Система управления режимом газлифтных скважин

(51)М. Кд исоединеииеи заявки МПриоритетОпубликовано 23.08,81. бюллетень М 31. ( йф деааи зебрете втцйтВ УД К 622. 24, ( 088.8) Дата публикования описания 23.08.8 ьников П. И. Ман А. Дергачев Э. П. Мок В. Смв, В,(72) Авторы изобретени платов Казахский нный научно-исслеаовател т нефтяной промышленност 1) Заявитель проектный ннститу) СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОВ ГАЗЛИфТНЫСКВАЖИН апач сква аИзобретение относится к добыче нефти газлифтным способом.Известны системы управления режимом гаэлифтных скважин, выполняющие функции поддерживания заданного расхода газа. При этом контролируется перепад аавюния на сужающем устройстве газовой линии и дебит нефти. При изменении перепада аавлания подается сигнап на цистанциоино . управляемый вентиль, и перепац давления стабилизируется. При изменении аебнти 1 ф нефти изменяется установка перепада давления на сужающем устройстве Я."Однако. такая система не позволяет получить максимальный суммарный дебит по всем газлифгным скважинам при огре-, фф ниченном ресурсе газа. Это связано е тем, что в данной системе дебит йефтИ измеряется установкой типа Спутник, которая производит замер с преаваритель- ноВ сепарацией смеси. Процесс сенвраиин смеси зависйт от многих факторов, в частности от обьема продукции скважини, ее сбвоаненности, Разового фактора, Пуль сеции работы скважины. Наличие этих фак- торов влекут эа собой большую погрешность измерении.и большую алительность периода замера дебита одной скважины (от 1 ао 5 ч.). В связи с этим исследование системой большого числа газлифтных скважин, с целью их идентификации (цля одной скважины выполняется не менее трех замеров. дебита) производится в течение долгого зремени (около мес.). Данные обстоятельства делают эти исследования неощзецелэнными во времени и влекут к большим погрешностям при решении э онтимаа ного управления гаэлифтных жин, выражающихся в большой инерционнос ти выдачи управляющих воздействий н исполнительнью. механизмы.В. этой системе управление режимом гаэлифтной скважины:осуществляется ауем стабилизации расхода газа управляемым вентилем, по сигналу от цатчика перепада давления (на сужающем устройстве). Между циклами опроса значения перепада давления, расход газа может меняться по857452 4бита к объемному, блок 7 телемеханйкина контролируемом пункте и блок 8 телемеханикина диспетчерском пункте, проы граммный управляющий блок 9, представляющее собой коммутатор телемеханической информации (перецача команд телеуправления на изменение уставки на электронном регуляторе 6 и прием телеизмеренияс датчиков 2 и 3), микропроцессор 10 с10 функциональными возможностями решения во системы цо 30 условных и нормальныхуравнений второго порядка с тремя неизвестными и зацачи математического программирования унифицированным симпдекс 15 методом до 300 уравнений. Электронныйрегулятор 6 соединен по информационномувхопу с датчиком дебита 2, а по установочному входу с блоком 7 телемеханики,а по входу с установочным входом регу 0 лятора 4 давления газа. Рабочий клапан5, установленный в точке ввода газа, увеличивает проходное сечение при увеличеад нии давления газа, а также при увеличениипротивопавления в лифте. Программный5 управляющий блок 9 соединен по выходус блоком телемеханики диспетчерского1пункта, а микропроцессор 10 соединен подвум выходам с програмным управляющимблоком, а по входу с блоком телемеханики диспетчерского пункта. Результаты измерений поступают вмикропроцессор диспетчерского пункта, где50 вычисляются коэффициенты нелинейныхуравнений в зависимости дебита нефти отрасхода газа по каждой скважине.= "о%и фф35 05 6 И И 3независимым от системы причинам, чтовносит определенную погрешность в оптимизацию расхопв газа. Регулирование расхопа газа для попцержания режима работгазлифтной скважины имеет существенныенедостатки, так как оно не учитываетустановленное подземное оборудование(тип газлифтных клапанов). С цругой стороны при регулировании расходи газа непроизводится стабилизация рабочего павления нагнетаемого газа. Это обстоятельстможет при крайних значениях поццерживаемого расхода газа переместить в скважине точку ввоца газа, что вызовет изменение режима работы скважины с худшимипараметрами,К ним можно отнести такой параметр,как забойное цавление. Изменение этогопараметра из-за колебаний давления нагитания рабочего агента вызовет изменениеципрессии в забое, что является нежелательным,Йель изобретения - получение максимного суммарного дебита нефти по всемгазлифтным скважинам как при установившемся, так и при пульсирующем режимескважин,Поставленная цель цсстигается тем,что на каждой скважине устанавливаетсэлектронное регулирующее устройств,соединенное по входу с выходом датчика30мгновенноГо значения дебита, а по выходус регулятором давления и имеющее временную задержку в цепи обратной связи, атакже рабочий клапан в точке ввода газа,имеющий функцию обратной связи по давлению столба жидкости и управляемый поцходу давлением газа,На диспетчерском пункте устанавливаеюся временное программно-управляющееустройство, работающее совместно с устройством телемеханики, и микропроцессорпо решению системы нелинейных управлений (отыскание коэффициентов этих уравнений и решение зацачи квадратичногопрограммирования ).45На чертеже изображена функциональнаясхема системы.Газлифтная нефтяная скважина 1 содержит цатчики мгновенного значения дебита2 и расхода газа Зпредставляющие собой объемно-массовые расходомеры жидкости н газов, регулятор 4 давления газас приводом дистанционного задания на регуляторе установки по давлению, рабочийклапан 5, спускаемый в скважину в точкуевопа газа и представляющим собой регулятор противодавления в лифте, электронный регулятор 6 отношения массового цеСистема работает слепующим образомНа действующей скважине 1 через интервалы времени с помощью программного управляющего блока 7 и 8 производятся измерения дебита нефтяной смеси по объему и массе, затем передается сигнал телеуправления на уменьшение уставки на регуляторе 6, затем через интервал времени, равный переходному процессу лифтирования, предыдущие измерения повторяют- ся, затем снова передается сигнал тежуправления на увеличение уставки на регуляторе 6, и предыдущие измерения повто- ряются (в зависимости от пульсации скважины эта процедура производится в точках отЭдоЗф857452 6 оптимизации режимов работы газлифтных скважин. 5 формула из обретения 5гце- дебит нефти 1 43 скважины;1,2,3 в - количествоскважинфЙ - расход закачиваемого в скважину газафО с 1 с- коэффициенты, зависящие от мноО.1 фгих параметров.Даже производится рещение системы1 -. уравнений, сводящиеся к нахождению,Ю 1 Ой - ф еах И)Зф 2при ограничении ресурса газа0Са,;=чПосле решения задачи ( отыскания расхода газа на каждую скважину) с помощью устройств телемеханики и датчиков расхода газа задаются найценные значения расхода газа по каждой скважине путем эацаго ния уставки на сервомеханизм регуляторов цавжния газа в соответствии с дебитом нефти и включение сигнала с датчика значений дебита через программный. управляю 25 ший блок 9 в цепь обратной связи сервомеханизма. На диспетчерском пункте постоянно контролируется интегральное (суточное) отношение суммарного расхода газа к суммарному дебиту нефти по всем30 скважинам. При отклонении от заданного соотношения повторяется цикл настройки системы.Высокочастотные пульсации лифтирования (с периодами пульсации менее времени переходных процессов лифтирования) сглажи,35 ваются клапанами 5, установленными в скважинах в точке ввода газа и имеющих положительную обратную связь по дава, нию столба смеси в лифте и прямую40 функциональную зависимость расхода гвзв от давления на его входе, Отношение сум маркого расхоца газа к суммарному дебиту нефти определяется процедурой оптими" эвцин описанной выше,. а устввкв для наФ45 чала следующего цикла оптимизадии может быть задана оператором. Система. поэво ляет начинать новый цикл оптимизации по окончанию предыдущего, т.е, выполнять процедуру непрерывной оптимизации с подаержанием автоматически уствновжнных в цикюе Система управжния режимом газлифь.ных скважин, содержащая блоки тежмехвники диспетчерского и контролируемогопунктов, датчики мгновенного расхода газа и аебитометр на каждой скважине,о т л и ч а ю ш в я с я тем, что, с целью получения максимального суммарногодебита нефти по всем газлифтным скважинам как при установившемся, так и припульсирующем режиме скважин, она снабжена программным управлянщим блоком,микрокомпрессором и установленными накаждой скважине электронным регулятором,рабочим клапаном и регулятором давлениягаза, при этом ко входу газлифтной скважины подключены последовательно пошцпоченные регулятор давления скважин, датчик мгновенного расхода газа и рабочийклапан, а к выхопу подключен дебитомер,выкоа которого попключен к электронномурегулятору, причем ава входа эжктронного регулятора связаны с выходом блокателемеханики контролируемого пункта, авыхоа подключен к регулятору давлениягаза, при этом блоки телемеханики диспет.черского и контролируемого пунктоввзаимосвязаны, а вход блока телемеханики аиспетчерского Пункта подключен к выходу программного управляющего блока,авв блока которого связаны с микрокомпрессором, причем ава входа блока телемеханики контролируемого Пункта соответственно подключены к выходу датчикамгновенного расхода газа и ко входуэлектронного регулятора, а выход блокателемеханики диспетчерского пункта подключен к микропроцессору.Источники информации,прийятые во внимание при экспертизе.1. Автоматизация нефтяных скважинНГДУ Тюменьнефть. Техническое обеспечение АСУ ТП газлифтной добычи нефтиРИТС М 5, т. 1 Сумгаит, НИПИнефтехимввтомат, 1978 (прототип).Поаписн ое митета СССоткрытий ктная, 4 ой, ул.. 7182/53 . Тираж 627 ВНИИПИ Государственного к по авилам изобретений и- 33 К. Финал ППП Патент, г. У