способ распределения отбора нефти между фонтанными и газлифтными скважинами

Формула изобретения

Способ распределения отбора нефти между фонтанными и газлифтными скважинами, включающий измерения технологических параметров скважин - расход газа, дебит нефти, буферное давление, обводненность, их преобразование и обработку, построение статических моделей скважины, экспериментальные исследования технологических параметров скважин, проверку адекватности моделей, разработку алгоритмов распределения отборов нефти между скважинами, при этом регулированием диаметров штуцеров устанавливают скважинам такой режим их работы, чтобы суммарный дебит нефти конкретных фонтанных и газлифтных групп скважин или кустов промысла удовлетворял требуемому заданию по добыче нефти, но при этом сумму фактического расхода газа для фонтанных скважин и рабочего газа для газлифтных отдельных скважин приводят к минимуму с обеспечением безотказной работы этих скважин, не допуская технологических нарушений в них.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к процессу оптимального отбора продукции из скважин, эксплуатируемых фонтанным и газлифтным способами.

Цель изобретения - повышение эффективности способов за счет выбора оптимальных режимов работы фонтанных и газлифтных скважин

Известен способ оптимизации работы системы газлифтных скважин [патент РФ №93029822, МПК Е21В 43/00], где для реализации способа измеряют технологические параметры работы взаимодействующих скважин, изменяют их технологические режимы и повторяют операции определения технологических режимов до достижения оптимальной работы взаимодействующих скважин. Замеряют суммарную добычу нефти по отдельным группам взаимодействующих скважин при различных значениях расхода газа по каждой отдельной скважине, определяют зависимость суммарной добычи нефти от изменения расхода газа по i-ой скважине, выбирают и изменяют технологические режимы на каждой газлифтной скважине путем максимизации среднего арифметического зависимостей суммарной добычи нефти взаимодействующих скважин от расходов газа на отдельных скважинах, затем замеряют суммарную добычу нефти и сравнивают ее со значением на предыдущем этапе оптимизации до тех пор, пока значение прироста добычи нефти по группе взаимодействующих скважин не будет менее погрешности замера дебита скважин. При ограниченном ресурсе газа можно отключить скважины в порядке убывания их удельных расходов. При перераспределении ресурса газа можно отключить скважины в порядке убывания их удельных расходов. При перераспределении ресурса газа между группами взаимодействующих скважин его устанавливают по равенству отклонений изменений суммарной добычи нефти, полученной при оптимальном распределении газа, к изменению ресурса газа для данной группы скважин.

Однако известный способ не обеспечивает оптимизации режимов работы фонтанных скважин. А также при оптимизации режимов работы групп газлифтных скважин не минимизируется общий суммарный расход газа по скважинам (при ограниченном ресурсе рабочего агента - рабочего газа) и выполнения плана (максимально требующей добычи нефти по промыслу) по добычи промысла.

Известен способ оптимизации работы системы газлифтных скважин [патент РФ №2081301, МПК Е21В 43/00], где для реализации способа измеряют технологические параметры работы взаимодействующих скважин, изменяют их технологические режимы и повторяют операции определения технологических режимов до достижения оптимальной работы взаимодействующих скважин. Измеряют суммарную добычу нефти по системе взаимодействующих скважин и на каждой из оптимизируемых скважин изменяют расход газа и определяют на каждой скважине зависимость добычи нефти от изменения расхода. Суммарную добычу нефти по отдельным группам взаимодействующих скважин замеряют при различных значениях расхода газа на отдельных скважинах. Определяют зависимость суммарной добычи нефти от изменения расхода газа по каждой из взаимодействующих скважин. Выбирают и изменяют технические режимы на каждой газлифтной скважине путем максимизации среднего арифметического зависимостей суммарной добычи нефти взаимодействующих скважин от расходов газа на отдельных скважинах. Затем замеряют суммарную добычу нефти и сравнивают ее со значением на предыдущем этапе оптимизации до тех пор, пока обеспечивается прирост нефти по группе взаимодействующих скважин. При ограниченном ресурсе газа можно отключить скважины в порядке убывания их удельных расходов. При перераспределении ресурса газа между группами взаимодействующих скважин его можно устанавливать по равенству отклонений изменений суммарной добычи нефти, полученной при оптимальном распределении газа, к изменению ресурса газа для данной группы скважин.

Однако известный способ оптимизации работы системы газлифтных скважин не позволяет решить совместную задачу оптимизации режимов работы фонтанных и газлифтных скважин. Известно, что на промыслах обычно скважина эксплуатируется газлифтным и фонтанным способом (даже на истощенных месторождениях имеются в наличии фонтанные скважины). В этом случае способ не позволяет решать задачи оптимизации по всем скважинам (фонтанным и газлифтным) и решение задач распределения оптимальных уставок между скважинами промыслов.

При эксплуатации скважин при оптимальных режимах трудно обеспечить план по добыче нефти в целом по промыслам. Поэтому представляется необходимым рассмотрение задачи оптимального перераспределения отборов нефти между скважинами заданного фонда, обеспечивающего минимум суммарного фактического расхода попутного газа с учетом требования выполнения плана добычи нефти, а также технологических ограничений, определяемых допустимым диапазоном отбора (соответствующего диаметрам штуцеров). Кроме этого, в промысловых условиях при эксплуатации скважин имеют место различные нарушения и неполадки, в том числе выход скважин из строя, остановка их на ремонт. При таких случаях план по добыче нефти, естественно, выполнить будет невозможно. Поэтому нагрузку тех скважин, которые остановлены по различным причинам, необходимо распределить между другими скважинами.

Для решения общей задачи контроля управления технологическими процессами нефтяных скважин нефтепромыслов НП-1 и НП-2 создана иерархически многоуровневая интегрированная распределенная информационно-управляющая система (ИУС), позволяющая охватить весь спектр технологических процессов на базе современной вычислительной, микропроцессорной техники и средств телекоммуникации.

Многоуровневая распределенная ИУС охватывает 43 технологических объекта разного уровня нефтепромыслов НП-1 и НП-2, иерархически соблюдая принципы приоритета. Реализация алгоритма оптимального распределения отборов дебита нефти между скважинами осуществляют локальные системы контроля и управления технологическими объектами нефтепромыслов (системы нижнего уровня) идентичны по архитектурной структуре. Нижний уровень информационно-управляющей системы состоит из «полевого» уровня и уровня управляющих контроллеров - терминалов «АРАЗ».

«Полевой» уровень системы охватывает технологические процессы на уровне нефтяных кустов, оснащенных первичными датчиками и преобразователями, исполнительными механизмами, совокупность технических средств коммуникационных цепей для обмена данными (выделенная физическая линия, выделенная телефонная линия, радиоканал, коммутируемая телефонная линия, радиостанция, модемы и т.д.). Уровень управляющих контроллеров состоит из управляющих терминалов «АРАЗ», функционирующих с операционной системой SCADA «АРАЗ» нижнего уровня. В системах нижнего уровня в реальном масштабе времени решаются следующие задачи:

- опрос и сбор информации всех видов (аналоговых, дискретных, частотных, цифровых и т.д.);

- первичная обработка всех видов сигналов;

- реализация технологических и аварийных защит;

- расчет параметров необходимых для управления технологическим процессом;

- контроль технологических параметров;

- управление технологическим процессом (выдача управляющих воздействии на исполнительные механизмы);

- сбор и контроль технологической информации от технических средств других производителей (например, от системы измерения "ПОТОК-ЗМ");

- передача информации на верхний уровень и на удаленные объекты (модемный, радиостанция и проводные);

- автоматическая загрузка программного обеспечения по включению электропитания и после сбоев;

- локальная оптимизация режимных параметров скважин и других технологических процессов;

- оптимальное распределение отборов нефти между группами скважин нефтяных кустов и т.д.

Как уже отмечено, для создания системы контроля и управления технологическими процессами нефтяных кустов использованы интеллектуальные терминалы "АРАЗ". Они рассчитаны на надежную работу в суровых климатических условиях. Терминалы не требуют жестких требований по условиям эксплуатации, а именно:

- не требует специальных боксов, помещений и шкафов, специальной защиты от пыли, влажности;

- не требует вентиляции и обогрева;

- имеется возможность установки терминалов в шкафах, размещаемых на открытых промплощадках;

- к высоким характеристикам можно отнести широкий рабочий температурной диапазон (минус 50°С - плюс 85°С).

Все технологические процессы нефтяных кустов и технологического оборудования ЦПС-1 и ЦПС-2 контролируются с помощью созданной системы диспетчерского контроля и управления ЦПС-1 и ЦПС-2 (системы среднего уровня).

На уровне диспетчерского контроля и управления ЦПС-1 и ЦПС-2 охвачены все технологические процессы нефтяных кустов и решаются следующие задачи:

- оперативное отображение состояния объектов;

- оперативное управление объектом;

- визуализация информации в виде мнемосхем, графиков, таблиц, динамических трендов, гистограммы;

- архивизация информации и глубокий архив;

- генерация отчетов, печать отчетов (программно или по требованию оператора системы);

- аварийная сигнализация (звуковые сигналы, отчет, тревог);

- оптимальное распределение отборов нефти между скважинами, оперативная смена уставок, диагностика системы и выполнение расчетных задач;

- дистанционная диалоговая работа в интерактивном режиме, который упрощает техническое обслуживание;

- загрузка и выгрузка прокладных программ по каналам связи, базы данных и параметров и т.д.

Как известно, имеется локальный подход, обеспечивающий минимум удельного расхода газа (по каждой скважине), соответствующий добыче 1 тонн нефти; в том случае, если при этом суммарный объем добычи обеспечивает требуемое плановое задание, то проблема решена, в противном случае возникает необходимость оптимального распределения этого планового задания между скважинами по критерию минимума суммарного отбора попутного газа (расхода рабочего газа).

Решение этого вопроса требует, прежде всего, построения статических характеристик устьевых параметров скважин в различных режимах ее работы и сравнительный анализ этих характеристик.

На фиг.2 (а, б) приводятся статические характеристики фонтанных и газлифтных скважин, полученных путем экспериментальных исследований в промысловых условиях в Нефтегазодобывающем управлении (НГДУ).

Очевидно, что во всех случаях эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин необходимо работать с меньшим газовым фактором и таким образом экономно расходовать газ, являющийся основным энергетическим ресурсом. Для обеспечения максимального отбора нефти из скважин с учетом минимизации общего расхода газа необходимо управлять работой скважин в определенном рабочем диапазоне, при котором можно выполнить требуемый объем по добыче нефти и не допускать нарушения технологических свойств скважины.

Для определения рабочего диапазона необходимо учесть некоторые технологические ограничения на минимальный и максимальный отборы нефти из каждой скважины. На основании наших промысловых наблюдений и экспериментов исследований, а также ранее проводимых работ, этот рабочий диапазон выбирается как область между оптимальным и максимальным отбором жидкости без перерасхода рабочего газа. Следовательно, минимальный отбор нефти выбирается так, чтобы его значение соответствовало минимальному фактическому газовому фактору. Величина максимального предельного отбора определяется опытным путем и поэтому далее считается заданной (см. фиг.3, 4)

Необходимо отметить, что среди семейств статических характеристик фонтанных и газлифтных скважин очень важное значение имеют зависимости расхода газа и дебита нефти G_н,i=f_3,i (Q_i) (дебит нефти от расхода газа Q _н,i=f_4,i(G_i )) (например, фиг.3), непосредственно являющиеся основным показателем работы скважин, и соответственно полученные из функций G _i=f_2,i(d_i), Q_i=f_1,i(d _i). При каждом непоследовательном приращении диаметра штуцера d_i увеличивается значение дебита (при каждом последовательном приращении расхода газа G_i увеличивается значение дебита нефти) и соответственно увеличивается расход газа (в диапазоне изменения Но при этом каждому приращению дебита нефти Q_i, соответствует резкое увеличение приращения расхода газа G.

Если сравнить значения трех последовательных точек, Q_i, Q_i+ Q_i, Q_i+2 Q_i функции G_i =f_3,i(Q_i), после каждого последовательного его приращения, то нетрудно убедиться в том, что текущее значение функции G_i=f _3,i(Q_i) больше ее предыдущего значения, т.е. f_3,i(Q_i+ Q)>f_3,i(Q_i ) и кроме того, f_3,i(Q_i +2 Q) - f_3,i(Q_i + Q)>f_3,i(Q_i + Q) - f_з,i(Q_i ). Это дает возможность говорить о монотонности и выпуклости функции G_i=f_3,i(Q _i)(Q_i=f_4,i(G _i)) в диапазоне изменения

Прежде всего отметим некоторые важные математические свойства этих зависимостей.

Во-первых, кривые зависимости дебита нефти, расхода газа от диаметра штуцера Q _i=f_1,i(d_i), G_i=f_2,i(d _i), а также кривые зависимости расхода газа от дебита нефти G_i=f_3,i(Q _i) [Q_i=f_4,i (G_i)] в диапазоне изменения d _imin d_i d_imax, , (Q_imin Q_i Q_imax; С_imin G_i G_imax) можно описать квадра-тичными и линейными уравнениями.

Во-вторых, все функции Q _i=f_1,i(d_i), G_i=f_2,i(d _i) и G_i=f_3,i (Q_i) [Q_i=f _4,i(G_i)] в диапазоне изменения d _imn d_i d_imax, являются монотонными функциями. Кроме того, квадратичные и линейные функции

в диапазоне изменения d_imin d_i d_imax, (Q_imin Q_i Q_imax; G_imin G_i G_imax) являются выпуклыми функциями.

Как известно, функция f(x) называется выпуклой или, более точно, выпуклой вниз (вверх), если она определена на выпуклом множестве М и для любых двух точек x₁ и x₂ этого множества значения f(x) функции в любой точке х отрезка [x₁, x ₂] не превышает значения в той же точке, определенной на данном отрезке со значениями f(x₁) и f(х ₂) в его концевых точках. При этом:

- все кривые зависимости дебита нефти от диаметра штуцера скважин Q _i=f_1,i(d_i) выпуклы вверх, так как коэффициенты (фиг.2а),

- все кривые зависимости расхода газа от диаметра штуцера скважин G_i=f _2,i(d_i) выпуклы вниз, так как коэффициенты; (фиг.2в),

- все кривые зависимости расхода газа от дебита нефти G_i=f_3,i (Q_i) выпуклы вниз, так как коэффициенты (фиг.4),

- все кривые зависимости дебита нефти от расхода газа Q_i=f_3,i (G_i) выпуклы вверх, так как коэффициенты (фиг.3).

Таким образом, после идентификации статических характеристик режимных параметров нами получены математические модели скважин в виде квадратных и линейных уравнений. При структурной параметрической идентификации характеристик скважин используются методы наименьших квадратов [для семейства характеристик Q _i=f_1,i(d_i), G_i=f_2,i(d _i)] и равномерного приближения [для семейства характеристик Q_i=f_3,i(G _i), G_i=f_4,i (Q_i)].

Необходимо отметить, что со временем изменяются технологические параметры системы пласт - зона дренирования - забой - подъемный лифт. Обычно такие изменения у параметров скважин происходят в течении 1÷1.5 месяцев. Естественно, это приводит к необходимости уточнения математической модели объекта. При этом требуется проверка ее адекватности и нахождение новых коэффициентов полиномов.

Для локальной оптимизации режимов работы фонтанных скважин необходимо регулировать газовый фактор. Для этого надо стремиться к тому, чтобы каждая фонтанная скважина работала в режиме с минимальным отбором газа, что способствовало бы оптимальному использованию энергетического ресурса пластовой энергии (работа с минимальным газовым фактором). Для локальной оптимизации газлифтной (непрерывной) скважины, как уже отметили ранее, возможна эксплуатация по нескольким критериям оптимальности (при условии заданных ограничений на отбор жидкости по скважинам), налагаемых проектом разработки месторождения. Эти критерии:

- максимум суммарной добычи нефти при заданных ресурсах рабочего агента;

- максимум текущей прибыли при тех же условиях или при неограниченном ресурсе рабочего агента;

- минимальный расход рабочего агента при заданном отборе нефти.

При оптимизации работы системы газлифтных скважин обычно исходят из уже заданного давления компримированного газа, определяемого при проектировании разработки месторождения.

При установлении локальной оптимизации режимов работы, мы остановимся на критерии - минимальном расходе рабочего агента при заданном отборе нефти (возможный вариант - максимум отбора при требуемом расходе рабочего агента).

Решение общей задачи контроля и управления режимами работы скважин на базе микропроцессорной техники (терминала «АРАЗ») может осуществляться следующим образом:

- контроль (измерение, сбор и вывод данных, линейные и нелинейные преобразования переменных процесса, сигнализация, индикация, регистрация данных);

- управление (динамическая оптимизация объекта, установление и поддержание заданных режимов и полная инвариантность к различным возмущающим воздействиям);

- логическое управление (реализация комбинационных схем при блокировке, пуске и остановке оборудования и аппаратуры скважин, реализация конечных автоматов при управлении циклическими процессами);

- анализ динамики объектов (идентификация модели объекта в форме разностных или дифференциальных уравнений статическими или аналитическими методами при проведении активного и пассивного эксперимента на объекте);

- статическая оптимизация (перераспределение оптимальных отборов нефти по скважинам промысла с учетом плана по добыче нефти);

- решение задачи оперативного учета и отчетности нефтепродуктов, задачи анализа, задачи диагностики, задачи прогнозирования и т.д.

Алгоритмы функционирования системы контроля и оптимального управления режимами работы скважин на базе управляющего терминала «АРАЗ» в реальном масштабе времени включают в себя: измерения технологических параметров скважин, их преобразование и обработку; построения статических и динамических моделей скважины; экспериментальные исследования технологических параметров скважин; проверку адекватности моделей; алгоритмы оптимального распределения отборов нефти между скважинами, алгоритмы учета и прогнозирования технологических параметров скважин.

Таким образом, переходим к решению задачи оптимального распределения отборов дебита нефти между скважинами. Сформируем задачу оптимального управления режимом работы групп фонтанных и газлифтных скважин следующим образом: с помощью регулирования диаметров штуцеров d_i( ) установить скважинам такой режим их работы, чтобы суммарный дебит нефти этих конкретных скважин удовлетворял требуемому заданию по добыче нефти (группы скважин кустов) промысла, но при этом сумму фактического расхода газа (расхода рабочего газа) отдельных скважин необходимо приводить к минимуму с обеспечением безотказной работы скважин, не допуская при этом технологических нарушений в них.

Постановка задачи. Требуется найти значения диаметров штуцеров d_i, минимизирующих функционал

и удовлетворяющих условиям

Здесь Z - сумма расхода газа по всем скважинам; I - суммарный дебит нефти скважины;

- расход газа i-ой скважины,

- дебит нефти i-ой скважины,

N - количество скважин ( - количество скважин с нелинейными характеристиками, - количество скважин с линейными характеристиками). Коэффициенты: - скважины с линейными характеристиками); и т.д. Необходимо отметить, что при выборе значений d_{i max} и d_i,kp учитываются величины обводненности и соответственно минимального буферного давления, ниже которого нельзя эксплуатировать скважину.

Если

то d_i0 является решением задачи (1.1)...(1.3).

Если

то необходимо решить задачу

Обозначив дебит нефти через q_i , и выразив через q_i диаметр d _i=f(q_i) и расход газа

(см. фиг.4), приведем задачи (1.4)÷(1.6)к виду

Зависимость аппроксимируется выражением вида где

Задача (1.7)...(1.9) относится к классу задач математического программирования с квадратичными критериями и ограничениями. Учитывая, что в соответствующей задаче (1.7)...(1.9) функция (1.7) в диапазонах изменения (1.9) монотонна и выпукла по q _i, определяем эффективность предлагаемого алгоритма решения (1.4)...(1.6), основанного на общих идеях выпуклого программирования.

Структура алгоритма решения задачи представляется следующим образом (фиг.1):

1. Выбирается начальная точка движения, которой является Q_н,i(d _{i min}), G_н,i(d_{i min} ), и выбирается оптимальный шаг по Q (где Q=const).

2. Дается единичное приращение каждой переменной Q_н,i(d_{i min})=Q _i, Q_i=Q_н,i+ Q и вычисляется из d_i=f(Q _i) значение d_i для всех скважин.

3. Проверяется условие d_i<d _{i max}, если да, то переходим к следующему пункту (пункт 4), если d_i>d_{i max} , то находится Q'=Q_i(d_{i max} )-Q_i(d_i) и обеспечивается d_m(Q_i+ Q )=d_m( )=d_max(Q_i), данная скважина исключается из дальнейшего рассмотрения и запоминается

4. Далее вычисляется по d_i значение целевой функции g_i для всех скважин d_i=f(G_i) и определяется приращение G_i=G_i-G _н,i.

5. Выбирается минимальное значение G_k из всех G и устанавливается новый d_k, соответствующий скважине (где G_k -minimum), a для остальных d _i=d_н,i, i k.

6. Запоминается новое значение (соответственно d_k), для остальных скважин Q_н,i; вычисляются текущие значения и проверяется Если да, то задача решена, если нет, то необходимо вернуться в пункт 2.

Теперь определим шаг Q (машинное значение), обеспечивающий заданную точность нахождения решения по предложенному алгоритму, таким образом, чтобы в последующих шагах приращений по Q удовлетворялись условия:

При этом заданная скважина исключается из дальнейшего рассмотрения и запоминаются значения ее параметров при последнем шаге приращения Q_m и G_m , где d_m(Q_m)=d _max, d_m(G_m)=d _max, при котором удовлетворяется условие (1.10).

Найдем шаг Q, где удовлетворяется условие (1.10). Для этого выбираем ту скважину, где среднее значение дебита нефти в диапазоне изменения d_{i min} d_i d_{i max} является минимальным среди всех скважин. Далее используем формулу Q_i =f_i(d_i), в которой (при линейном случае зависимости ).

Напишем для начальных значений d _i,0 функцию Q_i=f(d _i) и получим Даем приращение диаметра штуцера d_i0 + d_i=d_i. Значение приращений по диаметру штуцера выбираем d_i=0,1 мм, так как значение, меньше 0,1 мм, в промысловых условиях не имеет физического смысла. Тогда с учетом приращений по d_i находим увеличение функции Q _i=f_i(d_i)

Из (1.11) находим Q=Q_i,1-Q_i,0 , где Q является оптимальным шагом приращений.

Теперь, если d_k(Q_i+ Q)<d_{i max}, то продолжается переход к следующему шагу. Обозначив Q_i+ Q=Q_k, для следующего шага напишем d'_k(Q_k+ Q). Если d'_k(Q _k+ Q)>d_{i max}, то останавливается переход к следующему шагу и необходимо в последнем шаге удовлетворить для данной скважины равенство d_m(Q _k+ Q')=d_{i max}. Это означает, что вместо Q необходимо найти такое значение Q', чтобы оно удовлетворяло в последнем шаге приращению условия d_m(Q_k+ Q')=d_{i max}.

Найдем Q', Q'=Q_i(d_{i max} )-d_k(Q_k)=Q _i(d_{i max})-d_k (Q_i+ Q). Здесь d_k(Q_i + Q)<d_{i max}. По найденным Q' обеспечивается d_m(Q _k+ Q')=d_{i max}(Q_i ), где d_m=d_{i max}.

Таким образом, предложенный алгоритм позволяет решить задачу оптимального перераспределения отбора дебита нефти и расхода газа по фонтанным и газлифтным скважинам.