Настоящее изобретение относится к способу эксплуатации установки для добычи углеводородов в виде нефти и газа, содержащей несколько скважин, систему сжатого газа для активации скважин, систему для сбора добытых углеводородов и расположенный ниже по потоку агрегат для переработки добытых углеводородов.
Изобретение находит применение при извлечении углеводородных месторождений, находящихся на земле или в открытом море.
Существуют, в основном, три режима добычи из скважин: поточный режим, активированный режим с использованием впрыскивания газа, активированный режим с использованием погружного насосного устройства.
Какой бы из этих режимов ни использовался, все нефтяные скважины содержат эксплуатационную колонну, которая соединяет дно скважины, находящееся вблизи углеводородного резервуара, с устьем скважины, находящимся на верху скважины.
Эксплуатационная колонна вместе с обсадной колонной, которая образует стенку скважины, ограничивают кольцевой зазор.
На верху скважины эксплуатационная колонна соединяется с линией, снабженной датчиком для измерения скорости потока добываемых углеводородов и заслонкой для выпуска нефти, которая позволяет регулировать скорость потока добываемых углеводородов.
Известный способ эксплуатации такой скважины, работающей в поточном режиме, заключается в регулировании скорости потока углеводородов, выдаваемых этой скважиной, до установленной величины или в управлении положением заслонки для выпуска нефти для регулирования отверстия.
Скважина, работающая в активируемом впрыском газа режиме, использующая систему сжатого газа, дополнительно содержит кольцевое изолирующее уплотнение на своем нижнем конце, клапаны для впрыска газа, размещенные через оптимальные интервалы вдоль эксплуатационной колонны ,и линию для впрыска газа в кольцевой зазор, эта линия имеет заслонку для регулирования скорости потока впрыснутого газа.
Эффект впрыснутого газа заключается в том, чтобы сделать более легкими углеводороды, которые текут по эксплуатационной колонне, и тем самым помочь им подниматься по направлению к устью скважины,
Один способ эксплуатации скважины, работающей в активируемом впрыском газа режиме, описан в патенте Франции 2672936. Этот способ заключается в одновременном воздействии на заслонку для выпуска нефти и на заслонку для регулирования скорости потока впрыснутого газа для регулирования скорости потока добываемых углеводородов в зависимости от числового значения физических величин, измеренных датчиками, таких как давление и температура углеводородов вверх по потоку от заслонки для выпуска нефти, давление в кольцевом зазоре или скорость потока газа, впрыснутого в скважину.
Скважина, работающая в активируемом режиме с использованием погружного насосного устройства, включает, подобно скважинам, работающим в двух других режимах, линию, снабженную выпускным отверстием для нефти, соединенную с верхом эксплуатационной колонны, и другую линию, соединенную с верхом кольцевого зазора и снабженную газовой вентиляционной заслонкой. Эта заслонка обеспечивает регулирование скорости потока вентиляционного газа, например, для извлечения из скважины избытка свободного газа при термодинамических условиях на дне скважины.
Так, скважина дополнительно содержит размещенный на дне погружной насос, приводимый в действие электродвигателем, питаемым от источника переменной частоты, и позволяющий углеводородам со дна скважины подниматься вверх по направлению к устью скважины по эксплуатационной колонне.
Способ эксплуатации скважины, работающей в активируемом режиме с использованием погружного насосного устройства, заключается в том, что для регулирования скорости потока добываемой нефти одновременно воздействуют на заслонку для выпуска нефти, газовую вентиляционную заслонку и на скорость электродвигателя в зависимости от давлений выше по потоку от двух заслонок, от тока, поступающего от электродвигателя, и от физических величин, показательных для добычи из скважины, таких как давление на дне скважины, температура или скорость отходящего потока нефти из скважины.
Каждый из этих способов регулирования действует в зависимости от одной или нескольких физических величин, конкретных для регулируемой скважины. Они не учитывают ни оперативного состояния других скважин, ни поведения системы активации газом, общей для всех активируемых впрыском газа скважин, такого как поведение, являющееся результатом недостаточности газа вследствие снижения доступности или перерасхода, ни поведения системы для сбора добытых углеводородов, ни поведения расположенного ниже по потоку обрабатывающего агрегата, которые являются общими для всех скважин.
Другой способ, используемый для эксплуатации скважины, работающей в активируемом впрыском газа режиме, известен как динамический способ распределения газа, позволяет ограничить эффект нарушений давления в системе впрыска газа. Этот способ заключается в распределении потока активирующего газа к каждой скважине, рассчитываемого в зависимости от активирующего газа, имеющегося в распоряжении системы, и от чувствительности к газу каждой скважины.
Динамический способ распределения газа имеет два недостатка: не учитывается оперативное состояние скважин и, следовательно, требования, конкретные для каждого состояния, не учитывается состояние, которое является результатом модификации распределенного потока газа и, следовательно, новое действительное требование.
Эти недостатки приводят к недействительности этого способа, особенно, во время фаз задействования скважины.
Поэтому нарушения в системе сбора углеводородов, такие как закупорка контура, изменение количества доступного впрыскиваемого газа, избыточный подъем уровня жидкости в отстойнике или рост давления в контуре, приводят к тому, что установки переводятся в безопасный режим и впоследствии к прекращению работы.
Рабочий инцидент на одной скважине может посредством установки в целом создавать нарушения на нескольких или на всех остальных скважинах и в результате приводить к общему отключению установок.
Когда такие инциденты случаются, особенно во время фаз, когда установку переводят в безопасный режим или ее повторно запускают, оборудование подвергается очень большим механическим, термическим и гидравлическим перегрузкам, которые могут повреждать его и во всех случаях могут снижать срок его службы.
В патенте РФ 2050472 раскрыт способ эксплуатации погружных центробежных насосных агрегатов в группе скважин преимущественно для нефтегазовых промыслов, включающий пуск с частотным регулированием электродвигателей насосных агрегатов с последующим питанием их непосредственно от промысловой электросети при стабилизации номинального режима отбора перекачиваемой среды из скважин и контроль параметров состояния каждой скважины и ее насосного агрегата с выявлением скважин, не обеспечивающих указанный номинальный режим, и с последующим формированием сигналов управления для восстановления номинального режима за счет изменения параметров работы соответствующих насосных агрегатов.
При выявлении скважин, не обеспечивающих номинальный режим при исправном состоянии их насосных агрегатов, автоматически определяют оптимальную последовательность воздействия сигналами управления и осуществляют ее без останова насосных агрегатов за счет индивидуального регулирования числа оборотов каждого из последних при поочередном подключении их электродвигателей к общему для данной группы скважин преобразователю частоты напряжения с последующим возобновлением питания непосредственно от промысловой электросети в случае восстановления номинального режима. Пуск электродвигателей насосных агрегатов осуществляют при поочередном подключении их к упомянутому преобразователю частоты напряжения. Периодически подключают преобразователь частоты напряжения к электродвигателю любого насосного агрегата и производят измерения параметров перекачиваемой среды в скважине при различных числах оборотов этого насосного агрегата.
Преобразователь частоты напряжения перед подключением к каждому электродвигателю настраивают на значение частоты ниже номинального для промысловой электросети, а перед непосредственным подключением к последней на значение частоты выше номинального.
Алгоритм, описанный в патенте РФ 2050472, для воздействия на электродвигатель насосного устройства, расположенного в любой определенной скважине группы скважин, зависит только от физических величин (давления, дебита откачиваемой текучей среды, скорости вращения насоса), которые характерны для анализируемой скважины. Этот алгоритм не зависит от физических величин, показательных для работы системы или агрегата установки для добычи углеводородов, которая не является частью скважин, и в нем не учитываются данные, показательные для состояния работы всех скважин.
Техническим результатом настоящего изобретения является создание способа эксплуатации установки для добычи углеводородов в виде нефти и газа, учитывающего оперативное состояние всех скважин и изменения физических величин, показательных для работы различных компонентов установки, позволяющего эксплуатировать установку для добычи углеводородов, дополнительно содержащую газовую систему для активации скважин, активируемых впрыском газа, обеспечивающего, согласно изобретению, задействование и отключение скважин и эксплуатацию скважины после задействования, исключающей остановки производства, связанные с нарушениями в системе активации газом, в системе для сбора добытых углеводородов и в расположенном ниже по потоку перерабатывающем агрегате, и обеспечивающего производство на оптимальном уровне при полной безопасности.
Этот технический результат достигается тем, что способ эксплуатации установки для добычи углеводородов в виде нефти и газа, содержащей несколько скважин, систему для сбора углеводородов, добытых всеми скважинами, и расположенный ниже по потоку агрегат для переработки добытых углеводородов, при этом система для сбора углеводородов и агрегат имеют датчики для измерения физических величин, показательных для их работы, каждая скважина управляется в соответствии с индивидуальным алгоритмом, использующим модифицируемые контрольные параметры и данные, показательные для оперативного состояния отдельной регулируемой скважины. Согласно изобретению значение измеренной физической величины, показательной для работы системы для сбора углеводородов или указанного агрегата, сравнивают с заданным очень высоким порогом, соответственно с заданным высоким порогом, и, если значение измеренной физической величины выше очень высокого порога, соответственно ниже высокого порога, автоматически модифицируют по меньшей мере один параметр индивидуального алгоритма для управления по меньшей мере одной скважиной для осуществления изменения оперативного состояния упомянутой скважины, чтобы инициировать по меньшей мере одно действие, направленное на снижение, соответственно на повышение добычи углеводородов, с тем, чтобы привести значение измеренной физической величины назад до значения ниже значения очень высокого заданного порога, соответственно выше значения высокого заданного порога, причем действие, направленное на снижение добычи углеводородов, заключается в снижении производительности скважины, которая находится в процессе действия, или отключении одной скважины, которая находится в процессе действия, а действие, направленное на увеличение добычи углеводородов, заключается в повышении добычи из скважины, которая находится в процессе действия, или задействовании скважины, которая была отключена.
Действиям, направленным на уменьшение, соответственно на увеличение добычи углеводородов, можно устанавливать заданный приоритетный порядок, и действие, инициируемое для снижения, соответственно для увеличения добычи углеводородов, является наиболее приоритетным действием, задающим оперативное состояние каждой из скважин.
По меньшей мере одну из скважин можно активировать впрыском газа, и установка может дополнительно иметь систему сжатого газа для активации указанной скважины, снабженную датчиком для измерения физической величины, показательной для ее оперативного состояния, такой как ее давление, значение измеренной физической величины сравнивают с заданным очень высоким порогом, соответственно с заданным высоким порогом, и, если указанное значение выше, чем очень высокий порог, соответственно ниже, чем высокий порог, модифицируют по меньшей мере один параметр индивидуального алгоритма для управления по меньшей мере одной активируемой впрыском газа скважиной для инициирования, по меньшей мере одного действия, направленного на повышение, соответственно на понижение расхода активирующего газа, с тем, чтобы привести измеренное давление в системе сжатого газа назад до значения ниже значения заданного очень высокого порога, соответственно ниже значения заданного высокого порога, причем действие, направленное на повышение расхода активирующего газа, заключается в задействовании по меньшей мере одной активируемой впрыском газа скважины, которая была отключена, или в повышении расхода газа, нагнетаемого в по меньшей мере одну активируемую впрыском газа скважину, которая находится в процессе действия, а действие, направленное на снижение расхода активирующего газа, заключается в отключении по меньшей мере одной активируемой впрыском газа скважины, которая находится в процессе действия, или снижении расхода газа, нагнетаемого по меньшей мере в одну активируемую впрыском газа скважину, которая находится в процессе действия.
Действиям, направленным на повышение, соответственно на снижение расхода газа для активации скважин, активируемых впрыском газа, можно устанавливать заданный приоритетный порядок, и действие, инициируемое для повышения, соответственно для понижения расхода активирующего газа, является наиболее приоритетным действием, задающим оперативное состояние каждой из скважин.
Более подробное описание настоящего изобретения приводится далее со ссылками на чертежи, на которых
фиг.1 изображает установку для добычи углеводородов;
фиг. 2 изображает аппарат для осуществления способа эксплуатации установки, показанной на фиг.1, согласно изобретению.
Как правило, способ согласно изобретению используют для эксплуатации установки для добычи углеводородов в виде нефти и газа, содержащей несколько скважин, работающую под давлением систему активации газом, систему для сбора добытых углеводородов и расположенный ниже по потоку агрегат для переработки добытых углеводородов.
Показанная на фиг. 1 установка для добычи углеводородов содержит следующие компоненты:
поточную (фонтанирующую) скважину 1, т.е. скважину для извлечения из резервуара, в котором природное давление углеводородов является достаточным для их подъема со дна скважины вверх к устью скважины по эксплуатационной колонне 2, к которой присоединена линия 3 для отвода нефти, снабженная заслонкой 4, которая позволяет регулировать выпуск углеводородов, и датчиком 52 для измерения указанной скорости потока;
скважину 5, работающую в активируемом впрыском газа режиме, которая содержит эксплуатационную колонну 7, продолженную на ее верху линией 9, снабженной заслонкой 11 для выпуска нефти, клапаны 13 для впрыска газа, размещенные через оптимальные интервалы вдоль эксплуатационной колонны 7, трубу 15 для впрыскивания газа в кольцевой зазор 17, ограниченный эксплуатационной колонной 7 и обсадной колонной 19, которая образует стенку скважины, труба 15 снабжена заслонкой 21 для регулирования скорости потока впрыснутого газа, кольцевым изолирующим уплотнением 23 на ее нижнем конце и датчиком 47, расположенным выше по потоку от заслонки 21, для регулирования скорости потока впрыснутого газа;
скважину 6, работающую в активируемом впрыском газа режиме, которая содержит эксплуатационную колонну 8, продолженную на ее верху линией 10, снабженной заслонкой 12 для выпуска нефти, клапаны 14 для впрыска газа, размещенные через оптимальные интервалы вдоль эксплуатационной колонны 8, трубу 16 для впрыскивания таза в кольцевой зазор 18, ограниченный эксплуатационной колонной 8 и обсадной колонной 20, которая образует стенку скважины, труба 16 снабжена заслонкой 22 для регулирования скорости потока впрыснутого газа, кольцевым изолирующим уплотнением 24 на ее нижнем конце и датчиком 48 для измерения скорости потока впрыскиваемого газа, расположенным выше по потоку от заслонки 22, для регулирования скорости потока впрыскиваемого газа;
скважину 25, работающую в активируемом режиме с использованием погружного насосного устройства, которая содержит эксплуатационную колонну 26, продолженную на ее верху линией 21, снабженной заслонкой 28 для выпуска нефти, линию 29, соединенную с верхом кольцевого зазора и снабженную газовой вентиляционной заслонкой 31, размещенный на дне скважины погружной насос 32, приводимый в действие электродвигателем 33, питаемым от источника 34 переменной частоты, который позволяет углеводородам со дна скважины подниматься вверх по направлению к устью скважины по эксплуатационной колонне 26, датчик 46 для измерения давления выше по потоку от заслонки 28 для выпуска нефти и датчик 51 для измерения давления выше по потоку от заслонки 31;
систему 35 сжатого газа, которая питает линии 15 и 16, соединенные с кольцевыми зазорами 17 и 18 активируемых впрыском газа скважин 5 и 6, датчик 36 для измерения давления в этой системе;
систему 37 для сбора добытых углеводородов, к которой присоединены линии 3, 9, 10 и 27 для отвода углеводородов каждой скважины;
расположенный ниже по потоку агрегат 38 для переработки добытых углеводородов, питаемый посредством системы 37 для сбора углеводородов, которая содержит резервуар 39 для разделения добытых углеводородов на нефть и газ, уровень нефти в котором измеряют датчиком 40 и давление в котором измеряют датчиком 49, отделенную нефть, содержащую воду, которая поднята со дна скважины одновременно с углеводородами. Газ, который является результатом разделения углеводородов, поступает, с одной стороны, в резервуар 41, размещенный на принимающей стороне компрессора 42, который сжимает газ, чтобы впрыскивать в газовую систему 35, и, с другой стороны, в линию 43 для разгрузки добытого газа. Нефть на дне разделительного резервуара 39 выкачивают насосом, который выпускает ее в линию 45 для разгрузки добытой нефти.
Аппарат также включает не показанное на фиг. 1 средство для перевода установки в безопасный режим.
Показанный на фиг. 2 аппарат для осуществления способа, согласно изобретению, содержит следующие компоненты:
регулятор 60 для управления скважиной 1, работающей в поточном режиме, который воспринимает сигнал, выдаваемый датчиком 52, и воздействует на заслонку 4 для выпуска нефти. Индивидуальный алгоритм управления этой скважиной 1 включает последовательность задействования, которая заключается, начиная от состояния отключения/резервного включения (ожидания), в постепенном открывании заслонки 4 для того, чтобы достигнуть заданной скорости потока добитой нефти, соответствующей режиму минимальной производительности для этой скважины.
После фазы задействования, для того чтобы перейти к производственному режиму, индивидуальный алгоритм управления этой скважиной 25 заключается в приведении скорости потока добытых углеводородов, измеряемой посредством датчика 52, к заданному значению, хранимому регулятором 60 в форме контрольного параметра, путем воздействия на заслонку 4 для выпуска нефти.
Регулятор 61 для управления скважиной 25, активируемой погружным насосным устройством, получает сигналы, выдаваемые датчиками 46, 51 давления, которые находятся выше по потоку от заслонки 28 для выпуска нефти и от газовой вентиляционной заслонки 31, и сигнал, представляющий частоту электрического тока, генерируемого источником 34 переменной частоты, и воздействует на заслонку 28 для выпуска нефти и газовую вентиляционную заслонку 31 и на частоту источника 34 переменой частоты.
Индивидуальный алгоритм управления этой скважиной 25 включает последовательность задействования, которая заключается, начиная от состояния отключения/резервного включения (ожидания), в постепенном повышении скорости двигателя 33 путем воздействия на частоту источника 34 переменной частоты и в воздействии на заслонки 28, 31 для того, чтобы привести скважину к режиму минимальной производительности, соответствующему заданной скорости потока добитой нефти, числовое значение которой хранится в регуляторе 61 в форме модифицируемого контрольного параметра. После фазы задействования индивидуальный алгоритм управления этой скважиной 25 для того, чтобы установить производственный режим, включает следующие операции:
повышение скорости двигателя 33 до заданного значения, хранимого в форме контрольного параметра в регуляторе 61,
открывание заслонки 28 для выпуска нефти до значения, рассчитываемого в зависимости от заданного значения скорости двигателя 33,
воздействие на газовую вентиляционную заслонку 31 для обеспечения давления выше по потоку от заслонки 31 на уровне значения, рассчитываемого в зависимости от заданного значения скорости двигателя 33.
Регулятор 62 для управления активируемой впрыском газа скважиной 5 получает сигналы, выдаваемые датчиком 47 скорости потока впрыскиваемого газа, и воздействует на заслонку 11 для выпуска нефти и на заслонку 21 на пути впрыскивания газа.
Индивидуальный алгоритм управления скважиной 5 заключается, начиная от состояния отключения/ожидания, в воздействии на заслонку 11 для выпуска нефти и на заслонку 23 на пути впрыскивания газа в заданной последовательности для того, чтобы установить режим минимальной производительности. Начиная с этого режима минимальной производительности, индивидуальный алгоритм управления скважиной 5 для того, чтобы перейти к производственному режиму, заключается в приведении положения заслонки 11 для выпуска нефти к заданному положению и в воздействии на заслонку 21 на пути впрыскивания газа для того, чтобы привести скорость потока впрыскиваемого газа к заданному значению, хранимому в регуляторе 62 в форме контрольного параметра.
Регулятор 63 для управления активируемой впрыском газа скважиной 6 получает сигналы, выдаваемые датчиком 48 скорости потока выпускаемой нефти, и воздействует на заслонку 12 для выпуска нефти и на заслонку 22 на пути впрыскивания газа.
Индивидуальный алгоритм управления скважиной 6 заключается, начиная от состояния отключения/ожидания, в воздействии на заслонку 12 для выпуска нефти и на заслонку 22 на пути впрыскивания газа в заданной последовательности для того, чтобы установить режим минимальной производительности. Начиная с этой минимальной скорости добычи, индивидуальный алгоритм управления скважиной 6 заключается в приведении положения заслонки 12 для выпуска нефти к заданному значению и в воздействии на заслонку 22 на пути впрыскивания газа для того, чтобы привести скорость потока впрыскиваемого газа к заданному значению, хранимому в регуляторе 63 в форме контрольного параметра.
Контролирующий регулятор 64 соединен с регуляторами 60, 61, 62 и 63 для управления каждой из скважин 1, 5, 6 и 25 и получает сигналы, выдаваемые датчиком 36 давления в системе 35 впрыскивания газа, датчиком 40 для измерения уровня в резервуаре 39 для разделения углеводородов на нефть и газ, датчиком 49 для измерения давления в резервуаре 39 для разделения углеводородов на нефть и газ и датчиком 53 давления в линии 45 для разгрузки добытой нефти.
Каждый регулятор 60, 61 и 62 снабжен памятью, которая содержит следующее:
программу, соответствующую индивидуальному алгоритму управления каждой скважиной;
параметры для индивидуального управления каждой скважиной, такие как заданные значения скоростей потока нефти для любого типа скважины, заданные значения скоростей потока впрыснутого газа для активируемых впрыском газа скважин, заданные значения скорости потока вентиляционного газа для активмруемых насосом скважин;
данные, представляющие оперативное состояние каждой скважины, управляемой регулятором, такие как состояние бездействия, отключение/ожидание, режим задействования (или запуска), режим минимальной производительности, производственный режим;
параметры для индивидуального управления каждой скважиной, значения которых интерпретируются индивидуальным контрольным алгоритмом, такие как команды измерения состояния.
Контролирующий регулятор 64 снабжен памятью, которая содержит программу для обеспечения выполнения способа эксплуатации установки для добычи углеводородов.
Регуляторы 60, 61, 62 и 63 для индивидуального управления каждой скважиной и контролирующий регулятор 64 снабжены средством двойной коммуникации (не показано), которое позволяет регулятору 64 посредством электрических связей 65, 66, 67 и 68 узнавать оперативное состояние каждой скважины, определять значения контрольных параметров, используемых в процедурах для управления каждой скважиной, модифицировать значения контрольных параметров.
Регуляторы 61-64 присоединены также к системе для перевода установки в безопасный режим, которая информирует их, что компоненты установки, следовательно, переведены в безопасный режим и, следовательно, эти компоненты, особенно скважины, находятся в состоянии бездействия.
Согласно первому варианту осуществления способа, согласно изобретению, контролирующий регулятор 64 сравнивает давление в системе 35 впрыска газа, измеренное датчиком 36, с заданным высоким порогом.
Если это давление ниже значения этого порога, регулятор 64 не действует.
Если это давление превышает числовое значение этого порога, контролирующий регулятор 64 выдает команды в форме модификаций контрольных параметров регуляторам 62 и 63 для управления активируемыми впрыском газа скважинами 5, 6, чтобы увеличить скорость потока впрыскиваемого газа и, следовательно, снизить давление в системе 35 впрыскивания газа.
Для этого контролирующий регулятор 64 через средство двойной коммуникации считывает в памяти регулятора 62 оперативное состояние скважины 5. Если это состояние указывает, что скважина 5 находится в производственном режиме, это означает, что происходит добыча углеводородов при скорости потока, регулируемой индивидуальным алгоритмом управления скважиной 5. Чтобы повысить скорость потока впрыскиваемого газа, контролирующий регулятор 64 повышает заданное числовое значение скорости потока газа, хранимое в регуляторе 62 в форме контрольного параметра.
Контролирующий регулятор 64 повторяет эту операцию до тех пор, пока давление в активирующей газовой системе 35 снова не станет ниже значения высокого порога. Если после экспериментально заранее определенного времени давление еще остается выше высокого порога, контролирующий регулятор 64 выполняет ряд подобных операций, чтобы увеличить производительность скважины 6, активируемой впрыском газа.
Если одна или другая из активируемых впрыском газа скважин 5 или 6 не находится в производственном режиме, то есть она находится в состоянии отключения/ожидания, то чтобы увеличить скорость потока впрыскиваемого газа, контролирующий регулятор 64 отмечает, что эта скважина бездействует, и дает команду задействования путем модифицирования соответствующего параметра состояния в регуляторе, который управляет этой скважиной.
Для увеличения скорости потоков углеводородов, добываемых каждой из скважин, каждым регулятором 62 и 63 осуществляются воздействия на заслонку для выпуска нефти и газовую вентиляционную заслонку, инициируемые либо путем увеличения заданных значений, либо путем задействования отключенной скважины согласно индивидуальному алгоритму управления каждой скважиной 5 и 6.
Таким образом, удается избежать избыточного повышения давления в системе, что могло бы подтолкнуть установку к переходу в частично безопасный режим и что могло бы иметь результатом потерю производительности. Одновременно обеспечивается максимальная добыча углеводородов из активируемых впрыском газа скважин.
Согласно второму варианту осуществления способа устанавливают приоритетный порядок, с одной стороны, действиям для повышения производительности, т.е. действиям для запуска и эксплуатации скважин в производственном режиме, и, с другой стороны, действиям для снижения производительности, т.е. действиям для перевода скважин в режим минимальной производительности и отключения их. Этот приоритетный порядок хранится в контролирующем регуляторе 64 в форме таблиц, таких как табл. 1 и 2.
В табл. 1 и 2 операцией наивысшего приоритета является та, порядок которой самый низкий, поэтому операция порядка i имеет более высокий приоритет, чем операция порядка i+j, где j>l, и приоритетный порядок 0 обозначает, что соответствующее состояние не имеет места для типа скважины, для которой он установлен.
В столбце типа скважины П обозначает, что скважина поточного типа, ГА обозначает, что скважина активируемого впрыскиванием газа типа, и НА обозначает, что она активируется насосом.
Контролирующий регулятор 64 также содержит в своей памяти таблицы возможных переходов между различными начальными и конечными состояниями скважин (см. структуру табл. 3 и 4).
Установка, задействованная согласно известной процедуре запуска, имеет следующее состояние скважин (см. табл.5).
Согласно второму варианту осуществления изобретения, контролирующий регулятор 64 непрерывно сравнивает значение давления в линии 45, измеренное датчиком 53, с высоким порогом Р1 и очень высоким порогом Р2, Р1 и Р2, заранее определенными в зависимости от характеристик установки.
Когда значение давления в линии 45 находится между Р1 и Р2, регулятор 64 не предпринимает действия.
Когда значение давления в линии 45 ниже порога Р1, контролирующий регулятор 64 производит поиск в табл. 1 действия наивысшего приоритета для повышения добычи углеводородов. В данном варианте задано, что действие порядка 1 уже проведено, действием наивысшего приоритета является то, которое имеет порядок 2, что соответствует переводу скважины 1 в производственный режим. Согласно табл. 4, единственным возможным путем достижения этого состояния является путь из состояния минимальной производительности. Используя средство коммуникации с регулятором 60, контролирующий регулятор 64 отмечает, что состояние скважины 1 является режимом минимальной производительности и, если это так, как в данном варианте (табл. 5), дает регулятору 60 через средство коммуникации команду переключить скважину 1 в состояние "производственного режима", и должно быть учтено заданное значение скорости потока нефти.
Эта команда интерпретируется индивидуальным алгоритмом управления скважиной 1, который выдает значение, передаваемое регулятором 64 заданному значению скорости потока нефти, и обновляет данные, представляющие состояние скважины 1.
Состояние скважин является следующим (см. табл.5а).
Затем экспериментально определенную временную задержку сокращают, чтобы предоставить время для проведения необходимого действия, контролирующий регулятор 64 снова сравнивает значение давления в линии 45 с порогами Р1 и Р2. Если значение давления в линии 45 ниже порога Р1, контролирующий регулятор 64 производит поиск в табл. 1 действия наивысшего приоритета для увеличения добычи углеводородов. В данном варианте задано, что действия порядков 1 и 2 уже осуществлены, действием наивысшего приоритета является то, которое имеет порядок 3, что соответствует задействованию скважины 4, оперативное состояние которой "бездействие".
Поэтому скважина 4 не может быть задействована, и действие порядка 3 не может быть осуществлено.
Контролирующий регулятор 64 производит поиск в табл. 1 действия наивысшего приоритета для увеличения добычи углеводородов, которое является действием порядка 4, соотвествующим запуску скважины 2. Так как эта скважина является скважиной активируемого впрыском газа типа, регулятор 64 дополнительно проверяет доступность газа в системе 35 впрыскивания газа путем проверки того, что давление, измеренное датчиком 36, выше номинального значения для работы этой системы 35, это значение устанавливают в зависимости от характеристик компонентов изобретения.
Так это происходит в данном варианте, контролирующий регулятор 64 дает регулятору 62 команду переключить скважину на режим запуска.
Эта команда интерпретируется индивидуальным алгоритмом управления скважиной 2, который инициирует последовательность запуска этой скважины.
Оперативное состояние скважин следующее (см. табл.5б).
Если состояние доступности газа неудовлетворительное, регулятор 64 будет производить поиск наиболее возможного приоритетного действия для повышения производительности, задаваемого оперативным состоянием скважин.
Теперь мы будем считать, что скважина 4 введена в строй и находится в состоянии "отключение/ожидание".
Оперативное состояние скважин следующее (см. табл. 5в).
Контролирующий регулятор 64 сравнивает значение давления в линии 45 с порогами Р1 и Р2. Если значение давления в линии 45 ниже порога P1, контролирующий регулятор 64 производит поиск в табл. 1 действия наивысшего приоритета для повышения добычи углеводородов, которым является действие порядка 3, соответствующее переводу скважины 4 в режим запуска. Контролирующий регулятор 64 дает локальному регулятору 61 для индивидуального управления скважиной 4 через средство коммуникации команду на переключение скважины 4 в состояние запуска. Эта команда интерпретируется индивидуальным алгоритмом управления скважиной 4, который инициирует последовательность запуска.
Оперативное состояние скважин является тогда следующим (см. табл. 5г).
Если величина давления в линии 45 становится больше, чем порог Р2, контролирующий регулятор 64 производит поиск в табл. 2 действия наивысшего приоритета для уменьшения добычи углеводородов. В данном варианте действием наивысшего приоритета является действие порядка 1, которое соответствует частичному отключению скважины 3; так как эта скважина находится в состоянии отключения/ожидания, это действие не может быть осуществлено. Контролирующий регулятор 64 производит поиск следующего действия наивысшего приоритета, которым является действие порядка 2, соответствующее частичному отключению скважины 2. Так как скважина 2 находится в режиме запуска, это действие не может быть осуществлено. Контролирующий регулятор 64 производит поиск следующего действия наивысшего приоритета, которым является действие порядка 3, соответствующее частичному отключению скважины 1. Контролирующий регулятор 64 дает регулятору 60 для индивидуального управления скважиной 1 через средство коммуникации команду переключить скважину 1 в состояние, соответствующее режиму минимальной производительности. Эта команда интерпретируется индивидуальным алгоритмом управления скважиной 1, который действует соответственно.
Оперативное состояние скважин затем следующее (см. табл. 5д).
Согласно такой же процедуре, как только что описанная, контролирующий регулятор 64 одновременно сравнивает значение давления в резервуаре 39, измеренное посредством датчика 49, с двумя порогами, соответственно высоким порогом Р3 и очень высоким порогом Р4. Если это давление превышает порог Р4, он инициирует действия для снижения добычи нефти в зависимости от приоритетов, установленных для этих действий, принимая во внимание оперативное состояние скважин. Если это давление ниже порога Р3, регулятор 64 инициирует действия для повышения добычи нефти в зависимости от приоритетов, установленных для этих действий, принимая во внимание оперативное состояние скважин.
Согласно процедуре, описанной выше, контролирующий регулятор 64 одновременно сравнивает уровень жидкости в резервуаре 39, измеренный посредством датчика 40, с двумя порогами, высоким порогом Р5 и очень высоким порогом Р6 соответственно. Если этот уровень превышает порог Р6, он инициирует действия для снижения добычи нефти в зависимости от приоритетов, приписанных этим действиям, принимая во внимание оперативное состояние скважин. Если этот уровень ниже порога Р5, регулятор 64 инициирует действия для повышения добычи нефти в зависимости от приоритетов, приписанных этим действиям, принимая во внимание оперативное состояние скважин.
Таким образом, посредством этого изобретения, любая технологическая аномалия, такая как закупорка ниже по потоку линии 45 или выше по потоку перепроизводство нефти, что выражается повышением давления в линии 45, автоматически сопровождается рядом действий для снижения производительности, следствием которых является быстрое снижение давления в линии 45 до числового значения ниже порога Р2 и поэтому предотвращение достижения им порога пуска безопасного режима, результатом которого является отключение установки. Управление действиями по снижению производительности, которые классифицированы по приоритету и исполняются, принимая во внимание оперативное состояние скважин, осуществляется оптимальным образом.
Кроме того, посредством изобретения, добычу нефти поддерживают на максимальном уровне, соответствующем значению давления в трубе 45, которое находится между порогами Р1 и Р2, одновременно соблюдая полную безопасность в отношении эксплуатационных ограничений резервуара.
Изобретение не ограничивается эксплуатацией установки, такой как описанная выше, которая содержит четыре скважины, систему для впрыскивания газа, систему для сбора добытых углеводородов и расположенный ниже по потоку агрегат для переработки. Оно также относится к эксплуатации установки, содержащей множество скважин, несколько инжекционных систем, несколько систем для сбора углеводородов и несколько расположенных ниже по потоку агрегатов для переработки.
Изобретение относится к добыче углеводородов в виде нефти и газа посредством установки, содержащей несколько скважин, систему для сбора добытых углеводородов и расположенный ниже по потоку агрегат для переработки добытых углеводородов, при этом установка дополнительно может содержать систему сжатого газа для активации скважин. Обеспечивает создание способа эксплуатации установки для добычи углеводородов, учитывающего оперативное состояние всех скважин, при полной безопасности работ. Сущность изобретения: способ предусматривает несколько скважин, систему для сбора углеводородов, добытых всеми скважинами, и расположенный ниже по потоку агрегат для переработки добытых углеводородов. Система для сбора углеводородов и агрегат имеют датчики для измерения физических величин, показательных для их работы. Каждой скважиной управляют в соответствии с индивидуальным алгоритмом, использующим модифицируемые контрольные параметры и данные, показательные для оперативного состояния отдельной регулируемой скважины. Согласно изобретению значение измеренной физической величины, показательной для работы системы для сбора углеводородов или указанного агрегата, сравнивают с заданным очень высоким порогом, соответственно с заданным высоким порогом. Если значение измеренной физической величины выше очень высокого порога, соответственно ниже высокого порога, автоматически модифицируют по меньшей мере один параметр индивидуального алгоритма для управления по меньшей мере одной скважиной для осуществления изменения оперативного состояния упомянутой скважины, чтобы инициировать по меньшей мере одно действие, направленное на снижение, соответственно на повышение добычи углеводородов. Этим приводят значение измеренной физической величины назад до значения ниже значения очень высокого заданного порога, соответственно выше значения высокого заданного порога. Действие, направленное на снижение добычи углеводородов, заключается в снижении производительности скважины, которая находится в процессе действия, или отключении одной скважины, которая находится в процессе действия. Действие, направленное на увеличение добычи углеводородов, заключается в повышении добычи из скважины, которая находится в процессе действия, или задействовании скважины, которая была отключена. 3 з.п. ф-лы, 10 табл., 2 ил.
| СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ В ГРУППЕ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 1991 |
|
RU2050472C1 |
| RU 2059795 C1, 10.05.1996 | |||
| СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗЛИФТНОГО КОМПЛЕКСА | 1992 |
|
RU2067161C1 |
| US 4413676 A, 08.11.1983 | |||
| US 4526228 A, 02.07.1985. | |||
