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

 

Давлетшин Искандер Нафисович

 

 

 

 

Автоматизация управления технологическим  процессом добычи нефти из малодебитных скважин на основе

динамических моделей

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Альметьевск 2012 

 

Введение

 

Современное состояние нефтедобывающей отрасли топливно-энергетического комплекса России характеризуется тем, что большинство нефтедобывающих производств относятся к промыслам в поздней стадии эксплуатации, отличающимся увеличенной обводненностью продукции, снижением среднего дебита добывающих скважин и ростом затрат на каждую добытую тонну нефти.

В этих условиях особую актуальность приобретают проблемы повышения  эффективности разработки месторождении: увеличения добычи нефти, снижения отбора попутных воды и газа, повышения нефтеотдачи пластов, продления жизненного цикла разработки месторождений и достижения экономической эффективности. Направлениями решения этих актуальных задач представляются разработка адаптивной системы разработки, особенно эффективной в условиях недостатка информации о залежи, расширение функциональных возможностей систем управления, увеличение диапазона и повышение управляемости воздействий: поскважинное оперативное управление закачкой и отбором, организация комплексных воздействий на пласт, адекватных конкретным стадиям разработки месторождений. Контроль и управление процессом нефтедобычи должны быть основаны на использовании современных средств автоматики, телемеханики и информационных технологий, что позволит устранить непроизводительные затраты энергии и оптимизировать режимы закачки и отбора, контролировать состояние оборудования и обеспечить сбор, хранение и обработку текущей и исторической информации.

Проанализированы многочисленные труды отечественных и зарубежных исследователей в области методов  контроля и регулирования выработки пластов и повышения эффективности эксплуатации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, моделирования физических процессов в нефтеносном пласте, автоматизации управления и оптимизации процесса добычи нефти.

Однако пока приходится констатировать отсутствие методологии управления нефтедобывающим производством как единым технологическим, производственным и организационным процессом с учетом взаимосвязи интегральных производственных показателей с частными показателями, параметрами и режимами.

Происходящие на сегодняшний день изменения в процессах добычи нефти предопределяют ускоренное развитие интегрированных информационно-управляющих систем, но для этого требуется разработка на основе интеграции системных принципов и общенаучных подходов к построению сложных многоуровневых систем управления методологии исследования, проектирования и управления нефтедобывающим производством.

 

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ 

По мере того, что все  большее число месторождений  вступает в позднюю и завершающую  стадию разработки, характеризующуюся значительным снижением добычи нефти при резком росте обводненности продукции, увеличением затрат на каждую добытую тонну нефти, особую актуальность приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождений, увеличения добычи нефти, снижения отбора попутной воды, повышения нефтеотдачи пластов, обоснования и выбора оптимальных управляющих воздействий, продления жизненного цикла разработки месторождений и другие.

Это означает, что для выработки  остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых малопродуктивных залежах традиционные системы разработки оказываются неэффективными. Необходимы новые технологии, цель которых – интенсификация добычи нефти из низкопродуктивных пластов.

На  поздней стадии эксплуатации бурение скважин, их обустройство, строительство нефтепромыслового хозяйства и коммуникаций осуществлены, выбраны и реализуются  режимы работы оборудования. Объект не является вновь проектируемым, он уже функционирует. На его текущем состоянии отразились не только естественные процессы, связанные с выработкой большой части запасов, но и последствия недостаточно эффективных мероприятий по эксплуатации месторождения. Поэтому меры по обеспечению эффективности разработки должны быть связаны с экономически обоснованной интенсификацией процесса добычи, а именно, с оптимизацией системы «пласт – скважина – насосная установка» и повышением на этой основе продуктивности скважин, контролем параметров добычи (дебит, обводненность, газовый фактор каждой добывающей скважины, закачка воды каждой нагнетательной скважиной), сбором, обработкой и эффективным использованием фактических промысловых данных, оперативным принятием и реализацией решений по управлению объектами нефтедобычи в реальном масштабе времени.

      На практике применяется несколько способов добычи нефти из малодебитных скважин: периодический режим «накопление – откачка», повышение пластового давления путем заводнения пласта, непрерывный режим откачки с согласованием производительности насосной установки с дебитом скважины. Самым эффективным с точки зрения условий работы глубинного насоса и затрат энергии является непрерывный режим. При этом возникает необходимость согласования скорости откачки со скоростью накопления путем управления производительностью насоса с помощью регулируемого электропривода с созданием соответствующей системы управления.    

Согласование скоростей  откачки и  притока жидкости в  скважину обеспечит высокий коэффициент извлечения нефти в течение длительного промежутка времени, позволит увеличить  межремонтный период, снизить затраты электроэнергии, уменьшить износ двигателей. Согласованный с реальным дебитом скважины режим работы насосной установки позволит повысить объем нефтедобычи на 20…25 % за счет вовлечения в процесс нефтеизвлечения простаивающих по причине нерентабельности добычи скважин.

В связи с ростом механизированного  фонда скважин и интенсификации процессов возрастает значение автоматизации  технологического процесса добычи нефти, включая автоматизацию  управления режимами работы насосных установок,  сбора и обработки информации на всех уровнях управления. Автоматизация дает существенный технико-экономический эффект за счет увеличения ежесуточного дебита скважин вследствие установления рациональных режимов работы, сокращения потери нефти и затрат на ремонт оборудования.

В настоящее время  управленческие выводы, принятые на уровне управления предприятием и направленные на выявление издержек и снижение затрат, не могут быть оперативно реализованы в производственном цикле, так как из-за отсутствия оперативной достоверной информации о состоянии оборудования и параметрах технологических режимов работы  основной объект автоматизации –   скважина и насосное оборудование – не входят в систему управления и остаются малоуправляемыми. Для достижения основной цели – добычи нефти и газа с заданными технико-экономическими характеристиками – необходимо обеспечить автоматическое регулирование производительности скважинного насоса; переход от контроля скважин по подаче на групповых замерных установках к полной телемеханизации скважин; проведение оперативной диагностики состояния насосного оборудования скважин для управления по техническому состоянию и осуществления предупредительных мер по ремонту; повышение точности и достоверности контроля текущих параметров добычи.

Система управления режимом  работы скважины предназначена для установления необходимой скорости откачки на основе данных прямых измерений дебита скважины (динамического уровня). Следует отметить, что на сегодняшний день измерителей дебита, которые могли бы использоваться в системе автоматического управления производительностью насосной установки для измерения дебита с удовлетворительной точностью в реальном масштабе времени, не существует. Таким образом, при построении локальной системы управления для реализации преимуществ  непрерывного режима откачки с плавным регулированием производительности насосной установки требуется решить задачу определения текущего дебита скважины в реальном масштабе времени.

Согласованное управление совместной работой группы скважин  с учетом взаимовлияющих воздействий в пределах одного анализируемого участка (например, куст скважин) заключается в изменении производительности насосного оборудования на каждой скважине с учетом критерия эффективности работы группы скважин. Группа нефтедобывающих скважин является многоканальным распределенным объектом управления с переменным количеством каналов; динамическим объектом, так как его параметры изменяются во время работы; сложным объектом,  работающим в условиях действия неопределенностей, требующим разработки адекватной по сложности системы управления.

Одним из общепринятых в  практике нефтедобычи методов получения необходимой информации по месторождению и основным инструментом для обоснованного принятия стратегических и тактических решений при разработке месторождений является компьютерное моделирование.  Основой моделирования является квазитрехмерная модель месторождения, которая позволяет систематизировать множество пространственных, геолого-геофизических, петрофизических и промысловых данных по исследуемому объекту. Модель многократно используется для выполнения расчетов, построения графиков, таблиц, карт как в целом по месторождению, так и по отдельным его участкам, вплоть до отдельной скважины. По мере накопления новых геолого-промысловых данных модель с определенным шагом по времени обновляется, ее точность повышается, функциональные возможности расширяются: добавляются новые данные, исправляются выявленные ошибки в исторических данных, расширяется программное обеспечение для решения новых задач. Поэтому такая модель называется  постоянно-действующей геолого-технологической моделью месторождения (ПДГТМ).

Основным информативным параметром работы скважины и пласта является дебит. Так как измерителей дебита в реальном масштабе не существует, то для оценки текущего дебита предлагается использовать динамическую модель системы «скважина – штанговая насосная установка», позволяющую учитывать влияние различных факторов на работу установки: технологические параметры добычи, свойства призабойной зоны скважины и пласта, состав  добываемой жидкости.

Нефтедобывающее производство имеет ряд особенностей:

• большой разброс инерционности процессов, подлежащих управлению (от часов и суток до месяца);

• осуществление управления в условиях неопределенности;

• принадлежность объектов управления  к разным классам (технологическое оборудование, вычислительные ресурсы, средства коммуникаций, информационные потоки).

          Указанные особенности обусловливают  необходимость использования координированного подхода к оптимизации работы скважин, основанного на согласовании взаимосвязанных элементов: пласт – призабойная зона скважины – скважина – скважинное оборудование. Только координированное управление распределенными  в пространстве и характеризующимися разными темпами процессами может повысить эффективность технологического процесса добычи нефти.

Стадии технологического процесса добычи нефти – поддержание  пластового давления, собственно добыча, подготовка нефти – образуют замкнутый технологический цикл. Оборудование, с помощью которого осуществляется ТП ДН, образует распределенную систему. Поэтому координированное управление, то есть принятие согласованных решений об управлении этими объектами, должно производиться на более высоком уровне на основе обобщенной информации о ходе  технологического процесса и состоянии оборудования. При этом принимаемое решение должно учитывать не только технические параметры управления режимами работы оборудования, но и экономические показатели.

Инструментом для координированного управления всеми элементами технологического процесса нефтедобычи в реальном масштабе времени может стать иерархическая система  моделей, соответствующая иерархической структуре объектов нефтедобычи (рис. 1).

D_ист  - исторические данные из ПДГТМ, D_факт  - фактические данные в ПДГТМ,

D_гр , D_лок – рекомендуемые групповой и локальной системами управления параметры

Рисунок 1 - Иерархическая система моделей для управления

  технологическим процессом добычи нефти

 

Процедура оптимизации  режимов работы скважин с использованием иерархической системы моделей должна строиться на основе итерационной процедуры согласования  показателей качества функционирования всех уровней на каждом шаге, так как последовательное решение задач разных уровней не обеспечивает оптимизацию взаимосвязанных процессов.

В предлагаемой СУ ТП ДН геолого-технологическая модель пласта используется в качестве источника информации о параметрах пласта, схеме размещения скважин и ретроспективной информации о дебитах, давлениях, объемах добычи.

Упрощенная  математическая модель взаимовлияния расположенных на локальном участке пласта скважин как многосвязного объекта управления описывает распределение давлений в точках расположения нагнетательных и добывающих скважин. Хотя модель не может в полной мере отразить все процессы, происходящие в пласте, ее вполне достаточно для организации управления процессом добычи нефти и закачки воды для группы скважин.  Простота модели позволит производить расчет и формировать управляющие воздействия в реальном масштабе времени даже с помощью маломощных контроллеров группы скважин.