Разработка интеллектуальных алгоритмов управления периферийным технологическим оборудованием куста скважин с помощью единой станции управления

Abstract

Актуальность исследования заключается в необходимости повышения энергоэффективности добычи нефти на месторождениях, находящихся на поздних стадиях работки. Сущность работы заключается в интеграции периферийного нефтепромыслового оборудования, в том числе замерных установок, устройств по борьбе с отложениями, в единую со скважинами систему - интеллектуальную станцию управления. В настоящее время динамика работы скважин не влияет на параметры работы данных установок. При их интеграции в систему и написании соответствующих алгоритмов возможно увеличение энергоэффективности добычи нефти, снижение затрат на обслуживание скважин и, в перспективе, интеллектуализацию их работы. Цель: определить алгоритмы регулирования периферийного оборудования, работу которого можно оптимизировать на основании динамики изменения параметров работы нефтедобывающей скважины. Методы: гидравлическое моделирование работы куста скважин, численное определение напорной характеристики скважины, обзор научных источников и анализ параметров борьбы с органическими отложениями. Результаты. Приведены сценарии оптимизации работы нефтедобывающих скважин при интеграции в интеллектуальную станцию управления периферийных устройств. Так, интеграция устьевого блока подачи реагента, устройства очистки лифтовой колонны или станции управления греющего кабеля, при идентификации образования парафиновых отложений, может изменить режим работы, что позволит оптимизировать процессы борьбы с отложениями и увеличить межочистной период скважины. Расчет изменения устьевых давлений при значительном кратковременном изменении дебита одной или нескольких скважин позволит изменить диаметр штуцера на скважине, что сохранит точку пересечения напорной характеристики скважины и характеристики электроцентробежного насоса. Согласно технологическому расчёту, это позволит избежать нестабильной работы насоса и сохранить оптимальное значение коэффициента полезного действия, падение которого может превышать 2 %. Третий алгоритм описывает способ снижения затрат инженерно-технического персонала на обслуживание скважин при получении некондиционных данных дебита. При их получении предлагается запуск алгоритма оценки дебита скважины по косвенным данным - технология «Виртуальный расходомер». По результатам проверки система автоматически запустит повторный замер или сообщит инженерно-техническому персоналу о нарушениях в работе глубинно-насосного оборудования. Выводы. Полученные алгоритмы могут быть интегрированы в станции управления. Это обеспечит оптимизацию работы глубинно-насосного оборудования, увеличение межочистного периода скважины, а также снизит затраты времени инженерно-технического персонала на обслуживание скважин. Все представленные алгоритмы способны увеличить энергоэффективности добычи нефти, что является важной задачей при разработке месторождений на поздних стадиях.

The relevance of the study lies in the need to improve the energy efficiency of oil production in fields that are in the late stages of development. The essence of the work lies in the integration of peripheral oilfield equipment, including metering units, sediment control devices, into a single system with wells - an intelligent control station. Currently, the dynamics of well operation does not affect the operation parameters of these units. When they are integrated into the system and the corresponding algorithms are written, it is possible to increase the energy efficiency of oil production, reduce the cost of well maintenance and, in the future, intellectualize their work. Purpose: to determine the control algorithms for peripheral equipment, the operation of which can be optimized based on the dynamics of changes in the parameters of the operation of an oil well. Methods: hydraulic modeling of a well cluster operation, numerical determination of a well pressure characteristic, review of scientific sources and analysis of parameters for combating organic deposits. Results. The paper introduces the scenarios for optimizing the operation of oil wells when integrating peripheral devices into an intelligent control station. Thus, the integration of a wellhead reagent supply unit, a tubing string cleaning device or a heating cable control station, upon identification of the formation of paraffin deposits, can change the operating mode, which will allow optimizing the processes of controlling deposits and increasing the cleanup period of the well. Calculation of the change in wellhead pressure, with a significant short-term change in the flow rate of one or several wells, will allow changing the diameter of the choke in the well, which will save the intersection point of the pressure characteristic of the well and the characteristics of the electric submersible pump. According to the technological calculation, this will avoid unstable operation of the pump and maintain the optimal value of the efficiency factor, the drop of which can exceed 2 %. The third algorithm describes a way to reduce the cost of engineering and technical personnel for well maintenance when receiving substandard production data. When they are received, it is proposed to launch an algorithm for estimating the well flow rate based on indirect data - the «Virtual Flow Meter» technology. Based on the results of the check, the system will automatically start a re-measurement or inform the engineering and technical staff about violations in the operation of the downhole pumping equipment. Conclusions. The resulting algorithms can be integrated into control stations. This will optimize the operation of downhole pumping equipment, increase the cleanup period of the well, and also reduce the time spent by engineering and technical personnel on well maintenance. All presented algorithms are able to increase the energy efficiency of oil production, which is an important task in the development of deposits at later stages.