СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ДОБАВЛЕНИЯ ПОНИЖАТЕЛЯ ВЯЗКОСТИ В НЕФТЯНУЮ СКВАЖИНУ, СОДЕРЖАЩУЮ ВНУТРИСКВАЖИННЫЙ НАСОС Российский патент 2019 года по МПК E21B43/12 B01F3/10 G05B13/02 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к системе для оптимизации добычи из одной или более скважин и способу оптимизации расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, такой как понизитель вязкости, в одну или более скважин.

Уровень техники

В нефтяных скважинах с внутрискважинными насосами в качестве средства искусственного подъема высокая вязкость добываемой текучей среды может значительно уменьшать эффективность внутрискважинного насоса и увеличивать потери давления на трение в скважине. Это приводит к пониженным темпам добычи и высокому потреблению мощности. Закачка более легкой нефти в качестве понизителя вязкости (например, легкой нефти с низкой вязкостью) и/или других текучих сред (например, воды) может применяться для уменьшения вязкости добываемой текучей среды и, таким образом, повышения общей эффективности добычи. Альтернативой закачке понизителя вязкости для уменьшения вязкости текучей среды является закачка воды вместо понизителя вязкости. Она известна под названием добычи с непрерывной водной фазой; воду закачивают для инвертирования режима многофазного потока с непрерывной нефтяной фазой в режим с непрерывной водной фазой, тем самым, значительно уменьшая вязкость смеси. Для уменьшения вязкости добываемой текучей среды могут также применяться другие химреагенты (например, реагенты для разложения эмульсий). Хотя в этом описании основное внимание будет уделяться оптимизации понизителя вязкости, те же концепции применимы к другим текучим средам, таким как вода, реагенты для разложения эмульсий и другие химреагенты, которые также могут понижать вязкость высоковязких текучих сред, т.е. текучими средами, закачиваемыми в эти высоковязкие текучие среды, являются текучие среды, понижающие вязкость. Схема типовой скважины с внутрискважинным насосом и системой закачки понизителя вязкости с закачкой выше по потоку от насоса в соответствии с уровнем техники показана на фиг. 1.

Для оптимизации добычи из скважин с закачкой текучих сред, понижающих вязкость, необходимо оптимизировать расход закачки для этих текучих сред. При этом можно получить, например, повышенные темпы добычи или пониженное потребление мощности внутрискважинными насосами.

Оптимальные расходы закачки текучих сред, понижающих вязкость, могут быть найдены с помощью многофункциональных автономных систем имитационного моделирования добычи в типовых скважинах. Эти системы имитационного моделирования основаны на теоретических моделях и моделях, полученных по результатам лабораторных экспериментов.

В качестве альтернативы этому способу, основанному на автономных моделях, понизитель вязкости может быть оптимизирован интерактивно на шаге добычи, но, по-прежнему, на основе детальных моделей скважины и насоса. Например, в CN 101684727 раскрытый способ оптимизации понизителя вязкости основан на комплексных моделях скважин, но внутрискважинные насосы или какие-либо другие средства искусственного подъема не рассматриваются. Аналогичный основанный на моделях подход к оптимизации раскрыт в US 2005173114 A1, в котором раскрыта оптимизация мощности в скважине, содержащей внутрискважинный насос, но без закачки понизителя вязкости. Другое усовершенствованное, основанное на моделях решение для оптимизации раскрыто в US 6535795 B1. В нем раскрыт способ оптимизации расхода добавления химических реагентов в технологический процесс. Изобретение основано на использовании измерений, адаптивных моделей и правил решения для нахождения оптимального расхода закачки и передачи данных об этом оптимальном расходе локальным контроллерам, которые физически регулируют расход добавления химических реагентов.

Основанная на моделях оптимизация представляет собой общий подход при планировании и оптимизации добычи нефти, в частности, добычи с закачкой текучих сред, понижающих вязкость. Основанные на моделях способы, автономные или интерактивные, опираются на точные модели текучей среды (плотность, вязкость и т.д.), поток в трубах (потери давления на трение) и на модели внутрискважинного насоса, учитывающие, как поток текучей среды воздействует на производительность насоса, и как насос воздействует на текучую среду ниже по потоку от насоса (например, он может создавать эмульсии, которые значительно увеличивают потери давления на трение ниже по потоку от насоса).

Оптимизация, основанная на автономном имитационном моделировании с использованием моделей в соответствии с уровнем техники, имеет ряд недостатков.

Способы оптимизации, основанные на автономном имитационном моделировании, подвержены расхождениям между моделями, применяемыми при имитационном моделировании, и реальностью. Это может привести к неоптимальной работе. В некоторых случаях оптимальный расход закачки или отношение расхода закачиваемой текучей среды, понижающей вязкость, к расходу текучей среды, добываемой из пласта (например, содержание понизителя вязкости) вычисляют для некоторых средних скважинных условий. Для конкретной скважины добыча с этим расходом закачки будет в большинстве случаев неоптимальной вследствие различий между реальными условиями эксплуатации в этой скважине и средними условиями, используемыми при оптимизирующих вычислениях. Например, экспериментальные данные показывают, что оптимальное содержание понизителя вязкости (для скважин с закачкой понизителя вязкости) зависит от обводненности добываемого пластового текучей среды и продуктивности пласта.

Для основанных на моделях способах, в которых применяется адаптация параметров модели к доступным измерениям («интерактивные способы оптимизации»), расхождение между реальностью и моделями меньше. Однако некоторые модели могут все же быть некорректными. Кроме того, эти способы требуют регулировки ряда параметров модели в соответствии с данными измерений, что требует времени, внимания и наличия квалифицированного персонала.

Недостатки, связанные с основанными на моделях способами могут быть обобщены в следующем перечне.

• Неточные модели: общие модели скважин опираются на большое количество взаимосвязанных моделей и ряд предположений. Они включают в себя, например,

модель производительности насоса для многофазного потока с (вязкими) текучими средами;

модель воздействия насоса на поток (например, создания эмульсий);

модель и предположения о распределении температуры вдоль скважины, где измерения температуры могут быть недоступными;

модель притока из пласта (поскольку прямые измерения расходов потока не всегда доступны);

модель потерь давления на трение в трубе для многофазного потока с вязкой текучей средой;

данные об обводненности, которые могут не всегда быть доступными или точными; и

данные об объемной доле газа на входе в насос, которые вычисляются по результатам различных измерений и могут быть неточными.

• Кроме того, для некоторых физических воздействий надежные физические модели пока отсутствуют, например:

воздействие скорости работы насоса на точку инверсии;

различия вязкости текучей среды, испытываемые насосом и испытываемые трубой ниже по потоку от насоса;

различия режимов потока в трубе и в насосе, когда поток может быть многофазным с непрерывной водной фазой в насосе и многофазным с непрерывной нефтяной фазой в трубе ниже по потоку от насоса, и наоборот;

насколько быстро газ, присутствующий на входе в насос, растворяется в нефти и понизителе вязкости при прохождении через насос;

инверсия потока, происходящая на полпути через насос (относящаяся к многоступенчатым насосам, таким как электрические погружные насосы (ЭПН)).

• Наряду с тем, что существуют неопределенности, которые вообще трудно поддаются моделированию (например, качество понизителя вязкости), смешивание с нефтяной фазой выше по потоку от насоса зависит от того, какая фаза (водная или нефтяная) будет в наибольшей степени подвергаться воздействию понизителя вязкости, которое трудно прогнозировать; и от того, как смешивание понизителя вязкости (текучей среды) будет изменяться при прохождении через насос (изменяя этим производительность насоса).

Некоторые из перечисленных выше моделей являются теоретическими (и часто наименее точными), тогда как другие получают в ходе лабораторных экспериментов (они являются более точными). Однако испытательное оборудование для этих лабораторных экспериментов также часто не позволяет точно воспроизводить настоящие промысловые условия, что снова приводит к получению неточных моделей при масштабировании результатов экспериментов до натурных промысловых условий. Например, большая часть испытательного оборудования для испытания ступеней электрических погружных насосов (ЭПН) (чтобы определить их производительность для вязких текучих сред и газа) использует синтетические текучие среды, которые не воспроизводят поведение реальной нефти, смешанной с водой и/или газом. Кроме того, такое испытательное оборудование обычно ограничено испытаниями насосов с небольшим количеством ступеней (например, 10-20), тогда как в действительности количество ступеней может быть в 4-6 раз больше. Поэтому воздействия насоса на текучую среду в связи с количеством ступеней насоса не могут быть зафиксированы в этих экспериментах. Таким образом, некоторые физические воздействия, имеющие место в полноразмерном насосе с реальной текучей средой, не могут быть воспроизведены в ходе этих экспериментов и, таким образом, не фиксируются в моделях, создаваемых по результатам этих экспериментов.

Все неопределенности и неточности, присущие этим основанным на моделях подходам, будут приводить к неоптимальной добыче, которая может быть весьма далека от фактического оптимума.

Чтобы сделать модели, применяемые в существующих способах, более надежными, необходимо использовать дополнительные измерения (такие как расход, обводненность, газонефтяной фактор, температуры, вязкость, плотность и т.д.) для настройки моделей. Довольно часто контрольно-измерительные приборы для этих измерений отсутствуют в наличии, или измерения доступны только время от времени (например, когда поток направляют к испытательному сепаратору для определения расхода, обводненности или газосодержания, или когда проводят детальные лабораторные испытания на образцах текучей среды). Вследствие этого, может оказаться затруднительным внести сколько-нибудь значительное улучшение уровня надежности моделей таким путем. Другая проблема состоит в том, что скважинные условия изменяются во время добычи. Вследствие этого модели в основанных на моделях способах оптимизации необходимо постоянно перенастраивать или регулировать в соответствии с новыми условиями. В противном случае накопление неточностей в моделях приведет к неоптимальной работе:

основанные на моделях способы с большим количеством довольно сложных моделей и, соответственно, большим количеством настроечных параметров во всех этих моделях затрудняют достижение быстрой и точной настройки моделей в соответствии с новыми скважинными условиями;

использование нейронных сетей или адаптация моделей для автоматической настройки моделей (как в US 6535795 B1) требует, чтобы скважина подвергалась достаточным изменениям условий эксплуатации (например, посредством испытания скважины). В противном случае идентификация и настройка ключевых параметров могут оказаться невыполнимыми (это известный факт из теории идентификации). Однако в US 6535795 B1 отсутствуют компоненты, которые обеспечивают такие изменения в целях идентификации.

Очевидно, что существует необходимость в улучшенных системе и способе для определения оптимального расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в нефтяные скважины, содержащие внутрискважинные насосы, чтобы оптимизировать характеристики добычи, такие как дебит или потребляемая мощность насосов. Существует также необходимость в постоянном регулировании расхода закачки понизителя вязкости до оптимального значения.

Сущность изобретения

Авторы настоящего изобретения обнаружили, что можно обеспечить улучшенные способ и систему для определения оптимального расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более нефтяных скважин, содержащих один или более внутрискважинных насосов, чтобы оптимизировать понижение вязкости добываемой текучей среды, добываемой, таким образом, из указанных одной или более нефтяных скважин, и, тем самым, оптимизировать производительность добычи указанных одной или более нефтяных скважин посредством увеличения эффективности внутрискважинных насосов и уменьшения потерь давления на трение в указанных одной или более скважинах. Настоящее изобретение применимо в равной степени как к одиночной, так и к нескольким скважинам, оснащенным внутрискважинными насосами и системами закачки текучей среды. Система и способ настоящего изобретения не испытывают проблем, связанных с основанными на моделях или на теории системами из уровня техники, раскрытыми выше, таких как изменения эффективности текучей среды, понижающей вязкость (например, понизителя вязкости), в различных скважинных условиях, например, при изменяющейся обводненности; неточность моделей и предположений, на которых они основаны; трудоемкая и наукоемкая настройка моделей в соответствии с данными измерений.

Таким образом, в первом аспекте настоящего изобретения предлагается система для оптимизации закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну, некоторые или все из одной или более скважин, содержащая внутрискважинный насос, расположенный в скважине или каждой из скважин, и средства для хранения текучей среды, понижающей вязкость, причем указанные средства для хранения соединены со скважиной или каждой из скважин с помощью одной или более линий закачки, через которые текучая среда, понижающая вязкость, может закачиваться средствами закачки текучей среды, понижающей вязкость;

отличающаяся тем, что указанная система содержит:

(a) средства измерения для измерения в реальном времени одного или более параметров производительности добычи указанных одной или более скважин, и измерения расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в указанные одну или более скважин; и

(b) средства для оптимизации закачки текучей среды, понижающей вязкость, в по меньшей мере одну из указанных одной или более скважин так, чтобы оптимизировать производительность добычи на основании: (i) регулирования процесса добычи посредством управляемых изменений закачки текучей среды, понижающей вязкость, в указанные одну скважину или более, чем одну скважину; (ii) средств для обработки измерений в реальном времени параметров производительности добычи, находящихся под воздействием этих изменений, для определения любой необходимой регулировки закачки текучей среды, понижающей вязкость, до оптимального значения; и (iii) при необходимости, выполнения соответствующей физической регулировки закачки текучей среды, понижающей вязкость, для приведения производительности добычи ближе к оптимальной точке.

Термин «производительность добычи» в вышеприведенном описании соответствует характеристикам добычи, измеряемым или вычисляемым/оцениваемым на основании измерений, которые необходимо оптимизировать, например, минимизировать или максимизировать. Параметры производительности добычи могут соответствовать любому из следующего: расходу жидкости, добываемому скважиной, расходу нефти, добываемому скважиной, расходу газа, добываемому скважиной, давлению на входе в насос, давлению на выходе из насоса, давлению на устье скважины, давлению в каком-либо местоположении в скважине, температуре на входе в насос, температуре на выходе из насоса, температуре на устье скважины, температуре в каком-либо местоположении в скважине, мощности, потребляемой насосом; току, подаваемому на электродвигатель насоса; соотношению мощности, потребляемой насосом, и расхода жидкости, добываемого скважиной, соотношению мощности, потребляемой насосом, и расхода нефти, добываемого скважиной, соотношению тока, подаваемого на электродвигатель насоса, и расхода жидкости, добываемого скважиной, соотношению тока, подаваемого на электродвигатель насоса, и расхода нефти, добываемого скважиной, соотношению расхода нефти, добываемого скважиной, и расхода текучей среды, понижающей вязкость, закачиваемой в скважину, эффективности насоса и эффективности добывающей системы в целом, или комбинации любых двух или более из этих параметров.

Система согласно настоящему изобретению обеспечивает большие преимущества по сравнению с системами из уровня техники. Вместо использования моделей (которые могут быть неточными или ненадежными, или могут требовать дополнительных измерений) для вычисления оптимального расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, система согласно настоящему изобретению использует саму скважину в качестве «калькулятора» для приведения расхода закачки для одной скважины или распределения текучей среды, понижающей вязкость, между скважинами к оптимальным значениям.

Во втором аспекте настоящего изобретения обеспечен способ оптимизации закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более скважин, причем скважина или каждая из скважин содержит внутрискважинный насос, при этом текучую среду, понижающую вязкость, закачивают по одной или более линиям закачки с помощью средств закачки текучей среды, понижающей вязкость, в скважину или каждую из скважин, причем данный способ содержит следующее:

(а) опционально, приостанавливают закачку текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более скважин и определяют изменение производительности добычи в скважине, или каждой из скважин, или более, чем в одной скважине, а затем (i) продолжают приостановку закачки текучей среды, понижающей вязкость, в каждую скважину, где производительность добычи улучшается или остается без изменений, или (ii) возобновляют закачку текучей среды, понижающей вязкость, с прежним расходом закачки в каждую скважину, где производительность добычи ухудшается;

(b) опционально, заменяют первую текучую среду, понижающую вязкость, второй текучей средой, понижающей вязкость, или водой, а затем определяют, улучшается ли производительность добычи, и в этом случае вторую текучую среду, понижающую вязкость, или воду оставляют, или ухудшается ли производительность добычи, и в этом случае вторую текучую среду, понижающую вязкость, или воду заменяют первой текучей средой, понижающей вязкость;

(c) изменяют расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более скважин, измеряют или вычисляют по результатам измерений изменение производительности добычи в одной или более скважинах, соответствующее изменению расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, и вычисляют градиент производительности добычи для одной или более скважин как функцию расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более скважин; и

(d) оптимизируют расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну скважину или более, чем в одну скважину, путем регулирования расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в скважину или каждую из скважин в направлении оптимальной производительности добычи, используя градиент производительности добычи, вычисленный на шаге (с), причем указанная оптимизация обеспечивается (i) в случае одиночной скважины, посредством регулирования расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в скважину до тех пор, пока производительность добычи скважины не достигнет своего оптимального значения, которое может быть максимальным или минимальным, или (ii) в случае более, чем одной скважины, путем регулирования расходов закачки текучей среды, понижающей вязкость, в каждую скважину до тех пор, пока производительность добычи общей системы всех скважин не достигнет своего оптимального значения, которое может быть максимальным или минимальным.

В третьем аспекте настоящего изобретения обеспечена система для оптимизации добычи нефти из одной или более скважин, содержащая систему для оптимизации расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, между одной или более скважинами в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения.

В четвертом аспекте настоящего изобретения обеспечен способ оптимизации добычи нефти из одной или более скважин, содержащий способ оптимизации распределения текучей среды, понижающей вязкость, между одной или более скважинами в соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения.

Краткое описание чертежей

Настоящее изобретение схематически проиллюстрировано в качестве примера на прилагаемых чертежах, где:

на фиг. 1 представлено схематическое изображение скважины, содержащей внутрискважинный насос (электрический погружной насос) и линию закачки понизителя вязкости;

на фиг. 2 представлено схематическое изображение скважины, как и на фиг. 1, причем дросселем закачки понизителя вязкости управляет компьютерный блок, который, в конечном счете, доводит расход закачки понизителя вязкости до оптимального значения;

на фиг. 3 представлено схематическое изображение, иллюстрирующее процесс оптимизации для давления на входе в насос в соответствии с настоящим изобретением;

на фиг. 4 представлено схематическое изображение комбинации из нескольких скважин с системой распределения понизителя вязкости до оптимизации в соответствии с настоящим изобретением, и схематическое изображение той же комбинации из нескольких скважин и системы распределения понизителя вязкости после оптимизации с оптимизированным содержанием понизителя вязкости для каждой скважины, определяемым эффективностью η понизителя вязкости для каждой скважины.

Осуществление изобретения

Системы и способы согласно настоящему изобретению имеют много преимуществ над ранее известными системами и способами. Система согласно настоящему изобретению превосходит их, так как не требует теоретических или лабораторных моделей. Вместо этого, испытания в реальном времени производительности добычи посредством управляемых изменений расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну, некоторые или все скважины позволяют использовать скважины в качестве «калькулятора» для нахождения градиента производительности добычи как функции расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость; и регулировать, исходя из этого градиента, расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, до значения, которое обеспечивает оптимальную производительность добычи для одной или нескольких скважин.

Один конкретный вариант осуществления настоящего изобретения соответствует случаю, когда систему оптимизации и/или способ оптимизации, раскрытые выше, применяют к скважине с автоматическим управлением скоростью работы насоса для поддержания давления на входе в насос или давления в некотором месте в скважине выше по потоку от точки закачки текучей среды, понижающей вязкость, при требуемой уставке. Когда автоматический контроллер поддерживает давление при некотором значении уставки, пластовую текучую среду из скважины добывают с постоянным расходом, независимо от изменений расхода текучей среды, понижающей вязкость. Минимизируя потребляемую мощность насоса, которую выбирают в качестве параметра производительности добычи, оптимизируют добычу при этом постоянном расходе добычи пластовой текучей среды. В этом случае все воздействия, оказываемые закачкой текучей среды, понижающей вязкость, на добычу, отражаются в виде единственного измеряемого параметра: мощности, потребляемой насосом. Поскольку мощность насоса тесно связана со скоростью работы насоса и током электродвигателя насоса, их также можно использовать в качестве параметров показателей добычи вместо потребляемой мощности насоса. Это конкретное применение способа оптимизации, раскрытого выше, обеспечивает большие преимущества, так как требует только измерений:

• давления на входе в насос или в выбранном месте в скважине (для автоматического регулирования давления);

• расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость; и

• параметра производительности добычи (например, потребляемой мощности насоса, скорости работы насоса или тока электродвигателя насоса).

Датчики для всех этих измерений доступны в самых базовых конфигурациях скважин, при этом дополнительные датчики не требуются. Способ согласно настоящему изобретению решает многие проблемы, связанные со способами, известными из уровня техники, применяемыми для оптимизации расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более скважин:

• благодаря использованию шагов настоящего способа, способ настоящего изобретения позволяет оператору обойтись без использования моделей и связанных с ними неопределенностей и неточностей, что приводит к получению более точных результатов оптимизации для текучей среды, понижающей вязкость;

• способ по настоящему изобретению требует только выполнения измерений расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, и измерений производительности добычи или измерений, которые используются для вычисления производительности добычи. Измерения вязкости текучей среды, расхода, обводненности, газонефтяного фактора и т.д., которые необходимы для надлежащей настройки моделей оптимизации при существующей технологии, не требуются;

• способ по настоящему изобретению позволяет оператору находить оптимальный расход текучей среды, понижающей вязкость, соответствующий текущим скважинным условиям в скважине по сравнению с условиями, используемыми в имитационных моделях для типовой скважины или при скважинных условиях в прошлом, и, в результате, эти условия реального времени принимаются в расчет в явной форме, что приводит к более оптимальному решению; и

• автоматическая реализация шагов (с) и (d) позволяет системе поддерживать закачку текучей среды, понижающей вязкость, при оптимальном значении, несмотря на то, что оптимальное значение может изменяться на протяжении всего процесса добычи вследствие изменения условий эксплуатации в скважине (например, изменение обводненности). Поддержание оптимального расхода закачки происходит автоматически, не вынуждая оператора контролировать и регулировать расходы закачки понизителя вязкости при различных условиях эксплуатации.

В настоящем изобретении расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, в данную скважину (также называемый расходом текучей среды, понижающей вязкость, или расходом потока текучей среды, понижающей вязкость) представляет собой расход потока текучей среды, понижающей вязкость, в конкретную скважину по конкретной линии закачки, связанной с ней. Таким образом, каждая скважина в многоскважинной системе может иметь различный расход закачки текучей среды, понижающей вязкость. Распределение доступного общего расхода текучей среды, понижающей вязкость, между всеми скважинами должно зависеть от эффективности текучей среды, понижающей вязкость, для каждой отдельной скважины. Эта эффективность характеризуется градиентом производительности добычи как функции расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость. Этот градиент находят посредством управляемых изменений расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, измерений в реальном времени производительности добычи, соответствующей этим изменениям, и обработки этих измерений.

Скважины согласно настоящему изобретению могут быть вертикальными скважинами или скважинами, отклоненными от вертикали. Скважины могут иметь на забое нефтяной пласт (залежь нефти), содержащий текучую среду. В одном из вариантов осуществления скважины представляют собой скважины с тяжелой нефтью. Тяжелая нефть имеет высокую вязкость и относительную плотность, а также более тяжелый молекулярный состав. Примерами являются тяжелые нефти с вязкостью выше, чем 50 сП.

В настоящем изобретении обводненность представляет собой отношение воды к общему весу текучих сред, добываемых из пласта.

В настоящем изобретении средства для хранения текучей среды, понижающей вязкость, могут представлять собой любые средства, функционирующие в качестве резервуара для текучей среды, понижающей вязкость (например, бак). Он может располагаться на одной или более скважинах или вблизи от них, или может находиться в месте, удаленном от одной или более скважин, при этом жидкость перекачивается в указанные скважины при необходимости.

В настоящем изобретении градиент производительности добычи как функция расхода текучей среды, понижающей вязкость, представляет собой соотношение небольшого изменения производительности добычи и изменения расхода текучей среды, понижающей вязкость. На практике это - очень удобный количественный показатель, так как градиент производительности добычи показывает направление, в котором необходимо изменять расход закачки, чтобы оптимизировать (минимизировать или максимизировать) производительность добычи, а также то, насколько велико будет улучшение производительности добычи для данного изменения расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость. Если градиент производительности добычи больше 0 при текущем расходе закачки текучей среды, понижающей вязкость, то увеличение расхода закачки будет увеличивать производительность добычи. Если градиент производительности добычи меньше 0, то производительность добычи можно увеличить путем уменьшения расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость.

В настоящем изобретении внутрискважинный насос представляет собой насос, расположенный внутри скважины для обеспечения искусственного подъема текучей среды, присутствующей в пласте скважины. Как правило, внутрискважинный насос может представлять собой электрический погружной насос (ЭПН), насос с гидроприводом или струйный насос, а предпочтительно - электрический погружной насос.

В настоящем изобретении текучая среда, понижающая вязкость, представляет собой текучую среду, способную понижать вязкость текучей среды, добываемой из пласта, при ее закачке в скважины с помощью средств закачки текучей среды, понижающей вязкость. Это понижение вязкости может уменьшить мощность, потребляемую внутрискважинным насосом, и/или увеличить темп добычи - иными словами, оно может оптимизировать производительность добычи. Примерами подходящих текучих сред, понижающих вязкость, служат понизитель вязкости, вода и реагент для разложения эмульсий, при этом предпочтительным является понизитель вязкости, например, легкая нефть.

В предпочтительном варианте осуществления системы согласно настоящему изобретению она дополнительно содержит одно или более из следующего:

(c) средства для управления расходом закачки текучей среды, понижающей вязкость;

(d) опционально, средства для замены одной текучей среды, понижающей вязкость, другой текучей средой, понижающей вязкость;

(e) опционально, средства для автоматического управления любым из насоса, дросселя на устье скважины или средств для управления расходом закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более скважин для автоматического управления одним или более параметрами производительности добычи одной, некоторых или всех из одной или более, чем одной скважины, работой насоса или закачкой текучей среды, понижающей вязкость, в одну, некоторые или все из одной или более скважин;

(f) компьютерный блок управления или автоматический блок управления для обработки результатов измерений в реальном времени, полученных средствами (а) измерения и выполнения автоматическим или автоматизированным способом изменений и регулировок закачки текучей среды, понижающей вязкость, для оптимизации производительности добычи в средствах (b).

Компоненты (c)-(f) настоящего изобретения позволяют выполнять процесс оптимизации с использованием комплекта автоматизированных блоков. Это облегчает выполнение, обеспечивая возможность регулярной оптимизации в реальном времени на основе измерения в реальном времени.

В другом предпочтительном варианте осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением общий расход текучей среды, понижающей вязкость, доступной для закачки во все скважины многоскважинной системы, ограничен, и средства для оптимизации расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в скважину или каждую из скважин содержат компьютерный блок для вычисления в реальном времени оптимального распределения общего расхода текучей среды, понижающей вязкость, между одной или более скважинами, чтобы оптимизировать производительность добычи системы добычи, состоящей из указанной многоскважинной системы.

Средства для управления расходом закачки текучей среды, понижающей вязкость, могут представлять собой регулируемый клапан или насос с регулируемой скоростью работы.

Средствами для выполнения измерений в реальном времени указанных одного или более параметров производительности добычи и расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, как правило, являются датчики, помещенные в скважину или каждую из скважин, внутрискважинный насос, блок питания или линию подачи питания, или внутрискважинный насос и линию или каждую из линий закачки для текучей среды, понижающей вязкость. Датчики могут быть снабжены соответствующими фильтрами для уменьшения шумовых сигналов.

В одном предпочтительном варианте осуществления системы согласно настоящему изобретению компьютерный блок (f) отображает для оператора оптимизированный расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, в скважину или каждую из скважин, обеспечивая этим возможность ручного регулирования указанным оператором средств закачки текучей среды, понижающей вязкость, для достижения оптимального расхода закачки средствами закачки текучей среды, понижающей вязкость, чтобы достичь оптимального расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в скважину или каждую из скважин, или передает ее непосредственно на средство или каждое из средств для управления расходом закачки текучей среды, понижающей вязкость, и, таким образом, автоматически регулирует закачку текучей среды, понижающей вязкость, в скважину или каждую из скважин для достижения оптимизированной производительности добычи скважины или каждой из скважин или общей производительности добычи всей добывающей системы, состоящей из нескольких скважин. Предпочтительно, компьютерный блок (f) управления передает вычисленный оптимизированный расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, для скважины или каждой из скважин на средство или каждое из средств для управления расходом закачки текучей среды, понижающей вязкость, причем указанное средство представляет собой регулируемый клапан или насос с регулируемой скоростью прокачки, которые могут автоматически регулироваться компьютерным блоком (f).

В одном предпочтительном варианте осуществления способа согласно настоящему изобретению в случае нескольких скважин шаг (с) может выполняться на паре скважин, в которой изменение расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одной скважине противоположно направлению изменения расхода в другой. Вследствие этого общий расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, для каждой пары скважин не изменяется, что является предпочтительным для наземного технологического процесса.

В другом предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением шаг (а) выполняют, когда предполагается, что приостановка закачки текучей среды, понижающей вязкость, приведет к более оптимальной производительности добычи скважины или каждой из скважин.

В еще одном предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением шаг (а) выполняют, поскольку предполагается, что добыча из скважины достигла обводненности, соответствующей точке инверсии текучей среды без добавления текучей среды, понижающей вязкость.

В способе согласно настоящему изобретению производительность добычи предпочтительно оптимизируют посредством оптимизации расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более, чем одну скважину.

Текучей средой, понижающей вязкость, для использования в системе или способе согласно настоящему изобретению может быть, например, понизитель вязкости, вода или реагент для разложения эмульсий. Предпочтительно, текучая среда, понижающая вязкость, представляет собой понизитель вязкости и, наиболее предпочтительно - легкую нефть.

Внутрискважинный насос для использования в системе и способе согласно настоящему изобретению предпочтительно представляет собой электрический погружной насос, струйный насос или насос с гидроприводом, а наиболее предпочтительно - электрический погружной насос. Скважина в способе согласно настоящему изобретению предпочтительно представляет собой скважину с тяжелой нефтью.

В другом предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением каждый из шагов (а), опционального шага (b), (с) и (d) может независимо выполняться вручную или автоматически.

В еще одном предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением каждый из шагов (а), опционального шага (b), (с) и (d) выполняется автоматически.

В другом предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением каждый из шагов (с) и (d) выполняется одновременно. При одновременном выполнении шагов (с) и (d) изменение расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, на шаге (с), может представлять собой периодическое изменение относительно среднего значения; при этом среднее значение может регулироваться в направлении оптимума на шаге (d). На шаге (с) градиент может оцениваться динамической системой. Кроме того, регулирование среднего значения может выполняться динамической системой.

В еще одном предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением автоматические шаги выполняются путем автоматического запуска программы на компьютере, причем датчики в линиях текучей среды, понижающей вязкость, и датчики для измерения или оценки производительности добычи автоматически передают данные измерений в качестве сигналов обратной связи с шагов (а), опционального шага (b), (с) и (d) на компьютер, и на основании этих измерений программа определяет, как оптимизировать расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну, некоторые или все из одной или более, чем одной скважины, и автоматически дает инструкцию о выполнении соответствующего действия для достижения этого.

Система для оптимизации добычи нефти из одной или более скважин в соответствии с третьим аспектом настоящего изобретения содержит систему для оптимизации расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, между одной или более скважинами в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения и может включать в себя все предпочтительные варианты осуществления системы в соответствии с изобретением.

Способ оптимизации добычи нефти из одной или более скважин в соответствии с четвертым аспектом настоящего изобретения содержит способ оптимизации распределения текучей среды, понижающей вязкость, между одной или более скважинами в соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения и может включать в себя все предпочтительные варианты осуществления способа в соответствии с изобретением.

Как объяснялось выше, изменения расхода текучей среды, понижающей вязкость, на шаге (с) могут выполняться для нескольких скважин в парах скважин в противоположном направлении, т.е. когда изменение расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость (например, понизителя вязкости), для одной скважины противоположно изменению расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость (например, понизителя вязкости), для другой скважины. В этом случае не будет изменения общего расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, что является предпочтительным для наземного технологического процесса. Кроме того, в случае, когда насос и/или дроссель на устье скважины оснащены автоматическими контроллерами, которые поддерживают постоянное давление впуска на входе в насос, также не будет происходить изменений общего расхода добываемой пластовой текучей среды, что делает этот подход еще более предпочтительным для наземного технологического процесса. Это очень полезное свойство. Могут использоваться более совершенные комбинации шага (с) с такой же концепцией, как изложена выше.

Для нескольких скважин вектор, состоящий из градиентов производительности добычи во всех скважинах, является, по существу, градиентом общей производительности добычи для всех скважин как функции расходов закачки текучей среды, понижающей вязкость. После того, как этот градиент станет известным, можно использовать существующие градиентные способы оптимизации для оптимизации общей производительности добычи нескольких скважин как функции расходов закачки текучей среды, понижающей вязкость. Простейшими способами оптимизации, которые можно использовать, являются методы линейного программирования, которые очень дешевы при реализации в том, что касается вычислительной мощности. Это обусловливает очень низкие требования к компьютерному аппаратному обеспечению, необходимому для этой системы.

Принцип настоящего изобретения почти точно так же может применяться к транспортировочным линиям, оснащенным бустерными насосами. Для уменьшения вязкости текучей среды в транспортировочных линиях и в бустерных насосах воду, например, можно закачивать выше по потоку от насосов. Оператор может использовать такую же систему и способ, как раскрыты выше, для такой системы транспортировки. В этом случае вместо применения к вертикальной скважине с внутрискважинным насосом это будет применением к горизонтальной линии с бустерным насосом. Текучую среду (этом случае - воду) закачивают выше по потоку от насоса в обоих случаях.

Дополнительные преимущества и улучшения, связанные со способом и системой согласно настоящему изобретению, включают в себя следующее.

• Способ согласно настоящему изобретению основан на результатах прямых измерений, полученных из скважины, где и когда применяют оптимизацию, а не из типовой моделируемой скважины или скважины при некоторых условиях в прошлом.

• Способ согласно настоящему изобретению заведомо учитывает все условия, воздействия и аппаратные компоненты из скважины: приток в пласт, впускные трубы, производительность насоса для 3-фазного потока, качество смешивания текучей среды, понижающей вязкость, с нефтяной фазой, образование эмульсий, воздействия скорости работы насоса/смешивания на образование эмульсий и режим потока, потери мощности в электродвигателе насоса и кабелях. Многие из этих воздействий не моделируются или вообще не могут точно моделироваться, или требуют параметров для настройки соответствующих моделей, которые не могут быть точно измерены или найдены.

• Способ согласно настоящему изобретению требует только штатного приборно-измерительного оборудования для измерения расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, и параметра или параметров производительности добычи, которые могут использоваться для оценки производительности добычи. Эти параметры также обычно доступны для измерений.

• Способ и система согласно настоящему изобретению используют стандартные контроллеры, которые можно приобрести у поставщиков насосов или поставщиков систем управления технологическими процессами, которые управляют добычей в целом. Автоматическое вычисление градиента производительности добычи и градиентной оптимизации может выполняться с использованием простых компонентов, таких как ПИД (пропорционально-интегрально-дифференцирующие)-контроллеры, фильтры нижних частот и интеграторы.

• Способ согласно настоящему изобретению может быть реализован вручную оператором в соответствии с предложенным алгоритмом, или автоматической системой, или с помощью комбинации двух этих способов. Вначале он может быть реализован в виде ручной операции. После того, как способ будет проверен и принят операторами, он может быть реализован в качестве полностью автоматической или частично автоматизированной программы.

• Программа оптимизации требует небольшой вычислительной мощности, так как может быть основана на методах линейного программирования, которые хорошо известны, просты в реализации и очень дешевы в вычислительном отношении. Поэтому они могут быть реализованы непосредственно в системе управления технологическими процессами или в недорогом компьютерном блоке.

• Программа оптимизации может быть легко доработана до более совершенных, хотя и стандартных, градиентных способов оптимизации, которые доступны в литературе и хорошо известны специалисту в области добычи из подземных скважин.

• Способ согласно настоящему изобретению вносит лишь незначительные возмущения в работу наземного обрабатывающего оборудования. Эти незначительные возмущения можно значительно уменьшить или устранить в нескольких скважинах посредством сочетания пробной эксплуатации и оптимизации мощности в парах скважин в противоположных направлениях.

• Способ и систему согласно настоящему изобретению можно комбинировать с автоматическими системами управления для внутрискважинных насосов и дросселей на устьях скважин. Единственное требование состоит в том, чтобы эти системы управления обладали функциональной возможностью управления уставкой давления на входе в насос.

• Знание момента остановки закачки текучей среды, понижающей вязкость, на шаге (а) может сберечь до 50-60% потребления энергии насосами, когда добыча из скважины ведется вблизи от точки инверсии.

• Способ согласно настоящему изобретению позволяет учитывать ограничения на расход закачки текучей среды, понижающей вязкость (например, понизителя вязкости), для каждой отдельной скважины, а также ограничения на общий расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, для всех скважин.

Настоящее изобретение можно глубже понять путем рассмотрения следующих примеров системы и способа согласно настоящему изобретению.

Схема типовой подземной скважины с внутрискважинным насосом показана на фиг. 1. На забое каждой подземной скважины 1 имеется нефтяной пласт 2. Для обеспечения искусственного подъема вязкой нефти, позволяющего после этого извлекать ее, скважина снабжена внутрискважинным насосом в виде электрического погружного насоса (ЭПН) 3. Темпы добычи можно регулировать с помощью дросселя 4 эксплуатационной скважины. Для уменьшения вязкости нефти, чтобы способствовать увеличению эффективности ЭПН, понизитель вязкости, такой как легкая нефть, закачивают из блока 5 обеспечения понизителем вязкости по линии 7 закачки понизителя вязкости в скважину, при этом расход закачки регулируют дросселем 6 для понизителя вязкости. Смесь с уменьшенной вязкостью, получаемую таким образом, перекачивают насосом ЭПН 3 через дроссель 4 эксплуатационной скважины к эксплуатационному манифольду 8 для перекачивания к эксплуатационному объекту.

Схема системы для оптимизации расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в подземную скважину 1 с нефтяным пластом 2 показана на фиг. 2. На забое каждой подземной скважины 1 имеется нефтяной пласт 2. Для обеспечения искусственного подъема вязкой нефти, позволяющего после этого извлекать ее, скважина снабжена внутрискважинным насосом в виде электрического погружного насоса (ЭПН) 3. Темпы добычи можно изменять с помощью дросселя 4 эксплуатационной скважины. Для уменьшения вязкости нефти, чтобы способствовать увеличению эффективности ЭПН, понизитель вязкости, такой как легкая нефть, закачивают из блока 5 обеспечения понизителем вязкости по линии 7 закачки понизителя вязкости в скважину. Расход закачки регулируют дросселем 6 для текучей среды, понижающей вязкость. Смесь с уменьшенной вязкостью, получаемую таким образом, перекачивают насосом ЭПН 3 через дроссель 4 эксплуатационной скважины к эксплуатационному манифольду для перекачивания к эксплуатационному объекту. В ЭПН, дросселе эксплуатационной скважины и линии закачки имеется комплект датчиков, которые передают данные измерений соответствующих параметров производительности добычи, таких как давление на входе в ЭПН 3, давление на выходе из ЭПН 3, мощность, потребляемая ЭПН 3, ток, подаваемый на ЭПН 3, и расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, через главный датчик 9 на центральный компьютерный блок 10 управления.

На практике, согласно настоящему изобретению, оператор вносит небольшое изменение в расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, по линии 7 закачки. Это приводит к соответствующему изменению одного из параметров производительности добычи, например, давления на входе в ЭПН 3. Цель состоит в том, чтобы позволить оператору или компьютерному блоку управления, как в случае системы, показанной на фиг.2, использовать этот итеративный процесс в реальном времени для принятия после каждого шага решения о том, увеличить или уменьшить расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, в зависимости от эффекта, достигаемого в системе за счет предыдущего изменения, при этом шаги повторяют до тех пор, пока расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, не будет оптимизирован. В этот же момент давление на входе также будет оптимизировано, как и производительность добычи системы скважин в целом.

Графики изменения расхода q_пв текучей среды, понижающей вязкость (например, понизителя вязкости), в зависимости от времени и соответствующее изменение давления p_пв на входе показаны на фиг. 3. При каждом изменении расхода q_пв текучей среды, понижающей вязкость, датчики 10 регистрируют изменение создаваемого давления p_пв на входе и подают эту величину на компьютерный блок 10 управления. После этого компьютерный блок 10 управления автоматически регулирует расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, в скважине (при необходимости) с помощью дросселя 6 для текучей среды, понижающей вязкость. Это повторяется до тех пор, пока не будет достигнута оптимизация расхода текучей среды, понижающей вязкость. При достижении оптимизации расхода текучей среды, понижающей вязкость, производительность добычи из скважины, измеряемая по давлению на входе, также оптимизируется. Этот автоматически управляемый процесс, основанный на обратной связи от системы в реальном времени, можно видеть на чертеже графиков зависимости от времени при переходе обеих величин к оптимизации.

Схема системы добычи с четырьмя скважинами и линиями закачки понизителя вязкости в каждую из этих скважин и к наземному местоположению показана на фиг. 4. Перед оптимизацией понизитель вязкости закачивают во все скважины с одним и тем же содержанием понизителя вязкости. После оптимизации в соответствии с настоящим изобретением (см. ниже более подробную информацию), поскольку эффективность η понизителя вязкости зависит от скважинных условий (например, от обводненности), в скважины с более высокой эффективностью понизителя вязкости закачивают большее количество понизителя вязкости. В этом примере η₁>η₂>η₃>>η₄, т.е. эффективность понизителя вязкости в скважине 1 выше, чем эффективность в скважине 2, которая выше, чем эффективность в скважине 3, которая, в свою очередь, намного выше, чем в скважине 4. Для скважины 4 с очень низкой эффективностью понизителя вязкости закачку понизителя вязкости приостанавливают, и перенаправляют его к другим скважинам и, если необходимо, к наземному месту закачки.

При одном испытании график мощности ЭПН в зависимости от содержания понизителя вязкости для фиксированного темпа добычи нефти из пласта был построен на основе испытаний в контуре многофазного потока в этом пласте с эмулированной скважиной, полноразмерным ЭПН и вязкой нефтью. Было четко установлено, что эффективность понизителя вязкости отличается для различных значений обводненности. В качестве иллюстрации, для 0%-й обводненности закачку понизителя вязкости при 5%-м содержании понизителя вязкости давало уменьшение мощности ЭПН на 5 кВт; для 35%-й обводненности закачка понизителя вязкости с тем же расходом (и содержанием понизителя вязкости) давала уменьшение мощности ЭПН на 22 кВт; для 60%-й обводненности (непрерывная водная фаза) закачка понизителя вязкости при том же содержании понизителя вязкости давала уменьшение мощности ЭПН приблизительно лишь на 1 кВт. Это ясно показывает, что эффективность понизителя вязкости значительно изменяется в зависимости от обводненности.

Изобретение относится к системе для оптимизации добычи из одной или более скважин и способу оптимизации расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, такой как понижатель вязкости, в одну или более скважин. Техническим результатом является оптимизация добычи вязкой нефти. Система для оптимизации закачки понижателя вязкости в одну, некоторые или все из одной или более нефтяных скважин содержит внутрискважинный насос и средства для хранения понижателя вязкости, причем указанные средства для хранения соединены со скважиной или каждой из скважин с помощью одной или более линий закачки, через которые можно закачивать понижатель вязкости средствами закачки понижателя вязкости. При этом указанная система содержит средства измерения для измерения в реальном времени одного или более параметров производительности добычи скважин и измерения расхода закачки понижателя вязкости; и средства для оптимизации закачки понижателя вязкости в по меньшей мере одну из указанных одной или более скважин на основании: (i) средств для создания управляемых изменений закачки понижателя вязкости в по меньшей мере одну или каждую скважину; (ii) средств для обработки измерений в реальном времени параметров производительности добычи, находящихся под воздействием этих изменений, для определения необходимой регулировки закачки понижателя вязкости до оптимального значения; и (iii), при необходимости, выполнения соответствующей физической регулировки закачки понижателя вязкости для приведения производительности добычи ближе к оптимальной точке, а также способ указанной оптимизации. 4 н. и 30 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Система для оптимизации закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну, некоторые или все из одной или более скважин, содержащая внутрискважинный насос, расположенный в скважине или в каждой из скважин, и средства для хранения текучей среды, понижающей вязкость, соединенные со скважиной или каждой из скважин с помощью одной или более линий закачки, обеспечивающих возможность закачки текучей среды, понижающей вязкость, средствами закачки текучей среды, понижающей вязкость;

отличающаяся тем, что указанная система содержит:

(a) средства измерения для измерения в реальном времени одного или более параметров производительности добычи указанных одной или более скважин и измерения расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в указанные одну или более скважин; и

(b) средства для оптимизации закачки текучей среды, понижающей вязкость, в по меньшей мере одну из указанных одной или более скважин так, чтобы оптимизировать производительность добычи на основании: (i) регулирования процесса добычи с помощью средств для создания управляемых изменений закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну скважину или более чем одну скважину; (ii) средств для обработки измерений в реальном времени параметров производительности добычи, находящихся под воздействием этих изменений, для определения любой необходимой регулировки закачки текучей среды, понижающей вязкость, до оптимального значения; и (iii), при необходимости, выполнения соответствующей физической регулировки закачки текучей среды, понижающей вязкость, для приведения производительности добычи ближе к оптимальной точке.

2. Система по п. 1, дополнительно содержащая одно или более из следующего:

(c) средства для управления расходом закачки текучей среды, понижающей вязкость;

(d) опционально, средства для замены одной текучей среды, понижающей вязкость, другой текучей средой, понижающей вязкость;

(e) опционально, средства для автоматического управления любым из насоса, дросселя на устье скважины или средств для управления расходом закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более скважин для автоматического управления одним или более параметрами производительности добычи одной, некоторых или всех из одной или более чем одной скважины, работой насоса или закачкой текучей среды, понижающей вязкость, в одну, некоторые или все из одной или более скважин;

(f) компьютерный блок управления или автоматический блок управления для обработки результатов измерений в реальном времени, полученных средствами (а) измерения по п. 1 и выполнения автоматическим или автоматизированным образом изменений и регулировок закачки текучей среды, понижающей вязкость, для оптимизации производительности добычи в средствах (b) по п. 1.

3. Система по п. 1 или 2, в которой общий расход текучей среды, понижающей вязкость, доступной для закачки во все скважины многоскважинной системы, ограничен, при этом средства для оптимизации расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в скважину или каждую из скважин содержат компьютерный блок для вычисления в реальном времени оптимального распределения общего расхода текучей среды, понижающей вязкость, между одной или более скважинами так, чтобы оптимизировать производительность добычи системы добычи, состоящей из указанной многоскважинной системы.

4. Система по любому из пп. 1-3, в которой параметры производительности добычи скважины могут представлять собой одно или более из следующего: расход жидкости, добываемый скважиной, расход нефти, добываемый скважиной, расход газа, добываемый скважиной, давление на входе в насос, давление на выходе из насоса, давление на устье скважины, давление в каком-либо местоположении в скважине, температура на входе в насос, температура на выходе из насоса, температура на устье скважины, температура в каком-либо местоположении в скважине, мощность, потребляемая насосом; ток, подаваемый на электродвигатель насоса; соотношение мощности, потребляемой насосом, и расхода жидкости, добываемого скважиной, соотношение мощности, потребляемой насосом, и расхода нефти, добываемого скважиной, соотношение тока, подаваемого на электродвигатель насоса, и расхода жидкости, добываемого скважиной, соотношение тока, подаваемого на электродвигатель насоса, и расхода нефти, добываемого скважиной, соотношение расхода нефти, добываемого скважиной, и расхода текучей среды, понижающей вязкость, закачиваемой в скважину, эффективности насоса и эффективности добывающей системы в целом.

5. Система по п. 3, в которой производительность добычи добывающей системы, состоящей из нескольких скважин, является оптимизируемой путем оптимизации любого одного или более из следующих параметров производительности добычи: общая мощность, потребляемая всеми насосами из всех скважин, общий расход жидкости, добываемый из всех скважин, общий расход нефти, добываемый из всех скважин, общий расход газа, добываемый из всех скважин, соотношение общей мощности, потребляемой всеми насосами, и общего расхода жидкости, добываемого из всех скважин, соотношение общей мощности, потребляемой всеми насосами, и общего расхода нефти, добываемого из всех скважин, и соотношение общего расхода нефти, добываемого всеми скважинами, и общего расхода текучей среды, понижающей вязкость, закачиваемой во все скважины.

6. Система по любому из пп. 1-5, в которой внутрискважинный насос представляет собой электрический погружной насос, погружной насос с гидроприводом или струйный насос, предпочтительно электрический погружной насос.

7. Система по любому из пп. 1-6, в которой текучая среда, понижающая вязкость, выбрана из понизителя вязкости, воды и реагента для разложения эмульсий.

8. Система по любому из пп. 1-7, в которой текучая среда, понижающая вязкость, представляет собой понизитель вязкости, предпочтительно легкую нефть.

9. Система по любому из пп. 1-8, в которой средствами для выполнения измерений в реальном времени указанных одного или более параметров производительности добычи и расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, согласно шагу (а) по п. 1 являются датчики, помещенные в скважину или каждую из скважин, внутрискважинный насос, блок питания или линию подачи питания для внутрискважинного насоса и в линию или каждую из линий закачки для текучей среды, понижающей вязкость.

10. Система по п. 9, в которой датчики снабжены соответствующими фильтрами для уменьшения шумовых сигналов.

11. Система по любому из пп. 1-10, в которой средства для управления расходом закачки текучей среды, понижающей вязкость, выбраны из регулируемого клапана и насоса с регулируемой скоростью работы.

12. Система по любому из пп. 1-11, в которой один из указанных компьютерного блока (f) управления или компьютерного блока выполнен с возможностью отображать для оператора оптимизированный расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, в скважину или каждую из скважин, что обеспечивает возможность ручного регулирования указанным оператором средств закачки текучей среды, понижающей вязкость, для достижения оптимального расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в скважину или каждую из скважин, или передавать его непосредственно на средство или каждое из средств для управления расходом закачки текучей среды, понижающей вязкость, и, таким образом, автоматически регулировать закачку текучей среды, понижающей вязкость, в скважину или каждую из скважин для достижения оптимизированной производительности добычи скважины или каждой из скважин или общей производительности добычи всей добывающей системы, состоящей из нескольких скважин.

13. Система по п. 12, в которой компьютерный блок (f) управления выполнен с возможностью передачи вычисленного оптимизированного расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, для скважины или каждой из скважин на средство или каждое из средств для управления расходом закачки текучей среды, понижающей вязкость, причем указанные средства представляют собой регулируемый клапан или насос с регулируемым расходом прокачки, которые являются автоматически регулируемыми компьютерным блоком (f).

14. Система по любому из пп. 1-13, в которой скважина или каждая из скважин представляет собой скважину с тяжелой нефтью.

15. Система по любому из пп. 1-14, в которой внутрискважинный насос является автоматически регулируемым для поддержания постоянного давления на входе в насос, тогда как измеряемым параметром производительности добычи скважины является мощность, потребляемая насосом.

16. Способ оптимизации закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более скважин, причем скважина или каждая из скважин содержит внутрискважинный насос, при этом текучую среду, понижающую вязкость, закачивают по одной или более линиям закачки с помощью средств закачки текучей среды, понижающей вязкость, в скважину или каждую из скважин, причем данный способ содержит следующие шаги:

(a) опционально, приостанавливают закачку текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более скважин и определяют изменение производительности добычи в скважине или более чем одной скважине, а затем (i) продолжают приостановку закачки текучей среды, понижающей вязкость, в каждую скважину, где производительность добычи улучшается или остается без изменений, или (ii) возобновляют закачку текучей среды, понижающей вязкость, с прежним расходом закачки в каждую скважину, где производительность добычи ухудшается;

(b) опционально, заменяют первую текучую среду, понижающую вязкость, второй текучей средой, понижающей вязкость, или водой, а затем определяют, улучшается ли производительность добычи, и в этом случае вторую текучую среду, понижающую вязкость, или воду оставляют, или ухудшается ли производительность добычи, и в этом случае вторую текучую среду, понижающую вязкость, или воду заменяют первой текучей средой, понижающей вязкость;

(c) изменяют расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более скважин, измеряют или вычисляют по результатам измерений изменение производительности добычи в одной или более скважинах, соответствующее изменению расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, и вычисляют градиент производительности добычи для одной или более скважин как функцию расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, для одной или более скважин; и

(d) оптимизируют расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну скважину или более чем одну скважину путем регулирования расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну скважину или более чем в одну скважину в направлении оптимальной производительности добычи, используя градиент производительности добычи, измеренный или вычисленный на шаге (с), причем указанная оптимизация будет достигнута (i) в случае одиночной скважины путем регулирования расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в скважину до тех пор, пока производительность добычи скважины не достигнет своего оптимального значения, которое может быть максимальным или минимальным, или (ii) в случае более чем одной скважины путем регулирования расходов закачки текучей среды, понижающей вязкость, в каждую скважину до тех пор, пока производительность добычи общей системы всех скважин не достигнет своего оптимального значения, которое может быть максимальным или минимальным.

17. Способ по п. 16, в котором шаг (а) выполняют, когда предполагают, что приостановка закачки текучей среды, понижающей вязкость, приведет к более оптимальной производительности добычи скважины или каждой из скважин.

18. Способ по п. 17, в котором шаг (а) выполняют, поскольку добыча из скважины достигла обводненности, соответствующей точке инверсии текучей среды без добавления текучей среды, понижающей вязкость.

19. Способ по любому из пп. 16-18, в котором в случае нескольких скважин шаг (с) выполняют на паре скважин, в которой изменение расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одной скважине противоположно направлению в другой.

20. Способ по любому из пп. 16-19, в котором производительность добычи оптимизируют путем оптимизации расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более чем одну скважину.

21. Способ по любому из пп. 16-20, в котором текучую среду, понижающую вязкость, выбирают из понизителя вязкости, воды и реагента для разложения эмульсий.

22. Способ по любому из пп. 16-21, в котором текучая среда, понижающая вязкость, представляет собой понизитель вязкости, предпочтительно легкую нефть.

23. Способ по любому из пп. 16-22, в котором внутрискважинный насос представляет собой электрический погружной насос, погружной насос с гидроприводом или струйный насос, предпочтительно электрический погружной насос.

24. Способ по любому из пп. 16-23, в котором скважина представляет собой скважину с тяжелой нефтью.

25. Способ по любому из пп. 16-24, в котором внутрискважинным насосом и/или дросселем эксплуатационной скважины управляют с помощью автоматических систем управления для поддержания постоянного давления на входе в насос, при этом оптимизируемым параметром производительности добычи этой скважины является мощность, потребляемая насосом.

26. Способ по любому из пп. 16-25, в котором каждый из шагов (а), опционального шага (b), (с) и (d) является независимо выполняемым вручную или автоматически.

27. Способ по любому из пп. 16-25, в котором каждый из шагов (а), опционального шага (b), (с) и (d) выполняют автоматически.

28. Способ по любому из пп. 16-27, в котором каждый из шагов (с) и (d) выполняют одновременно.

29. Способ по п. 28, в котором изменение расхода закачки текучей среды, понижающей вязкость, на шаге (с) по п. 16 представляет собой периодическое изменение относительно среднего значения; при этом среднее значение регулируют в направлении оптимума на шаге (d) по п. 16.

30. Способ по п. 28, в котором на шаге (с) градиент оценивают с помощью динамической системы.

31. Способ по п. 28 или 29, в котором регулирование среднего значения выполняют с помощью динамической системы.

32. Способ по любому из пп. 26-31, в котором автоматические шаги выполняют путем автоматического запуска программы на компьютере, причем датчики в линиях текучей среды, понижающей вязкость, и датчики для измерения или оценки производительности добычи автоматически передают данные измерений в качестве сигналов обратной связи с шагов (а), опционального шага (b), (с) и (d) на компьютер, и на основании этих измерений программа определяет, как оптимизировать расход закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну, некоторые или все из одной или более чем одной скважины, и автоматически выдает команду на выполнение соответствующего действия для достижения этого.

33. Система для оптимизации добычи нефти из одной или более скважин, содержащая систему для оптимизации закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну, некоторые или все из одной или более скважин в соответствии с любым из пп. 1-15.

34. Способ оптимизации добычи нефти из одной или более скважин, содержащий способ оптимизации закачки текучей среды, понижающей вязкость, в одну или более скважин в соответствии с любым из пп. 16-32.