СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫМ МЕСТОРОЖДЕНИЕМ Российский патент 2015 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам автоматического управления технологическими процессами при эксплуатации скважин нефтегазового месторождения.

Известен способ управления нефтегазовым месторождением (Мезенцев Е.Ф. «Автоматизированная система управления технологическим процессом добычи нефти на основе динамической модели участка нефтяного пласта», автореферат диссертации, Уфа, 2010, 24 с.), в котором используют алгоритм выбора оптимального дебита добывающей скважины в режиме непрерывной и кратковременной эксплуатации, а также алгоритм управления группой скважин, который заключается в реализации комплексной технологии моделирования и управления путем формирования управляющего воздействия на скважинное оборудование на основе периодической идентификации постоянно действующей модели участка пласта по мере поступления текущих промысловых данных и расчета оптимального дебита скважины в реальном масштабе времени с учетом как технологических ограничений, так и экономических затрат.

Недостатком указанного способа является необходимость сбора и обработки текущих промысловых данных, отличающихся случайной выборкой по времени и невысокой точностью измерений.

Известен также способ эксплуатации нефтегазового месторождения (RU 2411351, E21B 43/00 от 01 12 2009 «Способ эксплуатации нефтегазового месторождения»). Способ включает регулирование производительности глубинных насосов по давлениям на приеме насоса и устье скважины и температурам внутри погружного электродвигателя (ПЭД) и на выходе из насоса путем изменения частоты тока питания электродвигателя. На приеме глубинного насоса фиксируется датчик измерения давления, на выходе из насоса устанавливается датчик измерения температуры, такой же термометр фиксируется внутри ПЭД. Все датчики информативно сообщены со станцией управления погружного электродвигателя. Работа ПЭД в оптимальном режиме достигается регулировкой частоты питающего электротока так, чтобы давление на приеме насоса было близко к давлению насыщения нефти газом, температура внутри погружного электродвигателя не превышала критического значения, а температура нефти в глубинном насосе не снижалась ниже температуры насыщения нефти парафином.

Недостатком указанного способа является управление производительностью ПЭД только по двум измеряемым параметрам - температуре и давлению, без учета фазового состава продукции скважины. При этом велика вероятность перекачивания только пластовой воды с высокой температурой и значительного перерасхода электроэнергии на подъем и закачку пластовой воды.

Для устранения указанных недостатков предлагается данное изобретение.

Технический результат: создание способа управления нефтегазовым месторождением, в котором увеличение добычи и снижение затрат на потребляемую электроэнергию достигается постоянным измерением дебита фаз продукции скважин в режиме реального времени и выбором режима работы электронасосных установок добычи и поддержания пластового давления так, чтобы дебит нефти был максимальным, а объем пластовой воды и потребление электроэнергии - минимальным.

Технический результат достигается благодаря тому, что предложенный способ эксплуатации месторождения углеводородного сырья включает добывающие и нагнетательные скважины, систему транспортирования продукции скважин, сепарационное оборудование и систему поддержания пластового давления, систему автоматизированного управления производственным процессом, при этом продукцию скважин сепарируют на фазы и транспортируют в систему сбора нефти и газа или в систему поддержания пластового давления, а с целью увеличения добычи и снижения затрат на электроэнергию на устье каждой скважины устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер, непрерывно, в режиме реального времени, измеряют давление, температуру и дебит каждой фазы, собирают и передают информацию в систему автоматизированного управления производственным процессом, на основе информации о дебите каждой фазы, с целью снижения затрат на электроэнергию, устанавливают зависимость дебита каждой добывающей скважины от объемов закачанной пластовой воды, выбирают вариант работы электронасосных установок добычи и поддержания пластового давления так, чтобы дебит нефти был максимальным, а объем пластовой воды и потребление электроэнергии - минимальными.

Способ реализован следующим образом (см. рис.1). На трубопроводе устья каждой скважины устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер, реализующий способ измерения расхода многофазной жидкости (RU 2489685). Измеряют акустический шум, создаваемый движением жидкости при протекании ее через известное сечение, скорость прохождения жидкости определяют по частоте акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости, предварительно измеряют температуру потока и давление в трубе, плотности каждой из фаз, а затем на основе предложенных зависимостей рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы.

Отсутствие информации о фазовом составе многофазной жидкости в течение нескольких часов приводит к перекачиванию излишних объемов пластовой воды и перерасходу электроэнергии. Данные о дебите фаз пластовой жидкости передаются по каналам связи в АСУ ТП добывающего предприятия, где их записывают в математические зависимости, оптимизирующие процесс добычи, а с целью снижения затрат на электроэнергию записывают дебит скважины по фазам ежесекундно и усредняют его за определенный период времени, например сутки, проводят статистическую обработку измерений с целью определения среднего дебита по фазам за определенное выбранное время, сравнивают последующие дебиты по фазам с заданными технологическими параметрами, и при выходе расчетных значений дебитов за заданные границы дебитов выполняют одно из действий:

- снижают производительность насосной установки за счет снижения числа оборотов электродвигателя;

- повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электродвигателя;

- останавливают на определенное время насосную установку для накопления нефти в забое скважины.

Сущность изобретения иллюстрируется рис.1.

На устье добывающих скважин 1 устанавливают пассивно-акустические многофазные расходомеры 2, сигналы передаются в АСУ ТП, обрабатываются в команды для станций управления электродвигателями насосных установок добывающих скважин 3 и станций управления электродвигателями насосных установок 4 нагнетающих скважин 5, насосы которых закачивают обратно в пласт воду после установки первичной подготовки нефти 6.

Для примера оценим финансовые потери ОАО «Татнефть» в 2010-2011 годах от закачки пластовой воды, не требуемой в технологическом процессе добычи. Расчет основан на данных, приведенных на сайте компании. «Для ОАО «Татнефть» пробурены и закончены строительством 331 скважина, в том числе 277 добывающих, из которых в первый год эксплуатации извлечено 393,5 тысяч тонн нефти. Среднесуточный дебит новых скважин, введенных из бурения, в 2010 году составил 8,6 тонн водонефтяной эмульсии в сутки». Рассчитаем дебит по товарной нефти: 393,5 тыс. тонн / 277 скважин=1420 тонн в год на одну скважину. 1420 тонн / 365 дней=3,89 тонн нефти в сутки. Средняя обводненность составит ((8,6-3,89)/8,6)*100%=55%. «Дебит жидкости составляет 56 м³/сутки, нефти 8 тонн/сутки». В этом случае обводненость составит ((56-8)/56)*100%-85%. «В 2011 году в НГДУ «Азнакаевскнефть» абсолютная величина потребляемой электроэнергии составила 173,1 удельных кВтч на добычу 1 т нефти, что на 7,1 кВтч, или 4% ниже показателя 2009 года, когда были максимальные значения добычи жидкости и потребления электроэнергии». Для расчета условно примем, что объем бесконтрольной пластовой воды, поднятой вместе с нефтью, отсепарированной и снова закачанной на глубину пласта, составит 5 м³/сутки=5 тонн/сутки.

Также условно примем стоимость 1 кВт-час электроэнергии 2,4 руб. для Татарстана (такое допущение справедливо из-за множественности тарифов оплаты). Тогда затраты на подъем и закачку бесконтрольной пластовой воды на 1 скважину в сутки составят: 5 тонн*173,1 кВт*час*2,4 руб.=2077,2 руб. При круглогодичной эксплуатации скважины: 2077,2 руб.*300 раб. дней=623160 руб./год. В ОАО «Татнефть» фонд скважин около 20000 шт. Тогда суммарные расходы: 623160*20000=12,46 (млрд руб.).

По данным сайта http://www.sinprotek.ru: «на сегодняшний день доля энергозатрат в себестоимости нефтедобычи - около 30-40% (2-3 место среди всех затрат). Большая часть электроэнергии (55-60%), потребляемой в нефтяной промышленности, расходуется на подъем нефти из скважин. На обеспечение работы системы поддержания пластового давления приходится 22-33% общего потребления энергии, на подготовку и промысловый транспорт нефти - 5-10%. По мере ухудшения условий добычи, эксплуатация малодебитных скважин, с учетом увеличения их глубины, сопровождается резким ростом энергопотребления и, соответственно, падением энергоэффективности. При этом существующие на рынке предложения по повышению энергоэффективности процесса нефтедобычи не позволяют осуществить анализ причин, приводящих к увеличению затрат энергии на каждой конкретной скважине, поэтому выработка плана мероприятий по снижению энергозатрат невозможна».

Указанные существенные признаки в совокупности, характеризующие сущность заявляемого технического решения, не известны в настоящее время для способов управления месторождениями. Аналог, характеризующийся идентичностью всем существенным признакам заявляемого изобретения, в ходе исследований не обнаружен, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «Новизна».

Существенные признаки заявляемого изобретения не могут быть представлены как комбинация, выявленная из известных решений с реализацией в виде отличительных признаков для достижения технического результата, из чего следует вывод о соответствии критерию «Изобретательский уровень». Указанные существенные признаки в совокупности, характеризующие сущность заявляемого технического решения, не известны в настоящее время для способов управления месторождениями.

Список используется источников

1. Мезенцев Е.Ф. «Автоматизированная система управления технологическим процессом добычи нефти на основе динамической модели участка нефтяного пласта», автореферат диссертации, Уфа, 2010, 24 с.

2. «Способ эксплуатации нефтегазового месторождения» RU 2411351, E21B 43/00 от 01.12.2009.

3. «Способ измерения расхода многофазной жидкости» (RU 2489685).

4. http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/homepage/

5. http://www.sinprotek.ru

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам автоматического управления технологическими процессами при эксплуатации скважин нефтегазового месторождения. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения дебита нефти, уменьшения объема перекачиваемой воды и сокращения потребляемой электроэнергии. По способу используют нагнетательные скважины и добывающие скважины, оборудованные насосными установками с электродвигателями. На устье каждой из скважин устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер. Непрерывно в режиме реального времени измеряют давление, температуру и дебит каждой фазы, в том числе воды. Собирают и передают информацию в систему автоматизированного управления производственным процессом непрерывно в режиме реального времени. Информацию усредняют за определенный период времени. Обрабатывают и определяют средний дебит по фазам за выбранное время. Сравнивают с заданными параметрами и на основе информации о дебите каждой фазы устанавливают зависимость дебита каждой скважины от объемов закачанной пластовой воды. Выбирают вариант работы насосных установок с электродвигателями добывающих скважин и поддерживают пластовое давление таким образом, чтобы дебит нефти был максимальным, а объем перекачиваемой пластовой воды и расход электроэнергии - минимальными. При этом при выходе расчетных значений дебитов за заданные границы дебитов выполняют одно из действий: снижают производительность насосной установки за счет снижения числа оборотов электродвигателя; повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электродвигателя; останавливают на определенное время насосную установку для накопления нефти в забое скважины. Продукцию добывающих скважин сепарируют на фазы и транспортируют, в зависимости от фазы, в систему сбора нефти и газа или систему поддержания пластового давления. 1 ил.

Способ управления нефтегазовым месторождением, характеризующийся тем, что используют нагнетательные скважины и добывающие скважины, оборудованные насосными установками с электродвигателями, на устье каждой из скважин устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер, непрерывно в режиме реального времени измеряют давление, температуру и дебит каждой фазы, в том числе воды, собирают и передают информацию в систему автоматизированного управления производственным процессом непрерывно в режиме реального времени, информацию усредняют за определенный период времени, обрабатывают и определяют средний дебит по фазам за выбранное время, сравнивают с заданными параметрами и на основе информации о дебите каждой фазы устанавливают зависимость дебита каждой скважины от объемов закачанной пластовой воды, выбирают вариант работы насосных установок с электродвигателями добывающих скважин и поддерживают пластовое давление таким образом, чтобы дебит нефти был максимальным, а объем перекачиваемой пластовой воды и расход электроэнергии - минимальными, при этом при выходе расчетных значений дебитов за заданные границы дебитов выполняют одно из действий:
снижают производительность насосной установки за счет снижения числа оборотов электродвигателя;
повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электродвигателя;
останавливают на определенное время насосную установку для накопления нефти в забое скважины,
продукцию добывающих скважин сепарируют на фазы и транспортируют, в зависимости от фазы, в систему сбора нефти и газа или систему поддержания пластового давления.