1 Слайд

Эффективность дальнейшего развития нефтедобывающих предприятий связана с разработкой и внедрением интеллектуальных систем управления разработкой нефтяных месторождений. Основным элементом управления этих систем является технологический режим эксплуатации добывающих скважин.

Целью работы является разработка метода получения оперативной технологической информации, необходимой и достаточной для качественного регулирования технологическими параметрами нефтедобывающих скважин.

3 Слайд

Южно-Сургутское месторождение расположено в междуречье реки Обь и протока Юганская Обь в 20 км к северо-востоку от г. Нефтеюганска. Южно-Сургутское месторождение введено в разработку в 1976 году. Основные объекты разработки горизонт БС₁₀, в составе которого было выделено три самостоятельных пласта Б¹₁₀, Б²₁₀, Б³₁₀ и горизонт ЮС₁.

Из динамики показателей разработки Южно-Сургутского месторождения, представленных на этом слайде, можно сделать вывод, что месторождение находится на четвертой стадии разработки. Т.е. по состоянию на 01.01.09 г наблюдается:

• плавное падение добычи нефти;

• все добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом (97 % эксплуатируются УЭЦН);

• из эксплуатации выбыло 40 % добывающего фонда (добывающий фонд составляет 876 скважин);

• прогрессирующее обводнение скважинной продукции (93,5 %) и как следствие увеличение среднего дебита по жидкости и падение среднего дебита по нефти.

Все это свидетельствует о необходимости применения методов снижения обводненности скважинной продукции.

4 Слайд

Объект управления сложная динамическая система «пласт-скважина-погружной насос», поэтому интеллектуальная скважина должна выполнять следующие функции:

- определять оптимальный режим эксплуатации скважины по основному технологическому параметру – дебиту нефти;

- осуществлять контроль за процессом эксплуатации скважины в режиме реального времени;

- выявлять отличие реальных параметров эксплуатации скважины от оптимальных;

- производить путём последовательных воздействий сигналами управления вывод погружного добывающего насоса на оптимальный режим эксплуатации.

5 Слайд

На этом слайде приведена принципиальная схема скважины, оборудованной погружным электронасосом, и структурная схема измерительных и управляющих блоков.

Основными технологическими параметрами скважины являются производительность насоса, т.е. дебит добываемой жидкости и её обводнённость, которые измеряются непосредственно в скважине в режиме реального времени с помощью глубинной станции 13. Управление частотой вращения электродвигателя 3 и соответственно производительностью насоса 5 осуществляется частотно-регулируемым приводом, представляющим собой преобразователь 16 частоты напряжения и станцию управления 15. Токоподводящий кабель 7 служит для подвода электроэнергии к погружному электродвигателю 3 и передачи информационных сигналов от блока 8 погружной телеметрии, включающего датчики 9-12 и от глубинной станции 13. Станция управления 15 с встроенным контроллером и силовым трансформатором предназначена для управления, питания и защиты погружного электродвигателя 3, обработки информационных сигналов, поступающих от блока 8 погружной телеметрии и глубинной станции 13. Преобразователь 16 частоты напряжения обеспечивает вместе со станцией управления 15 регулирование скорости вращения 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. Текущая информация об эксплуатации скважины передаётся с помощью телеметрической системы в базу данных цеха добычи нефти (на данном рисунке это не показано).

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 минимальое значение обводнённости. Информационные данные от блока погружной телеметрии 8 и от глубинной станции 13 вводятся в контроллер станции управления 15. После окончания тестирования адаптивный регулятор 17 получает от станции управления 15 управляемый сигнал и оказывает целенаправленное воздействие на преобразователь частоты напряжения 16, приводящее к необходимому изменению дебита добываемой жидкости. В процессе эксплуатации скважины контроллер вместе со станцией управления 15 поддерживает дебит скважины постоянным, и контролируют изменение обводнённости добываемой жидкости.

Если в процессе эксплуатации скважины происходит увеличение обводнённости при неизменном дебите добываемой жидкости, то вновь осуществляется сканирование режимов работы скважины. Далее следует согласование системы «пласт-скважина-погружной насос» номинальному режиму эксплуатации. В качестве критерия изменения обводнённости продукции, при котором следует произвести сканирование режимов работы скважины, следует использовать величину абсолютной погрешности измерения обводнённости добываемой продукции.

Использование непосредственно измеряемых параметров дебита жидкости и её обводнённости в режиме реального времени в процессе управления эксплуатацией нефтедобывающей скважины позволяет повысить качество регулирования технологическими параметрами скважины.