ ОАО «Сургутнефтегаз» могут описывать входные и выходные данные алгоритма «Выявление отклонений в работе УЭЦН и прогнозирование возможных отказов» в «АСУ ТП Нефтепромысла» и запускать данный алгоритм для каждой нефтяной скважины с УЭЦН, а также задавать уставки на средние скорости изменения параметров ТМС, на основе которых будут определяться тенденции изменения показателей УЭЦН и осуществляться контроль надежности их работы.

Кроме того, IT-решение позволяет осуществлять контроль возникновения возможного отказа УЭЦН и отклонений в работе ЭПУ путем расчета средней скорости изменения технологических параметров УЭЦН. Эти же расчеты лежат в основе определения тенденций и выявления режимов работы ЭПУ за заданными пределами.

Наконец, с помощью данного решения можно создавать и изменять критерии для вывода событий о возможном отказе УЭЦН и отклонениях в работе ЭПУ.

Рис. 1. Схема ПС «АСУ ТП Нефтепромысла»
Рис. 1. Схема ПС «АСУ ТП Нефтепромысла»

Источником данных для рассматриваемого проекта были выбраны программные средства «АСУ ТП Нефтепромысла» (рис. 1) и нефтепромысловый комплекс «Альфа». В качестве клиентского программного обеспечения используется ПС «ПДКУ ОКО», которое обеспечивает получение, обработку и отображение данных ТМС от ТС «АСУ ТП Нефтепромысла» в оперативном режиме (рис. 2).

Рис. 2. Интерфейс IT-решения в ПС «ПДКУ ОКО»
Рис. 2. Интерфейс IT-решения в ПС «ПДКУ ОКО»

КРИТЕРИИ (АЛГОРИТМЫ) IT-РЕШЕНИЯ

В рамках IT-решения реализованы следующие критерии (алгоритмы), обеспечивающие заблаговременное выявление и прогнозирование возможных отказов:

  • одновременный рост давления на приеме насоса и температуры обмотки двигателя;
  • одновременные рост давления на приеме насоса и снижение загрузки двигателя;
  • одновременные рост температуры обмотки двигателя и снижение загрузки двигателя;
  • рост давления после запуска скважины в периодическом режиме;
  • одновременные рост тока двигателя и существенный рост температуры обмотки двигателя;
  • одновременный рост тока двигателя и давления на приеме насоса;
  • долговременный рост давления на приеме насоса;
  • возможное отключение двигателя по недогрузке (ЗСП);
  • тенденция снижения сопротивления изоляции;
  • работа насоса за левой границей напорно-расходной характеристики (НРХ);
  • работа насоса за правой границей НРХ;
  • многократное отключение двигателя по перегрузке (ЗП) в течение суток;
  • многократное ЗСП в течение суток;
  • уставка недогрузки двигателя ниже допустимой;
  • уставка давления на приеме насоса ниже допустимой;
  • уставка температуры обмотки двигателя выше допустимой;
  • тенденция снижения тока фазы А двигателя;
  • тенденция роста тока фазы А двигателя;
  • тенденция существенного непрерывного роста давления на приеме насоса;
  • расход насоса ниже оптимального или режимного.

ИТОГИ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

По итогам опытно-промышленной эксплуатации при помощи данного IT-решения были предотвращены 32 возможных отказа УЭЦН за месяц. В частности, внедрение IT-решения привело к значительному сокращению остановов и отказов УЭЦН по причине R-0 и «неразворот». Также уменьшилась трудоемкость процесса выявления снижений и нулевых замеров дебитов скважин. Все это позволило повысить оперативность выявления проблем на скважинах, таких как износ глубинно-насосного оборудования, негерметичность НКТ, срыв подачи ЭПУ и т.д.

Рис. 3. Пример ситуации, выявленной с помощью IT-решения
Рис. 3. Пример ситуации, выявленной с помощью IT-решения

В целях дальнейшего повышения оперативности принятия решений по предупреждению нештатных остановок скважин, оборудованных УЭЦН, в ОАО «Сургутнефтегаз» запланированы работы по выводу данных проекта в информационную систему, что позволит максимально эффективно визуализировать данные IT-решения для специалистов компании.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Забир Закирович, каков алгоритм действий специалиста ЦБПО ЭПУ в случае, если он видит, что отказ УЭЦН неизбежен? Он должен дождаться отказа установки или может принять какие-либо решения до того, как произошел отказ?
Забир Азаматов: Данный проект как раз реализован для того, чтобы специалист не ждал отказа, а мог предотвратить его любым подходящим способом, например, изменением уставочных значений в контроллере СУ или проведением иных необходимых мероприятий.
Вопрос: Все алгоритмы, заложенные в IT-решении, основаны на данных ТМС, которые формируются, условно говоря, на входе ЭЦН. Планируется ли поставить расходомеры на выкиде насоса, чтобы дополнить эти данные и тем самым усовершенствовать работу алгоритмов?
З.А.: В настоящее время основной фонд УЭЦН ОАО «Сургутнефтегаз» не компонуется расходомерами, поэтому таких планов пока нет. В случае, если такое решение будет принято, мы, конечно, реализуем это и в программном средстве, соответствующим образом дополнив алгоритмы.
Вопрос: Сталкивались ли вы с ложными срабатываниями алгоритмов в процессе опытно-промышленной эксплуатации IT-решения?
З.А.: Да, с этой проблемой мы столкнулись. Чтобы ее исключить, по итогам опытно-промышленной эксплуатации мы начали пересматривать и дополнять существующие алгоритмы.
Вопрос: Один из алгоритмов IT-решения предполагает тенденцию снижения тока фазы А двигателя. Каким должно быть действие специалиста ЦБПО ЭПУ в случае, если ток падает и система выдает соответствующее предупреждение, а дебит скважины при этом не снижается?
З.А.: В этом случае специалист должен будет изменить уставки. Если это не приведет к положительному результату, он должен будет предпринять другие действия.
Вопрос: Вы сказали, что благодаря использованию IT-решения вам удалось предотвратить 32 отказа за месяц. Каким образом была получена эта цифра?
З.А.: Она была получена на основе отчетов, предоставленных НГДУ ОАО «Сургутнефтегаз». Мы посчитали те случаи, когда по показателям работа УЭЦН шла к останову, но его не произошло благодаря действиям, предпринятым персоналом.
Вопрос: Есть ли в ОАО «Сургутнефтегаз» отдельный регламент, где были бы прописаны конкретные действия специалиста на каждое конкретное предупреждение IT-решения?
З.А.: Регламента по порядку действий в ответ на каждый конкретный критерий у нас пока нет.
Вопрос: Кто в таком случае принимает окончательное решение, как действовать в том или ином случае?
З.А.: Ответственность лежит на специалистах-технологах ЦИТС ЦБПО ЭПУ и группы дистанционного контроля фонда скважин.
Вопрос: На чем основано прогнозирование возможных отказов при использовании данного IT-решения?
З.А.: Прогноз делается на основе тенденций изменения параметров и скорости, с которой происходят эти изменения. Мы предполагаем, что при сохранении тенденции конкретный параметр уйдет за рамки пределов нормальной работы установки, из-за чего и произойдет отказ.
Вопрос: Как вы оцениваете экономическую выгоду от работы данного IT-решения?
З.А.: Эта выгода исчисляется в экономии затрат, которые потребовались бы на выезд бригады в случае отказа, а также в предотвращении потерь, связанных с простоем скважины.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Результаты промысловых испытаний долот типа PDC для бурения в условиях поглощения промывочной жидкости
Концепция «интеллектуальное месторождение», теория и реальность: перспективные разработки и ожидания
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июль 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

23 – 27 июля 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.