Программное регулирование производительности нефтяной скважины с электроцентробежным насосом при интервальной неопределенности параметров притока

Abstract

Актуальность продиктована необходимостью совершенствования методов и инструментов оперативного контроля и частотного регулирования производительности нефтяной скважины с электроцентробежным насосом. Типичная задача обеспечения плановых показателей производительности скважины по командам сверху осложнена необходимостью сохранения устойчивой работы насоса в условиях плохо предсказуемой изменчивости объекта управления. При этом наличие и надежность непрерывного контроля глубинных режимных состояний для реализации замкнутых законов управления в практике нефтедобычи не всегда обеспечены. Цель. Дополнение представленной ранее методики программного частотного регулирования производительности скважины с одновременным контролем функциональных ограничений по газовому фактору и динамическому уровню над приемом насоса учетом возможной неопределенности в параметрическом описании гидродинамической модели объекта. Методы. Решение прямых и обратных задач, программного регулирования, материального баланса, гидростатики. Результаты и выводы. Результаты определяют методику синтеза программных регуляторов с автоконтролем близости границ функциональной устойчивости системы на основе решения обратных задач по отношению к исходным уравнениям гидродинамической модели скважины с электроцентробежным насосом второго порядка. Учет неопределенности в виде интервальных оценок возможного изменения ключевых параметров модели, в данном случае подпора пласта и обводненности притока, заметно не «утяжеляет» расчетные схемы, повышая надежность доставляемых решений. Результаты вычислительного эксперимента по формированию программы частотного управления для выполнения плана-графика предписанной производительности демонстрируют невозможность гарантировать строгого выполнения плана и снижения регулировочного потенциала системы на всем горизонте планирования при наличии неопределенности. Но и в этих условия достигается максимально возможное исполнение плановых поручений

Relevance. The need to improve the methods and tools for operational control and frequency regulation of performance of the oil well with an electric submersible pump. The typical task of the oil production operator is ensuring of the target well productivity by commands from above is complicated by the need to maintain stable pump operation in conditions of poorly predictable variability of the control object. At the same time, in oil production practice the availability and reliability of downhole monitoring for realization of closed-loop control are not always provided. Aim. To supplement the previously presented method of program frequency regulation of well productivity with auto control of functional limitations on gas factor and working level, taking into account the possible uncertainty in the parametric description of the hydrodynamic model. Methods. Solution of direct and inverse problems, program control, material balance, hydrostatics. Results and conclusions. The results define the method of synthesis of program controllers with auto control of functional stability limits of the system based on solving inverse problems in relation to the initial equations of the hydrodynamic model of an oil well with electric submersible pump. A possible uncertainty in the form of interval estimates of possible changes in the key parameters of a hydrodynamic model, in this case the reservoir pressure and water cut, do not complicate the calculation algorithm and increasing the reliability of the solutions. The results of the frequency control program computation demonstrate the impossibility to guarantee strict adherence of the prescribed productivity schedule and decrease of the regulating potential of the system over the entire planning horizon in the presence of uncertainty. But even in these conditions, the maximum possible fulfillment of plan assignments is achieved