В последние годы в нефтяной промышленности, как и во всей промышленности России, проводятся работы по разработке и внедрению различных видов «интеллектуальных», «умных» и «цифровых» технологий. При этом часто работы проводятся чисто формально, а под «цифровизацией производства» понимается использование любых цифровых технологий, даже перевод рукописной информации в компьютерные базы данных в виде цифровых фотографий. Однако для обеспечения цифровизации процессов добычи нефти недостаточно перевода промысловой информации в «цифру», использования методов математической статистики, автоматизации производственных процессов и даже использования нейронных сетей. Все эти методы могут обеспечить получение только «цифровой тени», «фотографии» существующего положения дел. Что же на самом деле обеспечивает создание адекватной модели предиктивного анализа работы системы «пласт – скважина – насосная установка» при изменении условий эксплуатации?
Подлинная цифровизация и предиктивный анализ работы системы «пласт – скважина – насосная установка» при изменении условий эксплуатации возможен только при создании и использовании «цифровых двойников» всех элементов указанной системы. При этом умный цифровой двойник должен минимум на 95 % соответствовать своему физическому оригиналу.
Цифровизация работы основного на сегодняшний день нефтедобывающего оборудования – установок электроприводных лопастных насосов (УЭЛН) – требует создания цифровых двойников системы, в которой работают УЭЛН.
К основным элементам системы «пласт – скважина – насосная установка» необходимо отнести:
· Призабойную зону пласта;
· Скважину с учетом конструкции эксплуатационной колонны и инклинометрии;
· Установку электроприводного лопастного (центробежного) насоса;
· Колонну НКТ с ее рабочими элементами;
· Устьевое оборудование скважины;
· Гидродинамическую модель движения ГЖС по скважине и по колонне НКТ
Для нормального функционирования системы предиктивного анализа необходимо создание в первую очередь «цифровых двойников» именно для этих элементов.
Цифровой двойник призабойной зоны пласта должен показывать не только потенциал скважины, значения коэффициента продуктивности и скин-фактора, но и наличие и влияние осложняющих факторов на работу указанной выше системы. При этом должно быть установлено влияние того или иного осложняющего фактора, а также их совместного воздействия на вероятность безотказной работы УЭЛН [1]. На рис. 1 представлено распределение осложняющих факторов по нескольким пластам одной из нефтедобывающих российских компаний, которые влияют на работоспособность установок ЭЛН.
В результате анализа вероятности безотказной работы осложненного фонда скважин данной нефтедобывающей компании выявлено 7 (семь) основных осложняющих факторов. Каждому из них присвоено определенное количество баллов (коэффициент весомости) в зависимости от влияния этого фактора на наработку до отказа ЭЛН (табл. 1).
Работы по созданию цифровых двойников призабойной зоны скважин связаны с разделением всего фонда скважин на категории по осложнениям, которые влияют на работоспособность установок ЭЛН (табл. 2).
К 1-й категории относятся скважины, у которых общая сумма баллов осложнений не превышает 1,0.
Скважины 1-й категории – это скважины, на которых эксплуатируется оборудование в стандартном исполнении без проведения дополнительных мероприятий по защите от вредного воздействия или, если уже на скважине применяются мероприятия по защите от вредного воздействия, следовательно, эти мероприятия обеспечивают необходимую защиту оборудования.
Ко 2-й категории относятся скважины с количеством баллов от 1,1 до 17 включительно.
Скважины 2-й категории – это скважины, на которых эксплуатируется оборудование в стандартном исполнении с проведением мероприятий для защиты от таких осложняющих факторов, как отложения АСПВ, влияние ВВЭ и солеотложения.
К 3-й категории относятся скважины с количеством баллов от 17,1 до 38 включительно.
Скважины 3-й категории – это скважины, на которых необходимо использовать оборудование в износостойком исполнении.
К 4-й категории относятся скважины с количеством баллов от 38,1 до 50 включительно.
Скважины 4-й категории – это скважины, на которых необходимо использовать оборудование в коррозионностойком исполнении.
К 5-й категории относятся скважины с количеством баллов более 50.
Скважины 5-й категории – это скважины, которые осложнены сразу несколькими факторами и для их эксплуатации необходимо использовать оборудование в износо-коррозионностойком исполнении с применением дополнительных мер по защите от таких факторов, как отложения АСПВ, влияние ВВЭ и солеотложения. На основе данного распределения созданы цифровые двойники призабойной зоны нефтедобывающих скважин.
Цифровой двойник скважины с учетом конструкции эксплуатационной колонны и инклинометрии с распределением основных рабочих показателей создавался в течение более 10 лет; эти разработки с учетом работы устьевого оборудования скважины и гидродинамической модели движения ГЖС по скважине и по колонне НКТ стали основой программного комплекса «Автотехнолог» [4].
Цифровые двойники установок электроприводных лопастных насосов основаны на результатах стендовых испытаний (рис. 2, 3 и 4) и на компьютерном моделировании основных узлов установки (рис. 5); эти данные дополняются основными зависимостями деградации рабочих характеристик оборудования [2].
Компьютерное моделирование позволяет произвести расчет надежности основных узлов и деталей ЭЦН по выбранным критериям надежности. Моделирование рабочих процессов, происходящих в рабочем колесе (РК), в направляющем аппарате (НА), позволяет определить гидравлические потери, градиентное поле скорости гидроабразивного износа в проточной части ступени с учетом влияния механических примесей, связанных с градиентом давления в потоке. Данный подход позволяет снижать затраты, связанные с проведением количества стендовых испытаний, с применением различных модельных жидкостей [3].
Для уточнения цифровых двойников установок ЭЛН необходимо постоянно и с высокой точностью оценивать подачу этого насосного оборудования. При этом необходимо понимать, что при совместной работе системы «пласт – скважина – насосная установка» подача насосной установки соответствует дебиту скважины. Поэтому важным элементом цифровизации нефтедобывающей скважины является виртуальный расходомер.
