Одной из заметных тенденций в области механизированной добычи нефти за последнее десятилетие является увеличение доли установок электроприводного центробежного насоса (УЭЦН) относительно других способов добычи нефти [1–4]. Фонд действующих скважин, эксплуатируемых данными установками в России, за 2008–2019 гг. вырос на 55%. При вводе в эксплуатацию УЭЦН важным этапом является вывод скважины на стационарный (установившийся) режим работы [5–8], при котором главной задачей является сохранение ресурса УЭЦН во избежание осложнений, отказов и аварийных ситуаций.
Развитие средств автоматизации, удаленного мониторинга и управления [9–12] обусловило появление у технологического персонала инструментов контроля вывода скважин с УЭЦН на стационарный режим работы. Однако, как показывает практика, сохранить ресурс УЭЦН при выводе скважин на режим не всегда удается.
Согласно промысловой статистике нефтедобывающих компаний, до 10% технологических операций по выводу на стационарный режим работы (ВНР) скважин механизированного фонда сопровождаются осложнениями, которые завершаются либо отказами УЭЦН, либо требуют длительных во времени восстановительных мероприятий [13–16]. При этом многое зависит от качества электропитания и функциональных возможностей цифровых подстанций (рис. 1), способных заранее прогнозировать и предупредить наступление нештатных ситуаций с УЭЦН [17–20].
Каждый вывод скважины с УЭЦН на стационарный режим работы можно охарактеризовать как процесс, включающий в себя запуск насоса в работу по определенной тахограмме и регулирование его работы [21–24] для установления стабильных параметров забойного давления и дебита скважины. При этом основная задача вывода скважины с УЭЦН на стационарный режим работы состоит в отборе жидкости глушения из скважины и вызове притока из пласта, не допуская при этом перегрева погружного электродвигателя (ПЭД) и кабельной линии. Кроме того, автоматически должно обеспечиваться отключение УЭЦН при снижении динамического уровня жидкости ниже допустимого.