Содержание к диссертации
Введение
1 Методы контроля и управления параметрами на дежности технических систем нефтегазовой отрасли 18
1.1 Методы получения и обработки информации в нефтегазовой отрасли 21
1.2 Методы моделирования технических систем и перспективы их применения для повышения уровня надежности нефтегазового оборудования 24
1.3 Диагностические методы контроля эксплутационной надёжности нефтегазовых объектов 36
1.4 Методы повышения надежности энергоснабжения и энергоэффективности предприятий нефтегазовой отрасли 50
Выводы по главе 1 57
2 Разработка методов контроля и диагностирования параметров надежности эксплуатации оборудования нефтегазодобычи 58
2.1 Воздействие условий эксплуатации на параметры надежности нефтегазового орудования 58
2.2 Разработка методов контроля и диагностики технического состояния объектов нефтегазодобычи по данным эксплуатации 89
2.3 Моделирование отказов технологического оборудования нефтегазодобычи 106
Выводы по главе 2 125
3 Разработка теоретических основ и практических методов контроля и диагностики нефтегзотранс-портных систем 126
3.1 Разработка методов анализа данных вибродиагностики роторных машин 127
3.2 Диагностика запорной арматуры компрессорных станций магистральных газопроводов акустическими методами 151
3.3 Применение феноменологических моделей в диагностировании технического состояния газотранспортного оборудования 157
3.4 Моделирование динамики изменения технического состояния газотранспортного оборудования в процессе выработки эксплуатационного ресурса 171
3.5 Определение технического состояния газоперекачивающих агрегатов на основе уточненного расчета термодинамических параметров
газотурбинной установки 177
Выводы по главе 3 182
4 Повышение эффективности эксплуатации нефте газового оборудования на основе оптимального планирования 183
4.1 Обобщенные характеристики фонда добывающих скважин месторождения и оценка эффективности ГТМ 184
4.2 Разработка методов оптимального планирования мероприятий по обслуживанию нефтегазового оборудования 193
4.3 Методы снижения затрат на аварийно-восстановительные мероприятия объектов нефтегазовой трасли 213
4.4 Разработка теоретических основ планирования и размещения объектов добычи и транспорта нефти и газа 234
Выводы по главе 4 245
5 Повышение энергетической эффективности объектов нефтегазового комплекса 247
5.1 Методы определения и использования показателей энергоэффективности предприятий нефтегазовой отрасли 248
5.2 Разработка методов снижения потерь электрической энергии на трансформаторных подстанциях нефтяных и газовых промыслов... 264
5.3 Снижение затрат нефтегазодобывающих предприятий на энергоресурсы на основе использования автономных источников энергии... 273
5.4 Методы оптимизации размещения энергообъектов по критерию минимальных потерь энергии 279
Выводы по главе 5 291
6 Основные выводы и рекомендации 292
7 Список использованных источников
- Методы получения и обработки информации в нефтегазовой отрасли
- Воздействие условий эксплуатации на параметры надежности нефтегазового орудования
- Разработка методов анализа данных вибродиагностики роторных машин
- Обобщенные характеристики фонда добывающих скважин месторождения и оценка эффективности ГТМ
Введение к работе
Обеспечение надёжности эксплуатации и производственной безопасности объектов нефтегазовой отрасли в современном обществе является важнейшей задачей. Технологические процессы добычи и транспорта углеводородного сырья являются по своему характеру потенциально опасными, что связано с большими объемами горючего органического сырья, добываемого на промыслах и транспортируемого на дальние расстояния. Крупные аварии на предприятиях отрасли приводят к экологическим катастрофам, для ликвидации последствий которых необходимы огромные финансовые затраты, а на восстановление природной среды уходят многие годы.
Уровень надежности эксплуатации технических систем нефтегазовой отрасли оказывает непосредственное влияние на эффективность производства. Проблемы повышения эффективности нефтегазовой отрасли тесно связаны с задачей снижения производственных затрат, в частности, на энергетические ресурсы и проведение ремонтно-восстановительных мероприятий. В свою очередь, эти задачи определяются техническим состоянием оборудования отрасли, и, следовательно, их решение возможно путем разработки мероприятий по повышению надежности оборудования и совершенствованию методов технической диагностики.
В этих условиях резко возрастает необходимость в научных разработках, направленных на решение неотложных задач, связанных с совершенствованием методов и технических средств, используемых в нефтегазовой отрасли. Несомненна роль научных достижений в повышении надежности и безопасности функционирования производственных объектов, что приобретает особую актуальность с учетом экологических последствий аварий в нефтегазовом комплексе.
Работы по надежности нефтегазового оборудования имеют ряд специфических особенностей. Огромные пространственные масштабы, воздействие суровых климатических условий, особенности работы оборудования в постоянно
изменяющихся условиях продуктивного пласта - все эти факторы делают практически невозможной постановку натурных экспериментов, что является обычной практикой для классических исследований параметров надежности оборудования. Поэтому большая роль в изучении и прогнозировании параметров надежности отводится методам моделирования отказов.
Принципиальные ограничения, накладываемые на модель в рамках детерминированного подхода, привели к все более широкому использованию стохастических моделей, поведение которых может быть значительно более сложным, что во многих случаях позволяет более адекватно описать реальную техническую систему. Для целей моделирования и прогнозирования поведения сложных технических систем все шире применяется подход, основанный на понятиях самоорганизации, или синергетики.
С изучением надежности тесно связана проблема диагностики оборудования. Современные системы диагностирования весьма совершенны с технической точки зрения. Однако интерпретация результатов диагностирования по-прежнему остается серьезной проблемой.
Не менее важным аспектом проблем нефтегазового комплекса является эффективность производства. Под эффективностью понимается, в первую очередь, уровень затрат всех возможных ресурсов, в том числе и энергетических, на поддержание функционирования предприятия. Издержки производства, как одна из основных составляющих себестоимости продукции, в настоящее время являются серьезным препятствием для конкурентоспособности российского углеводородного сырья на международном рынке. Поэтому в последнее время настоятельно требуется разработка и внедрение энерго- и ресурсосберегающих технологий.
Непосредственная связь производственных затрат с частотой проводимых ремонтных работ оборудования, а следовательно с уровнем его надежности, требует разработки методов диагностики технического состояния технологического оборудования и методов снижения затрат на его обслуживание. И, наконец, для снижения затрат на ресурсы, в первую очередь энергетические, необ-
7 ходима разработка мероприятий по ресурсосбережению и снижению стоимости потребляемых ресурсов.
Разработка методов решения перечисленных задач должна строиться с учетом возросшего уровня качества и объема исходной информации, обеспечиваемого автоматизированными системами контроля и диагностики, широко используемых на предприятиях отрасли.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности и безопасности нефтегазовых предприятий путем разработки методов управления параметрами надежности эксплуатации оборудования и снижения издержек производства на обслуживание и энергоресурсы. Основные задачи исследований:
Разработка методов диагностирования и прогнозирования параметров надежности эксплуатации оборудования на основе построения моделей технологических систем добычи и транспорта углеводородного сырья.
Создание систем диагностических параметров для оценки текущего технического состояния и остаточного ресурса оборудования на основе комплексного использования информации автоматизированных устройств сбора данных.
Разработка теоретических основ и практических методов оперативного контроля технического состояния систем транспорта нефти и газа с применением статистических, феноменологических и динамических моделей.
Повышение эффективности эксплуатации нефтегазового оборудования на основе оптимального планирования ремонтно-восстановительных мероприятий.
Разработка методики расчета затрат на содержание ремонтно-восстановительных служб, позволяющая минимизировать ущерб от аварий технологического оборудования.
Разработка методов повышения надежности и экономичности работы энергетического оборудования с учетом переменных нагрузок, являющихся
8 следствием изменения условий работы и технического состояния энергопотребителей;
Разработка теоретических основ планирования территориального размещения объектов и коммуникаций предприятий нефтегазовой отрасли с целью повышения надежности энергоснабжения и сокращения потерь энергии, времени восстановления оборудования и капитальных затрат при строительстве коммуникационных сооружений.
Повышение надежности систем энергоснабжения месторождений на основе создания принципов размещения автономных источников энергии.
Методы решения задач. При решении поставленных задач использовались вероятностно-статистические методы, элементы теории детерминированного хаоса, методы теории игр, теории массового обслуживания, методы решения транспортных оптимизационных задач. Для подтверждения выводов и реализации предложенных в диссертационной работе методов и алгоритмов использовалась промышленная информация, полученная информационно-измерительной системой «Скат-95» на ряде нефтяных месторождениях Западной Сибири, базы данных компьютерных измерительно-управляющих систем компрессорных станций ООО «Баштрансгаз», данные вибро- и газодинамической диагностики ЦПТЛ ООО «Баштрансгаз», данные диспетчерских журналов ОАО «Уралтранснефтепродукт» и другая производственная информация.
Научная новизна заключается в следующем:
Обоснована необходимость сбора и постоянного хранения всего объема производственной и диагностической информации, и показано, что подобная информация представляет большую ценность с точки зрения разработки перспективных методов диагностики, основанных на математической обработке больших объемов исходных данных, таких как методы математической статистики, динамического хаоса, разработка имитационных моделей и др.
Показана необходимость учета временной зависимости потока отказов оборудования, обусловленной изменением характеристик месторождения в процессе его разработки. Предложенная в работе трехпараметрическая модель
9 прогнозирования времени безотказной работы технологического оборудования нефтегазодобычи позволяет увеличить достоверность прогнозов более чем в два раза.
3. Установлено, что различные типы отказов оборудования имеют детерми
нированный характер по месту локализации аварий и установлены статистиче
ски значимые связи между типами отказов и технологическими параметрами
эксплуатации скважин.
Предложена методика анализа данных вибродиагностики, позволяющая производить учет разрушающего воздействия стохастических процессов в сложных технических системах и обеспечивающая распознавание развивающихся дефектов нефтегазотранспортного оборудования, недоступные традиционным методам.
Разработан комплекс методов оптимального планирования сроков проведения ремонтов нефтедобывающего и газотранспортного оборудования, позволяющих минимизировать убытки предприятия и основанные на ретроспективном анализе баз данных автоматизированных измерительных систем о динамике падения дебитов скважин и численных решениях, полученных на основе имитационной модели. Предложенные методы позволяют учитывать не только характеристики надежности оборудования, но и влияние таких факторов, как текущие цены на сырье и негативное воздействие самих мероприятий по техническому обслуживанию.
Представлены теоретические положения по определению стратегии выбора типов и мест размещения автономных источников энергии на территории месторождений, позволяющая повысить надежность энергоснабжения нефтяных и газовых промыслов и уменьшить стоимость потребляемой тепловой и электрической энергии.
На защиту выносятся результаты научных разработок в области моделирования технологических процессов и совершенствования диагностических методов с целью повышения надежности эксплуатации технологического обо-
10 рудования и обеспечения энергетической эффективности и промышленной безопасности объектов нефтегазовой промышленности.
Практическая ценность и реализация работы.
Методики и алгоритмы прогнозирования сроков отказов подземного оборудования нефтедобычи, разработанные в диссертационной работе включены в состав разработанной автоматизированной системы контроля параметров нефтедобычи «Скат-95». Данная система предназначена для использования на ряде предприятий Западной Сибири. Использование предложенных методик позволило увеличить достоверность прогнозов выхода из строя насосов ЭЦН в 2-5 раз.
Предложенные в диссертации методы расчета периодичности очистных мероприятий апробированы в ОАО «Уралтранснефтепродукт». Проведенные исследования показали высокую эффективность метода и достаточную для практического использования точность проводимых оценок.
Результаты расчетов использованы при планировании очистных мероприятий нефтепродуктопроводов «Салават-Уфа», «Уфа-Камбарка», «Синегла-зово-Свердловск».
Разработанные в диссертационной работе методики определения технического состояния и энергоэффективности газотурбинных агрегатов апробирована службой ЦПТЛ ДП «Баштрансгаз» и используется для контроля технического состояния ГПА.
Предложения и рекомендации по принципам выбора и территориального размещения автономных электростанций рассматриваются в ТПП «Кога-лымнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачи-нефтегаз».
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Первая глава посвящена анализу современных методов моделирования технических систем нефтегазовой отрасли, проводится анализ методов контроля и регулирования параметров надежности оборудования добычи и транспорта
нефти и газа и рассматриваются пути снижения затрат на потребляемые энергоресурсы.
Проведенный анализ показал, что существующие модели прогнозирования надежности нефтегазового оборудования не учитывают динамики изменения характеристик объекта во времени. В то же время, существует большое число хорошо разработанных математических методов, позволяющих моделировать реальные физические процессы в сложных технологических системах. До последнего времени реализация данных методов сдерживалась отсутствием достаточного объема исходной информации, в качестве которой использовались, как правило, данные из диспетчерских журналов. Благодаря внедрению автоматики и компьютерных технологий в нефтегазовой отрасли и накопленным большим массивам эксплутационных данных, появилась возможность создания и использования алгоритмов и компьютерных программ, реализующих современные методы моделирования, которые позволяют существенно увеличить уровень эксплуатационной надежности объектов нефтегазовой отрасли.
Рассмотрены основные методы диагностики технического состояния неф-тегазотранспортного энергетического оборудования и показано, что они не обладают требуемой достоверностью. Так, анализ результатов вибрационного диагностирования газоперекачивающих агрегатов показал, что во многих случаях развитие дефектов не распознается с помощью существующих методов обработки вибросигналов. Сделан вывод о необходимости расширения набора диагностических признаков и совершенствования методов обработки диагностических данных, позволяющих адекватно оценивать текущее техническое состояние энергомашин.
Рассмотрены вопросы повышения энергетической эффективности нефтегазовой отрасли. Для повышения энергетической безопасности эксплуатации и снижения стоимости энергоресурсов многие предприятия нефтегазовой отрасли стремятся использовать собственные автономные источники электроэнергии. Проведен обзор характеристик и стоимости промышленных автономных энергетических установок различного типа. Показана необходимость проведения
12 технико-экономического обоснования выбора типа подобных установок по критериям: «стоимость - капитальные затраты - срок окупаемости -долговечность».
Вторая глава посвящена исследованиям характера отказов и моделированию функций надежности нефтегазодобывающего оборудования. На основе использования промышленных данных, полученных с помощью системы автоматизированного сбора данных, произведена классификация типов отказов оборудования, установлены законы распределения отказов по каждому из типов и определены параметры этих законов.
На основе проведенных исследований установлено, что интенсивность различных типов отказов оборудования зависит от места его расположения на территории месторождения. Предложен метод кластеризации кустов скважин по признаку предрасположенности их к дефектам определенных типов. Разработан метод определения пространственных зон аномально высокой аварийности оборудования в пределах разрабатываемого месторождения.
Применение автоматизированного сбора производственных данных по нефтепромыслу позволяет получать выборки в сотни и тысячи экспериментальных точек. Подобные объемы выборок дают возможность обоснованно применять как традиционные методы математической статистики, так и методы теории нелинейных систем, распознавания образов, теории игр и т.п. В частности, в работе установлено, что хаотические изменения дебитов нефтедобывающих скважин имеют детерминированную природу, и показано, что фрактальные характеристики временных рядов измерений дебита позволяют обнаруживать развивающиеся дефекты, недоступные традиционным методам.
Выходы из строя промыслового оборудования являются событиями относительно редкими. Поэтому встает задача моделирования параметров надежности с учетом малого объема выборки по аварийным событиям и требованием наивысшей точности прогноза. Проведенный анализ показал, что в условиях малых объемов выборок наиболее достоверные прогнозы дает модель, рекомендуемая методами теории нечетких множеств.
13 Третья глава посвящена исследованиям динамики развития дефектов оборудования и совершенствованию методов диагностики систем транспорта нефти и газа.
Проведен анализ причин низкой достоверности вибродиагностики роторных энергетических машин и установлено, что одной из причин является явление модулирования информативного диагностического сигнала стохастическим низкочастотным сигналом. Рассмотрены возможные физические механизмы этого явления.
На основе исследований природы стохастических процессов в сложных механических системах разработана методика анализа спектральных данных вибродиагностики, позволяющая производить учет разрушающего воздействия стохастических процессов в сложных технических системах и обеспечивающая распознавание развивающихся дефектов нефтегазотранспортного оборудования, недоступные традиционным методам.
Ответственной составляющей системы транспорта являются элементы запорной арматуры. Определение текущего технического состояния данного вида оборудования без отключения участка трубопровода возможна при использовании акустических методов диагностики. Разработанный в работе метод акустической диагностики дефектов запорной арматуры систем газотранспорта позволяет определять наличие нарушений герметичности и количественно оценить степень развития дефектов.
Важной задачей контроля технического состояния оборудования являются исследования, направленные на разработку методов расчета параметров эксплуатации оборудования, для которых требуются дополнительные измерения, не обеспечиваемые штатными приборами. К ним относятся, в частности, методы расчетов КПД насосных и компрессорных агрегатов. В работе предложено использование феноменологических моделей газоперекачивающего оборудования, предназначенных для проведения оценок технического состояния ГПА на основе данных измерений штатных измерительных устройств.
14 Одной из проблем технического обслуживания оборудования является планирование сроков ремонтов, учитывающих текущее техническое состояние. Для подобных расчетов требуются статистические данные по показателям надежности на протяжении всего рабочего ресурса агрегата. В работе предложена методика оценки динамики усредненных эксплутационных характеристик ГПА на протяжении всего рабочего ресурса. Показано, что в среднем происходит монотонное снижение эксплуатационных характеристик агрегатов в процессе его старения.
Существенные сложности возникают при расчетах эффективности энергетических агрегатов из-за высокой погрешности измерений. Особенно этот фактор важен при расчетном методе определения необходимых параметров. Например, отсутствие штатной термопары для измерения температуры перед турбиной высокого давления ГПА, приводит к необходимости ее расчета по температуре на выходе из турбины, что увеличивает общую погрешность. В работе предложена итерационная методика расчета коэффициентов технического состояния ГПА, позволяющая увеличить точность определения коэффициента технического состояния агрегата не менее, чем на 6%. На основании проведенных исследований высказано предположение о возможности увеличения максимальной мощности изношенных ГТУ, без нарушения норм по надежности, путем повышения предельно допустимой температуры после ТНД, что позволит увеличить КПД установки по сравнению с существующим на 11%.
Четвертая глава посвящена вопросам рационального технического обслуживания объектов добычи и транспорта углеводородов.
Предельно выработанный ресурс нефтегазового оборудования вызывает необходимость его своевременного и качественного ремонта и профилактики. В четвертой главе работы рассмотрены возможные схемы организации обслуживания объектов добычи и транспорта нефти и газа, позволяющие минимизировать производственные затраты и снизить ущерб от простоев оборудования.
Разработан метод, позволяющей оперативно определять сроки проведения ремонтных работ, в зависимости от темпов падения дебита скважин, вы-
15 званного развивающейся неисправностью насосно-силового оборудования. Расчеты, приведенные с учетом наработки насосного оборудования на отказ, показали, что при условии выполнения данных рекомендаций удельная прибыль нефтедобывающего предприятия возрастает на 5-7%.
Аналогичная задача возникает при планировании ремонтных работ на газотранспортном оборудовании. В работе предложена имитационная модель, позволяющая на основе статистических данных по отказам газотранспортного оборудования рассчитать оптимальный межремонтный период эксплуатации газоперекачивающих агрегатов. Разработанная модель может быть применена для планирования календарных сроков проведения планово-предупредительных и капитальных ремонтов ГПА любого типа.
Эффективное управление ремонтно-восстановительными службами предприятия позволяет значительно повысить оперативность обслуживания оборудования и тем самым снизить потери от недополученной прибыли. В работе предложена методика расчета затрат на содержание ремонтно-восстановительных бригад нефтедобывающих предприятий, позволяющая минимизировать ущерб от аварий технологического оборудования нефтедобычи. Показано, что предлагаемая методика позволяет оперативно управлять аварийно-ремонтными службами в зависимости от степени изношенности основных фондов и динамики цен на добываемое сырье.
Известно, что проведение профилактических работ, особенно связанных с остановкой обслуживаемого оборудования, приводит к опасности «прирабо-точных» отказов. Поэтому возникает задача рационального снижения числа подобных вмешательств в работу механизмов при соблюдении условий безопасной эксплуатации. В работе предлагается решение подобной задачи на примере оптимизации периода между очистными мероприятиями, проводимыми на газотурбинных двигателях газоперекачивающих агрегатов. При этом критерием оптимизации является минимизация удельных затрат на эксплуатацию установки, включая стоимость самих ремонтов и дополнительную выгоду от повышения эксплутационных характеристик агрегата.
В заключении четвертой главы разработаны теоретические основы планирования территориального размещения объектов и коммуникации предприятий нефтегазовой отрасли, позволяющие значительно сократить потери энергии, времени ожидания ремонта оборудования и капитальные затраты при строительстве коммуникационных линий.
Пятая глава диссертационной работы посвящена вопросам обеспечения надежности энергоснабжения и энергетической безопасности предприятий нефтегазовой отрасли. Значительная удаленность энергопотребителей от источников энергии создает ряд специфических трудностей, приводящих к снижению надежности энергоснабжения и, как следствие, к снижению производственной безопасности эксплуатации объектов нефтегазовой отрасли.
С целью определения резервов экономии энергоресурсов рассмотрена структура энергопотребления предприятий, установлены основные причины нерациональных потерь энергии и намечены пути их сокращения.
Наиболее адекватным показателем энергоэффективности предприятия является удельное энергопотребление. В диссертационной работе этот показатель рассмотрен на примере нефтедобывающего предприятия, и установлено, что рост удельных энергозатрат может служить одним из критериев оценки преда-варийного состояния технологического оборудования. Показано, что в пределах одного и того же месторождения, различие в объемах энергозатрат на добычу нефти может быть 2.. .4-кратным.
Для снижения нерациональных потерь электрической энергии необходимо обеспечить рациональную нагрузку трансформаторных подстанций. Эта задача решается в диссертационной работе путем разработки алгоритма расчета нагрузок, позволяющего оптимизировать распределение нагрузки трансформаторных подстанции нефтегазовых промыслов с учетом изменения фактической мощности потребителей энергии. Предлагаемый алгоритм позволяет повысить долговечность работы трансформаторных подстанции и силового оборудования за счет приближения степени их загрузки к номинальной.
Для повышения энергетической безопасности эксплуатации нефтегазодобывающих предприятий, увеличения надежности энергоснабжения и снижения потерь при передаче и преобразовании, а также с целью снижения стоимости электрической и тепловой энергии, в настоящее время в нефтегазовой отрасли все чаще используются автономные источники. При этом возникает задача выбора типа, мощности и места расположения автономных энергоагрегатов, с учетом их надежности, рабочего ресурса, стоимости и минимальных потерь энергии при передаче ее потребителям.
Проведен анализ эксплутационных характеристик промышленных блочных энергетических источников отечественного и зарубежного производства. Показано, что по критериям «долговечность - себестоимость энергии - надежность» приоритетными для нефтегазодобывающих предприятий являются секционированные газопоршневые энергоагрегаты мощностью по электроэнергии порядка 1... 5 МВт, работающие на попутном газе.
Разработана методика оптимального размещения автономных источников и другого энергетического оборудования на территории месторождения. Показано, что предлагаемый алгоритм позволяет не только повысить надежность электроснабжения объектов нефтегазовых месторождений, но и уменьшить в 2...5 раз потери электроэнергии в линиях электропередач.
Автор выражает свою искреннюю благодарность своему научному консультанту профессору И.Р. Байкову за неоценимую помощь и поддержку в решении возникающих в ходе работы задач, профессорам И.Р. Кузееву, Ю.Г. Матвееву, В.А. Буренину, Ф. Ш. Хафизову, Ф.А. Агзамову, Р.Г. Шарафиеву за обсуждение работы и конструктивную критику, позволившую существенно улучшить структуру диссертации. Автор благодарен кандидатам технических наук К.Р. Ахмадуллину, В.Г. Дееву, В.Я. Соловьеву и СВ. Китаєву за предоставление данных для расчетов, полезные консультации по производственным вопросам и активное участие во внедрении разработок в производство, и сотрудникам кафедры «Промышленная теплоэнергетика» УГНТУ за внимание к работе автора.
Методы получения и обработки информации в нефтегазовой отрасли
Методы контроля параметров надежности технических систем базируются на данных первичных измерений физических величин - расходов, давлений, температур, электрических величин и т.п. Точность и объем проводимых измерений определяют предельно возможную точность модели, построенной на их основе.
В недавнем прошлом основным источником производственной информации служили записи в диспетчерских журналах, в которые с периодичностью от нескольких часов до суток заносились показания штатных измерительных приборов. При таком способе записи информации оперативность реагирования на возникшие неисправности оказывалась недопустимо низкой, кроме того, многие эффективные математические методы обработки информации и моделирования оказывались принципиально неприменимы из-за недостаточного объема выборок измеряемых параметров. Например, известно [232], что для вычисления таких параметров, как корреляционная размерность аттрактора, энтропия, спектр показателей Ляпунова, и других стохастических характеристик, необходимо иметь объем выборки не менее М М =102+0 4D ivi _ iviMHH iU j j где D - размерность аттрактора.
Если принять для стохастических процессов нефтедобычи D 2,8 [58] , то число экспериментальных точек должно быть не менее 1000. Понятно, что такие объемы выборок могут быть получены только с помощью автоматических измерительных систем.
Технические возможности современных измерительных приборов и диагностических устройств позволяют решать подобные задачи. Устройства штатной автоматики, оборудование и приборы технической диагностики энергетических машин, нефтегазопромысловые информационно-измерительные системы, позволяют получать и сохранять в памяти десятки тысяч измерений.
Новые технологии позволили преодолеть одну из существенных трудностей, ограничивающих достоверность статистических оценок и математических моделей нефтегазовых технологических процессов - а именно недостаточность объема и невысокую точность данных промышленной эксплуатации.
Современные автоматические компьютерные системы, принятые в эксплуатацию в большинстве нефтегазовых компаний, позволяют практически неограниченно пополнять базы данных по эксплутационным параметрам, типам и движению в процессе эксплуатации всей номенклатуры оборудования, затратам энергетических ресурсов на производство продукции и по множеству других производственных данных и показателей. Активное внедрение компьютерных систем в нефтегазовых компаниях началось около 8-10 лет назад (1990-1995г.) и к настоящему времени объем накопленной информации достиг «критической массы», позволяющих осуществить качественный скачок в подходах к проблемам надежности, диагностирования и прогнозирования в нефтегазовой отрасли.
Рассмотрим простой пример из нефтедобычи, демонстрирующий необходимость «глубокого» во времени накопления данных. Пусть на среднем по масштабам месторождении эксплуатируются 500 глубинных насосов, со средним эксплутационным ресурсом около 500 суток. Таким образом, происходит приблизительно 1 выход насоса из строя в сутки. Для адекватного статистического анализа надежности насосов необходимо выделить конкретный типоразмер насоса и его марку, а также учесть тип дефекта или отказа. Нетрудно рассчитать, что при 30 различных типах насосов, 5 укрупненных типах отказов и минимальном объеме выборки в 20 событий, требуемый период наблюдений превышает 8 лет. За этот же срок необходима информация по дебитам, обводненности продукции, приемистости нагнетательных скважин и другие производственные данные, без которых невозможно учесть влияние условий эксплуатации на надежность насосов. Рассмотренный простой пример показывает, что проведение адекватных расчетов параметров надежности практически невозможно без применения компьютерных технологий.
С другой стороны, методы моделирования технологических процессов и прогнозирования аварий оборудования требуют также большого объема информации, но полученной за сравнительно короткие сроки, сравнимые с характерным временем развития дефектов или условий эксплуатации (дебитов, обводненности жидкости, динамических уровней, содержания примесей и пр.). Как показывает практика, длительность подобных периодов составляет около 15...30 суток [44]. Таким образом, становится очевидной необходимость ежесуточных измерений параметров эксплуатации, что возможно лишь при автоматизированном сборе данных.
Воздействие условий эксплуатации на параметры надежности нефтегазового орудования
Одним из важных факторов, оказывающих влияние на долговечность и надежность оборудования нефтегазодобычи, является совокупность параметров и характеристик месторождения. Очевидно, что рабочий ресурс совершенно идентичного оборудования, работающего в разных условиях, будет различен. Поскольку эти факторы определяются независимо от особенностей конструкций оборудования, его типа, марки и конструкционных материалов, назовем их условно «внешними» факторами. Степень влияния того или иного внешнего фактора не остается постоянной, но изменяется в процессе разра ботки месторождения. Количественное описание показателей надежности производится с помощью функции распределения вероятностей случайных величин, таких как время безотказной работы устройства, интервалы между отказами и т.д. Учет влияния внешних условий приводит к необходимости учета временных зависимостей параметров распределений.
Изучение влияния внешних факторов на эксплутационную надежность нефтегазового оборудования является важнейшим условием повышения уровня надежности нефтедобычи и достоверности методов технической диагностики объектов нефтепромысла.
Наиболее полной информацией о случайной величине, например, о времени наработки оборудования на отказ, является ее функция распределения. Как было показано в предыдущей главе, параметры функции распределения однотипного технологического оборудования, а во многих случаях и сам характер распределения, зависит от множества факторов, таких как типоразмер оборудования и целый ряд параметров эксплуатации - свойств пласта и добываемого продукта, дебита скважины, методов поддержания пластового давления и т.п.
Поэтому параметры надежности одного и того же технологического оборудования зависят от характеристик месторождения, которые, в свою очередь, изменяются во времени. Это приводит к существенным затруднениям при попытках построения теоретических моделей для описания параметров надежности, даже в тех случаях, когда имеется значительный объем производственных данных по отказам оборудования.
Поэтому до настоящего времени наиболее достоверным методом определения законов распределения в исследованиях надежности нефтегазодобычи является построение эмпирических функций распределения [61,76,85,115,180]. Использование электронных баз данных, широко практикуемое в настоящее время большинством нефтегазодобывающих предприятий, позволяет значительно повысить достоверность эмпирических моделей за счет увеличения объема экспериментальных данных. При этом, как будет показано ниже, оказывается возможным не только построение функций распределения для каждого типа применяемого промыслового технологического оборудования, но и учет временных зависимостей интенсивности отказов, а также выявление связи показателей надежности с условиями эксплуатации, которая выражается, в частности, в корреляции интенсивности отказов с местоположением оборудования на территории месторождения [42,198].
Наиболее часто в исследованиях по надежности нефтегазового оборудования используется однопараметрическое распределение со стационарным потоком отказов (показательное), двухпараметрическое (нормальное и распределение Вейбулла) [128,171]. Использование для построения эмпирических моделей трех и более параметров требует значительного объема экспериментального материала и до настоящего времени широко не применяется.
Функции распределения параметров надежности могут быть представлены в различных эквивалентных формах - в виде интегрального закона распределения вероятности отказов во времени F(t), плотности распределения f(t) = dF/dt, функции вероятности безотказной работы R(t) =1- F(t) и т.д.
Для эмпирического определения параметров надежности в данной работе использовалось функция вероятности безотказной работы R(t), определявшаяся на основании информации эксплуатационных баз данных по отказам согласно соотношению:
Разработка методов анализа данных вибродиагностики роторных машин
Вибродиагностика является в настоящее время одним из основных методов оценки технического состояния сложного и дорогостоящего оборудования нефтегазовой отрасли - насосов, компрессоров, турбин. С развитием техники регистрации и обработки вибросигналов, и особенно, при переходе к цифровой форме представления данных, диагностические возможности метода значительно увеличились. Так, считается, что вибродиагностические методы в настоящее время позволяют получить достоверность диагноза (отношение числа верных диагнозов к общему их числу) до 90% [177].
Достоверность вибродиагностики зависит не только от совершенства техники измерения и регистрации сигналов, но и от математических методов, которые применяются при их анализе. Так, по данным [177] достоверность диагностирования по среднеквадратичному значению (СКЗ) виброскорости составляет 60-70%, по спектрам вибросигналов - 80%, с применением кепст-рального анализа (гомоморфной фильтрации) - 83%. Полный же арсенал методов (в совокупности с применением анализа синхронных спектров) увеличивает адекватность оценки технического состояния газотранспортного оборудования до 85-87%. Заметим, однако, что подобная точность постановки диагноза возможна лишь при высокой квалификации специалистов, так как автоматическое задание параметров в подобных алгоритмах обработки весьма затруднительно.
На практике точность диагностирования значительно ниже. Как показал статистический анализ аварийных отказов газоперекачивающих агрегатов (ГПА), эксплуатирующихся в ДП «Баштрансгаз», традиционные методы идентификации технического состояния агрегатов позволяют предсказать не более 30% аварий. В связи с этим представляет интерес разработка альтернативных методов вибродиагностики.
В последнее время наметилась тенденция к развитию так называемого модального анализа, т.е. расчета характеристик собственных колебаний кон струкции на основе построения математической модели всего механизма или его узлов. Сопоставление теоретических и экспериментальных спектров агрегата, безусловно, упростит трактовку последних, но теория этого метода развита в настоящее время недостаточно, что затрудняет его практическое применение.
Обзор существующих методов обработки и анализа исходной виброинформации показывает, что математическая обработка сигнала практически во всех случаях ограничивается фильтрацией, вычислением СКЗ и преобразованием Фурье. В данном разделе проведена попытка повышения достоверности вибродиагностического анализа с учетом шумовой составляющей измерений, а также рассмотрены возможности использования в диагностических целях методов, основанных на применении математической статистики, теории нелинейных явлений и синергетики.
Механические колебания узлов роторных машин, таких как газоперекачивающие агрегаты и нефтяные насосы, несут информацию о техническом состоянии агрегата в частотном диапазоне 10-1000 Гц, что используется для вибродиагностики [57,114,121,132,154,177].
Как показывает практика виброобследований, спектры колебаний одного и того же узла агрегата значительно отличаются, даже если период между записями спектров составляет часы и даже минуты. Этот факт не удается объяснить проявлением дефекта или изменением режима работы машины, следовательно, имеют место неучтенные при записи спектров колебания с большим периодом. Поскольку сами по себе низкочастотные колебания (НЧ) не могут изменить высокочастотный (ВЧ, имеется ввиду информативный диапазон 10-1000 Гц) спектр, то можно предположить, что нестабильность спектров во времени обусловлена нелинейным взаимодействием колебаний высоких и низких частот, что приводит к модуляции ВЧ колебаний с возникновением ряда комбинационных суммарных и разностных частот [83].
Рассмотрим один из подходов к изучению природы этого явления. Традиционно спектры принято представлять в виде суммы детерминированной и случайной составляющей ЧЯ = (/) + (/), (3.1) где V- амплитуда виброскорости; 0- функция, описывающая изменение амплитуды виброскорости от частоты в ВЧ диапазоне, которую можно представить в виде ряда Фурье i=m 0(/) = 0,(й ) = S sin( + Г І); і = 0 (f) - шумовая составляющая сигнала, имеющая в общем случае произвольное распределение.
В наших предположениях функция (f) описывает не шум, а является результатом нелинейного взаимодействия колебаний различных частотных диапазонов.
Функция 0(f) определяется механическим состоянием роторной машины и именно по ней возможно определение возникающих дефектов. Однако для выделения этой функции в «чистом виде» необходимо располагать информацией о зависимости (f), или, по крайней мере, оценить степень ее влияния на информативный ВЧ спектр.
Обобщенные характеристики фонда добывающих скважин месторождения и оценка эффективности ГТМ
Методы диагностики технического состояния нефтедобывающего оборудования, рассмотренные во второй главе настоящей работы, позволяют строить некоторую шкалу оценок технического состояния отдельных элементов месторождения (скважина, насос, коллектор и пр.). Однако подобная информация является недостаточной для оценки уровня технического состояния месторождения, рассматриваемого как единый объект.
Сам по себе постоянный контроль технических и технологических характеристик оборудования, эксплуатирующегося на отдельных скважинах, представляет интерес лишь с точки зрения диагностики оборудования и предупреждения аварий на единичных объектах, но не дает информации о техническом состоянии объекта (месторождение, цех, группа скважин), как единого целого.
Даже определив множество коэффициентов технического состояния разнотипного оборудования установленного на нефтяном промысле, сталкиваешься с проблемой интегральной оценки технического состояния всей совокупности оборудования, установленного на скважинах с различным сроком службы, различной обводненностью добываемой нефти, различным газовым фактором и пр.
В связи с этим представляется актуальным разработка методов интегральной оценки уровня технического состояния всего оборудования, эксплуатирующегося в пределах одного месторождения.
Рассмотрим один из подходов позволяющих реализовать комплексную оценку состояния фонда скважин. Этот подход реализован нами в работах [189,190]. Построение предлагаемого комплексного показателя технического состояния какой-либо совокупности нефтедобывающих скважин основан на использовании коэффициента Джини [190].
Коэффициент Джини - Ка - используется в социологии для описания степени неравномерности распределения совокупного дохода общества по различным слоям населения. При полном равенстве доходов Kd = 0, если же общество резко дифференцированно по слоям (доходам), то Kd — 1.
Подобные свойства коэффициента Джини позволяют количественно оценивать вклад единичных составляющих в получение результирующего продукта по всей системе в целом.
Рассмотрим физический смысл коэффициента Kd применительно к задаче оценки технического состояния фонда добывающих скважин.
На рис.4.1 представлены результаты обработки данных по накопленным дебитам отдельных скважин месторождениях СП "ВатОйл" ТИП "Кога-лымнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", полученных из базы данных ИИС СКАТ-95 для СП "ВатОйл".
При построении рис.4.1 дебиты единичных скважин предварительно ранжировались по величине относительно вклада в общий объем добычи в пределах месторождения. Геометрически, в координатах «общий объем добычи - дебит скважины (или «куста»)» Kd равен отношению площадей ОАВСО к площади треугольника OBD.
Очевидно, что если все скважины были идентичны по параметрам и давали бы равный вклад в общий суточный объем добычи нефти по месторождению, то огибающая ОАВ выродилась бы в биссектрису соответствующего координатного угла, а коэффициент Kd был бы равен нулю.
В реальных условиях равномерное распределение дебитов добывающих скважин - событие практически невозможное. Фактическое распределе ние добычи всегда описывается кривой подобной ОАВ ( с той или иной степенью кривизны), которая носит название кривой Лоренца.
Подобное представление информации о суточных дебитах позволяет утверждать, что коэффициент Джини, характеризующий степень неравномерности дебитов отдельных скважин, заключен в пределах О Kd 1 Значению Kd =1 соответствует тот предельный случай, когда добычу всего месторождения обеспечивает лишь одна скважина.
Рассмотрим предлагаемый метод оценки технического состояния фонда эксплуатационных скважин на примере обработки информационной базы данных СП «ВатОйл».
При этом в соответствии с результатами исследований [191], будем считать, что наиболее информативным параметром, наиболее полно характеризующим текущее техническое состояние нефтедобывающего оборудования является добыча нефти.
Действительно, если при внезапных отказах нефтепромыслового оборудования добыча по отдельной скважине практически мгновенно становится равной нулю, то при развивающихся отказах этот параметр, в подавляющем числе случаев, уменьшается достаточно медленно.
Будем предполагать, что изменение дебита нефти коррелирует с уровнем технического состояния скважины, рассматриваемой вместе со всем своим технологическим оборудованием, как элементарная структурная единица.
