Система управления режимом газлифтных скважин

 

ОП ИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ! «85745,2

Союз Соаетсиик

Социалистические

Рес убл (6t ) Дополнительное к аат. саид-ву

L (22) Заявлено 27,04.79. (2! ) 2759449/22--08 (5I)N. Кл. с присоединением заявки М

Е 21 В 44/00

1Ьеуюрстеееиьй MMIT T

СССР ае деааи «зебретеаае и втерией (23) Приоритет

Опубликовано 23.08.81. бюллетень ре«31

Дата опубликования описания 23.08.81. (53) З ДК622.24. (088.8) 1 (72) Авторы изобретения

А. А. Дергачев, H. В. Смольников, П. И. Ман

Э. П. Мокрищев, В. А. Филатов и Л. М!

Казахский государственный научно-исслецовател !

« и проектный институт нефтяной промышленностй (71) Заявитель (54) СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОВ ГАЗЛИФТНЫХ

СКВАЖИН

Изобретение относится к добыче нефти газлифтным способом.

Известны системы управжния режимом гаэлифтных скважин, выполняюшие функции поддерживания заданного расхода r àçà.

При этом контролируется перепад дави.ния < на сужаюшем устройстве газовой линии и дебит нефти. При изменении перепада давления подается сигнап на цнстанциоиио . управляемый вентиль, и перепац давления стабилизируется. При изменении дебита 1"нефти изменяется установка перепада цавления на сужаюшем устройстве Я.

"Однако. такая система не позволяет получить максимальный суммарный цебнт по всем газлифтным скважинам при огре-, ниченном ресурсе газа. Это связано е тем, что в данной системе дебит йефти измеряется установкой типа Спутник, которая производит замер с прецваритель saO сепарацией смеси. Процесс сецараиин.. смеси зависйт от многих факторов, в ,частности от обьема пропукцйи скважннта, ее обвоцненности, газового фактора, фгль

2 сацни работы скважины. Наличие этих фак- торов влекут эа собой большую погрешность измерении.и большую длительность периода замера дебита одной скважины (от 1 цо 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 неопределенными во времени и влекут к большим погрешностям при решении эацач оптимального уцравления гаэлифтных скважин, выражаюшихся в большой инерционнос ти выдачи управляюших воздействий на исполнительные механизмы.

В. этой системе управление режимоы гаэлифтной скважины:осуществляется путем стабилизации расхода газа управляемым вентилем по сигналу or цатчика перепада давления (на сужаюшем устройстве).

Между циклами опроса значения перепада давления, расход газа может меняться по

85 независимым от системы причинам, что вносит определенную погрешность в оптимизацию расхопа газа. Регулирование расхода газа для поппержания режима работы газлифтной скважины имеет существенные недостатки, так как оно не учитывает установленное подземное оборудование (тип газлифтных клапанов). С другой стороны при регулировании расходи газа не производится стабилизация рабочего давления нагнетаемого газа. Это обстоятельство может при крайних значениях поддерживаемого расхода газа переместить в скважине точку ввода газа, что вызовет изменение режима работы скважины с худшими параметрами.

К ним можно отнести такой параметр, как забойное давление. Изменение этого параметра из-за колебаний давления нагнетания рабочего агента вызовет изменение пипрессии в забое, что является нежелательным.

IIemü изобретения — получение макси мального суммарного дебита нефти по всем газлифтным скважинам как при установившемся, так и при пульсирующем режиме скважин.

Поставленная цель псстигается тем, что на каждой скважине устанавливается электронное регулирующее устройств, соединенное по входу с выходом датчика мГновенноГо значения дебита, а по выходу с регулятором давления и имеющее временную задержку в цепи обратной связи, а также рабочий клапан в точке ввода газа, имеющий функцию обратной связи по давлению столба жидкости и управляемый по входу давлением газа, На диспетчерском пункте устанавливае» ся временное программно-управляющее устройство, работающее. совместно с устройством телемеханики, и микропроцессор по решению системы нелинейных управлений (отыскание коэффициентов этих уравнений и решение задачи квадратичного программирования ). . На чертеже изображена функциональная схема системы.

Газлифтная нефтяная скважина 1 cogepжит датчики мгновенного значения дебита

2 и расхода Газа З„представляющие собой объемно-массовые расходомеры жидкости и газов, регулятор 4 давления газа с приводом дистанционного задания на реГуляторе установки по давлению, рабочий клапан 5, спускаемый в скважину в точку ввода Газа и представляющим собой регулятор противодавления в лифте, электрон ный регулятор 6 отношения массового пеСистема работает слепующим образом

На действующей скважине 1 через интервалы времени с помощью программного управляющего блока 7 и 8 производятся

З> 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 лифти4О рования, предыдущие измерения повторяюся, затем снова передается сигнал тежуправления на увеличение уставки на регуляторе 6, и предыдущие измерения повто ряются {в зависимости от пульсации сква4> жины эта процедура производится в точках от Э доЗф

Результаты измерений поступают в микропроцессор диспетчерскоГо пункта, где

50 вычисляются коэффициенты нелинейных уравнений в зависимости дебита нефти от. расхода газа по каждой скважине.

/ с о3+ " 6

4j а Яj

55 й) Oi 4j а1 "Ц @ ("З = "Oj+ j1@ц с» я

7452 4 бита к объемному, блок 7 телемеханики на контролируемом пункте и блок 8 телемеханикина диспетчерском пункте, программный управляющий блок 9, представляющее собой коммутатор телемеханической информации (передача команд телеуправления на изменение уставки на электронном регуляторе 6 и прием телеизмерения с датчиков 2 и 3), микропроцессор 10 с о функциональными возможностями решения системы по 30 условных и нормальных уравнений второго порядка с тремя неизвестными и задачи математического программирования унифицированным симплекс1 методом до 300 уравнений. Электронный регулятор 6 соепинен по информационному вхопу с датчиком дебита 2, а по установочному входу с блоком 7 телемеханики, а по входу с установочным входом регула лятора 4 давления газа. Рабочий клапан

5, установленный в точке ввода газа, увеличивает проходное сечение при увеличении павления газа, а также при увеличении противопавления в лифте. Программный у5 управляющий блок 9 соепинен по выходу с блоком телемеханики диспетчерского 1 пункта, а микропроцессор 10 соединен по двум выходам с програмным управляющим. блоком, а по входу с блоком телемеханики диспетчерского пункта.

857452 6 оптимизации режимов работы газлифтных скважин.

Формула из обретения

5 где Q - дебит нефти ) -N скважины;

1,2,3,..., n - количество скважин, 9 — расход закачиваемого в скважину газа;

g 0 с - коэффициенты, зависяшие от мноо .1А гих параметров.

Даже производится решение системы -. уравнений, сводяшиеся к нахождению, И 10

4 max (2)

3=2 при ограничении ресурса газа

Е63 =V (3) =1

После решения задачи (отыскания расхода газа на каждую скважину) с помошью устройств телемеханики и датчиков расхода газа задаются найденные значения расхода газа по каждой скважине путем эада20 ния уставки на сервомехвнизм регуляторов давжния газа в соответствии с дебитом нефти и включение сигнала с датчика значений дебита через программный управляю25 ший блок 9 в цепь обратной связи сервомеханизма. На диспетчерском пункте постоянно контролируется интегральное (суточное) отношение суммарного расхода газа к суммарному дебиту нефти по всем

30 скважинам. При отклонении от заданного соотношения повторяется цикл настройки системы.

Высокочастотные пульсации лифтирования (с периодами пужсации менее времени переходных процессов лифтирования) сглажи .35 ваются клапанами 5, установленными в скважинах в точке ввода газа и имеюших положительную обратную связь по дввж» нию столба смеси в лифте и прямую

40 функциональную зависимость расхода гвзв от давления на его входе. Отношение сум-.марного расхода газа к суммарному дебиту нефти определяется процедурой оптими звцин описанной выше,. в уставка для на1

45 чала следующего цикла оптимизации может быть задана оператором. Система. поэьо ляет начинать новый цикл оптимизации по окончанию пре дыдуше го, т.е. выполнять процедуру непрерывной оптимизации с подаержвнием автоматически уствновжнных в цикж

Система управжния режимом гвзлифз ных скважин, содержащая блоки тежмеханики диспетчерского и контролируемого пунктов, датчики мгновенного расхода газа и аебитометр нв кажной скважине, о т л и ч а ю ш а я с я тем, что, с целью получения максимального суммарного дебита нефти по всем газлифтным скважинам как при установившемся, твк и прн пульсируюшем режиме скважин, онв снабжена программным управля шим блоком, микрокомпрессором и установленными на каждой скважине электронным регулятором, рабочим клапаном и регулятором давления газа, при этом ко входу газлифтной скважины подключены послеаовательно пошипоченные регулятор давления скважин, датчик мгновенного расхода газа и рабочий клапан, а к выхопу подключен дебнтомер, выкоа которого подключен к электронному регулятору, причем ава входа sllBKtpoHHO»

ro регулятора связаны с выходом блока телемеханики контролируемого пункта, а выхоа подключен к регулятору давления газа, при этом блоки телемеханики диспетчерского и контролируемого пунктов взаимосвязаны, а вход блока телемеханики анспетчерского Пункта подключен к выходу программного управляющего блока, авв блока которого связаны с микроком»прессором, причем ава входа блока телемеханики контролируемого Пункта соответственно подключены к выходу датчика мгновенного расхода газа и ко входу электронного регулятора, а выход блока телемеханики диспетчерского пункта подключен к микропроцессору.

Источники информации, прийятые во внимание при экспертизе.

1. Автоматизация нефтяных скважин

НГДУ Тюменьнефть. Техническое обеспечение АСУ ТП газлифтной аобычи нефти

РИТС N. 5, т. 1 Сумгаит, НИПИнефтехимввтомат, 1978 (прототип).

857452

Составитель .Г. Данилова

Ш 4559

Заказ . 7182/53 . Тираж Â27 Поаписиое

ВНИИПИ Государственного комитета СССР

tio авилам иэобретеиий и открытиЮ

Л

Филиал ППП Патент, г. Ужгороц, ул. Проектная, 4