устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтегазовой скважине

Формула изобретения

Устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтегазовой скважине, содержащее установленный в скважине погружной электронасосный агрегат с кабелем питания его электродвигателя, блок погружной телеметрии с датчиками параметров состояния скважины и электронасосного агрегата, измеритель дебита, установленный на выкидной линии, преобразователь частоты напряжения, соединенный со станцией управления, подключенной к кабелю питания электродвигателя, задатчик режима работы, отличающееся тем, что в устройство дополнительно введены адаптивный регулятор, блок динамической модели системы “пласт - скважина - погружной насос”, блок идентификации динамической модели, блок идентификации параметров призабойной зоны пласта, при этом выходы задатчика режима работы соединены с входами адаптивного регулятора, блока динамической модели системы “пласт - скважина - погружной насос” и блока идентификации параметров призабойной зоны пласта, выход которого соединен с входом задатчика режима работы, выход измерителя дебита соединен с входами блока идентификации динамической модели и блока идентификации параметров призабойной зоны пласта, вторые входы которых соединены с выходом станции управления, второй выход которой соединен со вторым входом адаптивного регулятора, выход которого подключен к входу преобразователя частоты напряжения, выходы блока динамической модели системы “пласт - скважина - погружной насос” и блока идентификации динамической модели соединены с третьим и четвертым входами адаптивного регулятора.

Описание изобретения к патенту

Устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтегазовой скважине относится к области добычи нефти и может быть использовано для повышения эффективности работы скважины.

Известно устройство, реализующее способ автоматического регулирования режима работы скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом [1]. Устройство содержит установленный в скважине погружной центробежный электронасос, включающий собственно насос и погружной приводной электродвигатель с глубинным манометром-термометром и протектором, насосно-компрессорные трубы, станцию управления с силовым трансформатором и силовым токоподводящим кабелем, глубинный канал связи, частотный преобразователь, регулируемый штуцер, обратный клапан и манометры, установленные на выкидной линии.

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного устройства, относится то, что данное устройство в реальном времени не может определить оптимальный режим работы системы “пласт - скважина - погружной насос” и поддерживать его, поскольку в устройстве отсутствуют блоки идентификации и адаптивный регулятор. Кроме того, дросселирование на устье скважины не обеспечивает энергосберегающие режимы работы электронасоса и потенциальный дебит скважины.

Наиболее близким по совокупности признаков к заявляемому устройству является устройство для осуществления способа эксплуатации погружных центробежных насосных агрегатов в группе скважин [2]. Устройство содержит установленные в скважинах погружные центробежные насосные агрегаты с кабелями питания их электродвигателей, преобразователь частоты напряжения, датчики параметров состояния каждой скважины и ее насосного агрегата, подключенные к системе измерения и формирования сигналов управления электродвигателями, коммутирующие устройства для связи кабелей питания электродвигателей с промысловой электросетью и преобразователем частоты напряжения, блок определения оптимальной последовательности воздействий сигналами управления. Это устройство принято за прототип.

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата, относится то, что используемая в данном устройстве система измерения и формирования сигналов управления электродвигателями обеспечивает управление электронасосными агрегатами только по предварительно определенному заданию без привязки к изменяемым в реальном времени параметрам системы “пласт - скважина - погружной насос” и призабойной зоны пласта. Данное устройство не обеспечивает оптимальный режим работы скважин и качество переходных процессов при переключении питания электронасосных агрегатов.

Сущность изобретения заключается в том, что в устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтегазовой скважине, содержащее установленный в скважине погружной электронасосный агрегат с кабелем питания его электродвигателя, блок погружной телеметрии с датчиками параметров состояния скважины и электронасосного агрегата, измеритель дебита, установленный на выкидной линии, преобразователь частоты напряжения, снабженный контроллером и соединенный со станцией управления, снабженной контроллером и подключенной к кабелю питания электродвигателя, задатчик режима работы, дополнительно введены адаптивный регулятор, блок динамической модели системы “пласт - скважина - погружной насос”, блок идентификации динамической модели, блок идентификации параметров призабойной зоны пласта. При этом выходы задатчика режима работы соединены с входами адаптивного регулятора, блока динамической модели системы “пласт - скважина - погружной насос” и блока идентификации параметров призабойной зоны пласта, выход которого соединен с входом задатчика режима работы, выход измерителя дебита соединен с входами блока идентификации динамической модели и блока идентификации параметров призабойной зоны пласта, вторые входы которых соединены с выходом станции управления, второй выход которой соединен со вторым входом адаптивного регулятора, выход которого подключен к входу преобразователя частоты напряжения, выходы блока динамической модели системы “пласт - скважина - погружной насос” и блока идентификации динамической модели соединены с третьим и четвертым входами адаптивного регулятора.

Достигаемый технический результат - повышение качества регулирования погружного электронасосного агрегата на заданные показатели производительности, сокращение времени переходных процессов, снижение нагрузки на электронасосный агрегат и затрат электроэнергии за счет учета реальных динамических характеристик системы “пласт - скважина - погружной насос”.

На фиг.1 представлена структурная схема скважины, оборудованной погружным электронасосным агрегатом; на фиг.2 - график кривой восстановления давления; на фиг.3 - график индикаторной диаграммы; на фиг.4 - график расчетной характеристики скин-фактора; на фиг.5 - графики изменения забойного давления при выводе скважины на режим и его поддержания.

Скважина, оснащенная погружным электронасосным агрегатом (фиг.1), содержит продуктивный пласт 1, эксплуатационную колонну 2, погружной приводной электродвигатель 3 с датчиком 4 температуры внутри его корпуса, 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 13 дебита, например автоматическую групповую замерную установку, объемную или весовую, в выкидной линии 14 скважины, станцию 15 управления с встроенным контроллером и силовым трансформатором (на фиг.1 условно не показаны), преобразователь 16 частоты напряжения с встроенным контроллером (на фиг.1 условно не показан), задатчик 17 режима работы, адаптивный регулятор 18, блок 19 динамической модели системы “пласт - скважина - погружной насос”, блок 20 идентификации динамической модели, блок 21 идентификации параметров призабойной зоны пласта.

Источником скважинной жидкости является продуктивный пласт 1, сообщение с которым осуществляется через перфорационные отверстия в обсадной колонне 2 скважины. Основными параметрами погружного электронасосного агрегата, состоящего из насоса 5, например центробежного, и погружного приводного электродвигателя 3, является производительность Q_Ж (м³/сут), развиваемый напор Н (м вод. ст.), а также наличие на приеме насоса 5 давления не ниже заданного значения при различных частотах f_I на выходе преобразователя 16 частоты напряжения. Погружной приводной электродвигатель 3 образует совместно с преобразователем 16 частоты напряжения и станцией 15 управления частотно-регулируемый привод, с помощью которого осуществляется управление частотой n вращения ротора электродвигателя 3 и, соответственно, насоса 5.

Силовой токопроводящий кабель 7 служит для подвода электроэнергии к погружному приводному электродвигателю 3 и передачи сигналов от блока 8 погружной телеметрии, включающего датчики 9 - 12, на поверхность.

Измеритель 13 дебита скважинной жидкости измеряет текущий дебит скважины, в том числе с разделением по продукту и воде.

Станция 15 управления с встроенным контроллером и силовым трансформатором предназначена для управления, питания и защиты погружного приводного электродвигателя 3, обработки сигналов блока 8 погружной телеметрии и, совместно с преобразователем 16 частоты напряжения, для регулирования скорости вращения роторов погружного приводного электродвигателя 3 и насоса 5.

Задатчик 17 режима эксплуатации скважины, выполненный обычно в виде автоматизированного рабочего места оператора (технолога) на основе персонального компьютера, установленного в диспетчерском пункте цеха добычи нефти, служит для вычисления потенциального дебита скважины в соответствии с ее гидродинамическими параметрами, задания выбранного оператором режима работы системы “пласт - скважина - погружной насос” и ввода сигнала управления в адаптивный регулятор 18.

Блок 19 динамической модели в соответствии с режимом работы системы “пласт - скважина - погружной насос” определяет ее расчетные параметры и совместно с адаптивным регулятором 18 служит для обеспечения потенциального дебита скважины.

Блок 20 идентификации динамической модели определяет фактические параметры системы “пласт - скважина - погружной насос” в соответствии с ее выбранной расчетной моделью.

Блок 21 идентификации параметров призабойной зоны пласта определяет гидродинамические параметры скважины для выбора с помощью задатчика 17 режима требуемого значения потенциального дебита.

Адаптивный регулятор 18 и блоки 19, 20 и 21 как функциональные звенья предлагаемого устройства могут быть реализованы программным (цифровым) способом с помощью программируемых контроллеров, в том числе контроллеров станции 15 управления и преобразователя 16 частоты напряжения.

Устройство работает следующим образом.

Жидкость из пласта 1 притекает через перфорационные отверстия в эксплуатационную колонну 2 скважины. Погружной приводной электродвигатель 3, снабженный датчиком 4 температуры внутри его корпуса, вращает ротор насоса 5. Далее жидкость по колонне 6 насосно-компрессорных труб подается на поверхность. Электропитание погружного приводного электродвигателя осуществляется по силовому токоподводящему кабелю 7. Датчики 9 и 10 блока 8 погружной телеметрии измеряют давление Р_ПР и температуру Т_ПР на приеме насоса, датчики 11 и 12 - виброускорения _х и _Y в двух плоскостях корпуса электродвигателя 3, а также насоса 5 с учетом их жесткого соединения и наличия общего ротора (вала). Информационные сигналы от блока 8 погружной телеметрии, включающего датчики 9-12, подаются в модулированной форме по силовому токоподводящему кабелю 7 на поверхность в станцию 15 управления. Измеритель 13 дебита скважинной жидкости, установленный в выкидной линии 14, измеряет текущий дебит скважины. Управление электропитанием с обеспечением необходимых защит от нештатных режимов по току, напряжению, температуре Т_Д внутри корпуса и виброускорениям _X и _Y погружного приводного электродвигателя 3 осуществляет станция 15 управления.

Преобразователь 16 частоты напряжения устанавливает и регулирует (поддерживает) режим работы динамической системы “пласт - скважина - погружной насос” путем изменения производительности насосной установки в функции забойного давления скважины, соответствующей условию согласования характеристики истечения скважины, определяемой производительностью насоса 3, и характеристики притока скважины (реальной индикаторной диаграммы скважины).

Проведение гидродинамических исследований (ГДИ) скважины, в частности снятие КВД и индикаторной диаграммы (ИД), в общем случае сопряжено с трудоемкими работами, связанными с необходимостью замеров давления на забое глубинными манометрами, либо “отбивкой” динамического уровня. Предлагаемое устройство существенно облегчает эти процедуры, позволяя строить КВД и ИД в автоматическом режиме без дополнительных спускоподъемных операций.

С выхода измерителя 13 дебита на первый вход блока 21 идентификации параметров призабойной зоны пласта подается сигнал текущего дебита Q_Ж, с выхода станции 15 управления, обрабатывающий сигнал блока 8 погружной телеметрии, на второй вход блока 21 подается сигнал давления P_ПР на приеме насоса 5.

При подаче с выхода задатчика 17 режима сигнала остановки скважины в блоке 21 идентификации определяется КВД. При этом по показаниям датчика 9 через определенные промежутки времени там же регистрируются значения давления Р_ПР скважинной жидкости на приеме насоса 5, пересчитываются в значения забойного давления Р_З, строится КВД (фиг.2).

Пластовое давление Р_ПЛ определяется как значение Р _З, при котором КВД принимает положение, близкое к горизонтальному. По значению пластового давления рассчитывается депрессия P _Д на каждом из режимов:

P _Д=P_ПЛ-P_З.

ИД определяется методом установившихся режимов. Для этого с выхода задатчика 17 режима подается сигнал управления преобразователем 16 частоты напряжения. Адаптивный регулятор 18 отрабатывает заданный сигнал, приводя систему “пласт - скважина - погружной насос” в установившийся режим. Данные о давлении скважинной жидкости на приеме насоса (Р_ПР) с выхода датчика 9 давления и о дебите скважинной жидкости с выхода измерителя 13 дебита подаются в блок 21 идентификации параметров призабойной зоны пласта для построения ИД в виде Р _З=Р_З(Q_Ж) и ее дальнейшей интерпретации в классическую форму Q_Ж=Q_Ж(Р _Д) (фиг.3).

Коэффициент продуктивности К скважины также определяется на установившихся режимах, когда приток из скважины (Q_С) равен заданному отбору жидкости (Q _Ж). Для этого на графике зависимости Q_Ж=Q _Ж(Р _Д) определяется угловой коэффициент прямолинейного участка кривой, который является значением коэффициента продуктивности:

По КВД также рассчитывается скин-фактор, например по методике, согласно которой строится кривая зависимости P=P(lnt) и находится значение углового коэффициента i.

Выражение для определения Р=P(lnt) имеет вид [3]:

или Р=ilnt-A,

где

k - проницаемость коллектора;

- динамическая вязкость нефти в пластовых условиях;

h - эффективная толщина пласта;

- пьезопроводность;

r_с - радиус скважины;

S - скин-фактор.

Отсюда находят параметры:

где - гидропроводность пласта.

Тогда проницаемость коллектора:

Пьезопроводность и приведенная пьезопроводность рассчитываются соответственно как:

где m - открытая пористость;

_Ж - сжимаемость жидкости;

_П - сжимаемость поровых каналов;

r_пp - приведенный радиус.

Приведенный радиус скважины:

Скин-фактор:

Другим распространенным методом расчета скин-фактора является определение значения давления в скважине Р_С, являющееся точкой пересечения продолжения прямолинейного участка графика с осью ординат (фиг.4).

Далее скин-фактор рассчитывается по формуле [4]:

где b - объемный коэффициент нефти.

Такие параметры, как эффективная толщина пласта h, вязкость жидкости , открытая пористость m, сжимаемость жидкости _Ж и сжимаемость поровых каналов _П полагают известными.

Гидропроводность также можно рассчитать с использованием коэффициента продуктивности из формулы [5]:

где R_k - радиус контура питания.

Таким образом, в блоке 21 идентификации параметров призабойной зоны пласта в режиме реального времени определяются потенциальный дебит скважины и гидродинамические параметры призабойной зоны пласта.

В зависимости от сигнала задания режима, формируемого преобразователем 16 частоты напряжения по сигналу задатчика 17 режима, погружной приводной электродвигатель 3 вращает с определенной частотой ротор насоса 5, откачивающего скважинную жидкость Q _Ж.

Для построения алгоритма оптимального управления на выбранном режиме система “пласт - скважина - погружной насос” описана линеаризованными уравнениями в виде последовательных апериодических звеньев с передаточными функциями:

где k_ЭЦН, Т_ЭЦН - коэффициент передачи и постоянная времени соответственно электронасосного агрегата;

k_СКВ, Т_СКВ - коэффициент передачи и постоянная времени соответственно скважины;

p - оператор Лапласа.

Блок 19 динамической модели системы “пласт - скважина - погружной насос” воспроизводит ее в виде двух последовательно соединенных апериодических звеньев:

где - расчетные коэффициент передачи и постоянная времени соответственно электронасосного агрегата;

- расчетные коэффициент передачи и постоянная времени соответственно скважины.

В первом звене - расчетной модели электронасосного агрегата сигнал напряжения определенной частоты и амплитуды U _f преобразуется в дебит скважинной жидкости Q _Ж. Во втором звене - расчетной модели “пласт - скважина” откачивание скважинной жидкости Q_Ж приводит к изменению забойного давления Р_З. Постоянную времени первого звена можно определить по данным испытаний электронасосного агрегата. Постоянную времени системы “пласт - скважина” (второго звена) можно определить из предварительно снятой КВД. При этом

Расчетную модель системы “пласт - скважина - погружной насос” во всем диапазоне режимов работы можно также представить в виде системы дифференциальных уравнений:

где А^P, В^P, C^P, D ^P - заданные матрицы расчетных коэффициентов;

Реальная система “пласт - скважина - погружной насос” является нелинейным непрерывным объектом, описываемым уравнениями:

где А, В, С, D - матрицы коэффициентов;

H(Q_Ж); G(U_f); U(P_з); R(Q_Ж) - нелинейные функции.

Блок 20 идентификации динамической модели содержит модель идентифицируемых параметров [6] системы “пласт - скважина - погружной насос”:

где матрицы А^М, В^М, С^М , D^М включают перестраиваемые коэффициенты а^М , b^M, c^M, d^M, равные по окончании процесса идентификации коэффициентам а, b, с, d уравнений, описывающих систему “пласт - скважина - погружной насос”.

Для минимизации разностей коэффициентов A=A-A ^M; В=В-В ^M; С=С-C ^M; D=D-D ^M выбраны функции Ляпунова в виде положительно определенных квадратичных форм:

где К, L, М, N - положительные определенные диагональные матрицы заданных постоянных коэффициентов;

А ^T, В ^T, С ^T, D ^T - транспонированные матрицы разностей коэффициентов.

В режиме реального времени блок 20 идентификации динамической модели определяет коэффициенты матриц А^M, В^M , C^M, D^М и выдает управляющие сигналы на адаптивный регулятор 18. Процесс идентификации устойчиво сходим.

Сравнение расчетных коэффициентов матриц А^P , В^P, С^P, D^P и идентифицируемых коэффициентов матриц А^M, В^M, C^M , D^М происходит в адаптивном регуляторе 18. Сигналы разностей коэффициентов уравнений, описывающих реальную систему “пласт - скважина - погружной насос”, и эталонных коэффициентов A=A ^M-A^P; B=b ^M-b^P; C=C ^M-C^P; D=D ^M-D^P служат для настройки адаптивного регулятора 18.

Сигнал управления погружным насосом на выходе адаптивного регулятора 18 имеет вид:

С целью обеспечения устойчивости динамической системы “пласт - скважина - погружной насос” задана функция Ляпунова в виде положительно определенной квадратичной формы

где Р - положительно определенная матрица коэффициентов.

Управление w ищется в виде:

где

Гиперплоскость переключения управления в скользящем режиме:

Адаптивный регулятор 18, блок 19 динамической модели системы “пласт - скважина - погружной насос”, блок 20 идентификации динамической модели, блок 21 идентификации параметров призабойной зоны пласта могут быть реализованы в виде программных блоков с помощью кустового контроллера или компьютера автоматизированного рабочего места оператора, на основе которого реализован задатчик 17 режима.

Литература

1. Пат. 2140523 RU, МПК Е 21 В 43/00. Способ автоматического регулирования режима работы скважины, оборудованной погружным центробежным насосом /В.О.Кричке (RU). - 97110564/03; Заявл. 24.06.99; Опубл. 10.04.01.

2. Пат. 2050472 RU, МПК F 04 D 15/00, F 04 D 13/10, Е 21 В 43/12. Способ эксплуатации погружных центробежных насосных агрегатов в группе скважин и устройство для его осуществления /П.Т.Семченко, И.А.Гордон (RU). - 5023311/06; Заявл. 23.12.91; Опубл. 20.12.95.

3. Регламент гидродинамических исследований нефтедобывающих и водонагнетательных скважин на нефтяных и нефтегазовых месторождениях №13-С01-01. М.: - НК “ЮКОС ЭП”, 2002. - С.42.

4. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: Недра, 2000. - С.307.

5. Методика расчета забойного давления и потенциального дебита скважин. - Уфа: 000 “ЮганскНИПИнефть”, 2001. - С.31.

6. Справочник по теории автоматического управления /Под ред. А.А.Красовского. - М.: Наука. Гл. ред. физ. - мат. лит., 1987. - С.254.