Технология Noise-контроля нефтяных скважин по ваттметрограмме электродвигателя глубинно-насосной установки

Рассматривается возможность использования измерительной информации о потребляемой мощности (ваттметрограмы) электродвигателем глубинно-насосной установки для диагностики технического состояния оборудования нефтяных скважин. Показано, что одним из возможных путей при этом может быть применение Noise-технологии к обработке сигналов ваттметрограмм.

Предложена технология формирования множества комбинаций эталонных и текущих информативных признаков из оценок нормированных корреляционных функций полезного сигнала ваттметрограммы и показано, что они эквивалентны информативным признакам динамограммы, получаемой от датчика усилия, установленного на подвеске штанговой глубинно-насосной установки. Показано, что они в одинаковой степени отражают техническое состояние скважины и ее оборудования, благодаря чему информативные признаки по ваттметрограмме могут быть использованы для решения задач контроля, идентификации и управления процессом добычи нефти со штанговой глубинно-насосной установкой.

Предложены варианты уменьшения погрешности результатов корреляционного анализа ваттметрограммы и вариант применения нормированных корреляционных функций полезного сигнала ваттметрограммы для решения задач идентификации технического состояния оборудования ШГНУ. Для повышения эффективности систем контроля предложено дублирование функции диагностики системы с применением спектральной технологии Noise-контроля начала и динамики развития неисправностей.

Приведены особенности реализации на промыслах. Рассмотрены возможные варианты применения нормированных корреляционных функций полезного сигнала ваттметрограммы для решения задач идентификации технического состояния скважин в процессе ее эксплуатации. Приводится упрощенная структурная схема дистанционной системы контроля и управления ШГНУ по сигналам ваттметрограммы, которая внедрена на скважинах нефтедобывающего управления "Бибиэйбатнефть" в Азербайджане. Показано, что предложенные в работе алгоритмы и технологии анализа помехи ваттметрограмм, в принципе, могут найти широкое применение во многих областях экономики, где применяются электродвигатели.

1. Aliev T. A., Rzayev A. H., Guluyev G. A. et al. Robust technology and system for management of sucker rod pumping units in oil wells // Mechanical Systems and Signal Processing. 2018. Vol. 99. P. 47—56. DOI: 10.1016/j.ymssp.2017.06.010.

2. Neely A. B., Tolbert H. E. (1988) Experience with PumpOff Control in the Permian Basin // SPE Paper No. 14345. SPE Technical Conference and Journal of Petroleum Technology. 1988. P. 645—648.

3. Li K., Han Y., Wang T. 2018. A novel prediction method for down-hole working conditions of the beam pumping unit based on 8-directions chain codes and online sequential extreme learning machine // Journal of Petroleum Science and Engineerin. 2018. N. 160. P. 285—301.

4. Chen D., Zhang R., Meng H. The study and application of dynamic liquid lever calculation model based on dynamometer card of oil wells // Science Technology and Engineering. 2015. N. 15(32). P. 32—35

5. Yu D., Li Y., Sun H. et al. A fault diagnosis method for oil well pump using radial basis function neural network combined with modified genetic algorithm // Journal of Controlence and Engineering. 2017. N. 2. P. 1—7.

6. Zhang R., Wang Z., Wang X. et al. 2018. Integrated Diagnostics Method and Application of Ground and Downhole Working Condition in Rod Pumping Well // Journal of Applied Science and Engineering. 2018. Vol. 24, N. 4. P. 615—624.

7. Xing M. M., Dong S. M. A New Simulation Model for a Beam-Pumping System Applied in Energy Saving and ResourceConsumption Reduction. SPE. Prod. Oper. 2015. Vol. 30, N. 02. P. 130—40.

8. Sun Z., Lin C., Du D. et al.2019Application of seismic architecture interpretation in enhancing oil recovery in late development stage taking meandering river reservoir in dongying depression as an example // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. N. 10. P. 67—69.

9. Han D. 2010. Discussions on concepts, countermeasures and technical routes for the secondary development of high watercut oil fields //Petroleum Explorationand Development. 2010. 37(5), 583—591.

10. Галимов И. Ф., Губайдуллин Ф. А., Вахин А. В., Исаев П. В. Анализ эффективности гидроразрыва терригенных коллекторов Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения на поздней стадии разработки // Журнал нефтяная промышленность. 2018. № 01. С. 52—54

11. Алиев Т. М. и др. Автоматический контроль и диагностика скважинных штанговых насосных установок. М.: Недра, 1988. 232 с.

12. Gibbs S. G., Neely A. B. Computer diagnosis of down-hole conditions in sucker rod pumping wells // Journal of Petroleum Technology. 1966. Vol. 8, N. 01. P. 91—94. DOI:10.2118/1165-PA

13. Aliev T. A. Noise Control of the Beginning and Development Dynamics of Accidents. Springer, 2019.

14. Aliev T. A., Guluyev G. A., Pashayev F. H. et al. Noise monitoring technology for objects in transition to the emergency state // Mechanical Systems and Signal Processing. 2012. Vol. 27. P. 755—762. DOI: 10.1016/j.ymssp.2011.09.005.

15. Fasel T. R., Todd M. D. Chaotic insonification for health monitoring of an adhesively bonded composite stiffened panel. Mechanical Systems and Signal Processing. 2010. Vol. 24, N. 5. P. 1420—1430.

16. Guluyev G., Pashayev A., Pashayev F.et al. Building the dynamometer card of sucker rod pump using power consumption oftheelectric motor ofpumping unit // IV international conference"Problems of cybernetics and informatics". September 12—14, 2012, Baku, Azerbaijan. Vol. III. P. 19—21.

17. Tang H., Liao Y. H., Cao J. Y., Xie H. Fault diagnosis approach based on Volterra models // Mechanical Systems and Signal Processing. 2010. Vol. 24, N. 4. P. 1099—1113.

18. Алиев Т. А., Нусратов О. Г., Гулуев Г. А., Рзаев А. Г., Пашаев Ф. Г., Резван М. Г., Керимов А. Б. Алгоритмы диагностики неисправностей штанговых глубинно-насосных установок // Мехатроника, автоматизация, управление. 2015. Т. 16, № 5. С. 314—320.

19. Алиев Т. А., Рзаев А. Г., Гулуев Г. А., Ализаде Т. А., Саттарова У. Э., Рзаева Н. Э. Система диагностики и управления штанговых глубинно-насосных установок нефтяных скважин с использованием робастной noise-технологии // Мехатроника, автоматизация, управление. 2015. Т. 16, № 10. С. 686—698.

20. Алиев Т. А., Мусаева Н. Ф., Сулейманова М. Т., Газызаде Б. И. Чувствительные алгоритмы выявления степени развития неисправности штанговой глубинной насосной установки // Мехатроника, автоматизация, управление. 2017. Т. 18, № 2. С. 91—102.

21. Алиев Т. А., Мусаева Н. Ф., Газызаде Б. И. Технологии мониторинга динамики развития повреждений на буровых установках с использованием моментов высоких порядков помехи // Мехатроника, автоматизация, управление. 2020. Т. 21, № 4. С. 213—223.

22. Bendat J. S., Piersol A. G. Random Data, Analysis & Measurement Procedures. Wiley, New York, 2000.

23. Bendat J. S., Piersol A. G. Engineering Applications of Correlation and Spectral Analysis. Wiley, New York, 1993.

24. Алиев Т. А., Искендеров Д. А., Гулуев Г. А. и др. Результаты внедрения комплекса контроля, диагностики и управления для нефтяных скважин, эксплуатирующихся штанговыми глубинными насосами в нефтегазодобывающем управлении "Бибиэйбатнефть" // Азербайджанское Неф тяное Хозяйство. 2014. № 6. С. 37—41.