Автоматизация управления процессом добычи нефти на основе динамометрирования и нейросетевых технологий

Актуальность темы

исследований.

Современное развитие нефтедобывающей промышленности России характеризуется ухудшением структуры запасов нефти. Все большую роль в их структуре стали занимать трудноизвлекаемые запасы, эффективность выработки которых может быть достигнута лишь при условии применения новых высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи пластов. Роль последних в сложившейся ситуации значительно возрастает, так как увеличение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях России всего лишь на один процент равносильно открытию нескольких крупных месторождений, которые могут обеспечить 2,5 — 3 — летнюю добычу нефти по стране. Учитывая то обстоятельство, что крупные месторождения России вошли в позднюю стадию разработки с круто падающей добычей, а новых открытий нет, главным условием стабилизации добычи нефти и дальнейшего развития нефтяной промышленности России становится разработка и внедрение новых высокоэффективных технологических решений для увеличения извлечения нефти из недр [3].

Научно-технический прогресс XXI века определяется информационными технологиями, и от того в какой степени они затронут нефтедобывающую отрасль, зависит развитие топливно-энергетического комплекса России.

Разработка нефтяных месторождений — интенсивно развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов, управлением разработкой месторождений, использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе детерминированных моделей, реализуемых на мощных компьютерах.

В настоящее время в России проводятся масштабные работы по созданию систем контроля и управления процессами разработки нефтяных месторождений, при этом в должной мере не принимается во внимание переход количественных изменений параметров в качественно новое состояние системы, которое не всегда удается обнаружить при традиционной математической формализации процесса. 10].

При создании систем контроля и управления нефтедобычи должны ставиться задачи как управления разработкой на уровне упрощенных моделей пласта или его участка, так и выбора рационального режима работы насосного оборудования для каждой скважины, так как добывающие скважины являются сложными динамическими объектами управления, и правильный выбор режима их работы играет решающую роль в процессе добычи нефти.

В процессе выбора режима работы насосного оборудования встает вопрос о способе изменения производительности оборудования [103,104].

Производительность автоматизированного насосного оборудования, например, электроцентробежного насоса (ЭЦН), можно изменять с помощью станций управления (СУ ЭЦН), скважинной штанговой насосной установки (СШНУ) с помощью регулируемого привода станка — качалки.

При анализе текущего состояния фонда скважин и оборудования, с помощью которого они эксплуатируются можно отметить, что не менее 80% всего действующего фонда скважин эксплуатируется штанговым скважинным насосом, причем имеется тенденция к увеличению абсолютного и относительного их числа. В первую очередь это объясняется следующими обстоятельствами. Штанговый насос в силу присущих ему особенностей позволяет с достаточной рентабельностью эксплуатировать очень малодебитные скважины, а фонд малодебитных скважин, как известно, очень велик. Поэтому среди всех способов, исключая фонтанный, первое место принадлежит штанговой скважинной добыче [1]. Но по мере истощения месторождения и снижения дебита скважины производительность насоса становится завышенной, что приводит к росту затрат энергии и дополнительному износу оборудования, а способа или системы плавного регулирования производительности насоса, т. е. согласования скорости притока жидкости к забою скважины и скорости откачки насосом, в настоящее время нет.

Итак, в технологическом процессе добычи нефти требуется применить регулируемые по производительности маломощные насосные установки. На их основе возможно построение автоматизированной системы управления добычей нефти для отдельной скважины и системы управления группой скважин с учетом их взаимовлияния для исключения отрицательного влияния несогласованной работы на общий объем добычи нефти. Это позволит значительно повысить эффективность добычи нефти: с одной стороны, снизить заявленную мощность и износ оборудования, уменьшить количество простоев, а с другой стороны повысить коэффициент извлечения нефти за счет равномерной выработки запасов нефти, что значительно уменьшит себестоимость каждой добытой тонны нефти [4,17,80].

Анализ научной литературы показал, что в 1959 году Ткаченко А. П. и Ряпосова В. В. предложили способы автоматизации процессов нефтедобычи на промыслах Башкирии и автоматические устройства, отключающие и включающие станки — качалки. Далее в работе Иванкова П. А. рассматривалась автоматизация глубиннонасосных установок с помощью динамограммпри этом Мининзон Г. М. предложил регулирующее устройство, изменяющее число качаний станка — качалки при изменении формы динамограммы. Наиболее полную теорию регулирования числа качаний дал Вирновский А. С., но дальнейшего развития эти предложения не получили, и в нефтяной промышленности перешли на периодический режим эксплуатации скважин. В данном направлении известны работы Алехина С. А., Кипниса С. Г., Оруджева B.JI. и Островской А. К., где была рассмотрена автоматизация периодически работающих скважин. В работах Тихонова А. Н. и Самарского А. А. рассмотрены методы решения уравнений в частных производных, в том числе, и методом конечно-разностных аппроксимаций, которые могут быть приложены к физическим процессам, происходящим в нефтеносном пласте. В наше время моделированием фильтрационных процессов притока жидкости успешно занимается Байков В. А. Управление распределенными объектами рассмотрено в работах Бутковского А. Г., Понтрягина Л. С., Белмана Р., Красовского Н. Н., Сиразетдинова Т. К. В работах Хисамова Р. С. проанализировано и предложено применение передовых методов контроля и регулирования выработки пластов и повышения эффективности эксплуатации трудно извлекаемых запасов нефти. В 1965 году Мееровым М. В. рассмотрена возможность организации системы автоматического управления добычей нефти, кроме этого Бутковским А. Г. ставилась задача оптимизации добычи нефти и перехода от периодического режима работы скважин к непрерывному с регулируемой скоростью откачки, но дальнейшего развития эти работы не получили [4,5,7,8,13,23,71,94].

Таким образом, тема исследований является актуальной для автоматизации нефтедобывающей промышленности с целью повышения ее эффективности и уменьшения затрат. В результате анализа работ авторов, занимающихся сходной проблематикой, показано, что идея создания автоматизированной системы управления добычей нефти уже рассматривалась, но не была доведена до логического завершения.

Цель работы.

Разработать автоматизированную систему управления процессом добычи нефти с применением динамометрирования и нейросетевых технологий, включая структуру, модели, алгоритмы и программное обеспечение. Оценить эффективность предложенной системы управления методом имитационного моделирования. Задачи исследования.

Для достижения поставленных целей требуется решить следующие задачи:

1. Разработать структуру автоматизированной системы управления процессом добычи нефти на уровне технологического оборудования и процессов.

2. Разработать подсистему управления группой скважин с учетом их взаимовлияния и упрощенную нейросетвую модель одного и нескольких нефтеносных пластов для многопластовой залежи.

3. Построить локальную систему управления одной добывающей скважиной, эксплуатируемой скважинной штанговой насосной установкой (СШНУ), с использованием результатов интерпретации данных динамометрирования и промысловых исследований скважин.

4. Разработать алгоритм совместной работы подсистем локального и группового управления скважин.

5. Провести моделирование работы предлагаемой автоматизированной системы управления процессом добычи нефти и оценить эффективность ее функционирования.

Методы решения.

При решении поставленных в работе задач использовались методы теории управления и системного анализа, теория аппроксимации, нейросетевые технологии, а также теория имитационного моделирования. Применялись следующие программные продукты GID «Геология и Добыча» версия 2.5.79, East32 «Анализ ГТМ» версия 4.7.3.116, Borland Delphi 6, Tempest MORE 6.1 фирмы Roxar.

На защиту выносятся:

1. Структура и алгоритм функционирования автоматизированной системы управления технологическим процессом добычи нефти на основе распределения отбора по скважинам в зависимости от текущего расчетного дебита.

2. Функциональная схема подсистемы управления группой скважин, алгоритм управления и архитектура полносвязной нейронной сети для одного и нескольких нефтеносных пластов.

3. Структура локальной системы управления скважинной штанговой насосной установкой одной добывающей скважины и алгоритмы управления.

4. Алгоритм расчета согласованного управляющего воздействия подсистем локального и группового управления скважин.

5. Результаты экспериментальных исследований разработанных алгоритмов управления, проведенных на программных моделях имитационного моделирования.

Научная новизна результатов.

1. Новизна предложенной структуры автоматизированной системы управления технологическим процессом добычи нефти заключается в создании двухуровневой системы управления участком месторождения, включающего несколько близкорасположенных кустов и управления режимами работы насосного оборудования для каждой скважины в составе куста.

2. Новизна предложенной подсистемы управления группой скважин заключена в том, что управление выполняется по упрощенной нейросетевой модели идентификации взаимовлияния группы скважин как многосвязного объекта, эксплуатирующих один или несколько нефтеносных пластов, что позволяет увеличить общий объем добычи нефти за счет согласования режимов работы.

3. Новизна предложенной структуры и алгоритмов функционирования системы управления скважинной штанговой насосной установкой заключается в возможности согласования скорости откачки со скоростью притока жидкости к забою скважиныпри этом система использует в качестве параметров управления результаты интерпретации данных динамометрирования (степень изменения дебита) и промысловых исследований скважин.

4. Новизна алгоритма совместной работы подсистем заключается в формировании управляющего воздействия на насосное оборудование путем расчета требуемого дебита обеспечивающего одновременно эффективное функционирование верхнего группового (взаимовлияние) и нижнего локального (приток) уровней управления.

Практическая ценность полученных результатов.

1. Практическая ценность разработанной автоматизированной системы управления технологией механизированной добычи нефти заключается в возможности проведения оперативного контроля и регулирования процесса извлечения нефти путем управления в реальном времени режимами работы насосного оборудования, что позволит значительно повысить технико-экономическую эффективность добычи нефти.

2. Разработан модуль сбора, обработки и визуализации результатов имитационного моделирования, программа для ЭВМ № 2 005 611 306 «Helper», выполняющий задачу помощника в адаптации гидродинамических моделей и позволяет загрузить данные из различных гидродинамических симуляторов для их дальнейшего анализа.

3. Результаты имитационного моделирования процесса функционирования системы управления ТП нефтедобычи на примере моделей Лемпинской площади Салымского месторождения подтвердили эффективность внедрения предложенных алгоритмов управления.

Структура работы.

Диссертационная работа изложена на 189 страницах машинописного текста, и включает в себя введение, четыре главы основного материала и заключение на 141 страницерисунки на 26 страницах, библиографический список из 113 наименований на 13 страницах и приложение на 9 страницах.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ.

1. Разработана структура и алгоритм функционирования автоматизированной системы управления технологическим процессом добычи нефти на уровне технологического оборудования и процессов, реализация которой позволила повысить коэффициент извлечения нефти и снизить эксплуатационные затраты.

2. Разработана подсистема управления группой нефтяных скважин с учетом их взаимовлияния и построена упрощенная нейросетвая модель одного и нескольких нефтеносных пластов для многопластовой залежи. Определены алгоритмы управления. Реализация предложенной СУ группой скважин позволит повысить суммарную добычу нефти по расчетам на гидродинамической модели за 10 лет на 19,1%.

3. Построена локальная система управления отдельной добывающей скважиной, эксплуатируемой скважинной штанговой насосной установкой (СШНУ), с использованием результатов интерпретации данных динамометрирования и промысловых исследований скважин. Предложена система регулирования числа качаний СШН установки, применение которой приведет к увеличению добычи нефти за 10 лет на 18,9%, и позволит увеличить срок рентабельной эксплуатации скважин.

4. Разработан алгоритм согласованной работы подсистем нижнего уровня управления (локального) и верхнего (группового) управления скважин, реализация которого позволит повысить суммарную добычу нефти на 20,2%.

5. Проведено моделирование работы автоматизированной системы управления технологическим процессом добычи нефти. Кроме того проведено опытно — промышленное внедрение разработанной системы при регулировании разработки Лемпинской площади Салымского месторождения.

Результаты диссертационной работы могут быть использованы на предприятиях нефтедобывающего комплекса.