Способ и устройство автоматического управления процессом добычи нефти

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и используется для интенсификации процесса добычи нефти. При осуществлении способа непрерывно контролируют параметры процесса добычи и регулируют частоту вращения электродвигателя погружного насоса для поддержания оптимальных значений параметров процесса. В качестве основного контролируемого параметра процесса добычи выбирают уровень жидкости в скважине, а в качестве регулируемого параметра, подлежащего оптимизации, выбирают объем добываемой жидкости. Процесс управления осуществляют ступенчато в автоматическом режиме, для чего на первой ступени в блок управления двигателем насоса задают начальное значение уровня жидкости в скважине, соответствующее расчетному значению, обеспечивающему максимальный приток жидкости в скважине, и устанавливают такой режим работы насоса, при котором объем жидкости из скважины и приток жидкости в скважину в течение определенного временного интервала остается неизменным. Затем фиксируют и запоминают соответствующее этой ситуации значение уровня жидкости в скважине, на второй ступени изменяют заданное начальное значение уровня жидкости в скважине и снова режимом работы насоса выравнивают добываемый объем и приток, сравнивают полученное значение добываемого объема с объемом предыдущей ступени, и, если он увеличился, то осуществляют еще одно приращение заданного значения уровня жидкости в скважине в ту же сторону, и снова режимом работы насоса уравнивают добываемый объем и приток, таким образом по шагам осуществляют увеличение заданного уровня жидкости в скважине до тех пор, пока не произойдет уменьшение соответствующего ему объема добываемой жидкости. После этого делают один шаг назад, соответствующее ему значение заданного уровня добываемой жидкости считают оптимальным и поддерживают в процессе эксплуатации скважины. Если сразу же на второй ступени изменения заданного уровня жидкости произойдет уменьшение добываемого объема, то направление изменения заданного уровня жидкости меняют на противоположное и далее действуют в том же порядке, начиная со второй ступени. Устройство для реализации способа включает электродвигатель, приводящий в движение качалку, соединенную с погружным насосом, датчики объема добываемой жидкости и давления жидкости в скважине, соединенные с блоком управления электродвигателем. Блок управления содержит соединенные последовательно устройство памяти, регулятор частоты и преобразователь напряжения. Устройство управления снабжено также датчиком-эхолотом, определяющим уровень жидкости в скважине, установленным на устье скважины и соединенным с одним из входов регулятора частоты. Датчик объема добываемой жидкости соединен с одним из входов устройства памяти, второй вход которого соединен с командным пультом оператора, а датчик давления жидкости в скважине соединен со вторым входом регулятора частоты, выход которого через преобразователь напряжения соединен с электродвигателем. Изобретение направлено на интенсификацию добычи нефти. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и используется для интенсификации процесса добычи нефти.

Известны способы оптимального управления процессом добычи нефти и газа, направленные на его интенсификацию, заключающиеся в том, что вначале контролируют параметры процесса добычи, затем проводят геолого-технические мероприятия (ГТМ) и снова начинают добычу с контролем параметров процесса добычи и величины притока. Мероприятия повторяют в случае, если параметры процесса и величина добычи не достигли оптимальных значений (А.В. Мальцев, Л.М. Дюков. Приборы и средства контроля процесса бурения. Справочное пособие. М.: Недра, 1989, с.55-70). Недостаток такого способа заключается в том, что процесс добычи прекращают при проведении ГТМ, в качестве ГТМ не всегда выбирают наиболее значимые мероприятия для увеличения притока и т.д.

Указанные недостатки устранены другим известным способом интенсификации добычи нефти и газа (патент RU №2188934, E 21 B 43/12, 47/06), принятым за прототип. При реализации данного способа в части управления процессом добычи нефти предусмотрено варьирование и непрерывный контроль в автоматическом режиме параметров процесса добычи, значимых для увеличения притока: давление скважинной жидкости, температура, влажность и плотность жидкости, которые фиксируют с динамикой изменения этих параметров в зависимости от частоты вращения электродвигателя насоса. При этом через блок управления варьированием частоты вращения электродвигателя осуществляют поддержание оптимальных значений этих параметров, в том числе и величину притока флюида.

Способ может быть реализован устройством, содержащим колонну насосно-компрессорных труб, смонтированных на нефтяной или газовой скважине, поршневой добычный насос, качалку, передающую движение насосу. В колебательное движение качалку приводит электродвигатель. Устройство снабжено датчиком контроля параметров процесса добычи (давления, температуры, влажности, плотности флюида и т.п.), датчиком объема добываемого флюида, системой передачи сигналов от датчиков на блок управления двигателем.

Способ-прототип имеет следующие недостатки: для его реализации необходима специально оборудованная скважина, в которую необходимо опустить датчики давления, температуры, влажности и плотности, а также установить пакер; во многих случаях пласт, из которого добывают флюид, нельзя отделять от эксплуатационной зоны скважины; отсутствует четкий алгоритм поиска оптимального значения основного выходного параметра добычи - объема добываемого флюида.

В основу изобретения положена техническая задача, которая заключается в автоматическом выводе скважины на режим, соответствующий максимальной ее производительности, и увеличении за счет этого добычи нефти.

Поставленная задача решается тем, что в способе автоматического управления процессом добычи нефти, в котором непрерывно контролируют параметры процесса добычи и регулируют частоту вращения электродвигателя погружного насоса для поддержания оптимальных значений параметров процесса, согласно изобретению в качестве основного контролируемого параметра процесса добычи выбирают уровень жидкости в скважине, а в качестве регулируемого параметра, подлежащего оптимизации, выбирают объем добываемой жидкости, при этом процесс управления осуществляют ступенчато в автоматическом режиме, для чего на первой ступени в блок управления двигателем насоса задают начальное значение уровня жидкости в скважине, соответствующее расчетному значению, обеспечивающему максимальный приток жидкости в скважине, и устанавливают такой режим работы насоса, при котором объем жидкости из скважины и приток жидкости в скважину в течение определенного временного интервала остается неизменным, фиксируют и запоминают соответствующее этой ситуации значение уровня жидкости в скважине, затем на второй ступени изменяют заданное начальное значение уровня жидкости в скважине и снова режимом работы насоса выравнивают добываемый объем и приток, сравнивают полученное значение добываемого объема с объемом предыдущей ступени, и, если он увеличился, осуществляют еще одно приращение заданного значения уровня жидкости в скважине в ту же сторону, и снова режимом работы насоса уравнивают добываемый объем и приток, таким образом по шагам осуществляют увеличение заданного уровня жидкости в скважине до тех пор, пока не произойдет уменьшение соответствующего ему объема добываемой жидкости, после этого делают один шаг назад, соответствующее ему значение заданного уровня добываемой жидкости считают оптимальным и поддерживают в процессе эксплуатации скважины, если сразу же на второй ступени изменения заданного уровня жидкости произойдет уменьшение добываемого объема, то направление изменения заданного уровня жидкости меняют на противоположное и далее действуют в том же порядке, начиная со второй ступени.

Вышеуказанный технический результат достигается за счет того, что в процессе добычи непрерывно фиксируется уровень жидкости в скважине и путем регулирования частоты вращения электродвигателя насоса с помощью блока управления этот уровень устанавливается равным заданному. Очевидно, что при этом приток жидкости в скважину равен ее отбору. Следует отметить, что уровень жидкости и однозначно связанное с ним динамическое давление на отборе насоса в значительной степени определяют приток жидкости в скважину, поэтому заданное их значение устанавливается приблизительно соответствующим уровню, обеспечивающему максимальный приток. Этот уровень или динамическое давление определяются по результатам предварительных ГТМ или исходя из опыта эксплуатации скважины заранее записывается в память блока управления.

В процессе эксплуатации и выработки скважины ее геофизические параметры могут измениться или могут быть определены неточно, поэтому предложенный способ предусматривает автоматический поиск уровня жидкости, соответствующий максимальному ее притоку в скважину. Для этого блоком управления задается новое, установившееся значение уровня жидкости в скважине, большее или меньшее предыдущего. Также в автоматическом режиме путем регулирования частоты вращения электродвигателя насоса устанавливается это значение и определяется соответствующий ему отбор жидкости из скважины. Если отбор увеличился по сравнению с предыдущим уровнем, то следующий шаг по переустановке заданного уровня жидкости делается в том же направлении, а если уменьшился, то направление изменения заданного уровня меняется на обратное. Таким образом по шагам ищется уровень, соответствующий максимальному отбору жидкости из скважины.

Следует отметить также, что при реализации предлагаемого способа автоматического управления добычи нефти практически исключается возможность опускания уровня жидкости ниже забора насоса и срыв процесса добычи, так как регулирование осуществляется именно по уровню или динамическому давлению жидкости в заборе, что и предопределяет полную автоматизацию при выводе скважины на режим.

Предложенный способ может быть реализован на скважинах со штанговым или центробежным насосом с помощью устройства управления процессом добычи нефти, которое включает электродвигатель, приводящий в движение качалку, соединенную с погружным насосом, датчики объема добываемой жидкости и давления жидкости в скважине, соединенные с блоком управления электродвигателем, и в котором согласно изобретению блок управления содержит соединенные последовательно устройство памяти, регулятор частоты и преобразователь напряжения, устройство управления снабжено также датчиком-эхолотом, определяющим уровень жидкости в скважине, установленным на устье скважины и соединенным с одним из входов регулятора частоты, при этом датчик объема добываемой жидкости соединен с одним из входов устройства памяти, второй вход которого соединен с командным пультом оператора, а датчик давления жидкости в скважине соединен со вторым входом регулятора частоты, выход которого через преобразователь напряжения соединен с электродвигателем.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где схематически изображено устройство автоматического управления процессом добычи нефти.

Устройство содержит установленную на устье скважины 1 в эксплуатационной колонне 2 скважины колонну насосно-компрессорных труб 3 с закрепленным на ней погружным насосом 4. Качалка 5, обеспечивающая возвратно-поступательное движение насоса, соединена с электродвигателем 6, приводящим ее в движение. Для фиксации динамического давления устройство снабжено датчиком 7 давления жидкости на уровне забора нососа 4, а на устье установлены датчик 8 объема добываемой жидкости и эхолот 9 для фиксации уровня 10 жидкости. Электродвигатель 6 соединен с блоком управления 11 и содержит соединенные последовательно устройство памяти 12, регулятор частоты 13 и преобразователь напряжения 14. Датчик 8 объема добываемой жидкости соединен с одним из входов I устройства памяти 12, второй вход II которого соединен с командным пультом оператора. Датчик 7 давления жидкости в скважине соединен со вторым входом II регулятора частоты 13, первый вход которого I соединен с эхолотом 9, а выход регулятора частоты через преобразователь напряжения 14 соединен с электродвигателем 6.

Изобретение осуществляют следующим образом. На вновь оборудуемую или находящуюся в эксплуатации скважину устанавливают оборудование в соответствии со схемой, представленной на чертеже. Если скважина оборудуется вновь, то для фиксации динамического давления в нее может быть опущен датчик давления 7, либо непосредственно для фиксации уровня жидкости 10 на ее устье устанавливается эхолот 9.

По команде оператора блок управления 11 включает электродвигатель 6. При этом скорость вращения электродвигателя, следовательно, и производительность насоса 4 зависит от разницы между заданным, записанным в устройство памяти 12 и фактическим, полученным от эхолота 9 или датчика давления 7 уровнем жидкости в скважине 10. Устройство регулирования частоты 13 действует таким образом, что если фактический уровень окажется выше заданного от устройства памяти 12, то частота вращения электродвигателя 6 будет увеличиваться, а если ниже заданного - уменьшаться. По мере уменьшения разницы заданного и фактического уровня частота вращения электродвигателя 6 придет к какому-то установившемуся значению, соответствующему производительности скважины. За счет этого через какое-то время устанавливается уровень 10 жидкости в скважине, равный заданному.

С помощью датчика объема 8 добываемой жидкости фиксируется и записывается в устройстве памяти 12 соответствующий этому уровню объем добываемой жидкости. Затем автоматически осуществляется переустановка заданного уровня жидкости в скважине, например, в сторону увеличения первоначального уровня на некоторую величину δ, которая также предварительно записана в устройстве памяти 12. После этого, с помощью устройства регулирования 13 так же, как и было описано выше, находится частота вращения электродвигателя 6, соответствующая производительности скважины, устанавливается уровень жидкости в скважине, равный новому, заданному значению, и определяется объем добываемой жидкости. Новое значение объема добываемой жидкости также записывается в устройстве памяти 12, сравнивается с записанным ранее значением объема добычи и, если оно окажется больше, осуществляется еще одно приращение заданного значения уровня жидкости в скважине на величину δ в ту же сторону.

Таким образом по шагам осуществляют увеличение заданного уровня жидкости в скважине до тех пор, пока не произойдет уменьшение соответствующего ему объема добываемой жидкости. После этого делается один шаг назад, соответствующее ему значение заданного уровня добываемой жидкости считают оптимальным и поддерживают в процессе эксплуатации скважины. Если же объем добычи в результате первого шага в сторону увеличения заданного уровня жидкости в скважине упадет, то следующий шаг на ту же величину δ осуществляют в сторону снижения заданного уровня и далее процесс поиска оптимального значения заданного уровня добываемой жидкости осуществляется аналогично.

В процессе эксплуатации скважины через определенные промежутки времени можно повторять процесс поиска оптимального значения уровня жидкости в скважине, не останавливая процесса добычи.

1. Способ автоматического управления процессом добычи нефти, в котором непрерывно контролируют параметры процесса добычи и регулируют частоту вращения электродвигателя погружного насоса для поддержания оптимальных значений параметров процесса, отличающийся тем, что в качестве основного контролируемого параметра процесса добычи выбирают уровень жидкости в скважине, а в качестве регулируемого параметра, подлежащего оптимизации, выбирают объем добываемой жидкости, при этом процесс управления осуществляют ступенчато в автоматическом режиме, для чего на первой ступени в блок управления двигателем насоса задают начальное значение уровня жидкости в скважине, соответствующее расчетному значению, обеспечивающему максимальный приток жидкости в скважину, и устанавливают такой режим работы насоса, при котором объем добываемой жидкости из скважины и приток жидкости в скважину в течение определенного временного интервала остается неизменным, фиксируют и запоминают соответствующее этой ситуации значение уровня жидкости в скважине, затем на второй ступени изменяют заданное начальное значение уровня жидкости в скважине и снова режимом работы насоса выравнивают добываемый объем и приток, сравнивают полученное значение добываемого объема с объемом предыдущей ступени, и, если он увеличился, то осуществляют еще одно приращение заданного значения уровня жидкости в скважине в ту же сторону, и снова режимом работы насоса уравнивают добываемый объем и приток, таким образом, по шагам осуществляют увеличение заданного уровня жидкости в скважине до тех пор, пока не произойдет уменьшение соответствующего ему объема добываемой жидкости, после этого делают один шаг назад, соответствующее ему значение заданного уровня добываемой жидкости считают оптимальным и поддерживают в процессе эксплуатации скважины, если сразу же на второй ступени изменения заданного уровня жидкости произойдет уменьшение добываемого объема, то направление изменения заданного уровня жидкости меняют на противоположное и далее действуют в том же порядке, начиная со второй ступени.

2. Устройство автоматического управления процессом добычи нефти, включающее электродвигатель, приводящий в движение качалку, соединенную с погружным насосом, датчики объема добываемой жидкости и давления жидкости в скважине, соединенные с блоком управления электродвигателем, отличающееся тем, что блок управления содержит соединенные последовательно устройство памяти, регулятор частоты и преобразователь напряжения, устройство управления снабжено также датчиком-эхолотом, определяющим уровень жидкости в скважине, установленным на устье скважины и соединенным с одним из входов регулятора частоты, при этом датчик объема добываемой жидкости соединен с одним из входов устройства памяти, второй вход которого соединен с командным пультом оператора, а датчик давления жидкости в скважине соединен со вторым входом регулятора частоты, выход которого через преобразователь напряжения соединен с электродвигателем.