СИСТЕМА КОНТРОЛЯ РАБОТЫ ПОГРУЖНОГО НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
SYSTEM FOR MONITORING OPERATION OF SUBMERSIBLE PUMP EQUIPMENT

Система контроля работы погружного насосного оборудования предназначена для мониторинга состояния оборудования на месторождении добычи нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к автоматизированным системам контроля работы установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), эксплуатируемых при добычи нефти, позволяющим осуществлять в автоматическом режиме сбор информации с систем телеметрии, прогнозировать поведение насосного оборудования, формировать отчетность об изменении их эксплуатационных характеристик.
Известны системы, которые могли бы быть использованы для решения подобной задачи при условии их существенной доработки и адаптации к специфике работы нефтедобывающих предприятий.
Например, «Система контроля технологического процесса» (патент РФ на полезную модель №15802). Данная полезная модель относится к автоматизированным системам управления технологическими процессами, контролирующими изменения технологических параметров от заданных значений, поиска причин этих отклонений, а также оперативного управления технологическими процессами. Система сравнивает выходные технологические параметры с данными испытательного цикла, выступающих в качестве образца. На основе анализа выдаются рекомендации для устранения этих отклонений. Однако данная система контролирует выходные параметры конечного сырья, в частности на горно-обогатительных комбинатах, и не предназначена для контроля технологического оборудования.
В качестве прототипа выбрана «Автоматизированная система для контроля оборудования» (патент на полезную модель РФ №37851), предназначенная для контроля технологического оборудования, сбора и учета статической информации по приборам КИПиА. Система ведет контроль за работоспособностью оборудования на всем протяжении его рабочего цикла. Для этого выстроена инфологическая модель на машинно-ориентированных носителях с использованием различных баз данных предприятия с возможностью корректировки информации по каждому оборудованию. Также в систему заложена возможность статической обработки заложенной информации по задаваемым критериям. К недостаткам прототипа можно отнести отсутствие автоматического перерасчета технических характеристик контролируемого технологического оборудования в зависимости от изменений условий эксплуатации, а также осуществление прогноза их работоспособности.
Задача, на решение которой направлено изобретение, - создание системы контроля работы погружного насосного оборудования (ПНО) в зависимости от изменений условий эксплуатации, а также прогнозирование работоспособности оборудования.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в адаптации значений характеристик УЭЦН в зависимости от факторов пластово-скважинных характеристик и, как следствие, повышении достоверности данных добытого сырья.
Поставленная задача решается тем, что система контроля работы погружного насосного оборудования, включающая автоматизированные рабочие места (АРМ), блок ручного ввода данных, базу данных оперативного контроля (БД ОР), базу данных нормативно-справочной информации (БД НСИ), блок визуализации и формирования отчетов согласно изобретению дополнительно содержит блок администрирования, блок форматирования данных, базу данных (БД) телеметрии, блок сбора данных телеметрии, модуль ведения объектов учета и нормативно-справочной информации (НСИ), блок ведения объектов учета, блок ведения НСИ, модуль исследования вязкости, блок исследований вязкости по пласту, блок исследований вязкости по скважине, модуль расчетов напорно-расходных характеристик (НРХ), блок расчета на основе данных телеметрии, блок анализа режима работы погружного насосного оборудования (ПНО), блок прогнозирования, причем АРМ связан с блоком администрирования, блок администрирования связан с блоком ручного ввода данных, первый выход блока ручного ввода данных связан с блоком форматирования данных, второй выход блока ручного ввода данных связан с модулем объектов учета и НСИ, блок форматирования данных связан с БД ОР, блок сбора данных связан с БД телеметрии, БД телеметрии связана с блоком форматирования данных, БД ОР взаимосвязана с модулем ведения объектов учета и НСИ, модулем исследования вязкости, модулем расчетов НРХ, модуль ведения объектов учета и НСИ взаимосвязан с БД НСИ, модуль расчетов НРХ связан с блоком визуализации и формирования отчетов, блок визуализации и формирования отчетов связан с АРМ, а также модуль ведения объектов учета и НСИ включает в себя блок ведения объектов учета, блок ведения НСИ, модуль исследования вязкости включает в себя блок исследований вязкости по пласту, блок исследований вязкости по скважине, модуль расчетов НРХ включает в себя блок расчета на основе данных телеметрии, блок анализа режима работы ПНО, блок прогнозирования, причем блок расчета на основе данных телеметрии связан с блоком анализа режима работы ПНО, блок анализа режима работы ПНО связан с блоком прогнозирования.
Функциональные модули системы, представленные на фигуре 1.
Система содержит:
- АРМ 1;
- Блок администрирования 2,
- Блок ручного ввода данных 3,
- Блок форматирования данных 4,
- Базу данных телеметрии (БД телеметрии) 5,
- Блок сбора данных телеметрии 6,
- Базу данных оперативного контроля (БД ОР) 7,
- Модуль ведения объектов учета и НСИ 8, состоящий из Блока ведения объектов учета 8.1 и Блока ведения НСИ 8.2,
- Базу данных нормативно-справочной информации (БД НСИ) 9,
- Модуль исследования вязкости 10, состоящий из Блока исследований вязкости по пласту 10.1 и Блока исследований вязкости по скважине 10.2,
- Модуль расчетов напорно-расходной характеристик (НРХ) 11, состоящий из Блока расчета на основе данных телеметрии 11.1, Блока анализа режима работы ПНО 11.2 и Блока прогнозирования 11.3,
- Блок визуализации и формирования отчетов 12.
Функциональное назначение и работа блоков системы:
АРМы 1 - автоматизированные рабочие места пользователей, участвующих в процессах контроля технологического оборудования.
Блок администрирования 2 осуществляет контроль доступа пользователя к системе. В этом блоке прописаны наборы прав для различных категорий пользователей.
Блок ручного ввода данных 3 предназначен для осуществления ввода данных вручную. Основная функция блока - поддержание системы, корректировка уже имеющихся данных, а также обеспечение данными, не поступающих с телеметрии.
Блок форматирования данных 4 определяют форму и порядок поступления и передачи данных из систем телеметрии, а также предназначен для фильтрации данных. Фильтрация данных представляет собой выборочное удаление точек, значения которых не соответствуют допустимым с физической точки зрения.
БД телеметрии 5 - это информационная модель, позволяющая упорядоченно хранить данные получаемые с телеметрии. Основная функция - хранение и предоставление оперативных данных.
Блок сбора данных телеметрии 6 выполняет взаимодействие с автоматизированными системами управления технологического процесса и обеспечивает сбор необходимой телеметрической информации о значениях технологических параметров эксплуатируемого оборудования, установленного на производственных площадях. В сборе данных не участвуют человеческие ресурсы, тем самым исключается возможность ввода некорректной информации. Автоматический сбор данных приводит к повышению достоверности данных и оперативности их поступления в систему.
БД ОК 7 выполняет взаимодействие с блоками для централизованного сбора и передачи информации с целью дальнейшей обработки данных.
Модуль ведения объектов учета и НСИ 8 предназначен для формирования реестра оборудования, в котором описаны необходимые атрибуты, характеристики, а также работы с НСИ.
Блок ведения объектов учета 8 обеспечивает ведение реестров объектов учета ПНО. Для каждого типа ПНО предусмотрен набор обязательных характеристик и параметров. Блок предоставляет возможности просмотра данных, полученных с помощью расчета новых НРХ, ручной корректировки значений ПНО.
Блок ведения НСИ 8.2 позволяет вносить изменения в значения нормативно-справочных данных, а также получать из БД НСИ запрашиваемую информацию.
БД НСИ 9 содержит иерархическую структуру применяемого технологического оборудования, их атрибуты и характеристики. Также БД НСИ 9 содержит регламентированные нормативно-справочные и приемо-сдаточные документы: наименования методов испытаний, ГОСТы, методики, инструкции и др.
Модуль исследования вязкости 10 предназначен для формирования перечня результатов исследований вязкости по скважине и по пласту.
Блок исследований вязкости по пласту 10.1 содержит результаты исследований вязкости по пласту: зависимость динамической вязкости жидкости в пласте от температуры пласта. Результаты исследований получаются в химико-аналитической лаборатории.
Блок исследований вязкости по скважине 10.2 содержит результаты исследований кинематической вязкости устьевой пробы по скважинам. Блок предоставляет возможности просмотра результатов исследований вязкости, полученных с телеметрии, и ручной корректировки значений при необходимости.
Модуль расчетов НРХ 11 предназначен для проведения автоматизированных расчетов, в котором описаны необходимые алгоритмы.
Блок расчета на основе данных телеметрии 11.1 позволяет осуществлять расчет режима работы погружного насосного оборудования и пересчет напорно-расходной характеристики с учетом физико-химических свойств добываемой жидкости на основании данных телеметрии.
Режим работы насоса представляет собой координаты (Q, Н), где Q - текущий дебит жидкости, а Н - текущий напор вычисляется по формуле:
где Н - напор, м;
прием
Р - давление на приеме, атм;
устье
Р - давление на устье (буферное давление), атм;
3
ρ - плотность добываемой жидкости, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения, равное 10 м/с;
h - абсолютная глубина расположения насоса (формула 2.1, 2.2), м;
S - длина расчетного участка трубопровода, м;
d - внутренний диаметр трубопровода, мм;
Q - дебит жидкости;
к
µ - кинематическая вязкость устьевой пробы, приведенная к стандартным условиям, Сантистокс (сСт).
На основании данных инклинометрии итерационно вычисляется абсолютная глубина.
где h - абсолютная глубина, м;
L - измеренная длина по стволу скважины от устья, м;
θ - зенитный угол, град.
i
i
Итерации продолжать до тех пор, пока измеренная длина по стволу скважины (L) не превышает глубину расположения насоса (S). Последнее вычисление проводим при L>S, тогда принимаем L=S. Конечное полученное значение будет абсолютной глубиной расположения насоса.
Для пересчета напора по вязкости коэффициент изменения напора насоса имеет вид:
где В - обводненность продукции, %;
п
µ - динамическая вязкость нефти в пластовых условиях, Па*с. Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях определяется в зависимости от текущей температуры на приеме насоса. В качестве динамической вязкости нефти в пластовых условиях принимается среднее значение. Для определения среднего значения берутся последние данные динамической вязкости в пластовых условиях по всем скважинам, по которым есть данные. При температуре более 100°С динамическая вязкость меняется незначительно, поэтому в качестве динамической вязкости нефти в пластовых условиях принимается среднее значение динамической вязкости жидкости в пласте при 100°С;
уст
µ - динамическая вязкость устьевой пробы, приведенная к стандартным условиям, Па*с;
Q - дебит жидкости на входе в насос;
oB
Q - оптимальная подача насоса на воде (т.е. подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристике насоса).
Пересчет номинальной напорно-расходной характеристики насоса на заданную частоту с учетом вязкости добываемой жидкости осуществляется по следующим формулам:
1
3
где Q - номинальный дебит (при 50 Гц), м/сут;
2
3
Q - расчетный дебит, м/сут;
1
F - номинальная частота равная 50 Гц;
2
F - расчетная частота, Гц;
1
H - номинальный напор (при 50 Гц), м;
2
Н - расчетный напор, м;
H
K - коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости.
Блок анализа режима работы ПНО 11.2 позволяет определять оптимальность эксплуатации погружного насосного оборудования относительно его рабочей зоны на основании текущего режима работы, рассчитанного на данных телеметрии.
Блока прогнозирования 11.3 содержит в себе алгоритмы, позволяющие произвести расчет по прогнозированию выхода из строя ПНО. Основная функциональность этого блока в прогнозировании и предупреждении пользователя о скором выходе из строя ПНО, если режим работы ПНО не будет изменен.
Блок визуализации и формирования отчетов 12 предназначен для формирования результатов расчета для дальнейшего анализа в удобной форме в режиме реального времени, а также для визуализации отчетности в табличном и графическом видах.
Система функционирует следующим образом.
В БД НСИ 9 через Блок ручного ввода данных 3 и Модуль ведения объектов учета и НСИ 8 вводится новый объект (скважина), заполняются характеристики этого объекта, прочая нормативно-справочная информация, а также привязывается погружное насосное оборудование, эксплуатируемое на этом объекте. По каждому насосному оборудованию заполняются его паспортные характеристики, результаты испытаний.
Данные телеметрии из БД телеметрии 9, пройдя процедуру форматирования и фильтрации, через БД ОР 7 попадают в Модуль исследований вязкости 10, где в Блоке исследований вязкости по скважине 10.2 определяется кинематическая вязкость устьевой пробы по скважине. Посредством этого же модуля вводятся результаты исследований вязкости по пласту, получаемые в химико-аналитической лаборатории. Результаты исследований вязкости на устье по каждой скважине поступают в БД ОР 7, и пользователь, имеющий соответствующие права, может их откорректировать при необходимости.
Затем в Модуле расчетов НРХ 11 по формуле (3) рассчитывается коэффициент пересчета напора. С учетом этого коэффициента, текущей частоты питания погружного насосного оборудования и формул (4) и (5) осуществляется пересчет напорно-расходных характеристик насоса и границ оптимальной зоны эксплуатации насоса. Также производится расчет текущего напора вырабатываемого погружным насосным оборудованием для добываемой жидкости.
Зная рассчитанный напор и дебит жидкости, полученный с телеметрии, определяется расположение точки дебит-напор относительно рассчитанных границ оптимальной хоны эксплуатации насоса и напорно-расходной характеристики (блок 11.2).
В зависимости от расположения точки дебит-напор относительно границ оптимальной эксплуатации погружного насосного оборудования осуществляется прогнозирование скорого выхода из строя насоса. При выходе точки дебит-напор за границы оптимальной эксплуатации насоса осуществляется сигнализация пользователю о неоптимальной эксплуатации насоса. Полученная информация через Блок визуализации и формирования отчетов поступает на АРМ 1 пользователю.
В конечном итоге, изобретение позволяет:
- отслеживать текущей режим работы насосного агрегата;
- отображать напорно-расходные характеристики насосного агрегата, рассчитанные с учетом вязкости и температуры добываемой жидкости;
- отображать границы рабочей зоны установленного на скважине насосного агрегата.
Обладая представленной информацией, специалисты могут своевременно реагировать на возникшие ситуации и принимать правильные решения, тем самым позволяя получить следующий эффект:
- увеличить межремонтный период оборудования;
- снизить затраты на ремонт УЭЦН;
- снизить затраты на энергопотребление УЭЦН;
- и в целом обеспечить стабильную добычу.