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.