СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА ДОБЫЧИ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и используется для оптимизации процесса добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов (ШГН).

Известен способ интенсификации добычи нефти и газа (патент RU №2188934, Е21B 43/12, 47/06). При реализации данного способа в части управления процессом добычи нефти предусмотрено варьирование и непрерывный контроль в автоматическом режиме параметров процесса добычи, значимых для увеличения притока: забойного давления, температуры, обводненности продукции, плотности жидкости, которые фиксируют с динамикой изменения этих параметров в зависимости от частоты вращения электродвигателя насоса. При этом через блок управления варьированием частоты вращения электродвигателя осуществляют поддержание оптимальных значений этих параметров, в том числе и величину притока флюида. Недостатки указанного способа заключаются в следующем: для его реализации необходима специально оборудованная скважина, в которую нужно опустить датчики давления, температуры, обводненности и плотности продукции, а также установить пакер; во многих случаях пласт, из которого добывают флюид, нельзя отделять от эксплуатационной зоны скважины; отсутствует четкий алгоритм поиска оптимального значения основного выходного параметра добычи - объема добываемого флюида.

Указанные недостатки устранены другим известным способом и устройством автоматического управления процессом добычи нефти (патент RU №2280151, МПК Е21В 43/12, Е21В 47/06), принятым за прототип. При реализации данного способа непрерывно контролируют параметры процесса добычи и регулируют частоту вращения электродвигателя погружного насоса для поддержания оптимальных значений параметров процесса. В качестве основного контролируемого параметра процесса добычи выбирают уровень жидкости в скважине, а в качестве регулируемого параметра, подлежащего оптимизации, выбирают объем добываемой жидкости. При этом процесс управления осуществляют ступенчато в автоматическом режиме. Способ-прототип имеет ряд недостатков. Во-первых, для его реализации необходим либо датчик динамического давления на приеме ШГН, либо эхолот. В первом случае для реализации способа потребуется специально оборудованная скважина с опущенным до глубины приема насоса датчиком, что сужает область применения способа. Во втором случае при выделении газа в скважине возможно ценообразование, что приведет к неверным показаниям эхолота. Во-вторых, вызывает затруднение контроль объема добываемой жидкости, так как скважины чаще всего не имеют индивидуальных датчиков дебита, а получение оперативной информации об объеме добываемой жидкости от общего пункта контроля, установленного на кусту, вызывает технические трудности. Кроме того, при реализации такого способа не исключена возможность срыва подачи насоса, так как в процессе работы не контролируется его заполняемость.

Задачей предлагаемого изобретения является создание способа оптимизации добычи нефти, в котором устранены указанные недостатки, и который позволяет в автоматическом режиме выводить скважину максимальный объем добычи нефти.

Поставленная задача достигается тем, что в способе оптимизации процесса добычи нефти непрерывно контролируют параметры процесса добычи и регулируют частоту вращения электродвигателя насоса, причем в качестве основного контролируемого параметра процесса добычи выбирают коэффициент заполнения насоса, который рассчитывают по динамограмме, в качестве регулируемого параметра, подлежащего оптимизации, выбирают объем добываемой жидкости, а оптимизацию осуществляют за счет ступенчатого изменения частоты качаний насоса, при этом процесс

управления осуществляют ступенчато в автоматическом режиме, согласно изобретению устанавливают частоту вращения электродвигателя, при которой частота качаний насоса много меньше номинальной, определяют площадь динамограммы работы качалки при максимальном наполнении насоса, значение которой принимают за базовое, после этого увеличивают частоту качаний насоса, непрерывно с заданной дискретностью фиксируют площадь динамограммы, а коэффициент заполнения насоса k₃ рассчитывают как отношение измеренной площади динамограммы к базовой, при этом частоту качаний насоса не изменяют до тех пор, пока коэффициент заполнения насоса не перестанет изменяться, после этого определяют и фиксируют объем добываемой жидкости S_i=n_ik_3i, где n - число качаний насоса, k_з - коэффициент заполнения, после этого снова увеличивают частоту качаний насоса n и не изменяют ее до тех, пор пока коэффициент заполнения не перестанет изменяться, определяют и фиксируют объем добываемой жидкости, при новой частоте качаний, далее полученное значение S_i=1 сравнивают с предыдущим S_i и, если последующее значение окажется больше предыдущего, то следующий шаг изменения частоты осуществляют в ту же сторону, а если наоборот - в обратную сторону.

Также поставленная задача достигается тем, что защиту от срыва подачи насоса осуществляют путем контроля величины коэффициента заполнения насоса, и если его величина уменьшится до некоторого допустимого уровня, то осуществляют уменьшение числа качаний насоса или его остановку.

Техническим результатом, достигаемым в результате применения изобретения, является автоматический поиск и поддержание геофизических параметров в системе пласт-скважина-насос, при которых обеспечивается максимальный приток жидкости в скважину, максимальная добыча и автоматическая защита от срыва подачи насоса.

Указанный результат получен за счет использования принципа косвенного измерения объема добываемой жидкости, при имеющейся частоте качаний и ее динамическом уровне в скважине путем расчета заполняемости насоса с учетом газового фактора и управления частотой качаний таким образом, чтобы обеспечить максимальную добычу, исключив возможность срыва подачи насоса.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. Штанговый глубинный насос опускают в скважину под статический уровень. При включении в работу штангового насоса в начале процесса откачки нефти из скважины цилиндр насоса заполняется практически полностью, так как в продукции скважины отсутствует газ, а над приемом насоса находится высокий столб жидкости. По мере откачки жидкости забойное давление и давление на приеме насоса уменьшается. Из продуктивного пласта вместе с нефтью поступает попутный нефтяной газ. Это приводит к тому, что в полость цилиндра насоса вместе с жидкостью поступает газ, и коэффициент заполнения насоса жидкостью снижается. Чем ближе динамический уровень жидкости в скважине к приему насоса, тем больше газа выделяется из нефти и поступает на прием насоса, и тем ниже будет коэффициент заполнения цилиндра насоса. Когда уровень жидкости в скважине приблизительно достигнет глубины спуска насоса или содержание газа в ней будет слишком большим, произойдет срыв подачи насоса, т.е. он будет заполняться только газом.

С другой стороны, чем ниже уровень жидкости в скважине, тем больше разница между пластовым и забойным давлением, и тем больше депрессия. Более высокая депрессия (при забойном давлении выше давления насыщения нефти газом) способствует более интенсивному поступлению жидкости из пласта в скважину. Поэтому, необходимо поддерживать динамический уровень жидкости в скважине, по возможности, приближающийся к глубине опускания насоса. Однако, при достижении некоторого критического значения депрессии возможно увеличение газообразования в скважине, которое ведет к уменьшению ее дебита и одновременно к уменьшению коэффициента заполнения насоса. Следовательно, имеется некоторое оптимальное, с точки зрения отдачи жидкости, значение депрессии, при котором приток жидкости в скважину оказывается максимальным.

Таким образом, возникает задача поиска динамического уровня жидкости, при котором будет обеспечен и максимальный дебит скважины и максимальная производительность насоса. Заявляемый способ решает эту задачу на основе анализа динамограммы работы насоса и слежения не за динамическим уровнем жидкости в скважине, а за коэффициентом заполняемости насоса k₃, который рассчитывают по виду динамограммы, например, по методике, описанной в книге Алиев Т.М., Тер-Хачатуров А.А. Автоматический контроль и диагностика скважинных штанговых насосных установок.- М.: Недра, 1988.- с.222-228. При этом производительность наоса будет определяться по соотношению Р=k₃Vn л/мин, где V - объем жидкости при полном заполнении насоса в литрах (л), n - частота качаний насоса в минуту (мин).

Путем изменения скорости вращения двигателя станка-качалки достигается изменение частоты качаний насоса. Откачивая жидкость из скважины ШГН, будет опускаться динамический уровень. Чем ниже будет опускаться динамический уровень, тем больше будет приток жидкости в скважину. В процессе работы насоса по форме динамограммы производится вычисление k₃ и рассчитывается производительность насоса. Признаком повышения производительности насоса является увеличение произведения S=k₃n. Следовательно, в процессе работы станка-качалки необходимо непрерывно следить за этим произведением и регулировать число качаний так, чтобы обеспечить его максимальное значение. Такое регулирование может осуществляться ступенчато, с некоторой дискретностью изменения частоты качания. Изменив частоту качаний, после окончания динамических процессов в системе пласт-скважина-насос, определяют значение S. Если оно оказалось больше предыдущего, делают приращение частоты качаний в том же направлении, если S уменьшилось, необходимо осуществлять приращение частоты качаний в обратном направлении. Таким образом определяется максимум S, соответствующий максимальной производительности системы пласт-скважина-насос.

По коэффициенту заполнения насоса осуществляют защиту от срыва подачи. Если задаться некоторым минимально допустимым значением этого коэффициента, то его значение будет являться пороговым, при достижении этого значения дальнейшее повышение частоты качаний невозможно. Более того, если в процессе добычи коэффициент заполнения будет продолжать снижаться ниже допустимого, частота качаний насоса также должна снижаться, даже если это ведет к снижению добычи жидкости из скважины.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где схематически изображено устройство автоматического управления процессом добычи нефти.

Устройство для реализации способа содержит:

1 - нефтяная скважина;

2 - колонна насосно-компрессорных труб;

3 - глубинный штанговый насос;

4 - качалка, придающая возвратно-поступательное движение насосу;

5 - электродвигатель, приводящий в движение качалку;

6 - датчик усилия на полированном штоке;

7 - датчик положения кривошипа механизма, преобразующего вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение наоса;

8 - кривошип станка качалки;

9 - блок управления станком-качалкой;

10 - преобразователь частоты;

11 - управляющий микроконтроллер.

Способ реализуется следующим образом. Устанавливают оборудование на скважине в соответствии со схемой, представленной на фигуре. В соответствии с данными геофизических исследований на ней подобрано оборудование и известна номинальная частота качаний насоса 3, при которой отбор жидкости из скважины примерно соответствует ее притоку из пласта. Непосредственно алгоритм поиска параметров добычи, соответствующих максимальному отбору жидкости из скважины, следующий.

1. С помощью управляющего контроллера 11 путем подачи сигнала на преобразователь частоты 10 устанавливают частоту питания электродвигателя 5, например, на 50% ниже той, при которой частота качаний насоса n равна номинальной.

2. По сигналам датчика усилия 6 и датчика положения кривошипа 7 управляющий контроллер 11 строит и рассчитывает площадь динамограммы работы качалки при максимальном наполнении. Эта площадь принимается за базовое значение.

3. Качалка работает на заданной частоте качаний насоса, при этом непрерывно с определенной дискретностью фиксируется площадь динамограммы, и коэффициент заполнения насоса k₃ рассчитывается как отношение измеренной площади динамограммы k₃ базовой. Частота питания насоса не изменяется до тех пор, пока коэффициент заполнения насоса не перестанет изменяться.

4. Как только коэффициент заполнения насоса перестанет изменяться, рассчитывается произведение S_i=k_3in_i. Здесь индекс i означает номер итерационного цикла оптимизации. В начале процесса i=1.

5. После этого микроконтроллер 11 дает команду на изменение частоты питания двигателя 5. Следовательно, изменяется и частота качаний насоса n. На первом шаге она увеличивается. После этого повторяется процесс п.3 и 4.

6. По окончании расчета по п.4 при новой частоте качаний, полученное значение Si=1 сравнивается с предыдущим S_i и, если последующее значение окажется больше предыдущего, то следующий шаг изменения частоты осуществляется в ту же сторону, а если наоборот, то в обратную.

Другими словами, если при увеличении частоты коэффициент S увеличивается, частоту качаний насоса n продолжают увеличивать, а если уменьшается, то уменьшают. Если при увеличении частоты коэффициент S уменьшается, частоту уменьшают. Таким образом находят некоторое оптимальное значение частоты качаний насоса, при которой коэффициент S, а следовательно, и объем добываемой жидкости будут максимальными.

Кроме того, в память микроконтроллера закладывается некоторое пороговое значение коэффициента заполнения насоса, ниже которого опускаться нельзя. При приближении к пороговому значению частота качаний снижается независимо от значения S.

Таким образом, за счет использования принципа косвенного измерения объема добываемой жидкости, при имеющейся частоте качаний и ее динамическом уровне в скважине путем расчета заполняемости насоса с учетом газового фактора и управления частотой качаний обеспечивается максимальная добыча, исключив возможность срыва подачи насоса.