RU111190U1 - Нефтедобывающая скважина с искусственным интеллектом - Google Patents

Abstract

Нефтедобывающая скважина с искусственным интеллектом, содержащая измеритель дебита жидкости и ее обводненности, установленный на расстоянии одной насосно-компрессорной трубы от добывающего насоса, в котором размещены тахометрический генератор для измерения дебита жидкости и датчик давления, а на расстоянии двух насосно-компрессорных труб от измерителя дебита жидкости в соединительной муфте установлен датчик гидростатического давления столба жидкости, отличающаяся тем, что измеритель дебита добываемой жидкости и ее обводненности подключен к станции управления, первый выход которой соединен с преобразователем частоты напряжения, а второй выход соединен с адаптивным регулятором, выход которого подключен к преобразователю частоты напряжения, выход преобразователя частоты напряжения соединен со станцией управления.

Description

Полезная модель относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности, может быть использовано для повышения эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин.

Известно устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтегазовой скважине [1]. Это устройство содержит установленный в скважине электронасосный агрегат, блок погружной телеметрии с датчиками параметров состояния скважины и электронасосного агрегата и установленные на устье измеритель дебита (АГЗУ), преобразователь частоты напряжения, снабженный контроллером и соединенный со станцией управления, адаптивный регулятор, блок динамической модели системы «пласт-скважина-погружной насос», блок идентификации динамической модели, блок идентификации параметров призабойной зоны пласта. Информационные сигналы от блока погружной телеметрии передаются на поверхность в станцию управления, а затем в блок идентификации динамической модели и блок идентификации параметров призабойной зоны пласта. Информационные сигналы от АГЗУ также поступают в блок идентификации динамической модели и блок идентификации параметров призабойной зоны пласта. При необходимости производятся гидродинамические исследования скважины, по результатам которых строится кривая восстановления давления (КВД), индикаторная диаграмма (ИД), определяются параметры призабойной зоны пласта и потенциальный дебит скважины. Адаптивный регулятор, блок динамической модели системы «пласт-скважина-погружной насос», блок идентификации динамической модели, блок идентификации параметров призабойной зоны пласта, задатчик режима эксплуатации скважины реализованы в виде рабочего места технолога (оператора) на основе персонального компьютера.

К недостаткам известного устройства [1] следует отнести:

- определение основных технологических параметров нефтедобывающей скважины производится периодически с помощью АГЗУ, которая обслуживает группу скважин, т.е. отсутствует основной принцип управления объектом - получение оперативной информации в режиме реального времени;

- использование большого числа измеряемых и рассчитываемых параметров при определении оптимального режима эксплуатации скважины не позволяет обеспечить необходимую точность и устойчивость процесса управления;

- использование большого числа измеряемых и рассчитываемых параметров при определении оптимального режима эксплуатации скважины требует участия технолога в процессе принятия решения.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому устройству является устройство глубинной станции для измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин [2]. Устройство [2] содержит измерительную емкость, установленную на расстоянии одной насосно-компрессорной трубы от добывающего насоса, в которой размещены тахометрический генератор и датчики давления, а на расстоянии двух насосно-компрессорных труб от глубинной станции в соединительной муфте установлен датчик гидростатического давления столба жидкости. Оснащение каждой добывающей скважины глубинной станцией [2] для измерения параметров одновременно с установкой добывающего насоса позволяет производить систематические измерения дебита добываемой жидкости и ее обводненности индивидуально для каждой добывающей скважины на всех этапах разработки месторождения.

К недостаткам известного устройства [2] следует отнести:

- измеренные значения параметров автоматически отправляются в базу данных (ЦДНГ) или другое хранилище;

- определение оптимального режима эксплуатации скважины на основании измеренных параметров требует участия технолога.

Целью заявляемого устройства является обеспечение необходимой точности и устойчивости процесса управления технологическими параметрами нефтяных скважин при одновременном увеличении нефтеотдачи пласта.

Современные методы управления системой «пласт-скважина-погружной насос» используют интегрированный подход [1], объединяющий гидродинамические исследования скважин и априорную информацию о фильтрационных параметрах и энергетическом состоянии нефтяного пласта. От достоверности априорной информации о физических свойствах пласта, которые изменяются при эксплуатации скважин, зависят точность и устойчивость процесса управления системой «пласт-скважина-погружной насос».

Достижение указанной цели основано на том, что предлагается радикальное техническое решение, позволяющее:

- полностью исключить априорную информацию о фильтрационных параметрах и энергетическом состоянии пласта;

- для управления системой использовать только два непосредственно измеряемых в режиме реального времени параметра дебит жидкости и ее обводненность.

Одним из показателей разработки нефтяного месторождения является темп обводнения добываемой продукции. Для залежей, содержащих трудно извлекаемые запасы, наблюдается появление воды в продукции скважин на начальном этапе разработки, т.е. основная часть добычи нефти осуществляется в водный период разработки месторождения. В этих условиях рациональная разработка нефтяного месторождения возможна лишь при эффективном контроле за процессом изменения обводненности продукции скважин и регулировании с целью ее уменьшения.

В работе [3] на основании гидродинамических исследований скважин изучалась зависимость обводненности В продукции от дебита Q_ж добываемой жидкости. Эта зависимость В=f(Q_ж) имеет сложный характер и определяется геологическими неоднородностями пласта, степенью истощенности пласта и технологическими параметрами эксплуатации скважины. Поэтому учет всех параметров состояния призабойной зоны пласта и свойств насыщающих его флюидов, как это реализовано в [1], не позволяет расчетным методом определить качественно оптимальный режим эксплуатации скважины. Только непосредственное измерение в режиме реального времени обводненности В продукции и дебита Q_ж добываемой жидкости позволяет контролировать изменение обводненности, определять оптимальный режим эксплуатации скважины и осуществлять вывод скважины на оптимальный режим эксплуатации с минимальным значением обводненности продукции.

Процесс управления системой «пласт-скважина-погружной насос» заключается в сканировании режимов работы системы с целью выявления диапазона устойчивой работы системы и определения величины дебита жидкости, которому соответствует минимальное значение обводненности. Эти информационные данные вводятся в контроллер станции управления. Адаптивный регулятор получает от станции управления управляемый сигнал и оказывает целенаправленное воздействие на преобразователь частоты напряжения, что приводит к необходимому изменению дебита добываемой жидкости. Далее станция управления поддерживает оптимальный дебит жидкости постоянным и контролирует изменение обводненности добываемой жидкости. Весь процесс тестирования и вывода скважины на оптимальный режим эксплуатации производится в автоматическом режиме без остановки технологического процесса и участия в этом процессе оператора или технолога.

Таким образом, заявляемое устройство соответствует критерию изобретения «новизна».

На фиг.1 представлена принципиальная схема скважины, оборудованной погружным электронасосом, и структурная схема измерительных и управляющих блоков; на фиг.2 приведены данные гидродинамических исследований скважин в виде зависимости В=f(Q_ж); на фиг.3 приведен пример вывода скважины на оптимальный режим и эксплуатации скважины на оптимальном режиме в течение 3 месяцев.

Скважина, оснащенная погружным электронасосным агрегатом (фиг.1), имеет сообщение с продуктивным пластом 1, содержит эксплуатационную колонну 2, погружной приводной электродвигатель 3 с датчиком 4 температуры, насос 5, колонну 6 насосно-компрессорных труб, силовой токоподводящий кабель 7, блок 8 погружной телеметрии с датчиками 9 давления и 10 температуры скважинной жидкости на приеме насоса 5, датчиками 11 и 12 виброускорений в двух плоскостях корпуса электродвигателя 3, измеритель дебита и обводненности 13 добываемой жидкости, выкидную линию 14 скважины, станцию 15 управления со встроенным контроллером и силовым трансформатором, преобразователь 16 частоты напряжения и адаптивный регулятор 17.

Добываемая продукция поступает из продуктивного пласта 1 в обсадную колонну 2. Основными технологическими параметрами погружного электронасосного агрегата, состоящего из приводного электродвигателя 3 и насоса 5, являются производительность насоса Q_ж (м³/сут) и обводненность В (%) добываемой жидкости. Управление частотой вращения ротора электродвигателя 3 и соответственно производительностью насоса 5 осуществляется частотно-регулируемым приводом, представляющим собой преобразователь 16 частоты напряжения и станцию 15 управления.

Токоподводящий кабель 7 служит для подвода электроэнергии к погружному электродвигателю 3 и передачи информационных сигналов от блока 8 погружной телеметрии, включающей датчики 9-12 и от глубинной станции 13, измеряющей дебит жидкости и ее обводненность.

Станция управления 15 со встроенным контроллером и силовым трансформатором предназначена для управления, питания и защиты погружного электродвигателя 3, обработки информационных сигналов блока 8 погружной телеметрии и глубинной станции 13.

Преобразователь 16 частоты напряжения обеспечивает вместе со станцией 15 регулирование скорости вращения роторов погружного электродвигателя 3 и насоса 5 в области устойчивой работы системы «пласт-скважина-погружной насос».

Адаптивный регулятор 17 получает от станции управления 15 управляемый сигнал и оказывает целенаправленное воздействие на преобразователь 16 частоты напряжения, приводящее к необходимому изменению дебита добываемой жидкости.

На фиг.2 приведены данные гидродинамических исследований скважин на установившихся режимах в виде зависимости обводненности В от дебита Q_ж добываемой жидкости [3]. Здесь ◇ - 2248; о - 2422; Δ - 2246; □ - 2247 обозначены скважины, обводненность которых в штатном режиме превышала 80%, а • - 2180; ■ - 2414; ▲ - 2371; ♦ - 2253 обозначены скважины, обводненность которых в штатном режиме составляла менее 80%. Изменение зависимостей В=f(Q_ж) для скважин с обводненностью менее 80% аналогично изменению этих зависимостей для скважин с обводненностью более 80%. Отличие заключается в более резком (30% и более) изменении обводненности от дебита жидкости, что объясняется наличием в дренируемой области пласта пространственно-протяженных зон с начальной нефтенасыщенностью. Из приведенного графика (фиг.2) следует, что зависимости В=f(Q_ж) имеют сложный характер, определяются многими факторами (геологическая неоднородность пласта, степень истощенности пласта, технологические параметры эксплуатации скважины) и рассчитать качественно оптимальные параметры эксплуатации скважин не предоставляется возможным.

На рис.3 приведен пример вывода скважины 2414 на оптимальный режим эксплуатации и поддержание заданного режима в течение 3 месяцев эксплуатации скважины. Значения параметров Q_ж, В и Q_н, нанесенные на ось ординат, соответствовали штатному режиму эксплуатации скважины 2414 до вывода ее на оптимальный режим.

Результаты тестирования скважины 2414 с целью определения диапазона устойчивой работы системы «пласт-скважина-погружной насос» и дебита жидкости, которому соответствует минимальное значение обводненности, приведены на фиг.2. Минимальному значению обводненности 22% соответствует дебит жидкости 63 м³/сут. При этом дебит нефти достигает значения 49 м³/сут, т.е. в 2,7 раза превышает дебит нефти, соответствующий штатному режиму эксплуатации скважины. Вывод скважины на оптимальный режим, соответствующий дебиту жидкости 63 м³/сут, производился в течение 2,5 суток. Вначале дебит жидкости уменьшили до минимально возможного значения 55 м³/сут диапазона устойчивой работы системы, а затем плавно вывели на оптимальный режим 63 м3/сут, который поддерживался постоянным в процессе эксплуатации скважины. Приведенный пример (фиг.3) управления системой «пласт-скважина-погружной насос» свидетельствует о высокой точности и устойчивости процесса управления.

Эксплуатация нефтедобывающей скважины с искусственным интеллектом осуществляется следующим образом.

Добываемая жидкость поступает из пласта 1 в эксплуатационную колонну 2 и далее на прием погружного насоса 5. Эксплуатационные параметры скважины дебит жидкости и ее обводненность измеряются с помощью глубинной станции 13. Информационные сигналы от глубинной станции 13 и блока погружной телеметрии 8 по токоподводящему кабелю 7 передаются в станцию 15 управления со встроенным контроллером. Контроллер осуществляет функции контроля и управления вместе со станцией 15 управления технологическими параметрами эксплуатации скважины.

При запуске нефтедобывающей скважины в автоматическом режиме производится сканирование режимов работы скважины с целью выявления диапазона устойчивой работы системы «пласт-скважина-погружной насос» и определения величины дебита, которому соответствует минимальное значение обводненности (фиг.2). Эти информационные данные от блока погружной телеметрии 8 и от глубинной станции 13 вводятся в контроллер станции 15 управления. После окончания тестирования адаптивный регулятор 17 получает от станции управления 15 управляемый сигнал и оказывает целенаправленное воздействие на преобразователь 16 частоты напряжения, приводящее к необходимому изменению дебита добываемой жидкости. Поскольку в процессе эксплуатации данной скважины и окружающих ее скважин дебит жидкости может изменяться, то контроллер вместе со станцией 15 управления поддерживают дебит скважины постоянным и контролируют изменение обводненности добываемой жидкости.

Если в процессе эксплуатации скважины происходит увеличение обводненности при неизменном дебите добываемой жидкости, то в автоматическом режиме осуществляется сканирование режимов работы скважины. Далее следует согласование системы «пласт-скважина-погружной насос» оптимальному режиму эксплуатации. В качестве критерия изменения обводненности продукции, при котором следует произвести сканирование режимов работы скважины, следует использовать величину абсолютной погрешности измерения обводненности добываемой продукции. Текущая информация об эксплуатации скважины передается с помощью телеметрической системы в базу данных цеха добычи нефти.

Использование непосредственно измеряемых параметров дебита жидкости и ее обводненности в режиме реального времени в процессе управления эксплуатацией нефтедобывающей скважины позволяет исключить недостатки существующих устройств, обеспечить необходимую точность и устойчивость процесса управления технологическими параметрами нефтяных скважин при одновременном увеличении нефтеотдачи пласта.

Источники информации, принятые во внимание

1. Патент RU №2256065. Устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтегазовой скважине. / Жильцов В.В., Шендалева Е.В., Югай К.К., Дударев А.В.

2. Патент RU №2246003. Глубинная станция для измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин. / Белов В.Г., Иванов В.А., Соловьев В.Я.

3. Иванов В.А., Соловьев В.Я. Гидродинамические исследования обводненных нефтяных скважин на установившихся режимах отбора // Нефтяное хозяйство, 2010, №1, с.73-75.

Claims (1)

1. Нефтедобывающая скважина с искусственным интеллектом, содержащая измеритель дебита жидкости и ее обводненности, установленный на расстоянии одной насосно-компрессорной трубы от добывающего насоса, в котором размещены тахометрический генератор для измерения дебита жидкости и датчик давления, а на расстоянии двух насосно-компрессорных труб от измерителя дебита жидкости в соединительной муфте установлен датчик гидростатического давления столба жидкости, отличающаяся тем, что измеритель дебита добываемой жидкости и ее обводненности подключен к станции управления, первый выход которой соединен с преобразователем частоты напряжения, а второй выход соединен с адаптивным регулятором, выход которого подключен к преобразователю частоты напряжения, выход преобразователя частоты напряжения соединен со станцией управления.