Способ выявления аномалий работы установки электроцентробежного насоса Российский патент 2024 года по МПК F04D15/02 F04B49/06 G05B17/02 

Область техники

Заявляемое изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано для анализа работы погружного насосного оборудования в режиме реального времени, включая установки электроцентробежного насоса (УЭЦН).

Эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) распространена на территории Российской Федерации. Такой способ механизированной добычи позволяет регулировать дебиты скважин в достаточно широких пределах при сравнительно высокой наработке установки на отказ. Одним из режимов работы УЭЦН является режим периодического кратковременного включения (далее ПКВ), необходимость которого возникает при эксплуатации низкодебитных скважин, а также скважин с нестабильным притоком. Во время периодического режима работы производят многократный запуск и остановку насосного агрегата. Таким образом, с одной стороны, эксплуатация скважин в режиме ПКВ позволяет снизить риски износа внутренних частей насоса, вызванные отложениями твердых осадков и абразивным износом механическими примесями, с другой - в связи с нестационарным режимом работы добывающей системы увеличиваются риски отказа и поломки оборудования, ожидается снижение средней наработки на отказ (ННО) насосного агрегата. Заявляемое техническое решение направлено на оптимизацию работы УЭЦН за счет выделения аномальных участков в сигналах, регистрируемых в режиме реального времени, и, как следствие, определения потенциальных осложнений работы скважины.

Уровень техники

Из уровня техники выявлены источники информации, раскрывающие способы контроля работы установок электроцентробежных насосов, релевантные заявленному изобретению. Способы контроля или сохранения работоспособности скважинного оборудования включают мониторинг состояния оборудования в режиме реального времени, сравнение потока реальных данных с опорными показателями и, при необходимости, внесение изменений в режим работы насоса или индикацию отклонений.

Из публикации RU 2510971 (МПК: G06F 17/40, E21B 43/00, G05B 19/000, дата публикации: 10.04.2014) известен способ дистанционного отслеживания, управления и автоматизации работы насосных установок с использованием компьютерной системы, обеспечивающей сбор и анализ потоковых данных от насоса установки с последующей выработкой рекомендаций оператору по внесению изменений в режимы работы оборудования. Однако в известном способе решение об изменении режима работы или параметров оборудования принимает диспетчер, вынужденный изучать большие массивы данных, зарегистрированных и систематизированных программным обеспечением. И, в таком случае, вывод о присутствии нестандартного поведения оборудования (аномалии) получают субъективно, с учетом человеческого фактора и человеческой скорости обработки информации, что затрудняет контроль за большим количеством насосных установок.

Из публикации RU 2642901 (МПК: E21B 43/18, E21B 43/22, дата публикации: 29.01.2018) известен способ регулирования технологического режима добывающей скважины, включающий контроль и изменение длительностей периодов накопления и откачки нефти в соответствии с оптимальными параметрами. Предварительно задают критические величины давления, при которых происходит включение/выключение насоса. Фиксируют длительность полного периода откачки/накопления, соответствующего заданным критическим давлениям. Проводят мониторинг работы скважины. Осуществляют периодический контроль за изменением длительности полного периода откачки/накопления, и при изменении длительности полного периода откачки/накопления более чем на 5% от фиксированной величины осуществляют корректировку давления включения насоса по аналитическому выражению. При отсутствии или неисправности датчика давления на приеме насоса задают длительности периодов откачки и накопления и критическое число остановок из-за срыва подачи. Фиксируют остановки насоса, обусловленные срывом подачи из-за критического снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. При достижении заданного критического числа остановок из-за срыва подачи осуществляют корректировку длительности периода накопления по соответствующему аналитическому выражению.

Известный способ направлен на обеспечение повышения эффективности работы скважины за счет регулирования длительности периодов откачки (работы) и накопления с учетом количества произошедших аномалий, в частности срывов подачи, без дополнительного анализа тех или иных аномалий, и ретроспективного изучения типов аномалий.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ прогнозирования состояния и управления состоянием нефтепромыслового оборудования, раскрытый в публикации RU 2729697 (МПК: G06Q 10/06, дата публикации: 11.08.2020), реализуемый компьютерной системой на основе регистрации данных контроллерами, с последующей интерпретацией описания номинальных параметров для насоса; определение множества наблюдаемых рабочих состояний для единицы нефтепромыслового оборудования; выполнение многомерного анализа для определения состояния насоса в ответ на описание номинальных параметров и множества наблюдаемых рабочих состояний. Такой многомерный анализ содержит сравнение описания номинальных параметров для насоса с множеством наблюдаемых рабочих состояний единицы нефтепромыслового оборудования для определения значений метрики близости, то есть значения, определяющего расстояние между множеством наблюдаемых рабочих состояний единицы нефтепромыслового оборудования и средними значениями, относящимися к описанию номинальных параметров насоса. На основании вычисления указанной метрики близости определяют необходимость техобслуживания насоса в ответ на определенное состояние насоса, изменение графика техобслуживания для насоса в ответ на определенную необходимость техобслуживания.

Иными словами, известная система при помощи контроллеров фиксирует все значимые показатели нефтепромыслового оборудования, в том числе насосов, формируя тем самым множество наблюдаемых рабочих состояний оборудования, после чего с использованием программного обеспечения сравнивает полученное множество с множеством номинальных значений параметров насоса и, при выявлении отклонений более значимого порогового значения, принимает решение о необходимости техобслуживания оборудования скважины. Таким образом, достигается контроль за состоянием скважины в реальном времени, однако данная система использует упрощенный принцип сравнения измеренных значений с эталонными, что не позволяет выявлять аномальные участки работы насоса с определением типа аномалии, поскольку такие параметры не относятся к разряду эталонных или номинальных.

Таким образом, техническая проблема, решаемая посредством заявляемого изобретения, заключается в необходимости преодоления недостатков, присущих приведенным выше аналогам, за счет создания способа выявления аномалий работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), направленного на повышение эффективности работы скважины в результате оптимизации технологических режимов работы насосного оборудования скважин. Как следует из уровня техники, в общем случае, выявление аномалий представляет собой ручной труд специалиста, что сопряжено с ошибками, связанными с человеческим фактором, а также значительно увеличивает время, необходимое для принятия решения в случае возникновения внештатных ситуаций.

Краткое раскрытие сущности изобретения

Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого изобретения, заключается в увеличении срока службы и эффективности работы УЭЦН, обеспечении возможности сохранения работоспособности УЭЦН в течение длительного периода времени в результате оперативного и точного выявления аномалий работы УЭЦН и, корректировки режима работы насоса в зависимости от типа выявленной аномалии.

Иными техническими и технологическими преимуществами заявляемого решения являются:

- оптимизация длительности цикла работы УЭЦН в периодическом режиме (режим чередования периодов откачки и накопления насосом жидкости);

- повышение эффективности работы скважин;

- обеспечение возможности корректировки работы УЭЦН;

- увеличение срока службы УЭЦН;

- снижение трудозатрат на выявление аномалий;

- автоматизация процесса выявления аномалий.

Заявляемый технический результат достигается тем, что заявляемый способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), функционирующего в режиме работы чередования временных периодов откачки и накопления насосом жидкости, включает этапы:

- измерение в режиме реального времени сигнала измерительными устройствами станции управления УЭЦН, содержащего технологические параметры УЭЦН с учетом его фактического периода работы;

- сегментацию измеренного сигнала с разбиением его на временные периоды (ряды), соответствующие периодам откачки и накопления насосом жидкости;

- сравнение формы измеренного сигнала, соответствующего периодам откачки с формой аномальных сигналов и определение значения метрики измеренного и аномального сигналов;

- выявление аномалий работы УЭЦН, которые соответствуют аномальным участкам измеренного сигнала, получаемые по значению метрики измеренного и аномального сигналов, при этом значение метрики меньше предварительно заданного ее порогового значения;

- устранение выявленных аномалий работы УЭЦН.

Таким образом, в результате измерения сигнала и работе с измеренным сигналом оперативно выявляют аномалии в работе каждой конкретной скважины с определением типа аномалии, а также времени ее появления и прекращения, что позволит своевременно влиять на работу УЭЦН с целью сохранения работоспособности оборудования в течении длительного времени. При сегментации измеренного сигнала определяют периоды откачки (работы) и накопления насосом жидкости, при этом временные периоды накопления определяют по нулевому значению частоты тока (нижняя точка амплитуды сигнала), а периоды откачки, соответственно, по значению, отличному от нуля (верхняя точка амплитуды сигнала), что позволяет точно определить рабочие периоды насоса, а также не учитывать случайные выбросы сигнала (значения внутри амплитуды сигнала, например, шумы и т.д.). Сравнение формы измеренного сигнала с аномальным сигналом и определение их метрики с помощью, например, метода динамической трансформации временной шкалы (DTW) позволяет точно выявить два схожих сигнала и соответственно выявить аномалию работу УЭЦН, так как при сравнении и определении метрики двух сигналов для каждой конкретной скважины заранее задают пороговое значение метрики сигналов для периодов работы (откачки жидкости насосом), и если значение метрики двух сигналов меньше, чем это заданное пороговое значение, то формы двух сигналов считают близкими и участок сигнала (откачка жидкости насосом) считается аномальным. Таким образом, после того как сигнал сегментирован предоставляется возможным оценить временные и амплитудные параметры каждого отдельного сегментированного участка сигнала и сравнить их с аномальными сигналами, что позволяет выделить аномальные участки в сигналах, и как следствие определить потенциальные осложнения работы насосного оборудования скважины с возможностью корректировки таких осложнения (аномалий) в режиме реального времени.

Также технический результат достигается за счет того, что способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), функционирующего в режиме работы чередования временных периодов откачки и накопления насосом жидкости, включающий:

- измерение в режиме реального времени сигнала измерительными устройствами станции управления УЭЦН с учетом его фактического периода работы, содержащего силу тока, активную мощность, процент загрузки двигателя насоса;

- сегментацию измеренного сигнала с разбиением его на временные периоды (ряды), соответствующие периодам откачки и накопления насосом жидкости;

- сравнение формы измеренного сигнала, соответствующего периодам откачки с формой аномальных сигналов и определение значения метрики измеренного и аномального сигналов;

- выявление аномалий работы УЭЦН, которые соответствуют аномальным участкам измеренного сигнала, получаемые по значению метрики измеренного и аномального сигналов, при этом значение метрики меньше предварительно заданного ее порогового значения;

- устранение выявленных аномалий работы УЭЦН посредством изменения силы тока, активной мощности и/или процента загрузки двигателя насоса.

Также технический результат достигается за счет того, что система для устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса, включающая по меньшей мере один процессор, оперативную память, и машиночитаемые инструкции для выполнения следующих этапов:

- измерение в режиме реального времени сигнала измерительными устройствами станции управления УЭЦН, содержащего технологические параметры УЭЦН с учетом его фактического периода работы;

- сегментацию измеренного сигнала с разбиением его на временные периоды (ряды), соответствующие периодам откачки и накопления насосом жидкости;

- сравнение формы измеренного сигнала, соответствующего периодам откачки с формой аномальных сигналов и определение значения метрики измеренного и аномального сигналов;

- выявление аномалий работы УЭЦН, которые соответствуют аномальным участкам измеренного сигнала, получаемые по значению метрики измеренного и аномального сигналов, при этом значение метрики меньше предварительно заданного ее порогового значения;

- устранение выявленных аномалий работы УЭЦН.

Форму аномальных сигналов могут получить, например, из базы данных аномальных сигналов и/или в режиме реального времени. То есть, аномальные сигналы и их формы могут хранить в специально созданной базе данных, которая является источником аномалий для сравнения сигналов в заявленном способе. Также аномальные сигналы могут быть получены в режиме реального времени при сравнении сигналов, то есть путем получения аномальных сигналов каждого типа с помощью флэш-носителя и/или в автоматическом режиме (посредством телеметрии).

После получения аномальных участков полученного сигнала, соответствующих аномалиям работы УЭЦН, могут определить тип выявленных аномалий.

Для определения типа выявленных аномалий могут проводить группировку всех выявленных аномальных участков полученных сигналов по типу аномалии с определением рейтинга внимания (R), представляющего собой сумму выявленных аномалий с весами, определенный по следующей формуле:

где - вес каждого типа аномалии, - количество обнаруженных аномалий данного типа,

после чего могут проводить ранжирование выявленных аномалий по возрастанию рейтинга внимания с последующим формированием рекомендаций по устранению аномалий работы установки электроцентробежного насоса.

Рейтинг внимания (R) позволяет инженеру на месторождении ранжировать скважины для последующего более детального анализа.

Вес каждого типа аномалии может иметь значение от 0 до 1 (безразмерное) в зависимости от степени влияния аномалии на работу оборудования. Нулевое значение веса означает отсутствие влияния аномалии на работу оборудования, в свою очередь единица означает наибольшее влияние такого типа аномалии на нормальную работу оборудования. Так, например, для аномалии типа "Срыв подачи" весовой коэффициент может составлять 0,7, для аномалии типа "Подклинивание" - 0,5, для аномалии "Перегрузка" - 0,5. Однако весовые коэффициенты являются эмпирическими значениями и настраиваются для каждого типа скважинного оборудования индивидуально в зависимости от требований эксплуатирующей компании.

Рейтинг внимания R (безразмерная величина) позволяет определить, насколько критичны типы аномалий и их количество для работы скважин.

При реализации способа для сравнения формы измеренного сигнала, соответствующего периодам откачки с формой аномальных сигналов дополнительно могут создавать базу данных аномальных сигналов при выполнении следующей последовательности действий:

- измерение сигнала, содержащего, по меньшей мере, один технологический параметр УЭЦН в течение фактического периода его работы, включающего периоды откачки и накопления жидкости насосом с последующим сохранением полученного сигнала на машиночитаемый носитель в виде графических и потоковых данных,

- сегментацию измеренного сигнала с разбиением его на временные периоды (ряды), соответствующие временным периодам откачки и накопления жидкости насосом, при этом в качестве сегментов выделяют период сигнала, состоящий из последовательных одного периода накопления и одного периода откачки;

- получение матрицы отображений сегментированного полученного сигнала с использованием способа динамической трансформации временной шкалы (DTW);

- кластеризацию полученной матрицы с использованием метода главных компонент и метода агломеративной кластеризации, при этом в качестве кластеров выделяют группы сигналов, которые имеют сходную форму, определяемой по среднему значению метрики близости, не превышающим 30;

- выделение отдельных кластеров групп сигналов, имеющих значения, по меньшей мере, одного технологического параметра полученного сигнала, отличного от заданного значения с учетом погрешности не более 10%;

- сохранение выделенных таким образом кластеров в качестве аномальных с присвоением каждому кластеру определенного типа аномалии на основании аномального значения сигнала, содержащего технологический параметр.

В качестве технологических параметров могут использовать по меньшей мере силу тока двигателя насоса, активную мощность двигателя насоса и процент загрузки двигателя насоса.

Типами выявленных аномалий могут являться:

- аномалия «подклинивание», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как повышенное по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза значение силы тока и повышенный по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза процент загрузки двигателя насоса;

- аномалию «перегрузка», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как повышенное по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза значение силы тока и повышенный по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза процент загрузки двигателя, при этом резкое увеличение процента загрузки фиксируют в конце участка откачки жидкости насосом;

- аномалию «срыв подачи», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как сниженное до тока холостого хода значение силы тока двигателя, а также сниженный по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза процент загрузки двигателя насоса;

- аномалию «срыв подачи, затем подхват», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как сниженное до тока холостого хода значение силы тока двигателя, а также сниженный по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза процент загрузки двигателя, при этом снижение процента загрузки двигателя фиксируют в первой половине участка откачки жидкости насосом, а во второй половине участка откачки жидкости насосом фиксируют возвращение процента загрузки к рабочему значению;

- аномалию «отыгрыш частотой», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как сниженное до тока холостого хода значение силы тока двигателя, а также сниженным более чем на 30% от рабочего значения процентом загрузки двигателя и последующим его восстановлением до рабочего значения в результате увеличения частоты тока.

Временные периоды накопления жидкости могут определить по нулевому значению частоты тока, питающего насос, а временные периоды откачки жидкости - по его значению, отличному от нуля.

Устранение выявленных аномалий работы УЭЦН могут осуществлять путем изменения соответствующих технологических параметров УЭЦН на станции управления УЭЦН. То есть, изменение технологических параметров осуществляют в автоматическом режиме (путем изменения соответствующих технологических параметров на станции управления УЭЦН), например, увеличивают частоту тока двигателя, увеличение время накопления насосом жидкости и т.д.

Устранение выявленных аномалий работы УЭЦН могут осуществлять путем проведения технологических работ на скважине с УЭЦН, например, промывка скважины с УЭЦН, изменение диаметра штуцера и т.д.

Под метрикой измеренного и аномального сигналов (степень сходства формы двух сигналов) понимают расстояние между двумя временными рядами сравниваемых сигналов. При этом, метрику двух сигналов (метрика близости) могут определять различными методами, но предпочтительнее использовать метод динамической трансформации временной шкалы (DTW), который позволяет более точно сравнить сигналы и определить их метрику (метрика DTW).

Краткое описание чертежей

Заявляемое изобретение поясняется следующими изображениями, где

на фиг. 1 представлена блок-схема способа выявления аномалий работу УЭЦН на основе предварительно сформированной базы данных аномалий,

где 1 - сегмент сигнала,

2 - период накопления жидкости (когда сигнал равен нулю),

3 - период откачки жидкости (участок работы, когда сигнал имеет значащую величину),

4 - аномальный участок полученного сигнала;

на фиг.2 представлен пример измеренного сигнала за определенный промежуток времени;

на фиг. 3 (а-в) приведены примеры формы сигнала с аномалией «срыв подачи», содержащего значения параметра - процент загрузки двигателя насоса;

на фиг.4 (а-в) приведены примеры формы сигнала с аномалией «отыгрыш частотой», содержащего значения параметра - процент загрузки двигателя насоса;

на фиг.5 (а-в) приведены примеры формы сигнала с аномалией «срыв подачи, затем подхват», содержащего значения параметра - процент загрузки двигателя насоса;

на фиг.6 (а-в) приведены примеры формы сигнала с аномалией «подклинивание», содержащего значения параметра - процент загрузки двигателя насоса;

на фиг.7 (а-в) приведены примеры формы сигнала с аномалией «перегрузка», содержащего значения параметра - процент загрузки двигателя насоса;

на фиг. 8 представлена блок-схема формирования базы данных аномальных сигналов;

на фиг. 9 представлен пример сегментации сигнала;

на фиг. 10 представлен график метрики Silhouette - оценки количества кластеров;

на фиг. 11 представлен график результата кластеризации;

на фиг. 12 (а-е) представлены кластеры с включенными периодами работы насоса: 12а - кластер 0, 12б -кластер 1, 12в - кластер 2, 12г - кластер 3, 12д - кластер 4, 12е - кластер 5;

на фиг. 13 представлены результаты кластеризации на временном ряду

с 5:00 до 16:00;

на фиг. 14 (а-д) представлены формы участки сигналов, признанных аномальными: 14а - аномалия «Подклинивание», 14б - аномалия «Перегрузка», 14в - аномалия «Срыв подачи», 14г - аномалия «Срыв подачи, затем подхват», 14д - аномалия «Отыгрыш частотой»;

на фиг. 15 показан пример полученного сигнала загрузки двигателя по скважине, работающей в режиме ПКВ;

на фиг. 16 показан пример фиксации фактического периода работы УЭЦН по полученному сигналу (фиг.15);

на фиг. 17 представлен пример сегментации сигнала,

где 5 - фронт,

6 - спад сигнала,

7 - амплитуда,

8 - ширина импульса;

на фиг. 18 представлен пример типов аномалий по сигналу (типы «срыв подачи» и «отыгрыш частотой»);

на фиг. 19 представлены сравнительные формы сигналов:

где 9 -форма полученного сигнала,

10, 11, 12формы сигнала для сравнения из базы данных аномальных сигналов;

на фиг. 20 представлен пример сравнения формы полученного сигнала с формой сигнала из базы данных,

где 9 - форма полученного сигнала,

11 - форма сигнала из базы данных аномалий (с аномалией «срыв подачи»);

на фиг. 21 представлен пример графика, характеризующего значения метрики близости, где по оси x указан порядковый номер сегмента (равного временному периоду с одним участком откачки и одним участком накопления), а по оси y - расстояние DTW данного рабочего периода с указанием конкретного тип аномалии;

на фиг. 22 представлены примеры 3-х запусков скважины, после которых была полная остановка скважины (из-за не устранения аномалии), во время запусков были определены аномалии перед полной остановкой скважины;

на фиг. 23 представлен также пример определения аномалий типа «срыв подачи».

На фигурах приняты следующие обозначения:

Загр., % - процент загрузки двигателя насоса,

F, Гц - частота (Гц),

Ia, A - сила тока насоса (А),

акт.P - активная мощность насоса (кВт),

А - амплитуда сигнала,

Т - период сигнала.

Осуществление изобретения

Одним из режимов работы УЭЦН является режим периодического кратковременного включения (ПКВ) насоса, необходимость которого возникает при эксплуатации низкодебитных скважин, а также скважин с нестабильным притоком. Во время периодического режима работы производятся многократный запуск и остановка насосного агрегата. Таким образом, с одной стороны эксплуатация скважин в режиме ПКВ позволяет снизить риски износа внутренних частей насоса за счет снижения количества отложения твердых осадков и уменьшения абразивного износа механическими примесями, с другой - в связи с нестационарным режимом работы добывающей системы увеличиваются риски отказа и поломки оборудования, ожидается снижение средней наработки на отказ (ННО) насосного агрегата. ПКВ режим характеризуется наличием циклического изменения технологических параметров (сила тока, активная мощность, процент загрузки насоса установки и т. д.). Определение общей эффективности работы скважины в режиме ПКВ возможно путем анализа как всего сигнала интегрально (например, нарастание давления на приеме говорит о наличии потенциала на скважине), так и отдельных его составляющих (например, для повторяющихся зубцов, характеризующих, периоды работы (откачки жидкости) УЭЦН, поиск нехарактерного поведения). Анализ сигналов на скважинах с ПКВ затруднен ввиду нестабильности работы насоса, что может выражаться в невыдержанности режима работа - установленный режим, например, «5 минут работы (откачки)/7 минут накопления», может по факту завершаться раньше из-за сбоев в подаче или других технических особенностей, первоочередной задачей которых является выделение периодов работы оборудования с целью их дальнейшего анализа. Т. к. скважина в режиме ПКВ циклически включается и выключается, это явно отражается на некоторых характеристиках, таких как: сила тока, активная мощность и процент загрузки насоса. Использование одной из таких характеристик, например, активной мощности, для сегментации сигнала позволит с точностью до секунды определять участки активной работы насоса.

Сущность заявляемого технического решения заключается в обеспечении возможности автоматической сегментации потоковых данных (в результате разделения сигнала на временные ряды (зубцы)), регистрируемых в процессе эксплуатации скважины. Под сегментом понимают период сигнала, состоящий из последовательного одного временного периода накопления и одного временного периода откачки жидкости насосом. Под зубцом понимают, период сигнала, состоящий из одного периода откачки жидкости насосом. После того, как сигнал сегментирован, предоставляется возможным оценить временные и амплитудные параметры каждого отдельного сегментированного участка сигнала, что позволяет выделять аномальные участки в сигналах и, как следствие, определять потенциальные осложнения работы насосного оборудования скважины с возможностью корректировки таких осложнений в режиме реального времени. Блок-схема заявленного изобретения показана на фиг. 1 На фиг. 2 показан пример измеренного сигнала. На фигуре схематично выделены сегмент 1, зубец 2 и аномалия 4 по сигналу, содержащего значения параметра - активная мощность насоса.

Под аномальными участками понимают такие режимы/типы аномалий, как "Срыв подачи", «Подклинивание", "Отыгрыш частотой", "Перегрузка" и "Срыв подачи, затем подхват", а также их частные случаи. Ниже представлены характеристики отдельных типов аномалий.

1. «Срыв подачи» представляет собой аномалию, при которой насос развивает недостаточный напор для перекачки жидкости, что приводит к поступлению больших объемов свободного газа в УЭЦН.

Параметры, характеризующие аномалию

Данная аномалия может быть определена по анализу таких сигналов, как сила тока двигателя, загрузка двигателя (%), активная мощность двигателя. При срыве подачи УЭЦН его КПД η=0%, а потребляемая активная мощность N≠0 кВт. Также, при срыве подачи значение силы тока двигателя снижается до тока холостого хода, загрузка снижается в 1,5-2 раза и становится менее 40% (рабочее значение 70-80 % и больше при нормальной работе погружного оборудования).

Форма сигнала

Форма сигнала при «срыве подачи» может сильно изменяться от конкретных условий и дискретности данных. На фиг.3 (а-в) представлены примеры форм сигнала, которые соответствуют описанию данной аномалии.

Негативные последствия

Поскольку энергия, потребляемая насосом при такой аномалии, расходуется на нагрев насоса и окружающей его среды, негативные последствия, к которым может привести «срыв подачи», заключаются в повышении рисков плавления питающего насос кабеля; нарушения герметичности гидрозащиты УЭЦН; электропробоя изоляции обмотки статора ПЭД (погружного электродвигателя); ускоренного отложения солей в проточных каналах ЭЦН вплоть до полного их перекрытия.

2. «Отыгрыш частотой» - представляет собой частный случай «срыва подачи», характеризующийся значительным снижением на 30-40% загрузки двигателя, с последующим ее восстановлением до прежнего уровня за счет увеличения частоты тока.

Параметры, характеризующие аномалию

Данная аномалия может быть определена по анализу таких сигналов, как сила тока двигателя, загрузка двигателя, активная мощность двигателя. При «отыгрыше частотой» происходит срыв подачи в середине рабочего периода. В момент срыва подачи УЭЦН его КПД η=0%, а потребляемая активная мощность N≠0 кВт. Также, при «отыгрыше частотой» значение тока двигателя снижается до тока холостого хода, загрузка снижется в 1,5-2 раза и становится менее 40% (рабочее значение 70-80 % и выше при нормальной работе погружного оборудования). В конце рабочего периода значения тока, загрузки и активной мощности двигателя возвращаются до прежнего уровня.

Форма сигнала

Примеры формы сигнала, соответствующие описанию данной аномалии, представлены на фиг.4 (а-в).

Негативные последствия

Поскольку энергия, потребляемая насосом при такой аномалии, расходуется на нагрев насоса и окружающей его среды, негативные последствия, к которым может привести «отыгрыш частотой», по аналогии со «срывом подачи», заключаются в повышении рисков плавления питающего насос кабеля; нарушения герметичности гидрозащиты УЭЦН; электропробоя изоляции обмотки статора ПЭД (погружного электродвигателя); ускоренного отложения солей в проточных каналах ЭЦН вплоть до полного их перекрытия.

3. "Срыв подачи, затем подхват" представляет собой частный случай «срыва подачи», характеризующийся тем, что насос начинает развивать перепад давления только в конце участка работы, т.е. в начале рабочего периода не происходит полезной работы по перекачке жидкости (ток двигателя примерно равен току холостого хода, КПД ЭЦН η=0%), а во второй части рабочего периода ЭЦН переходит в нормальный режим работы (КПД ЭЦН η≠0%, ток, загрузка, активная мощность, возвращаются на рабочий уровень).

Параметры, характеризующие аномалию

Данная аномалия может быть определена по анализу таких сигналов, как ток двигателя, загрузка двигателя, активная мощность двигателя. При срыве подачи УЭЦН в начале рабочего периода его КПД η=0%, а потребляемая активная мощность N≠0 кВт. Затем, во второй части рабочего периода значение тока двигателя возрастает с тока холостого хода, загрузка возрастает в 1,5-2 раза с 40% до величин в 70-80 % и выше, характерных для нормальной работы погружного оборудования.

Форма сигнала

Форма сигнала при аномалии «Срыв подачи, затем подхват» может сильно изменяться от конкретных условий и дискретности данных, примеры форм такого сигнала представлены на фиг.5 (а-в).

Негативные последствия

Поскольку энергия, потребляемая насосом при срыве подачи в начале рабочего периода, расходуется на нагрев насоса и окружающей его среды, негативные последствия, к которым может привести срыв подачи заключаются в повышении рисков плавления питающего насос кабеля; нарушения герметичности гидрозащиты УЭЦН; электропробоя изоляции обмотки статора ПЭД (погружного электродвигателя); ускоренного отложения солей в проточных каналах ЭЦН вплоть до полного их перекрытия.

4. «Подклинивание" - представляет собой аномалию, при которой работа ПЭД происходит с рабочими токами, превышающими номинальные при механическом заклинивании или проскальзывании ротора, вызванных чрезмерной нагрузкой на вал двигателя или недостаточным напряжением питания.

Параметры, характеризующие аномалию

Данная аномалия может быть определена по увеличению тока в 1,5 -2 раза и выше от рабочего значения, т. е. увеличение загрузки составляет свыше 100-120%. Также это увлечение параметра может наблюдаться в начале или в конце цикла на 10-20% доле цикла в случае подклинок. При этом, если время работы сократилось - скважина вышла из режима - фиксируется подтип аномалии «клин», в противном случае - подтип «подклинка», который отличается от подтипа «клин» тем, что вал двигателя испытывает сильное сопротивление вращению, но продолжает совершать необходимое число оборотов.

Причины проявления данной аномалии:

• повышенное содержание концентрации взвешенных частиц (КВЧ);

• вынос проппанта после гидроразрыва пласта (ГРП);

• интенсивное солеотложение;

• износ оборудования;

• работа с частотой вращения выше максимальной расчётной для данной УЭЦН;

• работа на жидкостях с удельным весом выше 1 г/см3;

• слишком высокое или слишком низкое напряжение питания ПЭД;

• перекос напряжения питания по фазам.

Форма сигнала

Примеры форм сигнала, соответствующие данному типу аномалии, представлены на фиг.6 (а-в).

Негативные последствия

Негативными последствиями являются: повышенный нагрев и износ электродвигателя. При аномалии «клин» работа УЭЦН прекращается, и добыча на скважине останавливается. В критических случаях, когда прямая промывка скважины, которая заключается в доливе в скважину по затрубному пространству определенного количества жидкости или особый режим запуска ЭЦН в режиме расклинивания не имеют эффекта, тогда необходим подъем погружного оборудования и замена его на новый комплект, что приводит не только к длительным простоям с потерей добычи нефти, но и экономическим затратам на ремонт скважины.

5. "Перегрузка" - представляет собой аномалию, которая представляет собой частный случай аномалии «Подклинивания», в котором резкое увеличение загрузки происходит в конце рабочего периода.

Параметры, характеризующие аномалию

Данная аномалия может быть определена по увеличению тока в 1,5 -2 раза и выше от номинального значения в конце рабочего периода, т. е. увеличение загрузки составляет свыше 100-120%.

Форма сигнала

Примеры форм сигнала, соответствующие данному типу аномалии, представлены на фиг. 7 (а-в).

Негативные последствия

Негативными последствиями являются: повышенный нагрев и износ электродвигателя. Появление аномалии «Перегрузка» может служить ранним предупреждением об износе погружного оборудования и увеличению риска появления аномалии «клин» УЭЦН. При аномалии «клин» работа УЭЦН прекращается, и добыча на скважине останавливается. В критических случаях, когда прямая промывка скважины, которая заключается в доливе в скважину по затрубному пространству определенного количества жидкости или особый режим запуска УЭЦН в режиме расклинивания не имеют эффекта, тогда необходим подъем погружного оборудования и замена его на новый комплект, что приводит не только к длительным простоям с потерей добычи нефти, но и экономическим затратам на ремонт скважины.

Вышеописанные аномалии, а также их частные случаи, характеризующиеся сходным поведением полученных сигналов, могут быть определены в результате использования заявляемого способа.

Библиотеку (база данных) аномальных сигналов, которая может быть использована для сравнения измеренного сигнала, возможно расширять и искать, в дальнейшем, в автоматическом режиме циклы любой формы с учетом незначительных смещений, что повышает адаптивность способа к любым требованиям эксплуатирующих компаний.

При реализации изобретения предварительно могут сформировать базу данных аномальных сигналов с определением типа аномалии согласно вышеприведенному их описанию (фиг. 8). Для этого выделяют периоды работы насосного оборудования с целью сегментирования измеренных сигналов и их дальнейшего анализа. Т. к. насос в режиме ПКВ циклически включается и выключается, данный факт явно прослеживается при регистрации таких сигналов, как сила тока, активная мощность и процент загрузки. Предлагается использовать, по меньшей мере, один из этих сигналов, например, активную мощность, для сегментации сигнала, чтобы с высокой точностью (в опытной эксплуатации точность достигает 1 сек.) определять периоды активной работы насоса (периоды откачки).

Таким образом, на первом этапе измеряют сигнал, содержащий по меньшей мере, один технологический параметр УЭЦН, включающий периоды откачки и накопления жидкости насосом с последующим сохранением полученного сигнала на машиночитаемый носитель в виде графических и потоковых данных. То есть, определяют технологические параметры, применимые к анализу (тип сигнала), измеряют и сегментируют сигнал, записанный станцией управления скважины. Далее сегментируют сигнал с разбиением его на временные ряды, соответствующие временным периодам откачки и накопления жидкости насосом, при этом в качестве сегментов выделяют период сигнала, состоящий из последовательных одного периода накопления и одного периода откачки. Затем формируют матрицу отображений сегментированного сигнала по методу динамической трансформации временной шкалы - DTW Полученную матрицу преобразуют методом главных компонент PCA и кластеризуют одним из известных методов агломеративной кластеризации при этом в качестве кластеров выделяют группы сигналов, которые имеют сходную форму, определяемой по среднему значению метрики близости, не превышающим значение 30 Полученные кластеры с использованием одного из методов численного моделирования. погружного оборудования и скважины относят к аномальному поведению скважины или нормальному. Если кластер был определен, как соответствующий аномальному поведению, и такое поведение до сих пор не было отражено в библиотеке аномалий, то средневзвешенный образец (усредненные образцы из одного кластера) этого кластера добавляют в библиотеку аномалий (базу данных форм аномальных сигналов).

Пример формирования базы данных форм аномальных сигналов, которая может быть использована для сравнения измеренных сигналов. Детальное описание последовательности действий, реализуемой для выявления аномальных циклов работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), в том числе для формирования базы данных форм аномальных сигналов, приведено со ссылкой на реальные измерения и аналитические выкладки, демонстрирующие возможность применения заявляемого способа.

Был проведен анализ работы скважины А, насосное оборудование которой работает в режиме ПКВ, в течение 72 часов. В качестве выбранного сегментируемого сигнала использовали сигнал активной мощности двигателя насоса. Указанный сигнал за указанный период времени был измерен и сохранен на машиночитаемый носитель в виде графических и потоковых данных. Выборка за указанный период составила 4087 значений для технологического параметра «активная мощность». Полученный сигнал сегментировали с разбиением его на временные ряды, соответствующие временным периодам откачки и накопления жидкости насосом, и выделили 138 сегментов/зубцов (периодов откачки). Пример сегментации сигнала показан на фиг.9 (сигнал, характеризирующий параметр активная мощность). На следующем этапе проводилась кластеризация выделенных 138 зубцов (периодов откачки). Перед этим, была получена матрица отображений сегментированного сигнала с использованием способа DTW, а также для рассматриваемой выборки построен график зависимости Silhouette от количества кластеров, который представлен на фиг.10. Sillouette - это метод интерпретации и оценки качества кластеризации, благодаря которому можно выбрать оптимальное значение количества кластеров. (https://en.wikipedia.org/wiki/Silhouette_(clustering)) Значения, близкие к (-1), соответствуют разрозненным кластерам, значения, близкие к 0, соответствуют пересекающимся и наложенным друг на друга кластерам, значения, близкие к 1, соответствуют "плотным", четко выделенным кластерам. Таким образом, чем больше значение Silhouette (плотность кластера), тем более четко выделены кластеры и представляют собой компактные, плотно сгруппированные значения. В качестве кластеризатора был выбран метод агломеративной кластеризации, обеспечивающий получение групп похожих друг на друга аномалий. Максимальное значение по графику (которое говорит об оптимальном числе кластеров) достигается в 6 кластерах (значение плотности кластера равно 0,88).

Визуализация кластеризации на точечной диаграмме представлена на фиг.11. Полученные кластеры с включенными в них зубцами (периодами работы, откачки жидкости) представлены на фиг.12а-е. Можно заметить, что кластеры 0, 1 и 4 содержат зубцы (периоды работы) с аномальным поведением, а кластеры 2, 3 и 5 - зубцы (периоды работы) со стабильным режимом работы. Наложение кластеров на временной ряд в целом и на один из участков укрупненно представлены на фиг.13. Анализируя представленную фиг 13, можно сделать вывод о наличии участков с нехарактерным режимом работы насоса в рассматриваемой скважине: выявлено падение активной мощности относительно уровня стандартного режима ~138 кВт. Видно, что аномальные участки в работе скважины, т.е. периоды из кластеров 0, 1 и 4 определены в период работы скважины с 5:00 до 10:00 (в течение 5 часов) и после нескольких подряд идущих аномальных режимов идет увеличенный режим накопления, что говорит о срабатывании автоматики и переводе насосного оборудования в длительное состоянии накопления. Проведение кластеризации позволяет одинаковые формы сигнала объединить в группы и, как следствие, выделить участки сигналов, аналогичные по режимам работы. Данные участки можно оценить, как нормальный режим или как аномальный режим работы насосного оборудования. На приведенном выше примере для скважины 1 кластеры 0, 1 и 4 были определены как аномальные с типом аномалии "срыв подачи", т. к. их средневзвешенная форма с резким падением значения сигнала в конце цикла соотносится теоретическому определению данного типа аномалии.

Аналогичным образом анализируют различные временные периоды работы насосного оборудования скважины, выделяют кластеры с другими типами аномалии. В результате такого предварительного анализа полученных сигналов конкретной скважины была сформирована база данных аномалий в виде 5 аномалий (фиг.14а-д). Аналогичным образом проведена обработка полученных сигналов нескольких десятков ПКВ-скважин (скважин, насосное оборудование которых работает в ПКВ режиме) с 3-х месторождений за 3 месяца работы скважин, которая в дальнейшем используется при реализации способа выявления аномалий работы УЭЦН в режиме реального времени. Полученная база данных может быть сохранена на машиночитаемый носитель и адаптирована под условия других скважин.

Также аномальные сигналы могут быть получены непосредственно при сравнении измеренного сигнала с аномальными сигналами из флэш-носителей, на которых сохранены разные виды аномалий или в автоматическом режиме (посредством телеметрии), например, из блока анализа сигналов.

Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) реализуют следующим образом.

В режиме реального времени измеряют сигнал, содержащий технологические параметры УЭЦН, установленного в скважине (например, сигнал силы тока, активной мощности, загрузки двигателя и т.д.). Сигнал измеряется на специальных измерительных устройствах (например, датчики) на станции управления УЭЦН и записывается в виде графических и потоковых данных в локальное устройство хранения с частотой от нескольких секунд до нескольких часов в зависимости от настроек сохранения информации на станции управления УЭЦН. Затем полученные данные (сигнал) передают, например, в специальную базу данных или систему, где указанные данные доступны для чтения и анализа предложенным способом. Данные могут передаваться с использованием флэш носителя и/или автоматическим способом (посредством телеметрии)

На фиг. 15 представлен пример измеренного сигнала (который содержит информацию о параметре -загрузка двигателя) по скважине, работающей в режиме ПКВ. Фиксируют фактический период работы УЭЦН, и соответственно скважины, и сохраняют измеренные данные (сигнал в соотношении со временем) в локальное устройство хранения, например, в блок хранения информации компьютерной системы; для хранения может быть использован как физический носитель информации, так и цифровой, например, облачный ресурс. На фиг. 16 представлен пример фиксации фактического периода работы скважины и УЭЦН согласно полученному сигналу (по фиг. 15). Фактические периоды работы скважины выделены пунктиром.

По аналогии с последовательностью действий по формированию базы данных аномальных сигналов проводят сегментацию измеренного сигнала (например, соответствующего параметру - загрузка двигателя) с разбиением его на временные ряды, соответствующие временным периодам откачки и накопления насосом жидкости.

В процессе сегментации сигнала определяют периоды откачки и накопления по значению частоты вращения вала насоса. Так как сигнал по частоте имеет форму однополярного меандра (фиг.17), то определение длительности периодов работы (откачки) и накопления сводится к нахождению нижней и верхней точки амплитуды 7. Очевидно, что значения нижней точки амплитуды отвечают за периоды накопления, а значения верхней точки амплитуды за периоды работы (откачки). При этом, значения внутри такого интервала (амплитуды) не учитывают при дальнейшем анализе. После чего определяют время начала и конца рабочего периода для каждого сегмента. Затем сигнал загрузки сегментируют по полученным временным рядам. Такая сегментация загрузки позволяет однозначно определить рабочий участок и не учитывать выбросы на фронте 5 и спаде 6 сигнала.

Так как регистрация сигнала загрузки может осуществляться с разной временной дискретностью, то полученные рабочие периоды методом повторной выборки и интерполяции приводятся к новой равной временной дискретности между данным. Такой подход позволяет рассматривать временной ряд без привязки ко времени.

К полученным рабочим периодам по загрузке добавляют нулевую точку, что образует паттерн для дальнейшего анализа с использованием метрики двух сигналов.

Анализируют выделенные описанным выше образом периоды работы для выявления форм сигнала, имеющих отличный от стандартного вид, для чего проводят сравнение формы сигнала на каждом периоде откачки с формой аномальных сигналов, предварительно сохраненных в базе данных аномальных сигналов. Такое сравнение проводят с использованием принципов динамической трансформации временнóй шкалы (DTW), с определением метрики, характеризующей сходство формы двух сигналов. При определении значения метрики в отношении определенного периода работы (откачки) ниже заранее определенного значения (или значительно отличающимся от среднестатистического в отношении конкретной скважины), полагают сравниваемые участки близкими и присваивают анализируемому участку статус аномального с определенным типом аномалии. На фиг. 18 представлен пример аномалий по сигналу (типы «срыв подачи» и «отыгрыш частотой»).

На фиг. 19 представлена форма измеренного сигнала 9 для сравнения его с формой аномальных сигналов 10-12, которые сохранены в базе данных аномальных сигналов (показана выборка из 3 форм аномальных сигналов). В данном случае проводят сравнение формы полученного сигнала 9 с каждой формой сигнала из базы данных. В результате определено, что форма измеренного сигнала 9 соответствует второй форме) сигнала 11 из базы данных аномалий, а именно аномалии «срыв подачи». На фиг. 20 показан пример сравнения формы полученного сигнала 9 с формой сигнала 11 с аномалией «срыв подачи» (данная форма сигнала на фиг. 19 - посередине (вторая) в базе данных аномальных сигналов).

Пороговое значение указанной метрики определяется в каждом конкретном случае экспериментально с помощью сравнения рабочих периодов с аномальными сигналами. Данный порог зависит от типа аномалий, дискретности сигнала, разброса дискретности. Например, на фиг.21 можно видеть, что для каждого типа аномалий значения метрики, определённой помощью DTW (метрика DTW) разные и изменяются в пределах от 1 до 70, при этом также от цикла к циклу наблюдается сильный разброс в значениях. Порог определения аномалий в данном случае (пример) был установлен при анализе на тестовой скважине для аномалии «Срыв подачи» равным 5, с итоговым обнаружением 352 аномальных участков, т. к. все остальные аномалии имеют метрику большего значения. То есть, предварительно задают (определяют) пороговое значение метрики того или иного типа аномалии (например, 5) и затем в ходе сравнения формы сигнала, соответствующего периоду откачки, сравнивают с аномальными сигналами (которые получают из базы данных или в режиме реального времени), при этом определяют метрику двух сравниваемых сигналов, и если эта метрика близости будет меньше порогового значения (меньше 5), то такой сигнал считают аномальным участком сигнала.

То есть, путем сравнения формы измеренного сигнала с формой аномальных сигналов базы данных аномальных сигналов, выбрали те, участки полученного сигнала, при сравнении которых с сигналами из базы данных, метрика была меньше порогового значения, равного 5 (в нашем примере). В итоге обнаружили 352 аномальных участка, которые соответствуют аномалии работы УЭЦН с типом «срыв подачи». Затем передали данные о выявленных аномалиях на станцию управления УЭЦН для дальнейшего устранения выявленных аномалий.

И соответственно устраняют выявленные аномалии работы УЭЦН посредством изменения соответствующих технологических параметров. Выявление аномальных участков позволило оперативно вмешаться в работу насосного оборудования и оптимизировать циклы работы насоса (а именно изменить режим работы скважины путем уменьшения времени работы в каждом цикле для уменьшения отборов по жидкости).

Еще один пример, представленный на фиг.22, показывает результат применения заявляемого способа. С помощью данного способа на скважине была обнаружена аномалия «срыв подачи», после которой сработала защитная автоматика на станции управления УЭЦН и погружной насос вышел из заданного режима работы - были пропущены несколько периодов откачки и накопления, и, следовательно, произошли потери добычи. Из-за высокого рейтинга внимания (значение 24, которое определяется как сумма аномалий с весовым коэффициентом по типу по отдельной скважине за период - сутки, где вес каждого типа аномалии равен 1 (вес может от 0 до 1 в зависимости от степени влияния на работу оборудования того или иного типа аномалий), по скважине были приняты оперативные мероприятия по изменению режима работы - сокращения времени работы на 2 минуты (длительности работы каждого цикла), что позволило стабилизировать работу скважины с обеспечением плановых отборов, избавиться от срывов подачи, и не допустить снижения наработки на отказ. Обоснованием данных выводов послужил дальнейший мониторинг работы скважины, в результате которого не выявлено ни одного случая срыва подачи, а также не произошло изменение дебита скважина.

На фиг. 23 представлен также пример определения по скважине 34 аномалий типа «срыв подачи». Весовой коэффициент каждой аномалии равен 0,7.

Следовательно, рейтинг внимания составил R=24, что соответствует состоянию необходимости проведения корректировочных мероприятий. В данном случае проведена корректировка режима работы ПКВ (сокращение времени работы на 1 минуту на станции управления УЭЦН), что позволило стабилизировать работу скважины с обеспечением плановых отборов и не допустить снижения наработки на отказ.

Выявление аномалий других типов происходит аналогичным образом.

Процесс реализации заявленной системы для выявления аномалий работы УЭЦН осуществляется аналогично способу, описанному выше.

Таким образом, в результате получения/измерения сигнала в реальном времени и работы с измеренным сигналом становится возможным выявлять аномалии в работе каждой конкретной скважины достаточно оперативно, с получением информации о типе аномалии, а также времени ее появления и прекращения, что позволит также оперативно влиять на работу насоса и установки в целом, с целью сохранения работоспособности оборудования в течение длительного времени. Предложенный подход выявления нетипичных режимов работы скважины с помощью сравнения сигналов-аномалий позволит снизить время на анализ режимов работы скважин и повысить скорость реакции на осложнения, возникающие в ходе функционирования оборудования скважин.

Заявляемая группа изобретений относится к добыче нефти и может быть использована для анализа работы погружного насосного оборудования в режиме реального времени, включая установки электроцентробежного насоса. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), функционирующего в режиме работы чередования временных периодов откачки и накопления насосом жидкости включает: измерение в режиме реального времени сигнала измерительными устройствами станции управления УЭЦН, содержащего технологические параметры УЭЦН с учетом его фактического периода работы; сегментацию измеренного сигнала с разбиением его на временные периоды, соответствующие периодам откачки и накопления насосом жидкости; сравнение формы измеренного сигнала, соответствующего периодам откачки, с формой аномальных сигналов и определение значения метрики измеренного и аномального сигналов; выявление аномалий работы УЭЦН, которые соответствуют аномальным участкам измеренного сигнала, получаемым по значению метрики измеренного и аномального сигналов, при этом значение метрики меньше предварительно заданного ее порогового значения; устранение выявленных аномалий работы УЭЦН. Технический результат - увеличение срока службы и эффективности работы УЭЦН, обеспечение возможности сохранения работоспособности УЭЦН в течение длительного периода времени в результате оперативного и точного выявления аномалий работы УЭЦН и корректировка режима работы насоса в зависимости от типа выявленной аномалии. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 42 ил.

1. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), функционирующего в режиме работы чередования временных периодов откачки и накопления насосом жидкости, включающий:

- измерение в режиме реального времени сигнала измерительными устройствами станции управления УЭЦН, содержащего технологические параметры УЭЦН с учетом его фактического периода работы;

- сегментацию измеренного сигнала с разбиением его на временные периоды, соответствующие периодам откачки и накопления насосом жидкости;

- сравнение формы измеренного сигнала, соответствующего периодам откачки, с формой аномальных сигналов и определение значения метрики измеренного и аномального сигналов;

- выявление аномалий работы УЭЦН, которые соответствуют аномальным участкам измеренного сигнала, получаемым по значению метрики измеренного и аномального сигналов, при этом значение метрики меньше предварительно заданного ее порогового значения;

- устранение выявленных аномалий работы УЭЦН.

2. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 1, в котором форму аномальных сигналов получают из базы данных аномальных сигналов и/или в режиме реального времени.

3. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 1, в котором после получения аномальных участков полученного сигнала, соответствующих аномалиям работы УЭЦН, определяют тип выявленных аномалий.

4. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 3, в котором для определения типа выявленных аномалий проводят группировку всех выявленных аномальных участков полученного сигнала по типу аномалии с определением рейтинга внимания (R), представляющего собой сумму выявленных аномалий с весами, определенную по следующей формуле:

где – вес каждого типа аномалии, – количество обнаруженных аномалий данного типа,

после чего проводят ранжирование выявленных аномалий по возрастанию рейтинга внимания с последующим формированием рекомендаций по устранению аномалий работы установки электроцентробежного насоса.

5. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по пп. 1 и 2, в котором для сравнения формы измеренного сигнала, соответствующего периодам откачки, с формой аномальных сигналов дополнительно создают базу данных аномальных сигналов, выполняя следующую последовательность действий:

- измерение сигнала, содержащего по меньшей мере один технологический параметр УЭЦН в течение фактического периода его работы, включающего периоды откачки и накопления жидкости насосом с последующим сохранением полученного сигнала на машиночитаемый носитель в виде графических и потоковых данных,

- сегментацию измеренного сигнала с разбиением его на временные периоды, соответствующие временным периодам откачки и накопления жидкости насосом, при этом в качестве сегментов выделяют период сигнала, состоящий из последовательных одного периода накопления и одного периода откачки;

- получение матрицы отображений сегментированного полученного сигнала с использованием способа динамической трансформации временной шкалы;

- кластеризацию полученной матрицы с использованием метода главных компонент и метода агломеративной кластеризации, при этом в качестве кластеров выделяют группы сигналов, которые имеют сходную форму, определяемую по среднему значению метрики близости, не превышающему 30;

- выделение отдельных кластеров групп сигналов, имеющих значения по меньшей мере одного технологического параметра полученного сигнала, отличного от заданного значения с учетом погрешности не более 10%;

- сохранение выделенных таким образом кластеров в качестве аномальных с присвоением каждому кластеру определенного типа аномалии на основании аномального значения сигнала, содержащего технологический параметр.

6. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 1, в котором в качестве технологических параметров используют по меньшей мере силу тока, активную мощность и процент загрузки двигателя насоса.

7. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 3, в котором типом выявленных аномалий является «подклинивание», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как повышенное по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза значение силы тока и повышенный по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза процент загрузки двигателя.

8. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 3, в котором типом выявленных аномалий является «перегрузка», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как повышенное по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза значение силы тока и повышенный по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза процент загрузки двигателя, при этом резкое увеличение процента загрузки двигателя фиксируют в конце участка откачки жидкости насосом.

9. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 3, в котором типом выявленных аномалий является «срыв подачи», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как сниженное до тока холостого хода значение силы тока двигателя, а также сниженный по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза процент загрузки двигателя.

10. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 3, в котором типом выявленных аномалий является «срыв подачи, затем подхват», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как сниженное до тока холостого хода значение силы тока двигателя, а также сниженный по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза процент загрузки двигателя, при этом снижение процента загрузки двигателя фиксируют в первой половине участка откачки жидкости насосом, а во второй половине участка откачки жидкости насосом фиксируют возвращение процента загрузки двигателя к рабочему значению.

11. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 3, в котором типом выявленных аномалий является «отыгрыш частотой», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как сниженное до тока холостого хода значение силы тока двигателя, а также сниженный более чем на 30% от рабочего значения процент загрузки двигателя и последующее его восстановление до рабочего значения в результате увеличения частоты тока.

12. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 1, в котором временные периоды накопления жидкости определяют по нулевому значению частоты тока, питающего насос, а временные периоды откачки жидкости – по его значению, отличному от нуля.

13. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 1, в котором устранение выявленных аномалий работы УЭЦН осуществляют путем изменения соответствующих технологических параметров УЭЦН на станции управления УЭЦН.

14. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 1, в котором устранение выявленных аномалий работы УЭЦН осуществляют путем проведения технологических работ на скважине с УЭЦН.

15. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 1, в котором сравнение формы измеренного сигнала, соответствующего периодам откачки, с формой аномальных сигналов и определение значения метрики близости измеренного и аномального сигналов осуществляют с использованием метода динамичной трансформации временной шкалы (DTW).

16. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), функционирующего в режиме работы чередования временных периодов откачки и накопления насосом жидкости, включающий:

- измерение в режиме реального времени сигнала измерительными устройствами станции управления УЭЦН с учетом его фактического периода работы, содержащего силу тока, активную мощность, процент загрузки двигателя насоса;

- сегментацию измеренного сигнала с разбиением его на временные периоды, соответствующие периодам откачки и накопления насосом жидкости;

- сравнение формы измеренного сигнала, соответствующего периодам откачки, с формой аномальных сигналов и определение значения метрики измеренного и аномального сигналов;

- выявление аномалий работы УЭЦН, которые соответствуют аномальным участкам измеренного сигнала, получаемым по значению метрики измеренного и аномального сигналов, при этом значение метрики меньше предварительно заданного ее порогового значения;

- устранение выявленных аномалий работы УЭЦН посредством изменения силы тока, активной мощности и/или процента загрузки двигателя насоса.

17. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 16, в котором форму аномальных сигналов получают из базы данных аномальных сигналов и/или в режиме реального времени.

18. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 16, в котором после получения аномальных участков полученного сигнала, соответствующих аномалиям работы УЭЦН, определяют тип выявленных аномалий.

19. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 18, в котором для определения типа выявленных аномалий проводят группировку всех выявленных аномальных участков полученного сигнала по типу аномалии с определением рейтинга внимания (R), представляющего собой сумму выявленных аномалий с весами, определенную по следующей формуле:

где – вес каждого типа аномалии, – количество обнаруженных аномалий данного типа,

после чего проводят ранжирование выявленных аномалий по возрастанию рейтинга внимания с последующим формированием рекомендаций по устранению аномалий работы установки электроцентробежного насоса.

20. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 16, в котором для сравнения формы измеренного сигнала, соответствующего периодам откачки, с формой аномальных сигналов дополнительно создают базу данных аномальных сигналов, выполняя следующую последовательность действий:

- измерение сигнала, содержащего по меньшей мере один технологический параметр УЭЦН в течение фактического периода его работы, включающего периоды откачки и накопления жидкости насосом с последующим сохранением полученного сигнала на машиночитаемый носитель в виде графических и потоковых данных,

- сегментацию измеренного сигнала с разбиением его на временные периоды, соответствующие временным периодам откачки и накопления жидкости насосом, при этом в качестве сегментов выделяют период сигнала, состоящий из последовательных одного периода накопления и одного периода откачки;

- получение матрицы отображений сегментированного полученного сигнала с использованием способа динамической трансформации временной шкалы;

- кластеризацию полученной матрицы с использованием метода главных компонент и метода агломеративной кластеризации, при этом в качестве кластеров выделяют группы сигналов, которые имеют сходную форму, определяемую по среднему значению метрики близости, не превышающему 30;

- выделение отдельных кластеров групп сигналов, имеющих значения по меньшей мере одного технологического параметра полученного сигнала, отличного от заданного значения с учетом погрешности не более 10%;

- сохранение выделенных таким образом кластеров в качестве аномальных с присвоением каждому кластеру определенного типа аномалии на основании аномального значения сигнала, содержащего технологический параметр.

21. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 18, в котором типом выявленных аномалий является «подклинивание», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как повышенное по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза значение силы тока и повышенный по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза процент загрузки двигателя.

22. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 18, в котором типом выявленных аномалий является «перегрузка», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как повышенное по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза значение силы тока и повышенный по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза процент загрузки двигателя, при этом резкое увеличение процента загрузки двигателя фиксируют в конце участка откачки жидкости насосом.

23. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 18, в котором типом выявленных аномалий является «срыв подачи», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как сниженное до тока холостого хода значение силы тока двигателя, а также сниженный по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза процент загрузки двигателя.

24. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 18, в котором типом выявленных аномалий является «срыв подачи, затем подхват», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как сниженное до тока холостого хода значение силы тока двигателя, а также сниженный по отношению к рабочему значению более чем в 1,5 раза процент загрузки двигателя, при этом снижение процента загрузки двигателя фиксируют в первой половине участка откачки жидкости насосом, а во второй половине участка откачки жидкости насосом фиксируют возвращение процента загрузки двигателя к рабочему значению.

25. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 18, в котором типом выявленных аномалий является «отыгрыш частотой», которая содержит аномальные значения сигнала, содержащие такие технологические параметры, как сниженное до тока холостого хода значение силы тока двигателя, а также сниженный более чем на 30% от рабочего значения процент загрузки двигателя и последующее его восстановление до рабочего значения в результате увеличения частоты тока.

26. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 16, в котором временные периоды накопления жидкости определяют по нулевому значению частоты тока, питающего насос, а временные периоды откачки жидкости – по его значению, отличному от нуля.

27. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 16, в котором изменение силы тока, активной мощности и/или процента загрузки двигателя насоса осуществляют на станции управления УЭЦН.

28. Способ устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса по п. 16, в котором изменение силы тока, активной мощности и/или процента загрузки двигателя насоса осуществляют путем проведения технологических работ на скважине с УЭЦН.

29. Система для устранения выявленных аномалий работы установки электроцентробежного насоса, включающая по меньшей мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции для выполнения способа по любому из пп. 1-13, 15.