ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
УДК 681.518:622.276 © А.Н. Мурыжников, 2015
Методическое и программное обеспечение нижнего уровня системы мониторинга объектов нефтедобычи
А.Н. Мурыжников, к.т.н.
(ООО «Уфимский Научно-Технический
Центр»)
Адрес для связи: MuryjnikovAN@ufntc.ru
Ключевые слова: система мониторинга, идентификация неисправностей.
Methodical and software support of low level of oil production facilities
A.N. Muryzhnikov (Ufa SciTechCenter LLC, RF, Ufa)
E-mail: MuryjnikovAN@ufntc.ru
Key words: monitoring system, identification of malfunctions.
The article discusses the creation of methodological and software monitoring system well stock with sucker-rod pumps on the basis of automatic process control system for oil production and system support decision making. The author proposes method of constructing a table of transitions and segmentation of exploitation, sucker-rod pump.
Актуальность проблемы
Система мониторинга состоит из автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) и системы поддержки принятия решений (СППР). СППР - одно из современных направлений информационных технологий. Этот класс информационных систем известен достаточно давно, однако в последнее время данный термин получает новую трактовку. Под СППР понимают комплекс взаимосвязанных программ и данных, используемых для анализа ситуации, формулирования альтернативных решений и выбора из них наиболее приемлемых. СППР - диалоговая автоматизированная информационная система, использующая правила принятия решений и соответствующие модели с базами данных, а также интерактивный компьютерный процесс моделирования, поддерживающий принятие самостоятельных и неструктурированных решений отдельными менеджерами (лицами, принимающими решения).
Одним из рациональных подходов к постановке задачи разработки системы интеллектуальной поддержки принятия решений масштаба корпоративного предприятия является подход, ориентированный на интеграцию двух связанных между собой информационных технологий: построения информационных хранилищ (ИХ) и интеллектуального анализа данных.
В последнее десятилетие неоднократно предпринимались попытки создания систем мониторинга.
1. Система мониторинга АСУ ТК приема- сдачи нефти НГДУ. В основу положена сеть измерения параметров потоков жидкости в узлах инженерной сети гидродинамической системы добычи и закачки и выходные формы программного обеспечения (ПО) «Баланс жидкости».
2. Система мониторинга АСУ ТП нефтегазодобычи, базируется на ПО «Баланс жидкости» и «АРМ Метролога».
3. Система мониторинга АСУ ТП НПС, ЛТМ МН в режиме реального времени, 2008 г. Это максимально прора-
ботанное решение, которое автор взял за основу построения СППР при создании системы мониторинга объектов нефтедобычи.
Для добычи нефти наиболее часто применяются сква-жинные штанговые насосы (СШН). Согласно статистике, СШН в России эксплуатируется более 50 % фонда скважин. Разрабатываются также новые нефтепромысловые технологии и оборудование. В связи с этим проводятся дополнительные исследования с целью уточнения параметров, используемых при диагностировании состояния СШН, совершенствуются системы автоматизации и телемеханизации скважин.
К преимуществам установок СШН (УСШН) относятся технически несложный монтаж, возможность адаптации к изменяющимся условиям притока и относительно высокий к.п.д., к недостаткам - достаточно быстрый (4-5 лет) износ плунжерной пары, НКТ и штанг вследствие трения, а также трудоемкость операций по замене и ремонту СШН, что обусловливает необходимость своевременной диагностики и подтверждает актуальность автоматизации контроля технического состояния и режима работы УСШН.
Если посмотреть на оборудование нефтяной скважины как на механизм, выполняющий физическую работу, то можно теоретически установить зависимости потребляемого электрического тока от внешних факторов. Зависимости не простые, но с помощью компьютерных технологий их можно получить.
Для решения обратной задачи - по потребляемому току определить не только нагрузку рабочих элементов, но и, например, уровни жидкости, необходимо, чтобы компьютер по нюансам токограммы мог исключать многофакторность. Это требует предварительного анализа практических токограмм и особенно тех, по которым выявлены какие-либо неисправности оборудования или аномалии условий эксплуатации.
Рис. 1. Ситуационные модели работы УСШН
Преимущество диагностики работы оборудования через анализ токограмм заключается в том, что не требуется специального дорогостоящего оборудования (датчиков динамометрирования), в данном случае применяются датчики массового производства, уже адаптированные к компьютеру или контроллеру, которые находят все большее применение на скважинах.
Методы испытаний
Для наглядности отображения контрольных точек ваттметрограмм электродвигателей (ЭД) УСШН используем гистограммы (см. рисунок, а-е). На рисунке, а показана ситуационная модель 1, отражающая нормальную работу УСШН. В ситуационной модели 2
(см. рисунок, б) противовесы приближены к оси приблизительно на 10 см относительно номинального положения. В ситуационной модели 3 они удалены от оси приблизительно на 10 см от номинального положения. Гистограмма ситуационной модели 3 - это зеркальное отображение ситуационной модели 2 относительно средней точки 165°. В обоих случаях увеличилось электропотребление. При имеющихся различиях все изображенные ранее токограммы связывает то, что имеются два пика, привязанные к одним и тем же углам поворота кривошипа, характер зависимостей тока от угла поворота кривошипа сохраняется. К отличиям можно отнести вытянутость отдельных участков токограмм относительно друг друга по вертикали.
Ситуационная модель 4 (см. рисунок, в) - отказ клапанов насоса. Динамическая нагрузка на подвеске уменьшилась в 10 раз. Ситуационная модель 5 (см. рисунок, г) -обрыв штока между насосом и подвеской. Ситуационная модель 6 (см. рисунок, д) - заклинивание поршня насоса.
Ситуационная модель 7 (см. рисунок, е) отражает наличие газового фактора.
Полученные результаты
Для идентификации неисправностей по ситуационным моделям надо составить таблицу оцифровки токограмм по контрольным точкам (табл. 1). Токограммы получаются с помощью мобильного пульта считывания.
Из табл. 1 видно, что семь ситуационных моделей токо-грамм работы УСШН описываются комбинацией из девяти значений двоичной логики.
Разработанная АСУ ТП УСШН позволяет получать в реальном масштабе времени оцифрованные токограммы ЭД и распознавать неисправности оборудования УСШН; не в единичном в отличие от существующих систем, а в массовом количестве при одинаковом функционале. Применим ранее исследованный метод построения системы мониторинга (СМ) установки предварительного сброса воды (УПСВ) для образования таблицы перехода состояний и детализаций (ТПСД). Форма ТПСД представлена в табл. 2. ТПСД
Таблица 1
Сила тока в Типовые ситуации
контрольных точках, А 1 2 3 4 5 6 7
Угол поворота кривошипа 54° (0+Н/4)
16 1 0 0 0 0 0 1
>16 0 0 1 0 0 0 0
<16 0 1 0 1 1 1 0
Угол поворота кривошипа 253° (ВМТ-Н/4))
16 1 0 0 1 0 0 0
>16 0 1 0 0 1 0 0
<16 0 0 1 0 0 1 1
Угол поворота кривошипа 120 ° (Г/3)
9 1 0 0 0 0 0 1
>9 0 0 1 0 1 1 0
< 9 0 1 0 1 0 0 0
Таблица 2
№ Текущее Состояние Детализация состояния
Наим. неиспр. Сит. мод. Код Состояние Дата и время
1.1 Нормативное Нормальная работа №1 100100100 Исправен
1.2 Предаварийное Расст.от п/веса<10см №2 001010001 Неиспр
1.3 Предаварийное Расст.от п/веса<10см №2 001010001 Ремонтные работы
1.4 2.1 Нормативное Нормальная работа №1 100100100 Исправен
2.2 Предаварийное Расст.от п/веса>10см №3 010001010 Неисправен
2.3 Предаварийное Расст.от п/веса>10см №3 010001010 Ремонтные работы
2.4 3.1 Нормативное Нормальная работа №1 100100100 Исправен
3.2 Аварийное Отказ клапана насоса №4 001100001 Неисправен
3.3 Аварийное Отказ клапана насоса №4 001100001 Ремонтные работы
3.4 Работоспособное Отказ клапана насоса №1 100100100 Нет в комплекте ЗИП
3.5 4.1 Нормативное Нормальная работа №1 100100100 В комплекте ЗИП
4.2 Аварийное Обрыв штока между н/а и подвеской №5 001010010 Неисправен
4.2 Аварийное Обрыв штока между н/а и подвеской №5 001010010 Ремонтные работы
4.3 5.1 Нормативное Нормальная работа №1 100100100 Исправен
5.2 Аварийное Заклин. поршня насоса №6 001001010 Неисправен
5.3 Аварийное Заклин. поршня насоса №6 001001010 Ремонтные работы
5.4 6.1 Нормативное Нормальная работа №1 100100100 Исправен
6.2 Аварийное Газовый фактор №6 100001100 Неисправен
6.3 Аварийное Газовый фактор №6 100001100 Вывод на режим
6.4 7.1 Нормативное Нормальная работа №1 100100100 Исправен
7.2 Предаварийное Детализация не завершена
7.3 Внешняя причина
на АРМ системы мониторинга УСШН служит основой системы поддержки принятия решений.
Выводы
1. Применяемые в последнее время [2] в нефтедобыче автоматизированные системы управления технологическими процессами обладают высокой степенью детализации.
2. Ваттметрограммы (ВМГ) применяют для контроля энергопараметров ЭД УСШН. Детальный анализ ВМГ позволяет идентифицировать ряд механических и технологических неиправностей УСШН.
3. Из вариантов системы мониторинга нефтедобычи наиболее близким к реализации является вариант СМ, основанный на таблице переходов состояний и детализаций.
4. Сведение воедино АСУ ТП и подходов к построению СППР позволяет интерпретировать ТПСД как СМ УСШН.
Список литературы
1. Охотников Е.С. Системы мониторинга технологических процессов нефтегазодобывающих предприятий: классификация и математическое моделирование // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2006. - №2. - http://ogbus.ru/authors/Okhotnikov/ Okhotnikov_1 .pdf
2. Применение модемов ZigBee для передачи энергетических параметров УШГН и УЭЦН на диспетчерский пульт НГДУ.// А.Н. Мурыжников, И.Г. Алкин, И.Р. Латыпов, А.А. Мурыжников /Нефтяное хозяйство. - 2013. -№10. - С. 104- 107.
3. Мурыжников А.Н. Аппаратное обеспечение нижнего уровня системы мониторинга объектов нефтедобычи // Нефтяное хозяйство.-
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.