Размещено на http://www.allbest.ru/

194

Уфимский государственный авиационный технический университет

ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ДОБЫЧИ НЕФТИ

Тагирова К. Ф.

Особенности технологического процесса добычи нефти, такие как отсутствие данных о ряде параметров пласта, неоднозначность и нелинейность зависимостей между параметрами, неоднородность пласта из-за наличия участков с различными фильтрационными свойствами, недостаток информации о динамических характеристиках объектов существенно усложняют математическую постановку задачи оптимизации, а также решение этой задачи в общем виде для всех режимов. Поэтому для определения области оптимальных режимов используется имитационное моделирование.

Как объект управления, нефтеносный пласт относится к объектам с распределенными параметрами. Несмотря на неточность и неполноту данных о процессах, происходящих внутри нефтеносных пластов, При составлении планов разработки месторождений, проведении различных мероприятий по интенсификации добычи нефти широко используется математическое моделирование пластовых систем на основе дифференциальных уравнений в частных производных (например, программный продукт фирмы Schlumberger - Eclipse). Моделирование позволяет наглядно представить распределение давлений в пласте, токи пластовой жидкости под действием градиентов давления и т.д. В то же время значительные затраты времени по расчету подобных моделей не позволяют использовать эти модели для оперативного моделирования и управления процессом закачки и добычи в реальном времени. нефтяной добыча пласт технологический

Отсюда актуальным является поиск нового способа описания участка нефтяного пласта с группой интерферирующих скважин, пригодного для оперативного управления режимами нагнетательных и добывающих скважин с учетом их взаимовлияния.

Одним из возможных способов является создание упрощенной модели участка нефтяного пласта в виде «черного ящика», имеющего на входе вектор управляющих воздействий в виде депрессий скважин, а на выходе дебиты соответствующих скважин [Ильясов 2004: 42]. При условии обеспечения контроля дебита каждой скважины с необходимой периодичностью возможна идентификация параметров модели и адаптивное управление группой скважин в соответствии с заданным критерием эффективности. В отличие от существующих подходов, оперативное управление всеми объектами можно производить по текущим технико-экономическим показателям, то есть каждое решение по изменению производительности насосного оборудования принимать с учетом текущей ситуации (состояние оборудования) по каждой скважине.

Одним из методов регулирования разработки месторождений является изменение режимов работы скважин (перераспределение добычи и закачки по скважинам, увеличение и ограничение дебитов, отключение скважин, циклическая закачка и отбор, периодическая эксплуатация и т.д.).

Например, с целью увеличения текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи пластов может применяться форсированный отбор жидкости. Перед переходом к такому режиму необходимо определить резервы производительности (пропускной способности) промыслового хозяйства предварительной подготовки нефти. Ограниченные возможности промыслового хозяйства могут привести к снижению дебита нефти вместо ожидаемого увеличения при увеличении количества добытой жидкости за счет вовлечения в активную разработку высокообводненных добывающих скважин [Лысенко 2000: 516].

С другой стороны, реальный пласт не однороден по своим свойствам и потенциальные возможности скважин различны. На поздней стадии эксплуатации месторождения скважины обводнены в различной степени. Поэтому эксплуатация с максимальной производительностью скважин может привести к снижению темпов роста добычи нефти, к существенному увеличению количества добываемой воды и, следовательно, к росту себестоимости продукции. Поэтому нужно так подбирать режимы работы скважин (уменьшить отборы из сильно обводненных скважин или даже выключить их), чтобы увеличить отборы с менее обводненной части скважин и, соответственно, увеличить суммарный дебит нефти.

Таким образом, управление группой нефтяных скважин и изменение производительности насосного оборудования на каждой скважине сводится к согласованию их совместной работы с учетом их взаимовлияния в пределах одного анализируемого участка (куста скважин) для максимизации добычи нефти и уменьшения отрицательного влияния несогласованной работы скважин. Взаимовлияние скважин заключается в том, что при пуске, останове или изменении режима работы одной группы скважин изменяются дебиты и забойные давления другой группы скважин, эксплуатирующих тот же пласт. Суммарная добыча нефти из месторождения по мере ввода в эксплуатацию новых скважин, находящихся в одинаковых условиях, растет медленнее, чем число скважин, так как вновь вводимые скважины взаимодействуют с уже работающими.

С учетом вышеописанных требований разработана система оптимального управления группой добывающих и нагнетательных скважин и соответствующее программное обеспечение (Рис. 1).

Основные цели оптимизации управления процессом добычи нефти заключаются в снижении себестоимости единицы продукции; в повышении коэффициента извлечения нефти; в увеличении срока рентабельной эксплуатации месторождения; в уменьшении коэффициента износа насосного оборудования.

Указанные цели должны достигаться с учетом ограничений по пластовому и забойному давлению, рентабельности работы скважин (минимальный дебит), затратам электроэнергии и др.

Участок нефтеносного пласта как многосвязный объект управления описывается матричной передаточной функцией с чистым запаздыванием, определяемым на основе анализа результатов гидропрослушивания.

Заглавными латинскими буквами Q_i обозначена производительность насосного оборудования добывающих скважин и ДP_i - изменение давления на добывающих скважинах, q_j и Дp_i^* - производительность насосного оборудования нагнетательных скважин и изменение давления на них, соответственно.

В качестве управляющего воздействия на объект управления при жестком водонапорном режиме добычи нефти может быть принята как производительность насосов нагнетательных скважин, так и производительность насосов добывающих скважин.

В блоке оптимизации рассчитываются желаемые величины изменения давления на скважинах ДP_i^* и Дp_i^*, в соответствии с которыми в устройстве управления формируются сигналы U_i на изменение производительности насосных установок. Основным условием реализуемости предложенного алгоритма управления является обеспечение возможности определения текущего дебита скважины, например, по способу, описанному в [Тагирова 2007: 41].

Моделирование процесса с использованием промысловых данных подтвердило перспективность описанного подхода для управления кустом скважин или небольшим месторождением.

Размещено на http://www.allbest.ru/

194

Рис. 1 Структура системы оптимального управления группой скважин

Выводы

Наиболее действенными методами регулирования разработки являются методы, основанные на изменении режимов работы скважин и схем закачки. Указанные методы могут служить основой для реализации адаптивного управления технологическим процессом добычи нефти в реальном масштабе времени в соответствии с выбранными критериями. Исполнительным элементом в этой системе является скважинное насосное оборудование, управляемым параметром - производительность насосной установки. Для построения адаптивной системы необходимо обеспечить непрерывный достоверный контроль процесса управления - определение текущих дебитов добывающих и нагнетательных скважин, величин пластового и забойных давлений на каждой скважине, коэффициентов взаимовлияния скважин в динамике (в реальном масштабе времени).

Список использованной литературы

1. Ильясов Б. Г., Шаньгин Е. С., Тагирова К. Ф., Ганеев А. Р. Математическая модель изменения пластового давления как объекта управления // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 8. С. 42-49.

2. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 516 с.

3. Тагирова К. Ф., Дунаев И. В. Повышение достоверности оценки дебита нефтяной скважины по динамограмме // Технологии ТЭК. М.: Индустрия, 2007. № 2. С. 41-44.

Размещено на Allbest.ru