ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ МАШИНЫ Российский патент 2022 года по МПК G06Q10/04 

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0001] Для добычи нефти из традиционных и нетрадиционных источников можно использовать устройства для механизированной эксплуатации скважин, такие как электрические погружные насосы (ESP), станки-качалки и т.п. Добычу нефти из скважин с ESP можно оптимизировать отдельно для каждой скважины. В итерационном процессе оптимизации каждой скважины инженеры по добыче могут руководствоваться оценками и опытом, при этом можно гарантировать, что не будут нарушены ограничения на уровне кластера. Этот процесс может быть трудоемким и может не приводить к максимальной добыче нефти из всех скважин в кластере.

[0002] Кроме того, программное обеспечение, которое в настоящее время используется работниками нефтегазовой отрасли, может работать на настольных системах. Несколько приложений работают на мобильных устройствах разного вида. Поскольку вычислительные ресурсы, доступные на настольных системах, могут быть ограничены, работа некоторых алгоритмов оптимизации может занимать больше времени, чем пользователь готов или может потратить на ожидание результата. В некоторых случаях алгоритмы могут выполняться в фоновом режиме по расписанию. Пользователи могут получать уведомления, когда результат оптимизации превышает заранее определенное пороговое значение. Из-за ограниченной доступности вычислительных ресурсов в настольных средах программные пакеты не могут обеспечить желаемый пользовательский интерфейс. Кроме того, характеристики моделей скважин могу выбираться ситуативно, в результате чего оптимизация будет выполняться для некалиброванных моделей скважин.

ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0003] В различных аспектах описанного объекта изобретения могут быть обеспечены одна или более из следующих возможностей. Система мониторинга нефтяного месторождения может улучшить/изменить добычу нефти, воды и/или газа в кластере нефтяных скважин на нефтяном месторождении с управлением рабочими параметрами нефтяного насоса в кластере нефтяных скважин. Система мониторинга может предоставить пользователю рекомендации. Например, на основе системных ограничений (например, области эксплуатационных режимов) метод оптимизации (например, линейное программирование) может рекомендовать рабочие параметры (например, новый набор частот ESP для кластера ESP) для улучшения (например, максимального увеличения) добычи нефти. Система мониторинга также может моделировать добычу сырой нефти на основе входных данных, предоставленных пользователем.

[0004] В одном варианте осуществления способ может включать прием ретроспективных данных, характеризующих определенную рабочую характеристику первой промышленной машины из множества промышленных машин в кластере. Способ может также включать определение области эксплуатационных режимов, связанной с первой промышленной машиной, на основе ретроспективных данных. Область эксплуатационных режимов может указывать на диапазон значений рабочего параметра первой промышленной машины. Способ может дополнительно включать определение рекомендуемого эксплуатационного параметра, причем определение может включать использование области эксплуатационных режимов и данных пользовательского ввода в качестве эксплуатационных ограничений, связанных с одной или более из множества промышленных машин. Способ также может включать отрисовку в области отображения графического пользовательского интерфейса визуального представления рекомендуемых эксплуатационных параметров.

[0005] Один или более из следующих признаков могут быть включены в любой целесообразной комбинации.

[0006] В одном варианте осуществления определение области эксплуатационных режимов может включать определение по меньшей мере одного из первого измеренного значения рабочей характеристики и второго измеренного значения рабочей характеристики из ретроспективных данных. Измеренные значения первой и второй рабочих характеристик могут указывать на предварительно заданный диапазон значений характеристик первой промышленной машины. Определение области эксплуатационных режимов может дополнительно включать расчет по меньшей мере одного из первого значения границы области эксплуатационных режимов в соответствии с первым измеренным значением рабочей характеристики и второго значения границы области эксплуатационных режимов в соответствии со вторым измеренным значением рабочей характеристики. В другом варианте осуществления расчет первого значения границы области эксплуатационных режимов может включать изменение входных данных цифровой модели с характеристикой множества промышленных машин на основании разности между предыдущими выходными данными цифровой модели и первым измеренным значением рабочей характеристики.

[0007] В одном варианте осуществления способ может дополнительно включать отрисовку в области отображения графического интерфейса пользователя интерактивного графического объекта, характеризующего вводимое пользователем значение. Способ может также включать прием данных, характеризующих взаимодействие пользователя с интерактивным графическим объектом. Данные, характеризующие взаимодействие с пользователем, могут указывать на вводимое пользователем значение. Способ может дополнительно включать обновление цифровой модели на основе вводимого пользователем значения и области эксплуатационных режимов. В другом варианте осуществления обновление цифровой модели может включать вычисление одного или более коэффициентов системы, связанных со множеством промышленных машин. В еще одном варианте осуществления характеристическое математическое представление, содержащее систему уравнений, можно использовать для вычисления одного или более коэффициентов системы по меньшей мере частично на основе области эксплуатационных режимов и вводимого пользователем значения.

[0008] В одном варианте осуществления способ может дополнительно включать генерирование цифровой модели, причем генерирование может включать определение одного или более коэффициентов характеристического уравнения первой промышленной машины на основе данных от датчиков, определенных одним или более датчиками, функционально соединенными с первой промышленной машиной. В другом варианте осуществления ретроспективные данные могут быть определены одним или более датчиками, соединенными с первой промышленной машиной. В еще одном варианте осуществления множество промышленных машин может включать в себя одну или более из установок перегонки сырой нефти, управляющих клапанов, коллекторов, модуля обсадных труб, насосов и модуля насосно-компрессорных труб. В другом варианте осуществления способ может дополнительно включать передачу на контроллер первой промышленной машины команды для изменения работы первой промышленной машины на основе рекомендуемого эксплуатационного параметра.

[0009] В одном варианте осуществления способ может дополнительно включать определение второй области эксплуатационных режимов, связанной с первой промышленной машиной, из ретроспективных данных. Область эксплуатационных режимов может указывать на второй диапазон значений второго рабочего параметра первой промышленной машины. Определение рекомендуемого эксплуатационного параметра может включать использование второй области эксплуатационных режимов в качестве второго эксплуатационного ограничения, связанного с одной или более из множества промышленных машин.

[0010] Кроме того, описаны нетранзиторные компьютерные программные продукты (т.е. физически реализованные компьютерные программные продукты), содержащие команды, которые при их исполнении одним или более процессорами обработки данных одной или более компьютерных систем приводят к тому, что по меньшей мере один процессор обработки данных выполняет описанные в настоящем документе операции. Аналогичным образом также описаны компьютерные системы, которые могут включать один или более процессоров обработки данных и память, соединенную с данным одним или более процессорами обработки данных. В памяти могут временно или постоянно храниться команды, которые приводят к тому, что по меньшей мере один процессор обработки данных выполняет одну или более из описанных в настоящем документе операций. Кроме того, способы могут быть реализованы одним или более процессорами обработки данных либо в рамках одной компьютерной системы, либо в рамках системы, распределенной между двумя или более компьютерными системами. Такие компьютерные системы могут быть соединены и могут обмениваться данными и/или командами или другими инструкциями или т.п. посредством одного или более соединений, включая соединение по сети (например, сети Интернет, беспроводной глобальной сети, локальной сети, глобальной сети, проводной сети и т.д.), посредством прямого соединения между одной или более из множества компьютерных систем и т.д.

[0011] Эти и другие возможности описанного объекта изобретения станут более понятными после рассмотрения нижеследующих фигур, подробного описания и формулы изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР

[0012] Эти и иные признаки станут более понятными на примере следующего подробного описания в сочетании с сопроводительными рисунками, причем:

[0013] на ФИГ. 1 представлена схема иллюстративного способа мониторинга и управления работой кластера нефтяных скважин;

[0014] на ФИГ. 2 представлена схематическая иллюстрация системы мониторинга для отслеживания и управления работой нефтяных скважин в кластере;

[0015] на ФИГ. 3 представлен пример отображения графического интерфейса пользователя (ГИП) системы мониторинга, показанной на ФИГ. 2; и

[0016] на ФИГ. 4 представлен пример интерактивного ГИП системы мониторинга, изображенной на ФИГ. 2.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0017] Добычу сырой нефти (или природного газа, и/или воды) из скважины, такой как кластер нефтяных скважин, можно улучшить путем изменения работы нефтяных насосов в нефтяных скважинах кластера. Изменение работы насосов может включать изменение, например, рабочих параметров нефтяных скважин (например, скорости/частоты вращения двигателей в нефтяных насосах, давления в устье скважины, управляемого клапаном в устье скважины, и т.п.). Однако улучшение добычи нефти в кластере с изменением рабочих параметров одного или более нефтяных насосов вручную может быть трудоемкой задачей. Например, могут возникнуть сложности с улучшением/изменением добычи нефти в кластере, если существуют ограничения, связанные с отдельными насосами в кластере (например, желаемые рабочие параметры насосов), и/или ограничения, связанные с кластером (например, энергия, потребляемая нефтяными насосами в кластере, общий объем нефти, добытый кластером, и т.п.). Система мониторинга позволяет улучшить (например, оптимизировать) добычу нефти в кластере, управляя работой насосов в кластере на основе ограничений насоса и/или ограничений кластера. Ограничения насоса, определенные для конкретного насоса, могут быть основаны на ретроспективных эксплуатационных данных насоса. Добавление ограничений насоса (например, на основе ретроспективных данных) при определении (например, оптимизации) желаемых рабочих параметров насоса может увеличить ресурс и продлить срок службы насоса, а также повысить добычу нефти.

[0018] Ретроспективные эксплуатационные данные насоса (например, данные о крутящем моменте насоса) могут указывать на желаемую (например, нормальную) работу насоса. На основе ретроспективных эксплуатационных данных можно рассчитать диапазон значений рабочего параметра («область эксплуатационных режимов»). В одном варианте осуществления это можно сделать с помощью итерационного алгоритма в сочетании с цифровой моделью насоса. Цифровая модель в качестве входных данных может принимать рабочий параметр насоса (например, частоту работы насоса) и генерировать рабочую характеристику насоса (например, крутящий момент насоса). Итерационный алгоритм может изменять значения входных рабочих параметров цифровой модели до тех пор, пока выходная характеристика насоса не приблизится к желаемому значению (например, ретроспективному значению рабочей характеристики). Например, входную частоту насоса можно изменять (например, итеративно) для получения значений крутящего момента насоса, которые соответствуют ретроспективным значениям крутящего момента насоса (например, в пределах заранее определенного значения приближения). Повторяя эту операцию для множества ретроспективных значений рабочих характеристик, можно получить область эксплуатационных режимов. Область эксплуатационных режимов (например, значения частоты вращения насоса) можно использовать в качестве ограничения при улучшении (например, оптимизации) работы кластера (например, для оптимизации добычи нефти). Например, во время анализа возможных ситуаций область эксплуатационных режимов можно использовать в качестве дополнительного ограничения в процессе оптимизации (например, в дополнение к ограничению кластера, такому как добыча воды кластером, потребление энергии кластером и т.п.). В некоторых вариантах осуществления можно рассчитать несколько областей эксплуатационных режимов (например, из нескольких наборов данных в ретроспективных данных). Это можно сделать, например, путем итеративного изменения нескольких входных рабочих параметров насоса для нескольких рабочих характеристик. Например, рабочую частоту можно получить из ретроспективных данных о крутящем моменте насоса, давление в насосно-компрессорных трубах на устье скважины можно получить из ретроспективных данных о температуре моторного масла и т.п.

[0019] Система мониторинга может включать интуитивно понятный интерфейс, позволяющий оператору взаимодействовать с системой мониторинга. Например, оператор может моделировать изменения в работе нефтяных скважин в кластере путем изменения ограничений кластера и/или рабочих параметров нефтяных насосов в кластере. Моделирование может включать ограничения для одного или более насосов на основе ретроспективных данных. Пользователь может удаленно изменять работу нефтяной скважины, например, за счет изменения работы насоса. Такое удаленное изменение работы нефтяной скважины может быть основано на гипотетическом изменении работы, использованном при моделировании. Другие варианты осуществления находятся в пределах объема настоящего описания.

[0020] На ФИГ. 1 представлена схема иллюстративного способа мониторинга и управления работой промышленной нефтегазовой машины (например, нефтяных насосов), связанной с кластером нефтяных скважин («кластером»). Кластер нефтяных скважин может включать в себя множество нефтяных скважин (например, нефтяные скважины, которые находятся в географической близости, имеют общую характеристику и т.д.). Кластеры нефтяных скважин (например, ESP в кластере нефтяных скважин) могут характеризоваться общей инфраструктурой для электропитания и возможностью обработки суммарного потока, они налагают ограничения на уровне кластера, которые можно учитывать в процессе оптимизации.

[0021] На этапе 102 могут быть получены ретроспективные данные, характеризующие определенную рабочую характеристику первой нефтегазовой промышленной машины (дальнейшее обозначение - «насос») из множества нефтегазовых промышленных машин в кластере. Как показано на ФИГ. 2, кластер нефтяных скважин может включать в себя множество нефтяных скважин (например, нефтяные скважины 202a, 202b и т.п.) и различные нефтяные скважины могут включать в себя насос для добычи нефти, воды, газа и т.п. Система 200 мониторинга может получать ретроспективные данные, связанные с насосами в кластере. Ретроспективные данные могут включать в себя рабочие характеристики (например, величину крутящего момента, потребляемую мощность, добычу воды и т.п.) разных насосов в кластере. Ретроспективные данные могут быть получены на основе значений, ранее определенных датчиками (например, датчиком 204a, 204b и т.д.), связанными с насосами в кластере. Ретроспективные данные могут содержать метаданные, связанные с разными значениями рабочей характеристики. Например, метаданные могут указывать на идентификатор, связанный с нормативным значением (например, значение характеристики представляет собой измерение крутящего момента), идентификатор насоса, связанный со значением характеристики, рабочим состоянием насоса во время измерения, предупреждениями, связанными с насосом во время измерения, и т.д. Метаданные могут содержать, например, описательные метаданные с описанием источника ретроспективных данных, эталонные метаданные с описанием содержимого ретроспективных данных и т.д.

[0022] На этапе 104 область эксплуатационных режимов, связанная с насосом, может быть определена из ретроспективных данных. Область эксплуатационных режимов может указывать на диапазон значений рабочих параметров, которые могут быть желательными для работы насоса. Другими словами, эксплуатация насоса со значениями рабочих параметров в пределах области эксплуатационных режимов может увеличить ресурс и/или производительность насоса (например, путем снижения нагрузки на насос, уменьшения его перегрузки и т.п.).

[0023] Система 200 мониторинга может включать в себя процессор, который может обрабатывать цифровую модель 230 (например, цифровую модель насоса или множества насосов в кластере) для определения рабочих характеристик насоса на основе рабочих параметров насоса. Цифровую модель можно использовать для определения рекомендуемых эксплуатационных параметров (например, диапазона желаемых рабочих параметров) для работы одного или нескольких насосов и/или для работы всего кластера. В одном варианте осуществления цифровая модель может включать в себя характеристическое уравнение (или систему характеристических уравнений) одного или более насосов в кластере. Характеристическое уравнение может моделировать/прогнозировать рабочие характеристики насосов в кластере. Характеристическое уравнение может включать в себя один или более коэффициентов системы (например, предварительно заданные коэффициенты, относящиеся к насосу и/или датчикам, связанным с насосом). Цифровую модель можно создать/откалибровать путем изменения/обновления коэффициента системы. В некоторых вариантах реализации цифровую модель можно сгенерировать путем измерения характеристик насоса (например, давления на входе в насос, давления на выходе из насоса, потребления тока двигателем и т.д.) датчиками, функционально соединенными с насосом. Измерения с помощью датчиков (также называемые измерениями системы контроля и сбора данных) можно использовать в реальном времени для создания цифровой модели (например, для расчета коэффициента характеристического уравнения в цифровой модели). После создания цифровой модели насоса измерения датчика можно использовать для обновления цифровой модели (что называется «калибровкой»). Например, можно обновлять коэффициент в характеристическом уравнении.

[0024] Цифровая модель 230 может принимать значение рабочего параметра и рассчитывать соответствующие рабочие характеристики на основе значения рабочего параметра. Например, цифровая модель 230 может принимать частоту насоса в качестве входного параметра и рассчитывать крутящий момент насоса в качестве выходного параметра. Обратную операцию определения значения рабочего параметра по значению рабочей характеристики (например, по ретроспективным данным в базе данных) можно выполнить, например, с помощью итерационного процесса. В одном варианте осуществления система мониторинга может включать в себя итерационный алгоритм 232, который может делать начальное приближение значения входного рабочего параметра и рассчитывать соответствующую рабочую характеристику («расчетную рабочую характеристику»). Итерационный алгоритм 232 может рассчитывать разницу между рассчитанным значением рабочей характеристики и ретроспективным значением рабочей характеристики («целевой рабочей характеристики»). На основании разницы между рассчитанной рабочей характеристикой и целевой рабочей характеристикой итерационный алгоритм 232 может определить скорректированное значение входного рабочего параметра, а цифровая модель 230 может рассчитать скорректированную рабочую характеристику. Данные этапы можно повторять до тех пор, пока разница между рассчитанной рабочей характеристикой и целевой рабочей характеристикой не станет ниже предварительно заданного порогового значения приближения.

[0025] Система мониторинга может определять целевые значения рабочих характеристик по ретроспективным данным, которые соответствуют желаемой работе насоса. Это можно сделать, например, на основе метаданных ретроспективных значений рабочих характеристик. Например, система мониторинга может определять значения рабочих характеристик, для которых статус предупреждений указывает на нормальную работу насоса. Система 200 мониторинга может определять пороговые значения рабочих характеристик. Например, система 200 мониторинга может определять верхний порог рабочей характеристики (например, наибольшие допустимые значения крутящего момента) и нижний порог рабочей характеристики (например, наименьшие допустимые значения крутящего момента). Верхнее и нижнее пороговые значения рабочей характеристики могут определять желаемый диапазон значений рабочих характеристик.

[0026] Итерационный алгоритм 232 может рассчитывать первое значение области эксплуатационных режимов путем задания верхнего порогового значения рабочей характеристики в качестве целевой рабочей характеристики (например, с помощью итерационного процесса, как описано выше). Дополнительно или в качестве альтернативы итерационный алгоритм 232 может рассчитывать второе значение области эксплуатационных режимов путем задания нижнего порогового значения рабочей характеристики в качестве целевой рабочей характеристики. Первое и второе значения области эксплуатационных режимов могут определять первую область эксплуатационных режимов.

[0027] В некоторых вариантах осуществления итерационный алгоритм может рассчитать две или более области эксплуатационных режимов. Например, итерационный алгоритм может рассчитать первую область эксплуатационных режимов и вторую область эксплуатационных режимов. На основе первой и второй области эксплуатационных режимов можно рассчитать общую область эксплуатационных режимов. Например, общая область эксплуатационных режимов может содержать значения, имеющиеся как в первой области эксплуатационных режимов, так и во второй области эксплуатационных режимов (например, когда части первой и второй области эксплуатационных режимов перекрываются).

[0028] На этапе 106 можно определить значение рекомендуемого эксплуатационного параметра для насоса, включающее значение рабочего параметра (или диапазон значений рабочего параметра). Это можно сделать, например, с помощью алгоритма 234 оптимизации, который может использовать калиброванную цифровую модель для определения рекомендованных значений рабочих параметров. Например, алгоритм оптимизации может изменять входной рабочий параметр (например, итерационно изменять входной рабочий параметр) цифровой модели таким образом, чтобы улучшить (например, максимально увеличить, оптимизировать и т.д.) выходной параметр цифровой модели (например, добычу нефти). Диапазон значений входного рабочего параметра может быть ограничен (например, может выбираться из) областью эксплуатационных режимов, определенной на этапе 104.

[0029] Калибровка цифровой модели 230 может быть основана, например, на характеристике нефтяных скважин (например, давления на входе в насос, давления на выходе из насоса и т.д.), определенной датчиками (например, датчиками 204a, 204b и т.д.) в кластере. Ограничения, накладываемые пользователем, могут относиться к единственной скважине (например, допустимый диапазон значений рабочих параметров нефтяной скважины, таких как расход на поверхности, давление в забое, частота насоса, давление на устье скважины, давление на входе насоса и т.п.) и/или ко множеству скважин в нефтяном кластере (например, суммарная добыча нефти, воды и/или газа несколькими нефтяными скважинами, энергопотребление нескольких нефтяных скважин и т.п.). В одном варианте осуществления калибровка цифровой модели нефтяной скважины может включать пересчет системных параметров характеристических уравнений (или системы характеристических уравнений), используемых в цифровой модели. Например, калибровка цифровой модели может включать обновление коэффициентов в характеристическом уравнении.

[0030] В некоторых вариантах осуществления алгоритм 234 оптимизации может включать алгоритм линейного программирования. Алгоритм линейного программирования может задавать значения первой и второй области эксплуатационных режимов в качестве ограничений во время процесса оптимизации. В некоторых вариантах реализации алгоритм 234 оптимизации может включать генетический алгоритм. Генетический алгоритм может ограничивать этап мутации на основе значений в области эксплуатационных режимов. Например, при образовании хромосомы на этапе мутации изменение шагов частоты между смежными итерациями может быть привязано к одному или более значениям из области эксплуатационных режимов.

[0031] На ФИГ. 3 приведен пример отображения 300 графического интерфейса пользователя (ГИП). Пользователь может вводить данные с помощью отображения ГИП (например, посредством интерактивных объектов в отображении ГИП). На основе введенных пользователем данных и/или области эксплуатационных режимов можно определить значение рекомендуемого эксплуатационного параметра (или диапазон значений рабочих параметров) для одного или более насосов в кластере. Алгоритм 234 оптимизации может изменять входной рабочий параметр (например, итерационно изменять входной рабочий параметр) цифровой модели (например, обновленной цифровой модели) так, чтобы улучшить (например, максимально увеличить, оптимизировать и т.д.) выходной параметр цифровой модели (например, добычу нефти). В одном варианте осуществления цифровую модель 230 можно обновить путем замены одного или более коэффициентов системы характеристического уравнения (или системы характеристических уравнений) на новые коэффициенты системы. Новые коэффициенты системы можно определить на основе данных датчика (например, датчика, функционально соединенного с промышленной нефтегазовой машиной). Заново сгенерированный набор системных констант можно использовать для определения рекомендованного рабочего параметра и/или характеристик насоса (например, графика работы насоса с регулируемой частотой вращения, градиента кривой и кривой продуктивности скважины (IPR) на основе одного или более параметров, таких как расход на поверхности, давление в забое, частота насоса, давление на устье скважины, давление на входе насоса и т.п.).

[0032] Отображение 300 ГИП может включать визуальное представление характеристик нефтяных скважин в кластере (например, графики одной или более характеристик насоса одного или более насосов, которые вычислены с помощью цифровой модели 230). На ФИГ. 3 представлена вертикальная панель 320 задач, на которой может отображаться информация, относящаяся к разным нефтяным скважинам кластера (например, названия скважин в кластере, информация, относящаяся к объему нефти, воды и газа, добываемых нефтяными скважинами, и т.д.). Эта информация может быть основана на данных, полученных датчиками в нефтяных скважинах.

[0033] Вертикальная панель задач также может сигнализировать о необходимости калибровки нефтяной скважины 310 (например, скважины, помеченной как sa_0118). Например, визуально заметная предупреждающая надпись (например, «Требуется калибровка» красного цвета) может отображаться рядом с названием нефтяной скважины на вертикальной панели задач (например, когда давление на устье скважины, рассчитанное цифровой моделью 230, значительно отличается от измеренного давления на устье скважины, необходима калибровка цифровой модели и т.д.). Отображение 300 ГИП также может включать горизонтальную панель 330, на которой может отображаться информация о нефтяном кластере (например, нефтяном кластере, связанном с нефтяными скважинами на вертикальной панели 320 задач). Например, на горизонтальной панель задач может отображаться информация, относящаяся к нефти, воде и/или газу, добытым кластером, энергии, потребленной нефтяными насосами в кластере, и т.п.

[0034] На отображении 300 ГИП могут быть интерактивные графические объекты пользователя (например, значок 334 калибровки, значок 336 оптимизации, значок 338 ограничения кластера и т.п.) на панели 332 задач входных параметров. Отображение 300 ГИП также может включать информационную панель 340. Пользователь может выбрать нефтяную скважину, сведения о которой могут отображаться на информационной панели 340 (например, нажав на название нефтяной скважины на вертикальной панели 320 задач). Например, информационная панель 340 может включать в себя частоту ESP, глубину, энергопотребление, обводненность нефти, газосодержание нефти (GOR), давление на входе и выходе и прочие параметры скважины SA_0118.

[0035] Взаимодействие пользователя с интерактивным графическим объектом может включать нажатие пользователем на значок 334 калибровки, значок 336 оптимизации или значок 338 ограничения кластера. Выбор значка 338 ограничения кластера может привести к созданию диалогового окна ограничения, с помощью которого пользователь может установить/выбрать ограничения для кластера нефтяных скважин. Ограничения для кластера нефтяных скважин могут включать в себя, например, общую добычу нефти, общую добычу воды и общую потребляемую кластером энергию. На основе ограничивающего значения, предоставляемого/выбранного пользователем, можно обновлять одну или более цифровых моделей (например, цифровые модели 230) для кластера нефтяных скважин (например, как описано на этапе 106 на ФИГ. 1).

[0036] Нажимая на значок 334 калибровки, пользователь может калибровать информацию о нефтяной скважине (например, информацию о нефтяной скважине, отображаемую на информационной панели 340). В некоторых вариантах осуществления система мониторинга может определить, что необходима калибровка нефтяного насоса. Например, система мониторинга может сравнивать рабочие характеристики насоса (например, полученные от датчиков, связанных с насосом) с рабочими характеристиками, рассчитанными системой мониторинга с использованием цифровой модели насоса. Если разность между определенными рабочими параметрами и рассчитанным рабочим параметром больше порогового значения, пользователь может быть предупрежден о том, что насос не калиброван («некалиброванный»). Например, возможно визуальное обнаружение значка, связанного с некалиброванным насосом, на вертикальной панели 320 задач.

[0037] На этапе 108 в области 300 отображения ГИП может выводиться визуальное представление рекомендованного рабочего параметра (например, частоты насоса, нового набора констант системы нефтяных скважин, характеристики нефтяных скважин и т.д.). В некоторых вариантах осуществления на информационной панели 340 может отображаться калибровочная кривая 342, которая может указывать на рабочие характеристики, связанные со значениями рекомендуемых эксплуатационных параметров.

[0038] Пользователь может управлять работой одного или более насосов/нефтяных скважин в кластере на основе значения рекомендуемого эксплуатационного параметра (или диапазона значений рабочих параметров). Как показано на ФИГ. 2, система 206a (или 206b) управления может изменять рабочие параметры нефтяных насосов, связанных с нефтяной скважиной 202a (или 202b), например, путем отправки команды на изменение работы нефтяного насоса (например, путем изменения частоты работы насоса). Например, система 200 мониторинга может передавать в систему 206a (или 206b) управления команду на изменение работы нефтяной скважины 202a (или 202b).

[0039] На ФИГ. 4 представлен пример интерактивной области 400 отображения ГИП системы мониторинга, показанной на ФИГ. 2. С помощью области 400 отображения ГИП пользователь может изменять входное ограничение 402 пользователя (например, ограничение кластера, например область эксплуатационных режимов) и просматривать результаты оптимизации 404, сгенерированные системой мониторинга, показанной на ФИГ. 2 (например, на основе иллюстративного способа, представленного на ФИГ. 1). В области отображения ГИП могут отображаться рабочие параметры 406 промышленной нефтегазовой машины.

[0040] Повышение (например, максимальное увеличение) добычи нефти в нефтяных месторождениях может включать оптимизацию работы устройств для механизированной эксплуатации скважин, таких как электрические погружные насосы (ESP), винтовые насосы кавитационного типа (PCP), станки-качалки (RLS) и т.п. Для нефтяных скважин с ESP ключевые рабочие параметры оптимизации могут включать в себя частоту работы насоса и давление на устье скважины (WHP). Чтобы улучшить добычу из скважины, можно изменить частоту работы насоса (например, увеличив ее до максимального значения), с учетом внутренних ограничений для устройств для механизированной эксплуатации скважин, таких как двигатель, насос и т.п. Однако независимая оптимизация каждой отдельной скважины может оказаться невозможной или нежелательной (например, из-за ограничений, связанных с мощностью, потребляемой множеством скважин на нефтяном месторождении, общей добычей воды и т.п.). Может быть желательно оптимизировать несколько нефтяных скважин в кластере (например, все скважины в кластере или нефтяном месторождении) на основе свойств нефтяных скважин и/или глобальных ограничений (например, связанных с несколькими нефтяными скважинами, нефтяным кластером, нефтяными месторождениями и т.п.) и областей эксплуатационных режимов одного или более насосов.

[0041] В некоторых случаях улучшение добычи нефти из нефтяного месторождения может привести к одновременной оптимизации множества скважин, при этом гарантируется отсутствие нарушений локальных или глобальных ограничений (например, ограничений, связанных с областью эксплуатационных режимов). Кроме того, с помощью этой методологии можно выполнить оптимизацию нескольких скважин за очень короткий промежуток времени (например, за десятки секунд), чтобы пользователь смог быстро выполнить корректирующие действия.

[0042] Некоторые аспекты настоящего объекта изобретения могут обеспечить основу для оптимизации/улучшения нескольких скважин и/или нескольких кластеров скважин (например, одновременно) посредством комбинирования физических моделей и усовершенствованных методов оптимизации. Настоящий объект изобретения может обеспечить множество технических преимуществ. Например, данная заявка может предоставить ускоренную методологию оптимизации для улучшения (например, максимального увеличения) добычи нефти и повышения производительности/долговечности насосов в нефтяной скважине. Цифровые модели и связанные с ними методы оптимизации позволяют очень быстро оптимизировать множество нефтяных скважин (например, за десятки секунд). Кроме того, оптимизация может учитывать множество (например, все) характерных ограничений для отдельных скважин, а также глобальные ограничения, предписанные инженером по добыче. С помощью такой структуры инженеры по добыче могут улучшить (например, максимально увеличить) добычу в условиях ограничений, и/или они смогут выполнять анализ возможных ситуаций для разных сценариев в реальном времени. С помощью такой структуры инженеры по добыче могут быстро реагировать на события, такие как отказы в определенных скважинах и/или изменение доступной мощности, они могут выполнять анализ возможных сценариев и определять другие скважины, которые можно оптимизировать для достижения производственных целей. Эту структуру можно использовать для гипотетических сценариев, при которых плановое отключение и техническое обслуживание приводили бы к минимальному снижению добычи.

[0043] Ограничения скважины могут включать в себя, например, область эксплуатационных режимов, генерируемую с использованием ретроспективных данных, верхний и нижний пределы объема нефти, добываемой скважиной; верхний и нижний пределы для воды, добываемой скважиной/вытекающей из скважины; верхний и нижний пределы для давления на устье скважины; а также верхний и нижний пределы для частоты работы насоса скважины. Ограничения кластера могут включать в себя, например, верхний и нижний пределы объема нефти, добываемой кластером; верхний и нижний пределы для воды, добываемой кластером или вытекающей из него; верхний и нижний пределы для энергии, потребляемой кластером (например, насосами в кластере). Ограничения месторождения могут включать в себя, например, верхний и нижний пределы объема нефти, добываемой на месторождении; верхний и нижний пределы для воды, добываемой/вытекающей из месторождения; верхний и нижний пределы для энергии, потребляемой кластером (например, насосами на месторождении).

[0044] Некоторые варианты осуществления настоящего объекта изобретения могут предоставить множество технических преимуществ. Например, алгоритмы оптимизации, которые оптимизируют работу скважин в кластере без учета ретроспективных рабочих характеристик скважин, могут приводить к нежелательному режиму работы насоса (например, приводящему к сокращению срока службы насоса). В результате такие алгоритмы оптимизации могут быть нежелательными. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления настоящий объект изобретения может затрагивать и может улучшать (например, оптимизировать) добычу нефти, при этом гарантируется продолжительная исправная работа насоса, что может быть невозможно при использовании других подходов. Кроме того, другие подходы могут потребовать от экспертов итерационной оптимизации скважин с помощью метода проб и ошибок, что, как правило, происходит медленно и может даже не привести к приемлемому результату. В некоторых вариантах осуществления текущий объект изобретения может иметь более быстрое время реакции на непредвиденные обстоятельства на месторождении, при этом оптимизация может быть глобальной по сути (например, для нескольких нефтяных скважин).

[0045] Некоторые реализации настоящего объекта изобретения позволяют оптимально использовать доступные ресурсы на нефтяном месторождении (например, мощность) для улучшения (например, максимального увеличения) добычи нефти, при этом исключается возможность работы насосов с нежелательными рабочими параметрами. Это может привести к снижению времени простоя и потерям добычи, поскольку пользователи могут выполнять анализ возможных ситуаций с определенными целевыми характеристиками добычи и ограничениями для отдельных скважин.

[0046] В рамках объема и сущности описанного объекта изобретения возможны и другие варианты осуществления. Например, описанную в настоящей заявке систему мониторинга можно использовать на объектах со сложными машинами со множеством рабочих параметров, которые необходимо изменять для изменения производительности этих машин (например, энергогенерирующих турбин). Использование слова «оптимизация»/«оптимизирующий» в данной заявке может подразумевать «улучшение»/«улучшающий».

[0047] В настоящем документе описаны определенные примеры осуществления для обеспечения полного понимания принципов конструкции, функционирования, производства и использования систем, устройств и способов. Один или более примеров таких вариантов осуществления проиллюстрированы на сопроводительных рисунках. Специалисту в данной области будет понятно, что системы, устройства и способы, конкретно описанные в настоящем документе и проиллюстрированные на сопроводительных рисунках, являются примерами осуществления, не имеющими ограничительного характера, а объем настоящего изобретения определяется только формулой изобретения. Признаки, проиллюстрированные или описанные в связи с одним примером осуществления, можно комбинировать с признаками других вариантов осуществления. Предполагается, что объем настоящего изобретения включает такие модификации и варианты. Кроме того, в настоящем описании имеющие аналогичные названия компоненты вариантов осуществления имеют по существу аналогичные признаки, и, таким образом, в рамках конкретного варианта осуществления нет необходимости в обязательном полном описании каждого признака каждого из имеющих аналогичные названия компонентов.

[0048] Описываемый в настоящем документе объект изобретения может быть реализован в виде цифровой электронной схемы или в виде компьютерного программного обеспечения, программно-аппаратного обеспечения или аппаратного обеспечения, включая описанные в настоящем описании структурные средства и их структурные эквиваленты, или их комбинации. Описанный в настоящем документе объект изобретения может быть реализован в виде одного или более компьютерных программных продуктов, таких как одна или более компьютерных программ, практически реализованных на носителе информации (например, на машиночитаемом устройстве хранения данных), или реализован в виде распространяющегося сигнала для исполнения устройством обработки данных или для управления его работой (например, программируемого процессора, компьютера или нескольких компьютеров). Компьютерная программа (также называемая программой, программным обеспечением, приложением или кодом) может быть написана на языке программирования любого типа, включая компилируемые или интерпретируемые языки, и может устанавливаться в любой форме, включая автономную программу или модуль, компонент, подпрограмму или другой элемент, пригодный для использования в вычислительной среде. Компьютерная программа не обязательно соответствует файлу. Программа может храниться в части файла, который содержит другие программы или данные, в одном файле, предназначенном для рассматриваемой программы, или во множестве согласованных файлов (например, файлов, которые содержат один или более модулей, подпрограмм или частей кода). Компьютерную программу можно устанавливать для исполнения на одном компьютере или на множестве компьютеров в одном месте или распределять во множестве мест, объединенных сетью связи.

[0049] Процессы и логические потоки, представленные в настоящем описании, включая этапы способов в соответствии с объектом изобретения, описанным в настоящем документе, могут выполняться одним или более программируемыми процессорами, исполняющими одну или более компьютерных программ для выполнения функций в соответствии с объектом изобретения, описанным в настоящем документе, путем использования входных данных и генерации выходных данных. Процессы и логические потоки также могут выполняться на специальной логической электронной схеме, например программируемой пользователем вентильной матрице (FPGA) или специализированной интегральной схеме (ASIC), и устройство описанного в настоящем документе объекта изобретения может быть реализовано в таком виде.

[0050] Пригодные для исполнения компьютерной программы процессоры в качестве примера включают процессоры как общего, так и специального назначения, а также любой один или более процессоров цифрового компьютера любого типа. В целом процессор будет получать команды и данные от постоянного запоминающего устройства, оперативного запоминающего устройства или обоих. Существенными элементами компьютера являются процессор для исполнения команд и одно или более запоминающих устройств для хранения команд и данных. В целом компьютер также будет включать одно или более устройств хранения данных, например магнитный, магнитооптический или оптический диски, или будет функционально соединен с возможностью получения данных от них, или передачи данных на них, или для обеих целей. Носители информации, пригодные для хранения команд и данных компьютерных программ, включают все формы энергонезависимой памяти, включая в качестве примера полупроводниковые запоминающие устройства (например, EPROM, EEPROM и флеш-накопители); магнитные диски (например, внутренние жесткие диски или съемные диски); магнитооптические диски и оптические диски (например, CD- и DVD-диски). Процессор и память могут быть дополнены специализированной логической электронной схемой или встроены в нее.

[0051] Для обеспечения взаимодействия с пользователем описанный в настоящем документе объект изобретения может быть реализован на компьютере с устройством отображения, например катодно-лучевой трубкой (КЛТ) или жидкокристаллическим (ЖК) монитором, для отображения информации для пользователя, а также клавиатурой и указывающим устройством, (например, мышью или трекболом), с помощью которых пользователь может вводить в компьютер входные данные. Для обеспечения взаимодействия с пользователем также могут использоваться и другие типы устройств. Например, предоставляемая пользователю обратная связь может принимать форму любой сенсорной обратной связи (например, визуальной обратной связи, слуховой обратной связи или тактильной обратной связи), и входные данные от пользователя тоже могут поступать в любой форме, включая звуковые, речевые или тактильные входные данные.

[0052] Описанные в настоящем документе технологии можно реализовать с использованием одного или более модулей. В настоящем документе термин «модуль» относится к компьютерному программному обеспечению, программно-аппаратному обеспечению, аппаратному обеспечению и/или их различным комбинациям. Однако модули как минимум не следует интерпретировать как программное обеспечение, которое не реализовано в аппаратном или программно-аппаратном виде или не записано на нетранзиторные машиночитаемые носители (т.е. модули сами по себе не являются программным обеспечением). Фактически «модуль» следует интерпретировать как нечто, всегда включающее по меньшей мере некоторое физическое нетранзиторное аппаратное обеспечение, такое как часть процессора или компьютера. Два разных модуля могут совместно использовать одно и то же физическое аппаратное обеспечение (например, два разных модуля могут использовать один и тот же процессор и сетевой интерфейс). Описанные в настоящем документе модули можно комбинировать, интегрировать, разделять и/или дублировать для поддержки различных приложений. Кроме того, функция, которая в настоящем документе описана как выполняемая конкретным модулем, может выполняться в одном или более других модулях и/или одним или более другими устройствами вместо или в дополнение к функции, выполняемой в конкретном модуле. Более того, модули могут быть реализованы распределенными по множеству устройств и/или других компонентов, локальных или удаленных друг от друга. Дополнительно модули можно перемещать с одного устройства и добавлять на другое устройство и/или можно включать в состав обоих устройств.

[0053] Описанный в настоящем документе объект изобретения может быть реализован на компьютерной системе, которая включает внутренний компонент (например, сервер данных), средний компонент (например, сервер приложений) или интерфейсный компонент (например, компьютер-клиент с графическим интерфейсом пользователя или веб-интерфейс, с помощью которых пользователь может взаимодействовать с реализацией описанного в настоящем документе объекта изобретения) либо любую комбинацию таких внутренних, средних и интерфейсных компонентов. Компоненты системы могут быть связаны между собой любой формой или средой цифрового обмена данными, например сетью связи. К примерам сетей связи относятся локальная вычислительная сеть (LAN) и глобальная сеть (WAN), например Интернет.

[0054] Используемые в настоящем описании и пунктах формулы изобретения приблизительные формулировки можно применять для модификации любого количественного представления, которое можно изменять, без изменения основной функции, к которой оно относится. Соответственно, значение, модифицированное с помощью термина или терминов, таких как «около» или «по существу», не ограничено точным указанным значением. В по меньшей мере некоторых случаях приблизительные формулировки могут соответствовать точности прибора, используемого для измерения значения. Используемые в настоящем описании и пунктах формулы изобретения ограничения на диапазоны значений можно комбинировать и/или заменять, и такие диапазоны указывают и включают все содержащиеся в них поддиапазоны, если только контекст или формулировки не указывают на иное.

Изобретение относится к способу и системе мониторинга и управления работой кластера нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении износостойкости промышленной машины. В способе выполняют измерение рабочей характеристики первой промышленной машины из множества промышленных машин для механизированной эксплуатации скважин в кластере, посредством по меньшей мере одного датчика, функционально соединенного с первой промышленной машиной; ввод ретроспективных данных, характеризующих измеренную рабочую характеристику первой промышленной машины, в цифровую модель первой промышленной машины, обрабатываемую процессором; определение области эксплуатационных режимов, связанной с первой промышленной машиной, из ретроспективных данных, причем область эксплуатационных режимов указывает на диапазон значений рабочего параметра первой промышленной машины; определение рекомендуемого эксплуатационного параметра, причем определение включает использование области эксплуатационных режимов и данных пользовательского ввода в качестве эксплуатационных ограничений, связанных с одной или более из множества промышленных машин; генерацию визуального представления рекомендуемого эксплуатационного параметра в области отображения графического интерфейса пользователя; и управление работой по меньшей мере одной промышленной машины в кластере на основе визуального представления рекомендуемого эксплуатационного параметра. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ мониторинга и управления работой кластера нефтяных скважин, включающий:

измерение рабочей характеристики первой промышленной машины из множества промышленных машин для механизированной эксплуатации скважин в кластере, посредством по меньшей мере одного датчика, функционально соединенного с первой промышленной машиной;

ввод ретроспективных данных, характеризующих измеренную рабочую характеристику первой промышленной машины, в цифровую модель первой промышленной машины, обрабатываемую процессором;

определение области эксплуатационных режимов, связанной с первой промышленной машиной, из ретроспективных данных, причем область эксплуатационных режимов указывает на диапазон значений рабочего параметра первой промышленной машины;

определение рекомендуемого эксплуатационного параметра, причем определение включает использование области эксплуатационных режимов и данных пользовательского ввода в качестве эксплуатационных ограничений, связанных с одной или более из множества промышленных машин;

генерацию визуального представления рекомендуемого эксплуатационного параметра в области отображения графического интерфейса пользователя; и

управление работой по меньшей мере одной промышленной машины в кластере на основе визуального представления рекомендуемого эксплуатационного параметра.

2. Способ по п. 1, в котором определение области эксплуатационных режимов включает:

идентификацию по меньшей мере одного из первого измеренного значения рабочей характеристики и второго измеренного значения рабочей характеристики из ретроспективных данных, причем первое и второе измеренные значения рабочей характеристики указывают на предварительно заданный диапазон значений характеристик первой промышленной машины; и

расчет по меньшей мере одного из первого значения границы области эксплуатационных режимов в соответствии с первым измеренным значением рабочей характеристики и второго значения границы области эксплуатационных режимов в соответствии со вторым измеренным значением рабочей характеристики.

3. Способ по п. 2, в котором расчет первого значения границы области эксплуатационных режимов включает изменение входных данных цифровой модели с характеристикой множества промышленных машин на основе разности между предыдущими выходными данными цифровой модели и первым измеренным значением рабочей характеристики.

4. Способ по п. 3, дополнительно включающий:

отрисовку в области отображения графического интерфейса пользователя интерактивного графического объекта, характеризующего вводимое пользователем значение;

прием данных, характеризующих взаимодействие пользователя с интерактивным графическим объектом, причем данные, характеризующие взаимодействие пользователя, указывают на вводимое пользователем значение; и

обновление цифровой модели на основе вводимого пользователем значения и области эксплуатационных режимов.

5. Способ по п. 4, в котором обновление цифровой модели включает вычисление одного или более системных коэффициентов, связанных со множеством промышленных машин.

6. Способ по п. 5, в котором характеристическое математическое представление, содержащее систему уравнений, вычисляет один или более коэффициентов системы по меньшей мере частично на основе области эксплуатационных режимов и вводимого пользователем значения.

7. Способ по п. 3, дополнительно включающий генерирование цифровой модели, причем генерирование включает определение одного или более коэффициентов характеристического уравнения первой промышленной машины на основе данных датчика, определенных одним или более датчиками, функционально соединенными с первой промышленной машиной.

8. Способ по п. 1, в котором ретроспективные данные определяются одним или более датчиками, соединенными с первой промышленной машиной.

9. Способ по п. 1, в котором множество промышленных машин включает одно или более из электрических погружных насосов, винтовых насосов кавитационного типа и станков-качалок.

10. Способ по п. 1, дополнительно включающий

передачу на контроллер первой промышленной машины команды для изменения работы первой промышленной машины на основе рекомендованного рабочего параметра.

11. Способ по п. 1, дополнительно включающий определение второй области эксплуатационных режимов, связанной с первой промышленной машиной, из ретроспективных данных, причем область эксплуатационных режимов указывает на второй диапазон значений второго рабочего параметра первой промышленной машины,

причем определение рекомендованного рабочего параметра включает использование второй области эксплуатационных режимов в качестве второго рабочего ограничения, связанного с одной или более из множества промышленных машин.

12. Способ по п. 1, в котором рабочая характеристика первой промышленной машины выбрана из группы, включающей: величину крутящего момента, потребляемую мощность и потребление тока.

13. Способ по п. 1, в котором рабочий параметр первой промышленной машины выбран из группы, включающей: скорость/частоту вращения двигателя насоса, давление, расход и энергопотребление.

14. Система мониторинга и управления работой кластера нефтяных скважин, содержащая:

по меньшей мере один датчик, функционально соединенный с первой промышленной машиной из множества промышленных машин для механизированной эксплуатации скважин в кластере и обеспечивающий измерение рабочей характеристики первой промышленной машины;

по меньшей мере один процессор обработки данных;

память, соединенную с по меньшей мере одним процессором обработки данных, причем в памяти хранятся команды для обеспечения выполнения по меньшей мере одним процессором обработки данных операций, включающих:

ввод ретроспективных данных, характеризующих измеренную рабочую характеристику первой промышленной машины из множества промышленных машин в кластере, в цифровую модель первой промышленной машины, обрабатываемую процессором;

определение области эксплуатационных режимов, связанной с первой промышленной машиной, из ретроспективных данных, причем область эксплуатационных режимов указывает на диапазон значений рабочего параметра первой промышленной машины;

определение рекомендуемого эксплуатационного параметра, причем определение включает использование области эксплуатационных режимов и данных пользовательского ввода в качестве эксплуатационных ограничений, связанных с одной или более из множества промышленных машин; и

генерацию в области отображения графического интерфейса пользователя визуального представления рекомендуемого эксплуатационного параметра, на основании которого осуществляется управление работой по меньшей мере одной промышленной машины в кластере.

15. Система по п. 14, в которой определение области эксплуатационных режимов включает:

идентификацию по меньшей мере одного из первого измеренного значения рабочей характеристики и второго измеренного значения рабочей характеристики из ретроспективных данных, причем первое и второе измеренные значения рабочей характеристики указывают на предварительно заданный диапазон значений характеристик первой промышленной машины; и

расчет по меньшей мере одного из первого значения границы области эксплуатационных режимов в соответствии с первым измеренным значением рабочей характеристики и второго значения границы области эксплуатационных режимов в соответствии со вторым измеренным значением рабочей характеристики.

16. Система по п. 15, в которой расчет первого значения границы области эксплуатационных режимов включает изменение входных данных цифровой модели с характеристикой множества промышленных машин на основе разности между предыдущими выходными данными цифровой модели и первым измеренным значением рабочей характеристики.

17. Система по п. 16, в которой работа дополнительно включает:

отрисовку в области отображения графического интерфейса пользователя интерактивного графического объекта, характеризующего вводимое пользователем значение;

прием данных, характеризующих взаимодействие пользователя с интерактивным графическим объектом, причем данные, характеризующие взаимодействие пользователя, указывают на вводимое пользователем значение; и

обновление цифровой модели на основе вводимого пользователем значения и области эксплуатационных режимов.

18. Система по п. 17, в которой обновление цифровой модели включает вычисление одного или более системных коэффициентов, связанных со множеством промышленных машин.

19. Система по п. 18, в которой характеристическое математическое представление, содержащее систему уравнений, вычисляет один или более коэффициентов системы по меньшей мере частично на основе области эксплуатационных режимов и вводимого пользователем значения.

20. Система по п. 16, в которой операции дополнительно включают генерирование цифровой модели, причем генерирование включает определение одного или более коэффициентов характеристического уравнения первой промышленной машины на основе данных датчиков, определенных одним или более датчиками, функционально соединенными с первой промышленной машиной.

21. Система по п. 14, в которой ретроспективные данные определяются одним или более датчиками, соединенными с первой промышленной машиной.

22. Система по п. 14, в которой множество промышленных машин включает одно или более из электрических погружных насосов, винтовых насосов кавитационного типа и станков-качалок.

23. Система по п. 14, причем рабочая характеристика первой промышленной машины выбрана из группы, включающей: величину крутящего момента, потребляемую мощность и потребление тока.

24. Система по п. 14, причем рабочий параметр первой промышленной машины выбран из группы, включающей: скорость/частоту вращения двигателя насоса, давление, расход и энергопотребление.