Система адаптивного автоматического управления производительностью куста газовых скважин


 


Владельцы патента RU 2559268:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" (ООО "Газпром добыча Ноябрьск) (RU)

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована на газовом промысле для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту. Система содержит ПИД-регуляторы расхода газа, подключенные к скважинам и соединенные входом с датчиками расхода газа, а выходом с исполнительными механизмами скважин. К газосборному коллектору куста скважин подключен ПИД-регулятор, соединенный выходом через временной квантователь с ПИД-регуляторами скважин, а входом, через последовательно соединенные инерционный фильтр и устройство сравнения между заданной величиной давления газа куста скважин и величиной давления газа в газосборном коллекторе куста скважин, с датчиком давления газа, установленным в газосборном коллекторе куста скважин. В качестве задатчика производительности используется удаленное автоматизированное рабочее место, которое подает задание производительности на устройство сравнения. Технический результат заключается в обеспечении стабильного согласованного управления скважинами куста, повышении точности и качества переходных процессов регулирования давления газа в газосборном коллекторе куста скважин, увеличении рабочего ресурса исполнительных механизмов скважин, повышении надежности и безаварийности, сокращении «человеческого фактора» при эксплуатации газового промысла.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

Известна автоматическая система управления дебитом кустов газовых скважин (см. авторское свидетельство SU №1529004, кл. F17D 3/00, опубл. 15.12.1989), содержащая исполнительные механизмы, интегрально-пропорциональные регуляторы, задатчики дебита газа, преобразователи разности давлений и датчики давлений. Воздействие на исполнительные механизмы формируют пропорционально перепаду давления, определенному между конечной точкой эталонного шлейфа, выбранного с заведомо известными техническими характеристиками, и конечной точкой каждого последующего шлейфа, при этом дебит газа в эталонном шлейфе поддерживается автономно в зависимости от давления в общем газовом коллекторе.

Величина перепада давлений на каждом шлейфе, кроме эталонного, является нелинейной функцией от расхода газа по шлейфу, поэтому нелинейность сказывается при изменениях величин расхода газа, превышающих определенный диапазон. Это требует перестройки заданий по шлейфам путем ведения поправочного коэффициента по заданию регуляторам. В данной автоматической системе этого не предусмотрено, тем самым, не обеспечивается оптимальное управление скважинами, являющимися сложными динамическими объектами с нелинейной взаимосвязью.

Известна автоматическая система управления производительностью газовых скважин (см. авторское свидетельство SU №667667, кл. E21B 43/00, G05B 19/00, опубл. 15.06.1979), наиболее близкая по технической сущности к предлагаемой полезной модели. Система содержит установленные на регулируемых и базовых скважинах регуляторы расхода газа, подключенные входом к датчикам расхода, а выходом к исполнительным механизмам, установленные на регулируемых скважинах блоки ограничения сигнала, установленные на базовых скважинах ручные задатчики производительности скважин, и подключенный к газосборному коллектору куста пропорционально-интегральный регулятор давления (ПИ-регулятор), последовательно соединенный с амплитудным ограничителем, корректирующим регулятором, а также устройством селектирования, входы которого подключены к выходам регуляторов расхода газа базовых скважин.

В известной системе повышена надежность функционирования и оптимальность управления за счет обеспечения непрерывного автоматического корректирования производительности регулируемых скважин. Вместе с тем, отсутствие обратной связи в управляющем контуре системы не дает возможности коррекции отклонений от задания регулирования (уставки). Необходимость введения уставок через ручные задатчики базовых скважин требует присутствия операторов на промысле, что делает малоэффективным использование системы на территориях газодобычи со сложными природно-климатическими условиями.

Задача предлагаемого изобретения заключается в совершенствовании системы автоматизированного удаленного управления и регулирования технологических процессов газового промысла от кустов газовых скважин в реальном масштабе времени.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенной полезной модели, является обеспечение стабильного согласованного управления скважинами куста, повышение точности и качества переходных процессов управления давлением газа в газосборном коллекторе, увеличение рабочего ресурса исполнительных механизмов скважин, повышение надежности и безаварийности, сведение к минимуму «человеческого фактора» при эксплуатации газового промысла.

Для достижения технического результата в автоматической системе управления, содержащей регуляторы расхода газа, установленные на скважинах и подключенные входом к датчикам расхода, а выходом к исполнительным механизмам, задатчики производительности и регулятор давления, подключенный к газосборному коллектору куста скважин, согласно предложенному, в качестве регуляторов расхода газа использованы адаптивные регуляторы, реализующие пропорционально-интегрально - дифференциальный закон регулирования (ПИД-регуляторы), к газосборному коллектору куста скважин подключен отдельный ПИД-регулятор, связанный выходом через временной квантователь с ПИД-регуляторами скважин, а входом, через последовательно соединенные инерционный фильтр и устройство сравнения между заданной величиной давления газа куста скважин и величиной давления газа в коллекторе куста скважин, с датчиком давления газа, установленным в коллекторе куста скважин, при этом задание производительности подается на устройство сравнения от удаленного автоматизированного рабочего места.

Использование в качестве регуляторов расхода газа ПИД-регуляторов позволяет завести в обратную связь отклонения от уставки, что повышает точность управляющего сигнала, обеспечивает высокое быстродействие системы.

Использование адаптивных ПИД-регуляторов обеспечивает подстройку регулирования к изменяющимся режимам работы и характеристикам скважин. За счет применения алгоритма адаптации настроечных параметров регулятора исключается необходимость проведения периодических перенастроек системы регулирования при изменениях характеристик куста газовых скважин, которые возникают вследствие включения или отключения отдельных скважин куста, изменения пластовых условий из-за выработки месторождения или механических изменений в призабойной области скважин. Кроме того, адаптивные ПИД-регуляторы позволяют управлять кустами скважин с различной мощностью (величиной пластового давления), поскольку не дают дебиту менее мощной скважины выйти за область допустимых значений, а скважинам с более мощным дебитом не дают передавливать скважины с меньшим пластовым давлением.

ПИД-регуляторы, установленные на скважинах, исключают необходимость применения блока ограничения сигнала, используемого в наиболее близком аналоге. Осуществляя сравнение текущего дебита скважины с граничными значениями, в случае достижения максимального или минимального допустимого значения расхода газа, ПИД-регулятор [см. Энциклопедия АСУ ТП, п.5.2., классический ПИД-регулятор, интернет ресурс http://www.bookasutp.ru/Chapter5_2.aspx.] скважины переводит ее работу в режим интегрального закона регулирования, не позволяя дебиту скважины выйти за область допустимых режимов работы.

Установкой в контуре системы временного квантователя добиваются формирования управляющего сигнала от ПИД-регулятора квантованным по времени в строго определенные моменты времени, которые отстоят друг от друга на одинаковый шаг. Сигналы подаются последовательно на исполнительные механизмы каждой скважины с задержкой по времени, достаточной для завершения переходных процессов. За счет этого, во-первых, достигается синхронизация подачи управляющих сигналов на исполнительные механизмы скважин и тем самым обеспечивается стабильное согласованное управление одновременно скважинами куста, а, во-вторых, увеличивается ресурс регулирующей арматуры за счет снижения общего числа включений исполнительных механизмов.

Инерционный фильтр, исполняя функцию задержки выдачи управляющего сигнала на исполнительные механизмы, позволяют лишний раз не подавать сигнал на их клапаны, тем самым увеличивая рабочий ресурс исполнительных механизмов скважин.

Установка устройства сравнения на входе ПИД-регулятора, подключенного к газосборному коллектору куста скважин, формирует ошибку регулирования между заданной величиной давления газа куста скважин и величиной давления газа в коллекторе куста скважин, что оптимизирует управление и регулирование за счет обеспечения непрерывного автоматического корректирования производительности.

Подача задания производительности происходит от автоматизированного рабочего места, которое состоит из программно-технического комплекса автоматизированных систем, предназначенных для автоматизации деятельности определенного вида [см. ГОСТ 34.003-90 п.2.22 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения.- М.: Стандартинформ, 1992.], а не от ручных задатчиков, расположенных непосредственно на газовом промысле, и обеспечивает возможность удаленного управления процессом газодобычи, сокращая «человеческий фактор» при эксплуатации газового промысла.

Предлагаемая система управления представлена на чертеже.

Система содержит ПИД-регуляторы 1 расхода газа скважин, подключенные входом к датчикам 2 расхода, а выходом к исполнительным механизмам 3. К газосборному коллектору 4 куста скважин через датчик 5 давления газа подключен ПИД-регулятор 6 давления, который связан выходом через временной квантователь 7 с ПИД-регуляторами 1 скважин, а входом - с устройством 8 сравнения и инерционным фильтром 9. Устройство 8 сравнения подключено к автоматизированному рабочему месту 10.

Система автоматического управления производительностью куста газовых скважин работает следующим образом.

Осуществляют добычу газа на промысле с помощью кустов газовых скважин с регулированием производительности (дебитов) скважин и давления в коллекторе 4 куста, которое определяет баланс между газом, добываемым и отбираемым по кусту скважин. На устьях скважин установлена фонтанная арматура с электроприводными исполнительными механизмами 3 регулирующих клапанов. Управление и регулирование осуществляют за счет увеличения или уменьшения суммарного по кусту дебита скважин путем подачи управляющих сигналов на исполнительные механизмы 3.

Для поддержания заданной производительности куста скважин давление в газосборном коллекторе 4 куста должно находиться в пределах допустимых значений. Заданную величину давления pкз газа в кусте скважин задают в устройство 9 сравнения с автоматизированного рабочего места 10, расположенного на установке комплексной подготовки газа (УКПГ), которая может быть удалена от скважин на десятки километров.

При изменении отбора газа установкой УКПГ давление газа в газосборном коллекторе 4 отклоняется от заданной величины pкз. Устройство 9 сравнения формирует ошибку разбаланса между заданной величиной давления pкз и величиной давления pк газа в кусте, фиксируемой датчиком 5 давления. Через инерционный фильтр 8 сигнал ошибки подается на ПИД-регулятор 6, преобразующий его по пропорционально-интегрально-дифференциальному закону в сигнал, который через временной квантователь 7 в виде управляющего воздействия uкв поступает на вход ПИД-регуляторов 1 скважин. ПИД-регуляторы 1 расхода газа поддерживают производительность скважин постоянной. Каждый из регуляторов 1 расхода газа осуществляет сравнение текущего дебита qкi скважины после датчика 2 давления с граничными минимальным qmin и максимальным qmax значениями. В случае достижения допустимого значения расхода газа (с учетом запасов регулирования до ограничений) регулятор 1 переводит работу такой скважины в режим интегрального закона регулирования, отключая от ПИД-регулятора 6.

В то же время ПИД-регулятором 6 осуществляется управление исполнительными механизмами 3 скважин, не вышедших на ограничения, с помощь квантованного по времени управляющего воздействия uкв. При этом подача управляющих сигналов на скважины куста синхронизирована, процессы "раскачивания" системы снижены.

Величина давления газа pк по кусту скважин и величина расхода qк газа в коллекторе 4 куста скважин фиксируется датчиком 5 давления газа в коллекторе 4 куста скважин. Средняя арифметическая взвешенная мощность куста скважин отслеживается устройством 9 сравнения, и по ее величине ПИД-регулятором 6 осуществляется адаптация системы к изменяющимся условиям эксплуатации скважин за счет алгоритма подстройки настроечных параметров адаптивного ПИД-регулятора 6.

Система адаптивного автоматического управления производительностью куста газовых скважин, содержит регуляторы расхода газа, подключенные к скважинам и соединенные входом с датчиками расхода газа, а выходом с исполнительными механизмами скважин, задатчики производительности и регулятор давления газа в газосборном коллекторе куста скважин, отличающаяся тем, что в качестве регуляторов расхода газа используются адаптивные ПИД-регуляторы, реализующие пропорционально-интегрально-дифференциальный закон регулирования, к газосборному коллектору куста скважин подключен ПИД-регулятор, который соединен выходом через временной квантователь с ПИД-регуляторами скважин, а входом, через последовательно соединенные инерционный фильтр и устройство сравнения между заданной величиной давления газа куста скважин и величиной давления газа в газосборном коллекторе куста скважин, с датчиком давления газа, установленным в газосборном коллекторе куста скважин, при этом в качестве задатчика производительности использовано автоматизированное рабочее место, которое подает задание производительности на устройство сравнения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из скважин механизированным способом, и может быть использовано в любых типах электроприводов насосов. Технический результат - поддержание дебита на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию.

Изобретение относится к измерению перфорационных каналов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является уменьшение реверберационного шума.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке месторождений нефти и природного газа. Заявлена электромагнитная расстановка, сконфигурированная для использования в подземной буровой скважине.

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии периодической эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса.

Изобретение относится к области приборов, перемещающихся в стволах скважин, пробуренных через подземные пласты горных пород. Техническим результатом является передача данных рабочего состояния прибора и/или данных, запомненных в приборе, и/или передача сигналов управления и рабочих инструкций на такие приборы во время нахождения приборов на земной поверхности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу контроля герметичности обсаженной нагнетательной скважины. Техническим результатом является сокращение количества исследований на герметичность системы на скважинах, эксплуатируемых по технологии одновременно-раздельная закачка (ОРЗ).

Изобретение относится к оборудованию для контроля рабочих параметров при бурении и может быть использовано для выполнения электрокаротажных работ как в горизонтально, так и в вертикально направленном бурении, а также в наклонно-направленных и разветвленно-горизонтальных скважинах в процессе бурения.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и касается определения тепловых свойств пород, слагающих разрез скважины и пласт в целом. Техническим результатом является повышение точности измерения среднеинтегрального значения теплопроводности горных пород по разрезу скважины и определение коэффициентов теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну, а также длины циркуляционной системы скважины.

Изобретение относится к скважинным измерительным устройствам, используемым для измерения электромагнитных свойств ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение направленного действия антенны с возможностью принимать сигналы с разных сторон.
Изобретение относится к добыче углеводородного сырья из продуктивного пласта, пробуренного скважиной, и относится, в частности к нерадиоактивным индикаторам и методам их использования для отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения полной выработки запасов нефти из продуктивного пласта независимо от величины депрессии на продуктивный пласт.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам автоматического управления технологическими процессами при эксплуатации скважин нефтегазового месторождения.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании.

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии периодической эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения характеристик буровой скважины для проведения операции бурения. Заявлены способы и системы для сбора, получения и отображения индекса азимутальной хрупкости буровой скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к вторичным и третичным методам увеличения нефтеотдачи пластов с пониженной нефтенасыщенностью, предусматривающим применение оборудования для выработки газообразного азота с высоким давлением и температурой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб - НКТ в скважинах, эксплуатируемых установками штанговых насосов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение добычи нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины включает извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину и закачку водоизоляционного материала. После извлечения насосного оборудования из необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины ниже необсаженного ствола с горизонтальным участком из добывающей скважины бурят дополнительный ствол с горизонтальным участком, вскрывающим вдоль водопроявляющий пласт. Причем забой горизонтального участка дополнительного ствола бурят длиннее - на расстоянии 50 м от забоя необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины. Затем до забоя дополнительного ствола спускают колонну гибких труб (ГТ), осевым перемещением колонны ГТ от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала производят изоляцию водопроявляющего пласта и дополнительного ствола до интервала его зарезки из добывающей скважины. Причем в качестве водоизоляционного материала используют смесь из высоковязкой и угленосной нефти в отношении 70% на 30%, а в качестве закрепляющего материала используют высоковязкую нефть с температурой 60-70°C. Затем извлекают из дополнительной скважины колонну ГТ, спускают в необсаженный ствол с горизонтальным участком добывающей скважины насосное оборудование и запускают добывающую скважину в эксплуатацию. В процессе эксплуатации добывающей скважины производят периодический отбор проб добываемой продукции. При повышении обводненности добываемой продукции выше допустимой величины производят извлечение из скважины насосного оборудования, выполняют геофизические исследования горизонтального участка ствола добывающей скважины и определяют интервал притока водопроявляющего пласта. После чего спускают в скважину колонну НКТ, оснащенную пакерами, отсекают изолируемый интервал пакерами с двух сторон и производят изоляцию интервала необсаженного ствола горизонтального участка добывающей скважины закачкой высоковязкой эмульсии, в качестве которой используется смесь из высоковязкой и товарной угленосной нефти в отношении 70% на 30%. При этом образующийся в скважине гидроизолирующий экран непроницаем для воды и пропускает нефть, так как вязкость эмульсии резко уменьшается при разбавлении нефтью. Затем вновь спускают насосное оборудование в необсаженный ствол горизонтального участка добывающей скважины и продолжают ее эксплуатацию. Техническим результатом является повышение качества и технологичности проведения водоизоляционных работ. 3 ил., 1табл.
Наверх