Автоматизация управления технологическим процессом добычи нефти из малодебитных скважин на основе динамических моделей

На нижнем уровне локального управления требуется динамическая модель системы «скважина – штанговая насосная установка» с достаточной для целей управления полнотой описания работы всех частей установки и учета всех факторов, влияющих на коэффициент подачи насоса. Модель позволит определять текущие параметры работы установки, в частности, дебит, динамический уровень. По текущему значению дебита как основного параметра управления выбирается производительность насоса, соответствующая скорости притока в скважину.

Предложенной иерархической  системе моделей соответствует  иерархическая  структура системы управления ТП ДН, состоящая из локальной и групповой подсистем управления. Локальная подсистема управления насосным оборудованием предназначена для согласования скорости откачки нефти в непрерывном режиме со скоростью притока жидкости к забою скважины. Основными параметрами управления в данной системе являются дебит скважин (или степень его изменения в процессе добычи нефти) и динамический уровень, которые должны постоянно контролироваться. Подсистема управления группой нефтяных скважин предназначена для поддержания оптимальной  производительности насосного оборудования  каждой скважины при совместной работе с учетом их взаимного влияния.

Таким образом, добывающая скважина с  СШНУ является сложным динамическим объектом управления в локальной системе управления и исполнительным устройством в системе управления группой скважин, то есть основным элементом системы координированного управления всем процессом добычи нефти.

Реализация технологии выработки запасов нефти (число  и размещение скважин, система воздействия  на пласт, способ эксплуатации скважин  и др.) сопровождается соответствующими трудовыми, материальными и финансовыми затратами. Взаимосвязь технологии и экономики проявляется здесь настолько сильно, что и модели, описывающие разработку нефтяного месторождения, должны быть комплексными (технико-экономическими), отражающими взаимосвязь и взаимообусловленность технологических и экономических показателей.

К основным факторам, определяющим возможность  снижения удельных затрат в ТП ДН, относятся: снижение эксплуатационных затрат, выбор оборудования нефтедобычи в соответствии с характеристиками конкретных скважин, повышение к.п.д. насосных установок за счет оптимизации режима их работы, обеспечение оперативной диагностики состояния скважин и оборудования и своевременное выключение двигателя насосной установки при авариях.

В алгоритме работы  СУ ТП ДН, состоящей из локальной  и групповой подсистем управления, дополнительно к взаимовлиянию скважин должна учитываться рентабельность каждой скважины при заданных объемах добычи, т.е. управление должно проводиться по технико-экономическим показателям. Поэтому в состав системы управления вводится  блок экономического планирования, в котором  рассчитывается минимальный рентабельный дебит, исходя из  значения которого  и будет определяться согласованное управляющее воздействие в подсистеме управления группой скважин и в локальной системе управления каждой скважиной в соответствии с их целями управления.

На уровне блока экономического планирования вычисляется граничный дебит, ниже которого становится нерентабельным дальнейшая эксплуатация скважины и она переводится в бездействующий фонд или в накопление, или под нагнетание. На уровне управления группой скважин рассчитывается требуемый дебит нефти каждой скважины с целью обеспечения заданной или увеличения суммарной добычи нефти при имеющемся фонде скважин с учетом их интерференции. На уровне локального управления определяется дебит, обусловленный скоростью притока жидкости к скважине.

Оценка эффективности  управления указанными объектами и  процессами должна производиться с учетом динамики основных технологических и экономических показателей: добыча нефти, добыча жидкости, текущая обводненность, число работающих скважин, необходимая закачка воды, накопленные отборы нефти и жидкости, капитальные и текущие экономические затраты, реализация за вычетом транспортных расходов и налогов, плата за кредит, возврат кредита.

Новизна предложенного  подхода заключается в реализации следящего алгоритма принятия решений по управлению техническими параметрами с условием,  что выбранные режимы обеспечивают текущий объем добычи не ниже установленного, определенного для каждого момента времени исходя из плана на месяц. Это позволит преодолеть трудности использования моделей ТП ДН, связанные с тем, что некоторые коэффициенты, входящие в модели, изменяются медленно  и постепенно, другие – скачкообразно (например, при корректировке плановых заданий).

Таким образом, на основе системного подхода к анализу проблем построения  интеллектуального управления в условиях неопределенности предложена интегральная методология построения информационной системы управления добычей нефти, основанная на трех концепциях, комплексная реализация которых призвана обеспечить повышение эффективности ТП ДН:

• управление ТП ДН на основе иерархической системы динамических моделей объектов и процессов ДН;
• координация планирования и управления объектами и процессами ДН;
• управление ТП ДН по технико-экономическим показателям.

 

Применение  упрощенной модели участка пласта с группой скважин позволит создать систему автоматического управления добычей и закачкой в реальном масштабе времени для группы скважин или небольшого месторождения с применением современных промышленных контроллеров, без использования дорогостоящих высокопроизводительных вычислительных комплексов.

В данной главе разработана также динамическая модель системы «скважина–штанговая насосная установка».

СШНУ представляет собой сложную систему, состоящую из следующих взаимосвязанных частей: станок-качалка, насосно-компрессорные трубы с прикрепленным к их окончанию цилиндром насоса, насосные штанги, соединенные с плунжером насоса на одном конце и станком-качалкой на другом, независимо действующие нагнетательный и приемный клапаны, и откачиваемая скважинная жидкость, находящаяся в полости НКТ.

Модель станка-качалки  – это система дифференциальных уравнений, количество и тип которых зависит от особенностей ее дальнейшего применения: для исследования процессов износа и поддержания уровня надежности, для описания изменения свойств жидкости в зависимости от скорости ее движения и т.д. В данной работе предложено использовать эту модель для оценки текущего дебита скважины. Для определения расхода жидкости через клапанные узлы необходимо знать динамику изменения давления жидкости в насосе, т.е. учитывать движение насосных штанг и труб. При этом точное описание работы клапанных узлов позволит учитывать влияние запаздывания закрытия клапанов, а также влияние утечек, возникающих вследствие неплотного закрытия клапанов при их износе, на подачу насоса. Дополнительно учитывается состояние призабойной зоны и изменение динамического уровня (рис.5).

Обобщенная математическая модель системы «скважина – штанговая насосная установка» и соответствующие обозначения приведены в табл. 1.

 

Таблица1

Обобщенные уравнения модели

Обозначения

, –силы упругости, инерции и сопротивления среды, действующие на насосные штанги и трубы соответственно; , – разность давлений на нагнетательном и приемном клапанах соответственно; – разность давлений жидкости в трубах; –изменение статических, инерционных, гидродинамических составляющих давления жидкости в трубах; , –элементы уравнения сохранения суммарного объема, соответствующие твердому телу и жидкости; , –площадь поперечного сечения плунжера и насосных труб соответственно; –приток в скважину из пласта, –коэффициент проницаемости пористой среды, –толщина пласта, –динамический коэффициент вязкости, , –давление на контуре и забое соответственно, , –радиусы контура питания и скважины соответственно, S–скин-фактор, –дебит, рассчитанный по модели, –изменение динамического уровня.

Система «скважина –  штанговая насосная установка»  является сложным техническим объектом управления, работающим в условиях неопределенности. Обеспечение возможности оперативного (без останова СШНУ) контроля параметров работы СШНУ с необходимой точностью – почти неразрешимая задача из-за специфики объекта и условий его функционирования: глубина  спуска насоса в скважину превышает 1000 м, реальная траектория скважины  невертикальная, диаметр насосных труб небольшой. Все это ограничивает возможности спуска в скважину датчиков и передачи измерительной информации на поверхность, что затрудняет получение  реальных данных для идентификации математической модели СШНУ.

Одним из самых распространенных средств  контроля текущих параметров работы СШНУ является динамометрирование –  процесс получения зависимости  F(s) усилия F на полированном штоке от перемещения s в точке подвеса штанг с помощью динамографа, состоящего из датчика хода насосных штанг и датчика усилия.

При этом простейшая теоретическая  динамограмма нормальной работы насоса получается при соблюдении следующих условий:

• глубинный насос исправен и герметичен,
• погружение насоса под динамический уровень равно нулю,
• цилиндр насоса целиком заполняется дегазированной и несжимаемой жидкостью из скважины,
• движение полированного штока происходит настолько медленно, что обусловливает полное отсутствие инерционных и динамических нагрузок,
• силы трения в подземной части установки равны нулю.

Теоретическая динамограмма (рис. 6) отражает  этапы цикла работы установки: АВ и СD – участки восприятия и снятия нагрузки; ВС и DА – участки неизменной нагрузки при ходе вверх и вниз; АВС и СDА – участки хода точки подвеса штанг соответственно вверх и вниз.

Форма практических динамограмм искажается из-за динамики работы глубинно-насосного оборудования и присутствия различных неисправностей (рис. 7).  Таким образом, динамометрирование является высокочувствительным методом исследования: оно отражает влияние внешних факторов на работу СШНУ, а также состояние самой СШНУ. Поэтому в работе предложен способ идентификации и оценки адекватности математической модели  системы «скважина – штанговая насосная установка» с помощью динамометрирования.

       
а                                б                                 в                               г

а – нормальная работа; б – незаполнение насоса;

в – утечки в нагнетательном клапане; г – утечки в приемном клапане 

Рисунок 7 -  Практические формы динамограмм состояния СШНУ

с неисправностями, влияющими на подачу насоса

 

Алгоритм  идентификации математической модели СШНУ можно представить в виде следующей последовательности:

          - динамографом снимается практическая  динамограмма нормальной работы установки (например, при пуске скважины после ремонта);

          - в математической модели задаются массогабаритные параметры СШНУ и рассчитывается индивидуальная теоретическая динамограмма нормальной работы;

          - неизвестные  коэффициенты модели варьируются  до достижения заданной степени различия между практической и расчетной динамограммами.

При этом могут  использоваться критерии идентичности динамограмм различной степени сложности и, соответственно,  точности. Например, равенство (с заданной погрешностью) площадей практической и расчетной  динамограмм, а также максимальных и минимальных значений действительного и расчетного значений усилий на полированном штоке установки. Но точность адаптированной таким простым способом модели может быть недостаточной для определения значения текущего дебита при практическом использовании математической модели.

Поэтому разработан новый алгоритм идентификации модели СШНУ с использованием вейвлет-преобразования динамограмм, позволяющего осуществлять спектральный анализ динамограммы не только по частоте, но и по времени.

Базисной функцией для  дискретного вейвлет-преобразования динамограммы является функция вида:

, .

при масштабе и сдвиге ( ).

Коэффициенты W(i,k) вейвлет-разложения динамограммы равны:

.

После вейвлет-преобразования динамограммы идентифицируются путем сравнения изображений на фазовой плоскости время – частота (рис.8).

 

 

           а                 б   в   г

 

 

а – нормальная работа, б – незаполнение насоса,

в – утечки в нагнетательном клапане, г – утечки в приемном клапане

 

Рисунок 8 – Результаты вейвлет-преобразования динамограмм

 

Определение степени  близости реальной и расчетной динамограмм осуществляется путем сравнения матриц, элементами которых являются значения интенсивности (весов) элементов разложения сигнала динамограмм и номера уровней разложения (рис. 8).   При достижении заданной минимальной величины отклонения ε_о математическая модель считается идентифицированной: