Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Использование информационно-измерительных систем для повышения уровня промышленной безопасности разработки нефтяных месторождений 17
1.1 Методы контроля и диагностики эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования 18
1.2 Использование систем автоматизированного сбора информации для контроля и измерения характеристик надежности технологического оборудования нефтяных промыслов 23
1.2.1. Основные параметры, измеряемые информационно-измерительными системами 25
1.2.2. Обзор возможностей современных информационно-измерительных систем 28
1.23. Энергосберегающие функции информационно-измерительных систем 37
1,3. Методы моделирования процессов и параметров надежности в нефтедобыче 40
Глава 2. Контроль технического состояния нефтепромыслового оборудования на основе использования информационно-измерительных систем .. 48
2.1, Разработка и адаптация к условиям эксплуатации нефтепромыслового оборудования информационно-измерительной системы «СКАТ95».,49
2.2 Статистические исследования показателей надежности на основе баз данных «CKAT-9S» 59
2.3. Интегральная оценка технического состояния фонда добывающих скважин в пределах единичного месторождения 68
2.4. Контроль изменения технического состояния оборудования при разработке нефтяных месторождений 78
Глава 3. Разработка методов прогнозирования отказов оборудования по данным ин формации они о измерительных систем 89
3 1. Разработка рекомендаций по выбору структуры моделей, обеспечивающих прогнозирование отказов технологического оборудования нефтяных месторождений 90
3.2. Прогнозирование отказов технологического оборудования на основе анализа временных рядов дебитов эксплуатационных скважин 100
3.3. Распознавание предаварийных состояний насосно-силового оборудования на основе использования методов теории детерминированного хаоса 111
Глава 4 Регулирование и оптимизация показателей надежности технологического оборудования при эксплуатации нефтяных месторождений 131
4.1 Определение оптимальных сроков проведения предупредительных замен и ремонтов подземного оборудования 132
4.2 Минимизация финансового ущерба нефтегазодобывающего предприятия при отказах и замене оборудования 140
4.3 Оптимизация размещения объектов нефтедобывающих предприятий с учетом показателей надежности эксплуатации технологического оборудования 15 Ї
Выводы и рекомендации 162
Библиографический список использованной литературы. 164
Приложения 175
- Использование систем автоматизированного сбора информации для контроля и измерения характеристик надежности технологического оборудования нефтяных промыслов
- Статистические исследования показателей надежности на основе баз данных «CKAT-9S»
- Прогнозирование отказов технологического оборудования на основе анализа временных рядов дебитов эксплуатационных скважин
- Минимизация финансового ущерба нефтегазодобывающего предприятия при отказах и замене оборудования
Введение к работе
Одним из главных резервов обеспечения промышленной безопасности нефтегазодобывающих предприятий является повышение надёжности эксплуатации технологического и энергетического оборудования, которое возможно лишь при наличии достоверной и представительной информации об его техническом состоянии. Единственным способом её получения является внедрение информационно-измерительных систем (ИИС) нового поколения.
Это объясняется тем, что существующие системы телемеханики действительно помогают облегчить контроль над техническим состоянием оборудования и трубопроводных коммуникаций нефтяных месторождений. Но в большинстве случаев они ориентированы на решение локальных задач и мало чем отличаются от ранних образцов телемеханики в виде некоторого набора средств контроля технических производств нефтегазодобычи.
Решение главной задачи повышения надёжности эксплуатации оборудования, прежде всего, может быть получено на основании всеобъемлющего сбора и обработки информации о технических и технологических параметрах работы каждой скважины,
В связи с этим особое значение приобретают исследования, направленные на обнаружение и диагностирование неполадок в процессах нефтедобычи на основании системного анализа баз данных ИИС.
Кроме повышения надёжности эксплуатации оборудования эти исследования позволят обеспечить и рост рентабельности предприятий за счёт определения оптимальных сроков начала проведения ремонтных работ, позволяющих минимизировать убытки от техногенных аварий и вынужденного простоя нефтегазодобывающих скважин,
Целью диссертационной работы является разработка мероприятий по повышению надёжности и долговечности эксплуатации нефтедобывающего оборудования обеспечивающего промышленную безопасность нефтяных месторождений, путём диагностирования и прогнозирования изменения его технического состояния на основе использования информационно-измерительных систем. В работе решались следующие основные задачи:
Создание информационно-измерительной системы контроля, управления, сигнализации и противопожарной защиты технологических процессов эксплуатации трубопроводных систем и технологическою оборудования нефтяных месторождений^ функционирующей в режиме реального времени,
Диагностирование и обнаружение дефектов погружного оборудования нефтяных промыслов на основе ретроспективного анализа информационных баз данных по отказам оборудования в целях обеспечения безопасности процессов нефтедобычи.
Разработка методов оценки остаточного ресурса технологического оборудования нефтяных месторождений, обеспечивающих промышленную безопасность нефтедобычи,
Создание рекомендаций но определению оптимальных сроков проведения ремонтно-восстановительных работ на добывающих скважинах, позволяющих повысить уровень промышленной безопасности нефтепромыслов и минимизировать финансовый ущерб в результате их вынужденного простоя.
5.. Разработка стратегий взаимоотношений с энергоснабжаюшими организациями во время проведения ремонтов насосно-силового оборудования для повышения надежности, энергоснабжения нефтепромыслов. 6. Разработка методов расчета энергетических характеристик трансформаторных подстанций нефтяных месторождений обеспечивающих промышленную безопасность эксплуатации погружного оборудования.
При решении постав л еняых задач использова.шсь вероятностно-статистические методы, элементы теории детерминированною хаоса, метод структурной минимизации эмпирического риска. Для подтверждения выводов и реализации предложенных в диссертационной работе методов и алгоритмов использовалась промышленная информация, полученная информационно-измерительной системой «СКАТ- 95» на нефтяных месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачинеф тегаз».
В работе получены следующие новые результаты:
Определена частота опроса первичных датчиков информационно-измерительной системы контроля, управления, сигнализации и противопожарной защиты «СКАТ-95», что позволило минимизировать время обнаружения отказов технологических трубопроводов и насосного оборудования нефтяных месторождений.
Разработан метод раннего диагностирования неисправностей в работе насосно-силового оборудования и а основе ретроспективного анализа динамики изменения технологических: показаний эксплуатации скважин.
Разработан комплекс методов прогнозирования сроков наступления отказов В работе нефтедобывающего оборудования обеспечивающего промышленную безопасность процессов нефтедобычи,
Предложена методика оптимального планирования сроков проведения ремонтов дефектного оборудования, позволяющая минимизировать убытки предприятия без уменьшения уровня его промышленной безопасности.
Разработана методика определения энергетических характеристик трансформаторных подстанций и линий электропередач, обеспечивающих промышленную безопасность эксплуатации погружного оборудования и минимизирующая энергопотери.
На защиту выносятся результаты научных разработок в области создания методов повышения надежности эксплуатации нефтедобывающего оборудования на основе использования информационно-вы числительных систем.
Разработанная информационно-измерительная система «СКАТ» и методика прогнозирования времени наработки на отказ насосно-силового оборудования внедрены в ТПП «Когалымнефтегаз», ТГТП «Урайнефтегаз»,
17П І «Лангепаснефтегаз», ТОП «Покачинефтєгаз». Применение вышеуказанных системы и методики позволило повысить надежность работы нефтегазодобывающего оборудования на 15 — 20 %, оптимизировать количество измеряемых параметров работы насосного и силового оборудования, что позволило повысить оперативность принимаемых решений инженерно-техническими службами,
Оснащение нефтедобывающих скважин оборудованных ШГН динамометрированнем и ітрименение методик обработки баз данных позволяет вести непрерывный контроль за состоянием надежности работы насосов. Основные результаты работы докладывались на следующих семинарах, научно-технических советах и конгрессах:
Всероссийской конференции «Скорейшее внедрение научно-технических разработок вузов» в промышленность г, Чапаевска, г. Чапаевск, 1999г.;
I кучно -технических советах ТИП «Когалымнефтегаз» (1998-2000гг.)л ТГШ «Покачи нефтегаз» (І998-2000гг.), ТПП «Урайнефтегш» (1998-2000гг.), СП «Ватойл»(1998-2000гг.);
Межрегиональной научно-технической конференции, Уфа, УГНТУ, 2000г.;
НТС ОАО «Газпром», Москва, ОАО «Газпром», 14-16 ноября 2000г.;
Ш конгрессе нефтепромышленников России, Уфа, май, 2001г.; XXIV Всесоюзной школе-семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, сбора, подготовки транспорта и переработки нефти и газа, Уфа, ИГГТЭР, 2001г.
По теме диссертационной работы автором опубликовано 9 печатных работ: 7 статей и 2 тезиса-доклада на Межрегиональной научно-методической конференции.
Первая глава диссертации посвящена изучению современного состояния проблемы использования информационно измерительных систем для повышения уровня промышленной безопасности разработки нефтяных мееторож д ений.
Обзор работ, посвященных расчету показателей надежности и разработке методов повышения эффективности эксплуатации нефтяных промыслов показывает, что для этих целей требуется большой объем достоверной информации как по режимам работы оборудования, так и по статистике отказов, замен, движения фонда скважин и тлі. Измерение, запись и обработка большого объема информации стала возможной после внедрения автоматизированных систем сбора и обработки нефтепромысловых данных.
Интенсивное внедрение средства автоматики в нефтедобычу началось несколько десятилетий назад и связано с работами Т\М Алиева, A.M. Мелик-Шахназарова, ААЛер-Хачатурова и других исследователей. В настоящее время разработано и принято в эксплуатацию больигое число ИИС, в создании которых принимали участие СВ. Костюченко, А.Ф. Тузовский, СБ.Пугачев, Н. Николаев, В.С Ивановский, В.Д. Дарищев, В,И. Каштанов, А.Р. Сабиров, С .Г. Пекин, М.М. Волобуев, А.Н. Терпелюк и многие другие.
Наибольший интерес представляют разработки ГАНГ им. И.М,Губкина, Кибернетического центра Томского политехнического университета, ИИС "СИАМ" (г, Томск), фирмы "КВАНТОР", ИИС «ЭПОС» ОАО «Юганскнефтегаз», ИИС «НАСОС» НГДУ "Бузулукнефтъ", внедрения фирмы Sterling Group в объединении "Славнефть-Мегионнефтегаз" и другие.
Обобщение опыта эксплуатации ИИС на различных нефтяных месторождениях показывает, что их использование позволяет успешно решать такие задачи обеспечения безопасности эксплуатации месторождений, как: увеличить добычу нефти (за счет уменьшения времени простоя кустов скважин из-за аварийных отключений электроэнергии) и оптимизировать работу оперативно-выездных бригад при проведении планово-предупредительных мероприятий и ликвидации последствий аварий; упростить анализ аварийных ситуаций и повысить ответственность диспетчеров ПУ за своевременность принятия решений.
В третьем разделе первой главы рассмотрены методы моделирования процессов и параметров надежности в нефтедобыче, которые позволяют проводить оценку времени безотказной работы оборудования, определять виды возникающих дефектов и прогнозировать динамику важнейших характеристик, влияющих на безопасность и эффективность эксплуатации нефтепромысла,
Методы математической статистики, являющиеся классическими в теории надежности, применительно к задачам нефтедобычи разрабатывались Р.Я. Кучумовым, В Л Фроловым, Ю.ІХ Пчелинцевым и другими авторами.
В работе показано, что в последнее время все более широкое применение в диагностике технического состояния сложных систем находят методы теории динамического хаоса, разрабатываемые И.Р. Байковым с сотрудниками- В работах этих авторов отмечаются проявления в нефтедобыче процессов, характерных для систем со свойствами самоорганизации.
Наиболее существенный вклад в разработку математических моделей нефтедобычи внесла школа академика А.Х. Мирзаджанзаце. В работах этой школы рассмотрены теоретические аспекты применения фрактальных характеристик систем нефтедобычи для контроля и управления технологическими процессами, а также предложен ряд методов решения обратных задач нефтепромысловых систем.
Повышение уровня эксплуатационной безопасности и надежности нефтедобывающих комплексов подразумевает проведение и оптимизационных мероприятий - например, оптимизацию графиков планово-предупредительных ремонтов или территориального размещения объектов.
Наиболее эффективно такие задачи решаются методами бурно развивающейся науки, основанной на применений современных разделов математики и тесно связанной с кибернетикой, теорией автоматического управления, экономикой и рядом других наук, и получившей название «исследование операций», разработка методов которой проводилась В.Н. Вапником, Дж.Моудером, С.Элмаграби, Е.С. Вентцелъ и другими.
К методам исследований операций можно отнести и другую группу методов получения решений, близких к оптимальному. Они носят название теории игр, или теоретика-игровые методы. Их разработка связана с именами Н.Н. Воробьева, Э. Мулена,
Широкое внедрение ИИС на нефтепромыслах позволяет создавать обширные массивы временных рядов измерений текущих параметров эксплуатации - дебитов скважин, расходов и давлений закачиваемой в пласт воды, потребления электрической энергии и т.д.
Методы обработки временных рядов в настоящее время хорошо разработаны и широко применяются как для целей прогнозирования, так и в диагностике технического состояния оборудования нефтепромыслов. В заключении первой главы рассмотрены возможности применения таких методов, как: спектральный анализ, метод порядковых статистик, метод авторегрессии, построение предикторных моделей, пейросетевых методов, программная реализация метода анализа главных компонент (АГК) и др.
На основании проведенного в первой главе анализа современного состояния надежности и эксплуатационной безопасности объектов нефтяных промыслов, делаются выводы о необходимости увеличения достоверности информации, получаемой с помощью ИИС, и дальнейшей разработки методов и алгоритмов обработки соответствующих баз данных.
Вторая глава посвящена вопросам технического контроля показателей надёжности технологического оборудования нефтяных месторождений на основе анализа баз данных информационно измерительных систем.
В первом разделе главы описаны основополагающие принципы, положенные в основу созданной и внедренной ИИС «СКАТ - 95».
Созданная система включает в себя базу данных, в которой хранятся результаты измерений технологических параметров эксплуатации за весь период разработки месторождения.
В разработанной ИЙС предусмотрено использование адаптивного выбора интервала времени измерения технологических параметров индивидуально для каждой скважины, что позволяет отслеживать все ее индивидуальные характеристики. Главным критерием выбора оптимальной частоты опроса при этом является максимальная точность измерения.
Во втором разделе главы представлены результаты статистического анализа базы данных по отказам на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь» за временной интервал в 5 лет. База данных ИИС за этот период охватывала более 1000 отказов.
Проведенные исследования позволили выявить основные статистические закономерности изменения показателей надежности эксплуатации технологического оборудования и количественно оценить параметры этих закономерностей,
В частности, оказалось, что за последние 5 лет на месторождениях Западной Сибири наблюдается явная тенденция как к увеличению межремонтного периода насосного оборудования (до 20%), так и к сокращению времени ожидания ремонта (с 300 до 10 суток).
Однако простой статистический анализ, даже охватывающий динамику изменения показателей надежности всех скважин месторожденият не решает проблему интегральной оценки уровня технического состояния нефтяного промысла, рассматриваемого как единый объект.
В третьем разделе главы предлагается новый подход к получению комплексной оценки технического состояния некоторой совокупности скважин, основанный на использовании коэффициента Джини (Kd). Его главной особенностью является то, что он позволяет количественно оценивать вклад единичных составляющих в получение результирующего продукта по всей системе в целом,
Использование предложенного подхода предполагает, что развивающиеся во времени дефекты оборудования коррелируют с дебитом скважины и прогрессирующий дефект уменьшает добычу жидкости. Это подтверждает тот факт, что лишь два таких фактора, как износ и старение рабочих органов насосов и их медленное засорение, являются причиной 60 % общего числа отказов.
Показано, что интенсивность выполнения ремонти о-профилактических работ насосно-силового оборудования должна обеспечивать поддержание коэффициента Джини в пределах 0,35*. Д45, что позволяет решать компромиссную задачу поддержания разумного уровня безопасности объекта и увеличения рентабельности предприятия.
Проведенные далее исследования позволили сделать вывод о том, что наиболее слабым звеном в общей структуре эксплуатирующегося оборудования месторождений являются штанговые глубинные насосы (ШГН). Для них величина Kj в 1,5.. .1,8 раза превышает аналогичный показатель, полученный для электроцентробежных насосов (ЭЦН). В связи с этим в четвертом разделе второй главы решается задача прогнозирования времени наступления отказа ШГН, рассматриваемого простейший элемент в иерархии дерева отказов нефтяного месторождения в целом.
Обработка статистики отказов ШГН показала, что наиболее информативным параметром, характеризующим степень развития прогрессирующего дефекта, является динамограмма насоса, снимаемая ИИС с частотой два раза в сутки.
Предварительный анализ динамограми показал, что их вариабельность весьма велика, что затрудняет использование традиционных детерминированных методов прогноза, В работе для прогноза изменения технического состояния ШГН предлагается использовать метод безэталонного оценивания показателей их надежности, требующий вместо процедуры сравнения текущей динамограммы с эталонной (которая, как правило, отсутствует) проводить процедуру упорядочивания выборки из множества объектов. При этом предполагается, что на основании базы данных ИИС можно iTovrpoiuTE JtfKoira~ ралпгредаїшгог ат^Еизируешдх" ігарашггрое* и" вачшяїите статистику Кендэла второго порядка - К^
Проведенные исследования показали, что критическим значением статистики Кендэла является величина Кг=0,5, соответствующая пороговому уровню технической безопасности данною оборудования.
В третьей главе рассматриваются методы прогнозирования изменения уровня безопасности эксплуатации объектов нефтяных месторождений на основе ретроспективного анализа баз данных ИИС об аварийных отказах оборудования.
Основной задачек всех используемых в настоящее время методов прогноза времени наступления отказа является необходимость построения временной прогностической функции той или иной степени сложности, Степень сложности модели в общем случае зависит не только от самого параметра» характеризующего изменение технического состояния (дебит, приемистость скважины, изменение энергопотребления и пр.)? но и от уровня шумовой составляющей измерений и объема выборки.
В первом разделе третьей главы предлагается метод определения оптимальной степени сложности прогаостической модели. В качестве этого метода предлагается использовать метод структурной минимизации среднего риска (СМСР), который позволяет строить прогностические модели оптимальной сложности даже по информации с высоким уровнем шума. В качестве критерия предпочтения той или иной модели в нем используется функционал эмпирического риска, структура которого была разработана В.Н.Вапником,
В работе проведена апробация предлагаемой методики для прогнозирования развития основных дефектов оборудования, которая показала, что увеличение точности прогноза при ее применении достигает 10. „30%.
Предлагаемый метод выбора прогностической модели оптимальной степени сложности имеет тот недостаток, что априорно предполагается, что класс функций, в котором оцениваются эти модели, определен. В реальных же условиях выбор того или иного класса функций сам по с^>с является весьма сложной, а порой неразрешимой задачей. Поэтому во второй части третьей главы предлагается строить модели прогноза отказов на основе метода авторегрессии.
Далее в работе приводятся практические примеры реализации этого метода на примере прогноза отказов насоено-еилового оборудования ООО «Лукойл — Западная Сибирь». Результаты его использования показывают, что точность прогноза времени наступления отказов удовлетворительна только на несколько шагов по времени. При долгосрочном прогнозировании точность существенно падает.
Поэтому в этом же разделе диссертации предлагается паллиативный метод прогноза, получивший название «Гусеница». В нем возможность интерпретации результатов появляется за счет участия в процедуре прогноза лица, принимающего решение (ЛПР), о достаточности точности прогноза. В его основе лежит свободный от модели алгоритм, предназначенный для исследования структуры временных рядов. Этот метод совмещает в себе достоинства многих других алгоритмов, в частности, анализа Фурье и регрессионного анализа. Одновременно он отличается наглядностью и простотой в управлении.
Результатом применения метода является разложение временного ряда на простейшие элементы: медленные тренды, сезонные и другие периодические или колебательные составляющие, а также шумовые компоненты. Полученное разложение может служить основой прогнозирования как самого ряда, так и его отдельных составляющих.
В заключительном разделе третьей главы решается задача прогнозирования внезапных отказов, наступление которых не сопровождается заметными трендами эксплуатационных характеристик оборудования. Для прогнозирования подобных отказов в работе предлагается использовать методы теории детерминированного хаоса. кажущихся внезапными отказов лежит предположение о том, что переход сложной технической системы к хаотическому изменению режима служит признаком существования того или иного дефекта. В таком случае, по мере изменения уровня хаотичности временного сигнала должны меняться и его фрактальные характеристики, одной из которых является показатель Херста — R В работе определены критические значения показателя Н, соответствующие различным типам дефектов. - В заключении третьей главы проводятся исследования наличия корреляционной связи изменения показателя Н с изменениями технологических параметров (дебит, вариабельность дебита, обводненность нефти и пр.). Полученные результаты показали, что показатель Н является величиной, явным образом независящей от других эксплуатационных характеристик, и, следовательно, использование данного признака позволяет обнаруживать дефекты, недоступные традиционным методам.
Четвертая глава диссертации посвящена вопросам уменьшения финансовых убытков вследствие простоя добывающих скважин на время проведения аварийно-восстановительных работ и ремонтов оборудования.
В первом разделе четвертой главы решается задача определения оптимальных сроков проведения предупредительных замен и ремонтов нефтегазодобывающего оборудования. Проведение ремонтных работ непосредственно после обнаружения развиваюїцегося дефекта нецелесообразно (если, конечно, он не угрожает человеческой жизни или может привести к экологической катастрофе), поскольку оборудование еще не полностью выработало ресурс и замена его новым требует значительных затрат. С другой стороны, эксплуатация оборудования с развивающимся дефектом, являющимся причиной падения дебита скважины, приводит к финансовым убыткам.
Во втором разделе четвертой главы решается задача определения величины договорного элеюропотребления, минимизирующей возможные штрафные санкции.
В условиях почти полной непредсказуемости таких аварии, как повреждение силового кабеля и приводного электродвигателя (ПЭД), отказ насосно-компрессорных труб (НКТ), обрыв колонны штанг и пр., в работе для научно-обоснованного выбора договорных величин электропотребления предлагается использовать теоретико-игровые методы.
В диссертации разработаны алгоритмы выбора таких стратегий игры игрока, которые приносят нефтедобывающему предприятию минимальный проигрыш (за точку отсчета принят нулевой объем штрафных санкций) при заведомо невыгодной игре. Алгоритмы основаны на критериях Валь да, Сэвиджа, 1 урвица и критериях экспертных оценок.
Результаты проведенных исследований показали, что даже при полном отсутствии априорной информации о вероятностях изменений уровня удельных энергозатрат на единицу добычи нефти, предлагаемый метод позволяет по^гучить целый ряд возможных решений, каждое из которых в определенном смысле оптимально.
Апробация полученных решений на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири показала, что применение игровых стратегий позволяет увеличить точность прогноза электропотребления на 15 - 20%, минимизируя тем самым штрафные санкции.
В заключительном разделе четвертой главы решается задача оптимального размещения оборудования после проведения его восстановительного ремонта с учетом перераспределения рабочих нагрузок по мерс освоения месторождения. Задача решается на примере оптимизации размещения трансформаторных подстанций (ТП) в пределах куста скважин с целью минимизации тепловых потерь в линиях электропередач и повышения надежности эксплуатации перегруженных потребителей электроэнергии.
Проведенные далее расчеты показали, что предлагаемый алгоритм позволяет уменьшать непроизводительные потери в линиях электропередач не менее, чем на 25 %, повышая тем самым надежность эксплуатации силового оборудования путем уменьшения нагрузки на него.
Автор выражает искреннюю благодарность канд. физ.-мат. наук, доценту Е .А. Смород ову и канд. техн. наук, доценту Р.А.Исмакову за помощь и поддержку в работе над диссертацией.
Использование систем автоматизированного сбора информации для контроля и измерения характеристик надежности технологического оборудования нефтяных промыслов
Как было показано в предыдущем разделе, расчет показателей надежности и разработка методов повышения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений 1Т5ебуетболыг;("/\ объема остоке ойивфог Ш1Ш1,
Интенсивное внедрение средства автоматики в нефтедобычу началось несколько десятилетий назад [5] и значительно ускорилось с развитием компьютерной техники. Комплекс устройств, входящих в ИИС, является сложной иерархической системой, включающей в себя измерительную часть, устройство передачи данных и устройство хранения я обработки информации [28, 46, 5Ї, 55,57,58,75,78,96].
Общий принцип работы современных ИИС заключается в следующем, Сведения от первичных датчиков (усилий, положений, тока» давления, температуры, и др.) собираются в интеллектуальных скважинных контроллерах, где проходят первичную обработку, и затем передаются по физическому каналу па кустовой контроллер, имеющий радиомодем и приемно-передахчцую радиостанцию. Информация по радиоканалу поступает в диспетчерскую цеха добыта нефти и газа по установленному временному регламенту. При отличии параметров работы оборудования от номинальных, контроллеры автоматически выходят на связь с диспетчерским пунктом и сообщают об изменении состояния исследуемого объекта.
Использование при диагностике микроконтроллера и телеметрии создает предпосылки для принципиально нового подхода к построению на нефтепромыслах систем технологического контроля и обработки данных. Если раньше информация о контролируемых параметрах собиралась непосредственно на скважине, то теперь оператор может получать ее прямо в центральном диспетчерском пункте цеха и на основе этого принимать решения о дальнейшей экс-плуатшїии той или иной скважины.
Важнейшим элементом любой автоматизированной системы нефтепромысла является измерительная часть комплекса. Сюда включаются датчики, схемы преобразования сигналов, контроллеры и т.п. устройства, преобразующие измеряемую физическую величину в код, пригодный для цифровой обработки вычислительной техникой. Большое число параметров, которые необходимо измерять для расчета параметров надежности, требует создания первичных приборов, измеряющих такие физические величины, как расходы и давления жидкости, силовые нагрузки в штангах ШГН, степень обводненности нефти, силу тока и электрическое напряжение на ПЭД, время работы оборудования идр,
Все эти устройства должны работать в жестких климатических условиях и без постоянного контроля и обслуживания. Поэтому задача создания качественных первичных устройств становится весьма сложной [93,94],
Важнейшим параметром, требующим постоянного измерения ИИС, является дебит нефтяной скважины. Именно дебит является показателем эффективной работы добывающей скважины, и в то же время, позволяет проводить оценки параметров надежности оборудования.
Дебит нефтяной скважины является интегральным параметром, требующим осреднения текущего значения за определенный промежуток времени. Системы автоматического контроля (САК) для определения дебита могут быть как дискретного принципа действия, так и непрерывного,
В системах автоматического контроля дискретного принципа действия определение мгновенного расхода осуществляется с помощью мерника известного объема, наполняемого за определенный промежуток времени. В другой модификации САК дискретного действия мерник заполняется до определенного уровня, после чего быстро опорожняется. Одновременно осуществляется измерение объема и вновь ставится на наполнение. В системах автоматического контроля непрерывного действия определение количества продукции осуществляется с помощью первичных преобразователей, установленных непосредственно в трубопроводах.
Имеется большое число измерительных устройств для непрерывного измерения расхода жидкости; основной недостаток их по сравнению с аппаратурой дискретного принципа - значительно меньшая точность. В практике нефтяной промышленности нашли применение только система автоматизированного контроля (САК) дискретного действия, при этом все они строятся как групповые замерные установки. Примером САК дискретного типа может служить групповая замерная установка АРМ-2,3,
Наиболее распространенной групповой замерной установкой в Западной Сибири, Урало-Поволжье п других районах является САК типа «Спутник», также периодического действия с наполнением и опорожнением мерника. В установке «Спутник» в качестве измерителя расхода используется тахометриче-скин счетчик с сепаратором-накопителем, а подключение нефтяных скважин на замер осуществляется с помощью многоходового переключателя [63,6А\.
Новые разработки массойзмерителъных устройств, например АСМА-РИТЭК [12], обеспечивают замер дебита скважин с погрешностью не более 2,5 процента, что значительно точнее серийных установок "Спутник". В последнее время появляются ультразвуковые измерителен дебитов [25].
Из зарубежных устройств измерения следует отметить расходомер Micro Motion производства фирмы Fisher-Rose mount [13], Он обладает целым рядом неоспоримых достоинств.
Основным из них является возможность работы в условиях наличия переносимого с жидкостью газа. Небольшое количество газа (до 10-15% по объему, особенно когда пузырьки газа хорошо диспергированы в потоке жидкости) не влияет на точность измерений.
Весьма информативными с точки зрения контроля надежности работы установок ШГН являются динамограммы и токограммы (ватгметрограммы) [5, 31,60].
Статистические исследования показателей надежности на основе баз данных «CKAT-9S»
Изучение показателей надежности нефтепромыслового оборудования предполагает наличие подробного перечня всех возникавших неполадок и соотнесение их с технологическими параметрами, зафиксированными в базе данных ИИС На месторождениях СП "ВатошГ ТПП чКогалымнефтегазТ ООО "Лукойл-Западная Сибирь" такой перечень охватывает временной интервал 5 лет, За этот период произошло более 1000 выходов из строя элементов насосно-силового оборудования. Пример фрагмента такого перечня, представляющий собой историю скважины №5226 куста №131, приведен в табл, 2.2.
В описание аварийного события входят номера куста, скважины, даты монтажа и пуска насоса, дата остановки по аварии и дата демонтажа. По этим данным рассчитывается время безотказной работы насоса, а также время простоя (ожидание ремонта). При проведении расследования причин аварии последняя также фиксируется. Кроме того, записывается марка и заводской номер насоса, приводного двигателя, тип кабеля, его длина и пр.
Значительный объем данных по возникавшим неполадкам оборудования позволил нам провести изучение статистики аварийных событий и показателей надежности насосно-силового оборудования нефтяного месторождения.
На рис.2.4 представлено распределение аварийных событий по вызвавшим их причинам- Как следует из диаграммы, наибольшая доля аварий (36%) происходит вследствие износа и старения рабочих органов насоса. Засорение рабочих органов насоса и нарушение герметичности насосно-компрессорных труб дают приблизительно равное число неполадок (25% и 26% соответственно). Остальные аварии (17%) происходят по причинам выхода из строя приводного электродвигателя (ПЭД) и электрического пробоя кабеля.
Для описания показателей надежности насосно-силового оборудования не менее важно знать распределение времени наработки по всему массиву добывающих скважин. Согласно [62], функция плотности распределения для ЭЦН-130 имеет вид, характерный для распределения Вейбулла:
На рис,2.5 представлена гистограмма распределения безотказной работы ЭЦН, построенная по данным ИИС предприятия СП «Ватойл» (но более нем 1000 аварийным событиям).
Как следует из гистограммы, в отличие от {1Л\ распределение времени наработки на отказ нмеет вид, близкий к экспоненциальной зависимости. Соответствующая функция плотности распределения имеет вид
Отличия в поведении функций плотности распределения наработки (2Л) и (2.2) показаны на рис 2.6. Подобное распределение, в отличие от полученного в работе [62] распределения Вейбулла, объясняется широким диапазоном условий работы насосов, и также тем обстоятельством, что в базу данных по ава риям включены неисправности, возникающие при спускотюдъемных операциях, т.е. при нулевом времени наработки,
Среднее значение времени наработки на отказ по данным, приведенным на рис,2,5, составляет 332 суток, что близко к литературным данным для ЭЦН [37, 62].
Эффективность функционирования нефтедобывающего предприятия во многом определяется временем ожидания ремонта. При расчетах данного параметра на основе перечня аварийных событий нами принималось, что время ожидания ремонта равно разности дат демонтажа и останова скважины.
Гистограмма распределения времени ожидания ремонта представлена на рис,27. Как следует из диаграммы, распределение также близко к экспоненциальному. Оценка математического ожидания времени ремонта составляет М{Т}=35,6 суток, в то время как средняя длительность самих ремонтных мероприятий составляет менее двух суток. Столь большое значение М{Т} показывает, что на предприятии недостаточно внимания уделяется планово-предупредительным ремонтам, и работы начинаются, главным образом, по факту аварии. Вторая причина - отсутствие достаточного количества запасных частей для оперативной замены вышедших из стоя узлов,
Логично было предположить, что время ожидания ремонта должно быть связано с дебитом конкретной скважины. Действительно, простой высокоде-битной скважины приносит больший убыток предприятию, чем малодебитной. Однако как показали наши исследования, подобная зависимость на практике не наблюдается. Вычисления коэффициента взаимной корреляции между переменными «дебит» - «время ожидания» показали, что такая связь статистически незначима.
Прогнозирование отказов технологического оборудования на основе анализа временных рядов дебитов эксплуатационных скважин
Полученные в разделе 3.1 результаты позволяют при прогнозировании отказов насосно-силового оборудования по изменениям дебитов строить модели, обеспечивающие наивысшую точность прогноза момента наступления отказа, Однако при этом предполагается, что класс функций, в котором оцениваются эти модели, априорно определён. В реальных же условиях выбор этого клас са сам по себе является весьма сложной, а порой и неразрешимой задачей.
Помимо развивающихся дефектов, на производительность насосного оборудования влияет и множество геологических и гидродинамических факторов. Вследствие этого дебит скважины изменяется во времени весьма сложным образом, особенно с учетом таких ситуаций, как выход насоса или трубопровода из строя. Структура «скважина-пласт» является сложной динамической системой, поведение которой в общем случае определяется неизвестным числом параметров,
С внедрением ИИС «СКАТ-95» появилась возможность осуществлять контроль над большинством технологических параметров эксплуатации месторождении, что позволило проводить ретроспективный анализ этих временных рядов,
Рассмотрим возможность решения задачи прогноза изменения дебита скважины, происходящего в результате развития дефекта технологического оборудования. Формализуем нашу задачу прогноза изменения дебита следующим образом.
В информационной базе данных ИИС имеется выборка измерений объёма т. Будем считать, что прогнозируемая величина х (суточный дебит) зависит от п параметров, т,е, m -объем имеющихся измерений; tm - момент времени, соответствующий каждому измерению; і = 1.. .п; п - число параметров модели. Под прогнозом будем понимать то требование, что на основании знания первых m значений величины хт мы должны определить её значения в моменты времени m-И, т+2,...
Простейшим методом решения поставленной задачи является аппроксимация, т.е. определение функциональной зависимости членов ряда от времени. Однако, проведённые нами исследования показали, что прогностические воз можности регрессионного анализа ограничены шумовой составляющей первичных измерений [71]. Кроме того, в разделе 3.1 показано, что чрезмерное усложнение модели может привести в ряде случаев к снижению точности прогнозов.
В последнее время для прогноза изменения технических, социальных и финансовых показателей развития соответствующих систем активно используется прогностический метод авторегрессии [77]. Рассмотрим возможности применения этого метода к поставленной нами задаче прогноза изменения дебита.
Известно, что разностные уравнения с постоянными коэффициентами имеют дискретные периодические решения следующего вида
Минимизация финансового ущерба нефтегазодобывающего предприятия при отказах и замене оборудования
Наряду с экологическими последствиями аварий при разработке нефтяных месторождений и ущерба от недопоставки нефти потребителю эследствие простоя скважины, вызванного проведением ремонтных работ, необходимо учитывать и финансовые потери, возникающие при выплате штрафов энерго-снабжающнм организациям. При существующей системе взаимоотношений между поставщиками и потребителями электроэнергии требуется планировать объемы ее поставок как можно более точно, В противном случае по условиям стандартных договоров недобор или перебор в объемах потребления наказывается штрафными санкциями, кратно зависящими от величины отклонения планового энергопотребления от фактического. Исследованиями, проведенными в разделе 2Л настоящей работы, показано, что 43% от общего количества аварий происходит внезапно, без предварительного проявления каких-либо внешних признаков. Оценить возможное количество подобных аварий крайне затруднительно (в отличие от медленно развивающихся дефектов). Отклонение фактического энергопотребления, происходящего вследствие аварийных и ремонтных простоев насосно-силового оборудования, от плановых, предварительно заказанных объемов, приводит к возникновению отклонений вида: где Рфагг - фактическое потребление электроэнергии за расчетный период; Рплан - потребление электроэнергии в объеме, оговоренном договором между нефтедобывающим и энергоснабжающим предприятиями за тот же период. Превышение величины ДР некоторого порогового значения приводит к начислению штрафных надбавок к тарифам, по которым производится оплата электроэнергии (как правило, двух- или многоставочный тариф), Фактические значения потребляемой энергии являются случайными величинами, законы распределения и параметры которых определяются интенсивностью отказов оборудования и природно-климатическими факторами, большинство из которых не поддаются количественному и качественному учету. В подобной ситуации необходимо определить такой договорной объем потребления электроэнергии, который обеспечивал бы минимальные дополнительные финансовые потери при вынужденной выплате надбавок к тарифам, В условиях почти полной непредсказуемости таких аварий, как повреждения силового кабеля или приводного электродвигателя (ПЭД), отказы НКТ, обрыв колонны штанг и пр., для научно-обоснованного выбора договорных величин потребления энергии наиболее целесообразно применение теоретико-игровых методов [26, 29]. Рассмотрим постановку задачи минимизации штрафных санкции. Предположим, что предприятию необходимо заключить договор с энергосистемой на поставку электроэнергии в количестве Р0 кВтч в месяц. Обычной практикой при заключении подобных договоров является применение штрафных санкций по отношению к заказчику ъгк при превышении установленного лимита на энергию, так и при его неполном использовании. Обозначим фактическое месячное потребление энергии через Р, тогда условия договора можно записать в следующем виде: где S - затраты предприятия, а - стоимость 1 кВт ч энергии, Plim - установленный в договоре предел, ниже которого стоимости 1 кВт-ч энергии, превышающей лимит, составляет as (причем а, а), а выпде - К-a (К - целое число, оп ределяющее кратность оплаты при значительно превышении установленного лимита), а2 - надбавка к тарифу за \ кВт ч невостребованной энергии (оплата неустойки). Наша задача заключается в таком выборе величины Р0, которая минимизирует величину затрат, т.е. 3— тйк Основная сложность СОСТОИТ В ТОМ, ЧТО фактическое потребление энергии Р является величиной случайной с неизвестны законом распределения. Это приводит к тому, что предприятие, как правило, заведомо завышает свои потребности в электроэнергии, чтобы избежать высоких штрафов за ее перерасход» предпочитая заведомо оплачивать неустойку за неполное использование установленного лимита. Предварительно рассмотрим упрощенный; вариант поставленной нами задачи минимизации, встречающейся на практике достаточно редко (как правило, из-за несогласия с подобными договорами на поставку электроэнергии со стороны эяергоснабжающей организации), Формализуя условия подобного договора, можно записать систему ограничений следующего вида: Пусть f(P) - неизвестная нам функция распределения фактической потребности предприятия в энергии. Тогда функцию затрат можно представить в виде: где Рфдя - максимальное значение фактической потребности энергии. В реальном случае значение Ртах всегда конечно. Если же функция распределения определена на бесконечном интервале, например, при нормальном законе распределения, то за Р (с вероятностью 0,9973) можно принять величину (при условии нормального функционирования предприятия и отсутствия ввода в эксплуатацию дополнительных мощностей): - оценка математического ожидания для нормального закона; a - соответствующее среднеквадратическое отклонение (СКО) энергопотребления нефтедобывающим предприятием. Примем, для условий функционала (4,12), равномерное (прямоугольное) распределение величины Р, которое в некоторых случаях удовлетворительно описывает фактические данные (рис. 4.6..А7), то есть при РтП Р Рта имеем f(P)=A, где постоянная величина А из соображений нормировки равна 1/( Ртах - Ртіп)- Тогда из (4.3) следует
