НЕЙРОСЕТЕВЫЕ РЕГУЛЯТОРЫ В ПРОЦЕССЕ ОБЕСПЕЧЕНИЯ КАЧЕСТВА СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА

В настоящее время, число обводненных газовых скважин на газоконденсатных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, постоянно увеличивается. В результате обводнения скважин часть пластовой энергии расходуется на подъем жидкости, что приводит к снижению дебита по газу. По этой причине до 25% скважин выведены из промышленной эксплуатации [4]. В связи с этим, актуальной задачей становится разработка технических решений по восстановлению промышленной эксплуатации обводненных газовых скважин.

Установлено, что наиболее перспективным методом снижения неблагоприятного воздействия обводнения газовых скважин является технология удаления пластовой жидкости с применением насосной откачки пластовой жидкости на основе погруженного управляющего  электроцентробежного насоса УЭЦН [5]. Установка УЭЦН, представленная на рисунке 1, состоит из погруженного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой, газосепаратор и центробежный насос), насосно-компрессорной трубы, кабельной линии, оборудования устья скважины, наземного оборудования (трансформатора и станции управления) [1].

Рисунок 1. Схема управления скважиной

Погружной управляющий электроцентробежный насос представляет собой высоконапорный многоступенчатый насос вертикального исполнения, предназначенный для работы с погружением его под уровень добываемой жидкости в скважине [10]. Для решения задачи эффективной эксплуатации УЭЦН требуется ее стабилизация, которая обычно выполняется по такому параметру как дебит. Результаты опытных испытаний показывают, что рост дебита газа сопровождается нарушением теплового равновесия погруженного электродвигателя УЭЦН. Перегрев электродвигателя обусловлен его расположением на 3-5м ниже уровня приема жидкости насосом, что ухудшает условия охлаждения двигателя. Если не поддерживать определенный уровень жидкости в скважине для охлаждения электродвигателя УЭЦН добываемой жидкостью, происходит нарушение теплового равновесия электродвигателя, что в свою очередь приводит к отключению электродвигателя насоса. Следовательно, для обеспечения требуемых условий работы электродвигателя УЭЦН необходимо реализовать технологию управляемой работы установки электроцентробежного насоса при контролируемом уровне жидкости в скважине. На месторождениях, в которых применяются серийные УЭЦН, возникают и такие трудности, как тяжелый вывод на режим после подземного ремонта, падение коэффициента продуктивности из-за глушения, периодическая эксплуатация скважин вследствие срыва подачи, изменение добывных возможностей скважины в течение года, невозможность подобрать серийный УЭЦН, чтобы он эффективно работал в скважине весь период эксплуатации. Вследствие чего, отличительной особенностью эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является низкий межремонтный период.

Результаты статистического анализа выявили основные причины отказов УЭЦН: ремонтный и заводской дефекты; повреждения при спуске – 25-30%; нарушение изоляции кабеля, вследствие электрических перегрузок и повреждений при спуске – 35%; износ рабочих органов – 30%; выход из строя погружного электродвигателя (ПЭД) по причине тепловых, электрических и механический перегрузок – 10-15% [10].

Выше перечисленные проблемы в эксплуатации являются прямым следствием использования методики релейного управления погружного электроцентробежного насоса. Вынужденные остановки и последующие пуски УЭЦН увеличивают вероятность отказа работы ПЭД, приводят к отклонению технологических параметров управления УЭЦН и нарушению требуемого режима эксплуатации скважин, что существенно увеличивает потери добычи газа.

Обзор работ и выполненных исследований по данной предметной области   [2, 3, 6, 7, 11,12 ]  выявил что рассматриваемые в них проблемы теории и практики эксплуатации УЭЦН не в полном объеме затрагивают вопросы автоматизации безаварийного технологического режима работы системы управления УЭЦН и обеспечения требуемой динамики ПЭД на основе моделей и методов искусственного интеллекта.

В связи с этим, обеспечение качества системы управления УЭЦН на основе новых технологий является актуальной задачей для газодобывающей отрасли.

При рассмотрении технологического процесса добычи жидкости его разбивают на два этапа [10]. Первый этап заключается в выводе скважины на заданный установившийся технологический режим добычи, второй этап - это длительная эксплуатация скважины.

Согласно предлагаемой концепции интеллектуального подхода к управлению установкой электроцентробежного насоса, переменная часть станции управления должна самостоятельно принимать решения по управлению [8]. Другими словами, в состав АСУ УЭЦН должна входить система принятия решений, построенная на принципах использования интеллектуальных технологий. Авторами предложен алгоритм и программно реализована нейросетевая экспертная система (ЭС) контроля параметров скважины и УЭЦН в режиме реального времени на основе прецедентов [9]. База правил ЭС обеспечивает безаварийный технологический процесс откачки. На рисунке 2, представлен разработанный эмулятор работы УЭЦН.

Рисунок 2. Главное окно программы

Наиболее ответственный и сложный этап добычи представляет собой этап достижения установившегося режима. Длительность данного этапа может быть от 1-2 часов до нескольких суток [10]. Это зависит от оптимальности сочетания параметров пласта и насосного агрегата. Вывод скважины на режим, в большинстве случаев, происходит «вручную» оператором при помощи, как правило, релейного управления двигателем погружного насоса. Ни релейное, ни непрерывное управление насосным агрегатом, как показывает практика, не гарантирует успешного завершения технологического процесса вывода скважин на режим с одной попытки. Значение коэффициента продуктивности пласта заранее не известно – это является основной причиной. Поэтому выбрать насосный агрегат по мощности практически нельзя.

При втором способе управления (непрерывное управление насосным агрегатом) мощность агрегата регулируется но, несмотря на это, оператор не всегда может решить однозначно задачу вывода скважины на установившийся режим. В силу сложности динамических процессов в скважине трудно выбрать рациональный закон изменения величины управляющего воздействия. Вследствие чего, качество управления определяется квалификацией и интуицией оператора.  Одно из перспективных направлений решений данной задачи состоит в оснащении погружных электроцентробежных насосов пропорционально-интегрально-дифференциальными регуляторами (ПИД-регуляторами) и системой управления, позволяющей автоматически выводить скважины на стационарный режим работы.

В рамках проводимых автором исследований предлагается реализовать структуру ПИД-регулятора с блоком автонастройки на основе нейронной сети NN, оказанной на рисунке 3.

Рисунок 3. Структура ПИД-регулятора с блоком автонастройки на основе нейронной сети NN

Суть такого подхода заключается в том, что нейронная сеть, обученная определенным образом, будет корректировать поведение регулятора, обеспечивая, с одной стороны, оптимальные значения его настроек в рамках заданных показателей качества, с другой стороны, добиться оптимального завершения технологического процесса вывода скважины на режим эксплуатации.

Автором, в рамках дальнейший исследований предполагается программная реализация блока автонастройки и алгоритма обучения NN, в том числе и на основе эволюционных вычислений, что в целом позволит решить задачу автоматизации и тем самым обеспечить качество системы управления погружного электроцентробежного насоса посредством интеллектуальных технологий.

Список литературы:

1. Андреев Е.Б. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа / Е.Б. Андреев [и др.]. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 399 с.
2. Башарин А. В., Новиков В.А., Соколовсикй Г.Г. Управление электроприводами. – Л.: Энергоиздат, 1982. – 392 с
3. Боровский В. И. Энергетические параметры и характеристики высокооборотных лопастных насосов. – М.: Машиностроение, 1989. – 181 с.
4. Валеев А.Ф., Информационно-измерительная система управляемой насосной откачки пластовой жидкости из обводненных газовых скважин: диссертация кандидата технических наук: 05.11.16 / Валеев Артем Фаатович; [Место защиты: Оренбургский государственный университет]. - Оренбург, 2015. - 166 с.
5. Валеев А.Ф. Концепция совершенствования технологических режимов работы системы «пласт-скважина-шлейф» в условиях обводнения газовых скважин и способ её реализации [Электронный ресурс] / А.Ф. Валеев, Н.А. Соловьев, А.Г. Шуэр // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2013. – №4. – С. 136-149. – Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/ValeevAF/ValeevAF_1.pdf.
6. Михайлов О.П. Автоматизированный электропривод станков и промышленных роботов. – М.: Машиностроение, 1990. – 304 с.
7. Муравьев И. И., Мишенко И.Т, Эксплуатация погружных центробежных насосов в вязких и газожидкостных смесях. – М.: Недра, 1969. – 248 с.
8. Попелло М.В., Нейросетевая экспертная система в процессе диагностирования неисправностей оборудования УЭЦН [Электронный ресурс] / М. В. Попелло, А. М. Семенов // сборник материалов III Международной научно-практической конференции (10-11 августа 2016 года), Том II – Кемерово: ЗапСибНЦ, 2016, с. 80-83
9. Попелло М.В., Программная реализация генетического алгоритма нейронных сетей в процессе эксплуатации газовой скважины [Электронный ресурс]: прикладная программа / С. А. Щелоков [и др.]; М-во образования и науки Рос. Федерации, Федер. гос. бюджет. образоват. учреждение высш. образования "Оренбург. гос. ун-т". - Электрон. текстовые дан. (1 файл: 0.64 Mb). - Оренбург: ОГУ, 2016.
10. Стариков В.А., Автоматизация технологического процесса вывода нефтяной скважины на стационарный режим работы после капитального ремонта: диссертация ... кандидата технических наук: 05.13.06 / Стариков Владимир Александрович; [Место защиты: Сам. гос. техн. ун-т]. - Самара, 2010. - 156 с.: ил. РГБ ОД, 61 10-5/2846
11. Черкасский В. М. Насосы, вентеляторы, компрессоры. – М.: Энергоатомииздат, 1984. – 415 с.
12. Эпштейн Н.И. Автоматизированный электропривод переменного тока. – М.: Энергиздат, 1982. – 192 с.