Нефтедобывающая скважина с искусственным интеллектом

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности, может быть использовано для повышения эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин. Техническим результатом изобретения является обеспечение необходимой точности и устойчивости процесса управления технологическими параметрами нефтяных скважин при одновременном увеличении нефтеотдачи пласта. Выполнение указанной цели достигается тем, что для управления технологическими параметрами нефтедобывающих скважин используются два основных определяющих параметра дебит жидкости и ее обводненность, процесс измерения которых производится непрерывно в режиме реального времени непосредственно в скважине вблизи добывающего насоса. Систематический контроль за этими параметрами в процессе эксплуатации скважины позволяет установить их отличие от оптимальных значений. Критерием оптимальности параметров является значение дебита жидкости, при котором обводненность продукции минимальна. В случае увеличения обводненности продукции автоматически осуществляется тестирование скважины, определяется новый оптимальный режим с минимальным значением обводненности и путем воздействия сигналами управления осуществляется вывод добывающего насоса на новый оптимальный режим эксплуатации. 3 ил.

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; - 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.

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.