РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Список литературы

 

Давление на приеме Температура ПЭД Вибрация Сопротивление изоляции

Определение уровня жидкости над ЭЦН

Давление на буфере Давление в линии КВЧ Обводненность

Температура на устье Дебит

Рабочие характеристики ПЭД: Ток, Частота, Напряжение, Загрузка Уставки защиты

Контроль предупредительных сигналов со СУ УЭЦН

Контроль показателей работы ЭЦН

Мера

Оптимизация работы фонда скважин

Эхолот МИКОН

Система ТМС

Одной из основополагающих задач для умного месторождения на ближайшие 3-5 лет является внедрение и использование искусственного интеллекта при исследовании эксплуатации погружного оборудования для механизированной добычи нефти, с целью повышения эффективности его работы. Мониторинг и изучение большого количества данных, которые постоянно обновляются и изменяются, по скважинам добывающего фонда и своевременное принятие правильного решения без использования искусственного интеллекта невозможно. В то же время, для искусственного интеллекта необходимо создание и интегрирование новых методов, позволяющих правильно анализировать и корректировать жизненный цикл скважины в реальном времени, используя статистическую информацию.

Рисунок 1. – Процесс управления фондом скважин на Салымской группе месторождений.

Принимая во внимание удаленность скважин на месторождении, ограничения доступа оператора к СУ УЭЦН, изменяющихся во времени режимов работы скважины, на Салымской группе месторождений внедрена система удаленного контроля и защиты УЭЦН с применением датчиков телеметрии (рис. 1). В связи с тем, что на 20 % эхолотов на устье скважины (для дублирования замеров динамического уровня и определения давления на приеме насоса) показывают некорректные значения (отклонение более 10 атм. от показаний ТМС), процент работающих датчиков ТМС является ключевым параметромконтроля за оперативной добычей.

Рисунок 2 – Зависимость наработки УЭЦН от работающего времени датчика ТМС в скважине.

 

Был проанализирован объем данныхпосредней наработки (СНО) ТМС за период с 2014 по 2017 г. и построена зависимость наработки УЭЦН от рабочего времени датчика (рис. 2). На рисунке 2 видно, что с увеличение работающего времени датчика, увеличивается СНО УЭЦН.Расхождение между фактическими данными СНО и данными полученными расчетным путем по разным производителям отличаются на 5%. При анализе данных по отказам ТМС были определены основные отказавшие узлы по всем производителя и выявлено, что после отказа ТМС каждая вторая установка (51%) УЭЦН не отрабатывает более чем полу года и 80% не отрабатывают 365 суток. Средняя наработка УЭЦН после отказа ТМС составляет 211 суток.

Результаты, полученные при данном анализе, позволили определить максимально надежные датчики и выявить основные проблемные узлы, благодаря этому в 2018 году произошло увеличение на 6% фонда работающих ТМС на Салымской группе месторождений и на 14% СНО добывающего фонда скважин.

 

Список литературы

1. Косилов Д.А., Былков В.В. Универсальная термоманометрическая система – оптимизация производства за счет унификации применяемого оборудования // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – С. 32 – 38.

2. Ивановский В.Н.,Системы мониторинга и управления или интеллектуальные системы добычи нефти. За чем будущее? // Инженерная практика – 2014. - №9. – С. 116 – 118.

 

УДК 550

 

⇐ Предыдущая14151617181920212223Следующая ⇒

Поделиться: