В ТГУ нашли способ продлить жизнь «сердцу» нефтяной скважины

В Тольяттинском государственном университете (ТГУ) разработаны инновационные решения по повышению ресурса погружных электродвигателей в системах электроснабжения добывающих скважин. Они основаны на возможностях искусственного интеллекта и уже внедрены в одной из нефтедобывающих компаний.

Добыча нефти – сложный процесс, в котором используются различные технологии и оборудование. Одним из ключевых элементов являются погружные электроустановки, отвечающие за подъем нефти из скважины на поверхность. «Сердце» этих установок – погружные электродвигатели (ПЭД), которые находятся глубоко под землей и часто выходят из строя.

– Представьте себе электродвигатель, постоянно работающий в экстремальных условиях, в агрессивной среде. Неудивительно, что ПЭД часто выходят из строя, – поясняет доцент кафедры «Электроснабжение и электротехника» ТГУ Владимир Романов. – Помимо условий эксплуатации – температуры, давления, состава добываемой жидкости, качества электроснабжения, которые напрямую влияют на срок службы ПЭД, большое значение имеют и внутренние процессы – старение материалов, износ компонентов, нарушения в работе оборудования. Комбинация внешних факторов и внутренних процессов приводит к тому, что двигатель не выдерживает нагрузки и выходит из строя.

Любой отказ оборудования вызывает необходимость проведения ремонта, продолжительность которого может достигать нескольких суток, затраты на его проведение нередко сопоставимы со стоимостью нового оборудования, а потери нефти из-за простоя скважины в денежном выражении кратно его превосходят. Так, для поддержания фонда скважин, оборудованных ПЭУ с ПЭД, в работоспособном состоянии ПАО «Башнефть» в 2021 году затратило 21 млн рублей, а из-за простоев скважин недополучено 900 тыс. тонн нефти. По данным ОАО «Нижневартовскнефтегаз», в 2021 году было выполнено 4365 ремонтов на сумму 250 млн рублей, а это более 45 % от всех затрат на капитальный ремонт скважин (в ценах до 2020 года).

Ученые двух вузов – Тольяттинского государственного университета и Самарского государственного технического университета – изучили информационную базу аварийности для погружных электроустановок с погружными электродвигателями в Поволжском регионе за 2018–2022 годы и предложили методику, которая позволит продлить работу ПЭД.

– Мы провели масштабный анализ причин аварийности этих двигателей и технологически связанного оборудования, идентифицировали основные причины отказов. Оценили комплексное влияние каждого отказа на работоспособность всей системы и на смежные узлы и построили дерево дефектов, или, другими словами, диаграмму причинно-следственных связей, – говорит Владимир Романов. – Она наглядно показала, что более 50 % отказов оборудования приходится на электрическую часть. Причем технологические нарушения преобладают в подземной части ПЭУ.

Для организации технического обслуживания и ремонтов оборудования нефтедобывающие компании используют два основных подхода.

– Первый – планово-предупредительный ремонт (ППР). То есть оборудование обслуживается через установленные промежутки времени, независимо от его фактического состояния. Это позволяет предотвратить серьезные поломки, но может быть неэффективным, если двигатель находится в хорошем состоянии, – говорит Владимир Романов. – Второй подход – ремонт по текущему техническому состоянию (РТС) заключается в том, что техническое обслуживание и ремонт проводятся только после проведения диагностики и выявления неисправностей. Он позволяет экономить ресурсы, но требует постоянного мониторинга состояния оборудования. В сложившихся условиях эксплуатации доля удельных затрат на ремонты в нефтяной отрасли почти в два раза превышает такие же затраты в смежных отраслях топливно-энергетического комплекса. Стратегии ППР и РТС имеют ряд общих позиций, поэтому их комплексное объединение предполагает создание высокоэффективной системы организации ремонтов. Одним из ключевых моментов в проведенных исследованиях является использование разработанных нейросетевых моделей и искусственного интеллекта.

Метод, который предложили нефтяникам исследователи ТГУ и СамГТУ, позволяет определять оптимальный состав и периодичность технического обслуживания и ремонта, прогнозировать возможные неисправности и критическое состояние оборудования, принимать обоснованные решения о необходимости замены или ремонта ПЭД.

– Мы разработали специальный интегральный показатель надежности, который помогает компании ранжировать ПЭД по степени риска их поломки. Этот показатель учитывает индивидуальные особенности и режимы эксплуатации оборудования: как часто оно ломалось в прошлом, режим его работы, сколько приносит денег и сколько будет стоить его ремонт или замена. Данные по каждому ПЭД компания заносит в специальный программно-вычислительный комплекс и получает список ПЭД, отсортированных по риску возникновения отказов, – поясняет Владимир Романов. – В первую очередь ремонтируют оборудование, у которого высокий риск поломки. Это поможет избежать дорогостоящих аварий и простоев. Для ПЭД с низким риском поломки можно выбрать оптимальный режим работы, чтобы они работали как можно дольше и приносили больше прибыли.

В результате нефтедобывающие компании смогут более эффективно планировать ремонты, более разумно использовать ПЭД и в конечном счете добывать больше нефти с меньшими затратами и рисками.