система управления добычей углеводородного сырья

Формула изобретения

1. Система управления добычей углеводородного сырья на месторождении, включающем несколько групп скважин, каждая из которых содержит скважинные подсистемы, объединенные локальной информационно-вычислительной сетью, которая посредством блока связи через гетерогенную информационную сеть связана с устройством управления добычей, причем каждая скважинная подсистема содержит модуль контроля параметров, который через первый канал связи соединен с наземным устройством управления технологическими режимами, которое соединено с локальной информационно-вычислительной сетью, отличающаяся тем, что в скважинной подсистеме дополнительно содержится второй канал связи и информационно-регулирующее устройство, которое соединено с модулем контроля параметров и через второй канал связи - с устройством управления технологическими режимами, и к которому подключено устройство электропитания.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что каждая скважинная подсистема представляет собой распределенную структуру, состоящую из первого, второго и третьего уровней, причем первый уровень в призабойной зоне включает в себя несколько скважинных зондов, каждый из которых содержит первый контроллер, входы которого соединены с первым блоком датчиков термодинамических параметров и первым блоком исполнительных устройств и который соединен через первый блок связи со вторым уровнем скважинной подсистемы, расположенным в районе башмака подъемной колонны, который включает в себя второй контроллер, соединенный через второй блок связи с первым уровнем подсистемы, а также со вторым блоком датчиков термодинамических параметров, вторым блоком исполнительных устройств, модулем контроля параметров и приемопередающим устройством, причем модуль контроля параметров соединен через первый канал связи с устройством управления технологическим оборудованием, входящим в третий уровень подсистемы, расположенный в наземной части, а приемопередающее устройство соединено через второй канал связи с третьим блоком связи и третьим контроллером, также входящим в третий уровень подсистемы, причем третий контроллер соединен через интерфейсный блок с локальной информационно-вычислительной сетью.

Описание изобретения к патенту

Существующий процесс добычи углеводородного сырья (УВС) включает в себя сложные технологические объекты управления - продуктивные пласты, кусты (группы) добывающих и нагнетательных скважин, трубопроводную систему, оборудование подготовки УВС и воды, энергетическую подсистему.

В системе управления добычей УВС основными объектами управления являются продуктивный пласт и группы добывающих и нагнетательных скважин, которые характеризуются множеством значений переменных, имеющих существенную неопределенность и нестационарность [Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. Справочник. - М.: Недра, 1986. - 325 с.]. В числе основных управляющих воздействий на продуктивные пласты является регулирование откачки и закачки жидкости через добывающие и нагнетательные скважины, на скважины - управление дебитом, нагнетанием и давлением. Этот процесс, представляющий собой единую сложную гидромеханическую систему, может быть оптимизирован на основе оперативных методов управления, использующих достаточный объем достоверной измерительной информации и обеспечивающих синхронизацию корректных действий элементов и факторов, способных дать наибольшую эффективность в целом [Шахвердиев А.X., Максимов М.М., Рыбицкая Л.П., Захаров И.В. Создание системы оптимального управления объектами разработки нефтяных месторождений. // Нефтяное хозяйство, №10, 2004 г., с.40-45].

Известны системы управления добычей УВС на основе периодических скважинных измерений кабельными и автономными приборами [Осадчий В.М. Состояние и перспективы геофизических (ГИС) и гидродинамических (ГДИ) исследований механизированных скважин, оборудованных штанговыми (ШГН) и электроцентробежными (ЭЦН) насосами, газлифтом в России / Каротажник, №10-11, Тверь, 2004 г. и пат US 2005/0217350 A1]. Выработка управляющих воздействий в таких системах осуществляется на основе выборочных дискретных измерений, инициируемых зачастую проведением ремонтных работ на скважине, не чаще нескольких раз в год. В ходе этих измерений оценивают состояние продуктивного пласта (пластов) и добывающей скважины путем гидродинамических и геофизических исследований. По результатам этих исследований корректируется модель разрабатываемого месторождения, на основании которой, в свою очередь, изменяют параметры и составляющие техпроцесса добычи. Недостатками этой системы являются низкая оперативность, отсутствие возможностей для оптимизации управляющих воздействий из-за дискретности (пространственной и временной) информационной обратной связи и существенного запаздывания в случае использования автономных приборов. Кроме того, отсутствие предпосылок для применения скважинных средств управления существенно ограничивает эффективность техпроцесса добычи УВС, особенно при разработке многопластовых месторождений.

Также известны случаи выборочного применения систем управления [Технические решения, позволяющие нефтяным компаниям экономить время и средства. // Нефтегазовые технологии, №2, 2002, с.41-43. A.Anderson. Integration Intelligent Well Systems With Other Comletion Techologies // The oil & gas review, 2005] по системам компании Baker Oil Tools. Эти системы используют кабельный канал связи и управляют расходом, осуществляя измерение давления и температуры в реальном масштабе времени и температуры, используя бесступенчатые регулируемые штуцеры. По мере закачки воды в пласт оператор следит в реальном масштабе времени за изменениями параметров и состоянием каждой инжекционной зоны.

Недостатками системы являются ее высокая сложность и стоимость, помимо этого в случае использования такой системы нет учета взаимного влияния соседних добывающих скважин. Поэтому подобные системы используют для одиночных высокодебитных скважин, разрабатывающих многопластовые залежи.

Наиболее близкой к предлагаемому техническому решению является система [Лепехин В.И., Видякин Н.Г., Валеев А.С., Канн А.Г. Разработка и опыт эксплуатации комплекса оборудования для автоматизации добычи нефти. // Нефтяное хозяйство, №5, 2004 г., с.111-112], которая выбрана в качестве прототипа. Упомянутая система по архитектуре относится к распределенным системам управления и включает в себя на каждой скважине: телеметрическую систему, состоящую из модуля контроля параметров, измеряющего давление в скважине на приеме погружного насоса, температуру погружного электродвигателя и сопротивление изоляции электрических цепей, и канала связи, использующего гальванические цепи, подводящие ток к электроприводу (совмещенный канал); наземное устройство управления технологическими режимами, располагаемое на поверхности. Устройства управления технологическими режимами каждой скважины объединены локальной информационно-вычислительной сетью в пределах одной группы (куста) скважин, которая, в свою очередь, посредством блока связи через гетерогенную информационную сеть связана с устройством управления добычей на данном месторождении. На уровне скважины система обеспечивает стабилизацию давления в соответствии с заданной уставкой, изменяя режим работы привода насосного оборудования. Также контролируется состояние погружного электрооборудования. Изменение уставок возможно дистанционно в программно-управляемом режиме. Достоинством системы является простота, удобство в эксплуатации. Однако указанная система не лишена недостатков, а именно:

1. Ограниченность практического применения, связанного с ориентацией системы на определенный способ добычи, а именно с помощью погружных насосов с электроприводом, причем использование совмещенного канала связи телеметрической системы отрицательно влияет на достоверность получаемой информации и надежность связи.

2. Существенная ограниченность скважинной измерительной информации не позволяет корректно и оперативно изменять управляющие воздействия, а отсутствие скважинных средств управления ограничивает их набор.

Целью предлагаемого изобретения является повышение качества системы управления добычей УВС за счет оптимизации выработки и реализации управляющих воздействий на основе оперативного мониторинга за состоянием продуктивного пласта (пластов) и скважин, расширение функциональных возможностей за счет инвариантности к используемому способу разработки.

Поставленная задача решается системой управления добычей углеводородного сырья на месторождении, включающей несколько групп скважин, каждая из которых содержит скважинные подсистемы, объединенные локальной информационно-вычислительной сетью, которая посредством блока связи через гетерогенную информационную сеть связана с устройством управления добычей, причем каждая скважинная подсистема содержит модуль контроля параметров, который через первый канал связи соединен с наземным устройством управления технологическими режимами, которое соединено с локальной информационно-вычислительной сетью. Отличие предлагаемой системы в том, что в скважинной подсистеме дополнительно содержится второй канал связи и информационно-регулирующее устройство, которое соединено с модулем контроля параметров и через второй канал связи - с устройством управления технологическими режимами и к которому подключено устройство электропитания. В предложенной системе каждая скважинная подсистема может быть реализована в виде распределенной структуры, состоящей из первого, второго и третьего уровней. Первый уровень в призабойной зоне включает в себя несколько скважинных зондов, каждый из которых содержит первый контроллер, входы которого соединены с первым блоком датчиков термодинамических параметров и первым блоком исполнительных устройств и который соединен через первый блок связи со вторым уровнем скважинной подсистемы, расположенным в районе башмака подъемной колонны. Второй уровень скважинной подсистемы включает в себя второй контроллер, соединенный через второй блок связи с первым уровнем подсистемы, а также со вторым блоком датчиков термодинамических параметров, вторым блоком исполнительных устройств, модулем контроля параметров и приемопередающим устройством, причем модуль контроля параметров соединен через первый канал связи с устройством управления технологическим оборудованием, входящим в третий уровень подсистемы, расположенный в наземной части, а приемопередающее устройство соединено через второй канал связи с третьим блоком связи и третьим контроллером, также входящим в третий уровень подсистемы, причем третий контроллер соединен через интерфейсный блок с локальной информационно-вычислительной сетью.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 приведена структурная схема предлагаемой системы управления добычей УВС (в дальнейшем - система), на фиг.2 показан вариант реализации скважинной подсистемы, на фиг.3 показано расположение газожидкостных зон месторождения, на фиг.4 показана схема добычи УВС из продуктивного пласта при наличии газовой шапки и подстилающей воды.

Система (фиг.1) включает в себя совокупность программно-аппаратных средств, относящихся к группам (кустам) скважин 1 и 2 и подключенных к гетерогенной информационной сети 3, к которой также подсоединены устройство управления добычей 4 и внешние объекты 5. На уровне каждой группы скважин, в свою очередь, имеется совокупность скважинных подсистем 6...7, объединенных локальной информационно-вычислительной сетью 8, которая посредством блока связи 9 подключается к гетерогенной информационной сети 3. В свою очередь, каждая скважинная подсистема имеет соединенное с сетью 8 наземное устройство управления технологическими режимами 10, которое соединено первым каналом связи 11 с модулем контроля параметров 12 и вторым каналом связи 13 с устройством информационно-регулирующим 14, работу которого обеспечивает устройство электропитания 15.

Система в установившемся режиме выполняет следующие функции:

- контроль текущего состояния разработки месторождений и добычи;

- анализ потенциала скважин и объектов разработки;

- сбор и хранение геолого-промысловых данных;

- выработка оптимальных управляющих воздействий для каждого объекта системы и их синхронная реализация.

Скважинная подсистема содержит, в отличие от прототипа, устройство информационно-регулирующее 14, которое содержит средства измерения параметров в скважине и исполнительные устройства, обеспечивающие процесс управления в скважинной зоне. Канал связи 13 передает измерительную информацию на поверхность в устройство 10, а также команды и уставки из блока 10 в блок 14. Устройство 15 обеспечивает электропитанием аппаратные средства блока 14. Аналогично прототипу модуль контроля параметров 12 обеспечивает через канал связи 11 контроль параметров агрегатов устройством 10.

Устройство управления добычей 4 на данном месторождении, расположение которого регламентируется лишь досягаемостью гетерогенной информационной сети 3, благодаря этой сети, блоку 9 и локальной информационно-вычислительной сети 8 может оперативно получать необходимую информацию с каждой скважины и передавать управляющие команды, инструкции, уставки на каждую скважину.

Наличие в скважине дополнительного телеметрического канала, во-первых, обеспечивает универсальность применения, а во-вторых, повышает достоверность и надежность передачи измерительной информации и команд.

Необходимость универсальности обуславливается:

1) Различием применяемого для добычи оборудования - помимо погружных насосов с электроприводом используются штанговые глубинные насосы, более того, существует фонтанный способ добычи.

В этом случае отсутствуют блоки 11 и 12.

2) Разными функциями скважин - добыча или нагнетание (отсутствие погружного насоса).

Подсистема 6 (фиг.2) имеет распределенную трехуровневую структуру. Функции и назначения блоков 11, 12 и 13 - аналогично фиг.1. Первый уровень подсистемы, в призабойной зоне, включает в себя несколько скважинных зондов 16...17. В состав каждого скважинного зонда входят первый блок датчиков термодинамических параметров 18, первый контроллер 19, первый блок связи 20, блок питания 21, первый блок исполнительных устройств 22. Второй уровень скважинной подсистемы локализуется в районе башмака подъемной колонны и включает в себя модуль контроля параметров 12, второй контроллер 23, второй блок датчиков термодинамических параметров 24, второй блок исполнительных устройств 25, приемопередающее устройство 26, второй блок связи 27 и блок питания 28. Третий уровень подсистемы, расположенный в наземной части, образован третьим контроллером 29, третьим блоком связи 30, устройством управления технологическим оборудованием 31, интерфейсным блоком 32. Третий уровень подсистемы связан, с одной стороны, со вторым уровнем первым каналом связи 11 и вторым каналом связи 12, с другой, посредством блока 32 - с локальной информационно-вычислительной сетью (ЛИВС).

Скважинный зонд 16 работает следующим образом. Контроллер 19 реализует заданную программу измерений с помощью датчиков 18. Осуществление управляющих воздействий контроллер 19 выполняет на данном уровне с помощью исполнительных устройств 22, причем в состав исполнительных устройств, помимо механических (клапаны, задвижки), включаются источники эмиссии химреагентов (ингибиторы солеотложения, коррозии и т.д.). Основное назначение блока связи 20 - обмен информацией между скважинными зондами и контроллером второго уровня скважинной подсистемы. Блок питания 21 обеспечивает электропитанием аппаратные средства скважинного зонда и может быть автономным или только преобразователем электрической энергии (в случае проводной связи между скважинными зондами и вторым уровнем подсистемы).

Основное назначение второго уровня подсистемы - сбор и предварительная обработка измерительной информации скважинных зондов, передача управляющих команд к ним, а также обмен информацией посредством блока 26 через канал связи 13 с третьим уровнем подсистемы. На втором уровне скважинной подсистемы также решается задача сбора измерительной информации и осуществления управления аналогично первому уровню, кроме того, блок 12 обеспечивает контроль параметров насосного агрегата и передачу их через совмещенный с токоведущими цепями первый канал связи 11 в наземную часть. Наличие связи между блоками 12 и 23 позволяет организовать резервирование передачи информации в случае отказа канала 11 или 13. Канал связи 13 может быть проводным, беспроводным или комбинированным (их сочетание). Кроме того, наличие двух независимых каналов связи обеспечивает максимальную универсальность применения оборудования (взаимная независимость). Блок 28 обеспечивает электропитанием аппаратные средства данного уровня подсистемы. Его реализация аналогична блоку 21, кроме того, имеется возможность отбора небольшой части электрической мощности от привода погружного насосного агрегата.

На третьем уровне подсистемы посредством третьего контроллера 29 осуществляется сбор, обработка и хранение информации. Посредством блока 32 осуществляется обмен данными с локальной информационно-вычислительной сетью (ЛИВС). Третий блок связи 30 обеспечивает подключение через канал связи 13 контроллера 29 к скважинной части. Управление технологическими режимами оборудования в функции измерительной информации и программы (команд) управления осуществляет устройство 31, которое также контролирует параметры погружного насосного оборудования, получаемые от блока 12, и пересылает эти данные в третий контроллер 29, который в случае выхода этих параметров за допустимые пределы регулирует или отключает электропривод насоса.

На основании вышеизложенного следует в соответствии со схемами фиг.1 и фиг.2:

- наземное устройство управления технологическими режимами 10 включает в себя блоки 29...32;

- устройство информационно-регулирующее 14 состоит из скважинных зондов 16...17, а также блоков 23...27;

- устройство электропитания 15 включает блок 28 и блоки 21 из состава скважинных зондов.

Используя конкретные примеры, проиллюстрируем работу системы. Как уже упоминалось, для повышения эффективности добычи УВС производят различные воздействия на пласт и скважины (геолого-технические мероприятия - ГТМ). Выбор параметров ГТМ является этапом, оказывающим существенное воздействие на конечный результат, и должен осуществляться на основе учета динамики всего процесса добычи УВС. Доминирующими управляющими на пласт воздействиями считаются: регулирование потока откачки и закачки; на скважину: регулирование, прежде всего, забойного давления, а также дебита скважины, фазовых превращений газожидкостных смесей, количества мехпримесей, формы и скорости продвижения водогазонефтяных контактов. Поскольку реальный процесс добычи являет собой весьма сложное многосвязанное явление, поэтому используют математические модели, описывающие различные процессы с определенным уровнем адекватности.

Математическая модель управления может быть представлена, например [Емалетдинов А.К., Байков И.В. К проблеме проектирования автоматизированного управления и моделирования подсистемы поддержания пластового давления АСУТП нефтедобычи // Вестник ОГУ, 2004 г., №12, с.160-163.], как:

где - вектор состояния объекта (коэффициент обводненности, пластовые давления и потоки);

- вектор управляющих воздействий (давления и дебиты скважин);

А - матрица параметров объекта (гидродинамических связей скважин).

Для случая управления процессом посредством откачки - закачки жидкости для поддержания пластового давления должно выполняться условие [Емалетдинов А.К., Байков И.В. К проблеме проектирования автоматизированного управления и моделирования подсистемы поддержания пластового давления АСУТП нефтедобычи // Вестник ОГУ, 2004 г., №12, с.160-163.]:

где q_Di, (i=1...k) - дебит k добывающих скважин,

q_Nj, (j=1...m) - дебит m нагнетательных скважин.

Причем скорость закачки вытесняющей жидкости должна быть оптимальной - q ₀, причем .

При этом необходимо точно определять, в режиме реального времени, параметры закачки жидкости в нагнетательных скважинах и откачки в добывающих скважинах с учетом взаимовлияния всей совокупности скважин.

Как видно из фиг.3, нефтенасыщенная зона окружена обводненной областью. Здесь объекты управления:

- продуктивный пласт;

- группа добывающих скважин (д1...д6);

- группа нагнетательных скважин (н1...н6).

Управляющие воздействия:

- регулирование добычи из каждой добывающей скважины;

- регулирование закачки в каждую нагнетательную скважину.

В процессе внешнего заводнения текущий контур водонефтяного контакта (ВНК) вследствие неоднородной гидропроводности продуктивного пласта продвинулся неравномерно по отношению к добывающим скважинам. Эта информация получена в оперативном режиме посредством замеров датчиками термодинамических параметров первого уровня системы в призабойных зонах добывающих и нагнетательных скважин, предварительной обработки и передачи измерительной информации в наземную часть и далее по гетерогенной информационной сети к устройству управления добычей.

Устройство управления добычей анализирует текущее положение ВНК и подает на устройства управления технологическими режимами каждой скважины команды и уставки в соответствии, например, с задачей выравнивания ВНК, а именно:

- скважина н1 - прекращение нагнетания, скважина д1 - уменьшение объема добычи;

- скважина н2 - уменьшение объема нагнетания, скважина д2 - увеличение объема добычи;

- скважина н3 - стабилизация объема нагнетания, а скважина д3 - стабилизация объема добычи;

- скважина н4 - уменьшение объема нагнетания, скважина д4 - увеличение объема добычи;

- скважина н5 - стабилизация объема нагнетания, а скважина д5 - стабилизация объема добычи;

- скважина н6 - уменьшение объема нагнетания, скважина д6 - увеличение объема добычи.

В случае расположения нефтяного пласта между газовой шапкой и водоносным слоем (фиг.4) в процессе эксплуатации забои добывающих скважин занимают различные положения относительно текущих ВНК и газонефтяного контакта (ГНК). Более того, в призабойной зоне скважины д3 имеется конус воды. Информация о состоянии объекта получена аналогично вышеизложенному. В данном случае объекты управления:

- продуктивный пласт;

- группа добывающих скважин (д1, д2, д3).

Управляющие воздействия:

- регулирование добычи из добывающих скважин;

- выбор ГТМ в добывающих скважинах.

Устройство управления добычей аналогично формирует команды и уставки для того, чтобы:

- на скважине д1 увеличить объем добычи;

- на скважине д2 обеспечить стабилизацию добычи;

- на скважине д3 уменьшить объем добычи с последующим переносом интервала перфорации вверх и изоляции существующего интервала перфорации.

Следует отметить, что изменение расходов жидкости происходит в соответствии с ранее указанными ограничениями по закону:

q_i =f[A(t)X(t)]

где q - расход жидкости i - скважины;

А - матрица параметров объекта (гидродинамических связей скважин);

X(t) - текущее состояние объекта.

Необходимо отдельно остановиться на проблеме добычи УВС из нефтяных скважин, эксплуатирующих совместно несколько пластов. Как показано в [Белоус В.Б., Мажар А.А., Гуляев Д.Н., Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Новая технология мониторинга нефтяных скважин, эксплуатирующих совместно нескольких пластов. // Нефтяное хозяйство, 2006 г., №12, с.62-67], возможность данного способа может быть обеспечена на основе многодатчиковой автономной измерительной системы, устанавливаемой в кровле каждого продуктивного пласта. Однако наличие только автономных измерителей и отсутствие необходимых регуляторов не позволяет в полной мере решить задачу оптимизации добычи УВС из многопластовых месторождений. Поэтому наличие распределенной измерительной скважинной подсистемы вкупе с исполнительными устройствами, например, для регулирования отдельных потоков газожидкостных скважинных смесей в предлагаемом техническом решении обеспечивает эффективную эксплуатацию многопластовых месторождений.

Таким образом, преимуществом предлагаемой системы являются.

1. Оперативная оптимизация выработки и реализации управляющих воздействий на основе оперативного мониторинга за состоянием продуктивного пласта (пластов) и скважин.

2. Инвариантность системы к используемому способу разработки месторождения.

3. Расширение перечня управляющих воздействий за счет применения скважинных исполнительных устройств, что особенно важно при разработке многопластовых месторождений.