| Формула изобретения 1. Способ повышения нефтеотдачи пластов в процессе добычи нефти, в котором осуществляют периодическое создание гидродинамических импульсов в циклическом ре- жиме штатной добычи жидкости со скоростью откачки, превышающей скорость притока жидкости, перед началом эксплуатации по комплексу показателей определяют расчетные параметры цикла, отличающийся тем, что в процессе добычи жидкости измеряют и запоминают группу текущих параметров жидкости и добывающей установки, строят с периодом Т1 графики зависимости измеряемых параметров от времени, по группе полу- ченных синхронных зависимостей оценивают направленность изменений в условиях до- бычи и физическую значимость изменений, снимают с периодом Т2 укороченную во времени кривую восстановления давления ΔΤ, и с периодом ТЗ полную кривую восста- новления давления, формируют с помощью данных кривых текущие аналитические оценки гидродинамических параметров пласта, и их изменения во времени, далее со- поставляют текущие аналитические оценки и, синхронизированные с ними, теку- щие оценки по измерениям, по результатам сопоставления выявляют, запоминают и накапливают образцы устойчивого поведения группы измеряемых параметров на теку- щем интервале времени, устанавливают соответствие образцов поведения параметров с различными вариантами реакции пласта на волновое воздействие, оценивают соответ- ствие фактической и требуемой реакции, по результату оценки принимают решение о сохранении, коррекции или существенном изменении величины параметров воздействия. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в перечень группы измеряемых па- раметров жидкости и добывающего комплекса в процессе добычи включают давление на приеме насоса, скорость притока жидкости, дебит скважины, соотношение нефти и воды в добываемой жидкости, вязкость жидкости, плотность жидкости, время накопле- ния и время откачки жидкости , энергопотребление насосного оборудования. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед измерением кривой восста- новления давления откачивают жидкость из скважины до отключения насосной уста- новки по признаку недогрузки, далее при выключенной установке последовательно во времени измеряют с помощью погружного датчика текущее давление на приеме насоса, регистрируют последовательность измерений до окончания роста давления, или задан- ного интервала времени ΔΤ, по полученным кривым с помощью стандартных методик рассчитывают гидродинамические параметры пласта для полного и укороченного вари- антов кривой восстановления давления, зарегистрированные кривые сохраняют, ото- бражают и документируют в виде таблиц и графиков с привязкой ко времени. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что длительность периода Т1 устанавли- вают на основе требований технологии добычи жидкости, длительность периода Т2 вы- бирают с учетом инерционности процессов изменения условий добычи, длину интервала ТЗ выбирают так, чтобы он включал несколько интервалов Т2. Длительность интервала ΔΤ выбирают так, чтобы его длительность превышала длительность нескольких циклов работы насосной установки, но была существенно меньше длительности съема полной кривой. При этом, погрешность расчетов гидродинамических параметров по укорочен- ной кривой выше, чем по полной кривой, однако, она вполне приемлема для проведе- ния текущих оценок и оправдана сокращением простоев в процессе добычи. 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве управляющих параметров воздействия используют величины времени накопления и времени откачки, или вычис- ленные на их основе с помощью кривой восстановления давления граничные величины давления - Р мин и Р макс, а также скорость откачки жидкости. Изменение граничных величин давления позволяет регулировать амплитуду и частоту волны давления. Изме- нение скорости откачки обеспечивает регулирование соотношения времени откачки и времени накопления и тем самым дает возможность изменять форму волны давления. 6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первоначальные граничные величины давления на приеме насоса Р мин и Р макс определяют путем наложения отрезка, равного заданному интервалу накопления на ось времени графика кривой восстановления давле- ния так, чтобы средняя скорость роста кривой на участке соответствовала ожидаемому дебиту . 7. Устройство управления для реализации способа повышения нефтеотдачи в про- цессе добычи нефти, включающее ключ, блок измерителя, блок управления, первый и второй модемы и канал связи, при этом первый вход ключа соединен с силовой электро- сетью, второй вход с выходом блока управления, выход ключа связан с шиной электро- питания насосной установки и входом блока измерителя, выход которого подключен к входу блока управления, порт ввода-вывода которого подключен через первый модем и канал связи ко второму модему, отличающееся тем, что устройство содержит блок кон- троля информации, порт ввода вывода которого через второй модем и канал связи со- единен с терминалом комплекта устройств измерения добывающего комплекса, а через второй модем, канал связи и первый модем с блоком управления. |
в процессе добычи нефти и устройство его реализации
1. Область техники.
Изобретение относится к области добычи жидких полезных ископаемых, в основ- ном, в нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано при глубинно- насосной эксплуатации, в частности, нефтяных скважин.
2. Уровень техники.
Известны способы волнового воздействия на продуктивный пласт с целью интен- сификации добычи жидкости. К таким способам относится способ интенсификации добы- чи нефти и реанимации простаивающих скважин путем электромагнитного резонансного воздействия на продуктивный пласт (патент RU N° 2379489). Сущность способа состоит в создании с помощью аппаратуры управления и генератора-приемника модулированных электромагнитных колебаний, направленных от добывающей скважины и встречно, от одной из ближайших соседних скважин в сторону добывающей скважины. При этом фор- мируют резонансные, электромагнитные колебания, вызьшающие колебания молекул и атомов углеродного флюида с пиковой резонансной амплитудой в вертикальной, гори- зонтальной и иной плоскости. Пиковые резонансы направляют в процессе соударений со скелетом коллектора в сторону добывающей скважины повторяющимися пробегами.
Недостатки способа - необходимость в дополнение к добывающей установке при- менять специализированную сложную и дорогостоящую наземную и погружную элек- тромагнитную аппаратуру. К тому же способ реализует хоть и перемещаемый по пласту, но все же локальный эффект, не распространяющийся одновременно на достаточно об- ширную область пласта и не гарантирующий сохранение эффекта во времени. При при- менении циклического способа добычи нефти резонансные колебания интерферируют с волной давления, возникающей при действии добывающей установки, что может иска- жать планируемый эффект.
Известен стандартный способ аналитической оценки гидродинамических парамет- ров пласта с помощью кривой восстановления давления (например, В.И. Щуров Техно- логия и техника добычи нефти, гл. VI раздел 3). Недостаток способа - для снятия кри- вой восстановления давления необходимо останавливать процесс добычи на достаточно длительное время, а это вынуждает применять этот способ для действующей скважины только через весьма длительные промежутки времени. Известно влияние глубокого проникновения колебаний в пласт с одновременным воздействием на обширную область пласта (Кольчицкая Т.Н. и др. Влияние циклических режимов эксплуатации скважин на изменение состояния нефтегазовых пластов, стр. 81- 84). Однако, при этом не определен наилучший диапазон частот.
Известен также, принятый заявителем за наиболее близкий аналог, способ повы- шения нефтеотдачи пластов в процессе добычи нефти, в котором осуществляют перио- дическое создание гидродинамических импульсов в циклическом режиме штатной добы- чи жидкости со скоростью откачки, превышающей скорость притока жидкости, перед началом эксплуатации по комплексу показателей определяют расчетные параметры цикла (патент на изобретение RU Ге 2190087).
Недостаток способа состоит в том, что параметры цикла, а значит и параметры воздействия на пласт, устанавливают на основе расчетных данных по состоянию скважи- ны и пласта на момент начала эксплуатации. С ходом эксплуатации энергетика и фильт- рационные свойства пластов постоянно меняются и точно предсказать их поведение во времени невозможно. Соответственно, данные, на основе которых проводят расчеты, достаточно быстро устаревают. К тому же, из-за неоднородности структуры пласта, на воздействие с конкретными параметрами может откликаться не весь пласт, а только ка- кие-то его части. При этом теоретически возможны, и в практике встречаются ситуации, когда воздействие имеет даже отрицательный результат. В итоге способ не обеспечивает при длительной эксплуатации контроль эффективности воздействия и управление па- раметрами воздействия на пласт.
В части устройства за наиболее близкий аналог принято устройство управления по патенту на изобретение RU 2352768, включающее ключ 1, блок измерителя 2, блок управления 3, модемы 4 и 6 и канал связи 5. Первый вход ключа соединен с силовой электросетью, второй вход - с выходом блока управления 3. Выход ключа связан с шиной питания электропривода насоса 8 и входом блока измерителя 2. Выход блока 2 соединен с входом блока управления 3, порт ввода-вывода которого через модем 4, канал связи 5 и модем 6 соединен с внешним абонентом. Устройство обеспечивает реализацию цикличе- ского режима добычи - управляет включением и выключением двигателя насосной уста- новки и задает параметры цикла по программе работы или по командам внешнего абонен- та.
Недостаток устройства - отсутствие контроля поведения параметров, определяю- щих тенденцию изменения характеристик пласта. 3. Сущность изобретения.
3.1. Задача.
Техническая задача состоит в повышении фильтрационных свойств пласта за счет текущего контроля эффективности волнового воздействия и оперативного управле- ния параметрами воздействия при циклическом способе добычи нефти.
Технический результат состоит в повышении нефтеотдачи пласта за счет свое- временной коррекции направленности изменений в условиях добычи нефти.
3.2. Перечень фигур чертежей.
На фиг.1 приведена блок-схема устройства управления, на фиг. 2 - структура до- бывающего комплекса, на фиг. 3 - циклограмма работы устройства управления; на фиг. 4 - типовая кривая восстановления давления; на фиг. 5 - форма волны давления; на фиг. 6 - циклограмма работы насосной установки, где 1 - ключ, 2 - блок измерителя, 3 - блок управления, 4 -первый модем, 5 - канал связи, 6 - второй модем, 7 - блок контроля ин- формации 8 -шина питания насосной установки, 9 - скважина, 10 - насосная установка, 1 1 - датчик давления на приеме насоса, 12 - коллектор нефтесбора, 13 - комплект уст- ройств измерения параметров жидкости, входящих в добывающий комплекс; Т1 - пе- риодичность графиков зависимости измеряемых параметров, Т2 - периодичность укоро- ченной во времени кривой восстановления давления заданного интервала ΔΤ, ТЗ— пе- риодичность полной кривой восстановления
3.3. Отличительные признаки
Способ, в отличие от известного, включает следующие операции: в процессе до- бычи с целью оперативного контроля условий добычи измеряют и запоминают группу текущих параметров жидкости и добывающей установки, строят с периодом Т1 графики зависимости измеряемых параметров от времени, по группе полученных синхронных зависимостей оценивают направленность изменений в условиях добычи, и физическую значимость изменений. Для контроля оценки снимают с периодом Т2 укороченную во времени кривую восстановления давления ΔΤ, и с периодом ТЗ полную кривую восста- новления давления, формируют с помощью данных кривых текущие аналитические оценки гидродинамических параметров пласта и их изменения во времени, далее сопос- тавляют текущие аналитические оценки и, синхронизированные с ними, текущие оценки по измерениям, по результатам сопоставления выявляют, запоминают и накап- ливают образцы устойчивого поведения группы измеряемых параметров на текущем ин- тервале времени, устанавливают соответствие образцов поведения параметров с различ- ными вариантами реакции пласта на волновое воздействие, оценивают соответствие фактической и требуемой реакции, по результату оценки принимают решение о сохране- нии, коррекции или существенном изменении величины параметров воздействия.
В перечень группы измеряемых параметров жидкости и добывающего ком- плекса в процессе добычи включают давление на приеме насоса, скорость притока жид- кости, дебит скважины, соотношение нефти и воды в добываемой жидкости, вязкость жидкости, плотность жидкости, время накопления и время откачки жидкости, энерго- потребление насосного оборудования.
Перед измерением кривой восстановления давления откачивают жидкость из скважины до отключения насосной установки по граничному условию - признаку не- догрузки, далее при выключенной установке последовательно во времени измеряют с по- мощью погружного датчика текущее давление на приеме насоса, регистрируют последо- вательность измерений до окончания роста давления или заданного интервала времени ΔΤ, по полученным кривым с помощью стандартных методик рассчитывают текущие гидродинамические параметры пласта для полного и укороченного вариантов кривой восстановления давления, зарегистрированные кривые сохраняют, отображают и доку- ментируют в виде таблиц и графиков с привязкой ко времени.
Длительность периода Т1 устанавливают на основе требований технологии добычи жидкости, длительность периода Т2 выбирают с учетом инерционности процессов из- менения условий добычи жидкости. Длину интервала ТЗ выбирают так, чтобы он вклю- чал несколько интервалов Т2. Длительность интервала ΔΤ для укороченной кривой восстановления давления выбирают так, чтобы его длительность превышала длитель- ность нескольких циклов работы насосной установки, но была существенно меньше дли- тельности съема полной кривой. При этом, погрешность расчетов гидродинамических параметров по укороченной кривой выше, чем по полной кривой, однако, она вполне приемлема для проведения текущих оценок и оправдана сокращением простоев в процес- се добычи.
В качестве управляющих параметров воздействия используют величины интер- валов времени накопления и времени откачки, или вычисленные на их основе с помо- шью кривой восстановления давления граничные величины давления Р мин и Р макс, а также скорость откачки жидкости. Изменение граничных величин давления позволяет регулировать амплитуду и частоту волны давления. Изменение скорости откачки обес- печивает регулирование соотношения времени откачки и времени накопления и тем са- мым дает возможность изменять форму волны давления.
Первоначальные граничные величины давления на приеме насоса Р мин и Р макс определяют путем наложения отрезка, равного заданному интервалу накопления на ось времени графика кривой восстановления давления так, чтобы средняя скорость роста кривой на участке соответствовала ожидаемому дебиту .
Устройство, в отличие от известного, содержит блок контроля информации, порт ввода - вывода которого через второй модем и канал связи соединен с терминалом ком- плекта устройств измерения добывающего комплекса, а через второй модем, канал связи и первый модем - с блоком управления устройства.
Существо предложенного способа заключается в следующем:
При циклическом режиме работы насосной установки формируется волна давле- ния на пласт по структуре «депрессия - восстановление». В фазе откачки цикла создается депрессия на пласт, в фазе накопления давление пласта восстанавливается под действием напора воды от нагнетательных скважин. Таким образом, волновое воздействие на пласт осуществляют с помощью того же самого насосного оборудования, которое используют и для добычи жидкости. Длительность воздействия при этом равна длительности процес- са эксплуатации скважины (год и более), а частота волны воздействия соответствует час- тоте циклов добычи, т.е. лежит в диапазоне инфранизких частот. Исследования показали, что именно в этом диапазоне частот обеспечивается наиболее глубокое и эффективное проникновение колебаний в пласт и одновременное воздействие на обширную область пласта.
В итоге многократное, длительное циклическое воздействие на пласт в диапазоне инфранизких частот приводит к снижению прочности структуры породы, образованию микротрещин, расширению внутрипорового пространства породы, а также очистке поро- вых каналов от закупоривающих частиц и, в итоге, к повышению фильтрационных ха- рактеристик пласта и увеличению нефтеотдачи. За счет длительного воздействия посте- пенно расширяется область пласта, которую охватывает воздействие и, соответственно, увеличивается область питания скважины.
Перед началом эксплуатации назначают по методике способа - аналога значения параметров цикла - время откачки То и время накопления жидкости в затрубном про- странстве Тн (фиг.З), выбирают и устанавливают насосную установку, с производи- тельностью, превышающей ожидаемый дебит, и откачивают из скважины жидкость до минимально возможного уровня - до остановки двигателя установки по сигналу не- догрузки.
Далее при выключенном двигателе снимают с помощью устройства управления (фиг.1) и погружного датчика давления 11 (фиг. 2) полную кривую восстановления давления и отображают ее на графике (фиг. 4). Для определения граничных величин давления размещают на оси времени Т (фиг.4) отрезок Тн так, чтобы средняя крутизна кривой на участке Тн соответствовала ожидаемому дебиту. Точки на кривой, соответ- ствующие началу и концу участка Тн (Р мин и Р макс), далее определяют как граничные величины давления на приеме насоса, вводят их в память блока управления 3 и исполь- зуют в качестве первичных управляющих параметров насосной установки.
В процессе последующей работы насосную установку включают, когда давле- ние в скважине достигает верхней границы, а выключают, когда давление достигает нижней границы, в каждом цикле измеряют и регистрируют время простоя и время рабо- ты установки. В итоге, циклограмма работы насосного оборудования выглядит в виде графика на фиг. 3. График давления (фиг. 5) имеет характер волны с размахом ( Р макс - Р мин) и периодом цикла, равным Т н + Т о. При реальных параметрах цикла, напри- мер, периоде, имеющим величину порядка 3-х часов (10800 секунд), частота волны на- ходятся в диапазоне Ю -4 Гц. Именно в этом диапазоне частот (инфразвуковые частоты ниже 0.5 Гц) обеспечивается наиболее глубокое проникновение волны давления в пласт и, соответственно, увеличение области ее воздействия.
В процессе эксплуатации скважины проводят измерения группы параметров с технологически обоснованным периодом Т1 (например, 2 недели - месяц). В отличие от способа - аналога в состав группы входят только параметры, доступные для измерений в процессе добычи жидкости. Синхронизированную во времени и датированную группу данных сохраняют в архиве устройства управления.
Привлечение к анализу группы параметров вызвано тем, что каждый из них харак- теризует лишь частные, не всегда однозначные по результату, изменения в условиях до- бычи, но не направленность изменений в целом. Например, увеличение дебита жидко- сти может означать как увеличение добычи нефти, так и увеличение обводненности. Поэтому к анализу привлекают группу параметров, в которую входят - давление на приеме насоса, дебит скважины, соотношение нефти и воды в добываемой жидкости, вязкость жидкости, плотность жидкости, время накопления Тн и время откачки То, энергопотребление насосного оборудования и др. Для совместной обработки параметров строят на одном носителе графики зависимости каждого параметра от времени. По полу- ченным зависимостям оценивают направленность изменений условий добычи и их физи- ческую значимость.
Например, если время накопления Тн при фиксированных граничных значениях давления (Р мин и Р макс) увеличивается, то это свидетельствует об уменьшении средней скорости притока жидкости. Если же это время постепенно уменьшается, то это признак увеличения скорости притока. Средние изменения скорости должны соответствовать из- менению дебита и подтверждаться ими.
Изменение вязкости жидкости говорит о вовлечении в поток других видов нефти, ранее в потоке отсутствующих, т.е. о расширении зоны воздействия на пласт.
Изменения плотности жидкости свидетельствует об изменении ее состава. Эти же данные подтверждаются изменениями времени откачки и энергопотребления насосной установки.
Изменение соотношения воды и нефти в жидкости характеризует изменение про- дуктивности пласта.
По группе параметров, устойчивые изменения которых имеют синхронное, единое по смыслу направление, оценивают версии вектора изменений структуры пласта, опре- деляют их по смыслу изменения, и далее оценивают как позитивные и негативные с точ- ки зрения поставленной технологической задачи. Единство направленности изменений различных параметров в группе расценивают как признак достоверности оценки.
Например, если увеличение дебита сопровождается увеличением плотности жид- кости и увеличением доли воды в составе жидкости, то это означает увеличение обвод- ненности, и такую тенденцию признают негативной. И, наоборот, если доля нефти в жидкости увеличивается, то при сохранении или увеличении дебита такую тенденцию признают позитивной и принимают решение о сохранении параметров цикла.
Для контроля оценки по измеряемым параметрам эту оценку сверяют с аналитиче- скими, расчетными оценками, которые получают с использованием стандартных методик . Для получения расчетных оценок, снимают с заданным периодом Т2 (например, 3 ме- сяца), укороченную во времени кривую восстановления давления - ΔΤ . Длительность укороченной кривой ΔΤ (фиг.4) назначают так, чтобы она включала несколько циклов ра- боты насосного оборудования, например, 24 часа. Часто снимать полную кривую не- целесообразно и недопустимо по технологическим соображениям, так как эта процедура длительная (несколько суток) и ее выполнение приводит к остановке процесса добычи RU2011/000307
8
жидкости. Результаты расчетных оценок по кривым восстановления давления и их из- менениям сопоставляют с изменяющимися во времени оценками по измеряемым пара- метрам.
По результатам сопоставления выявляют устойчивые образцы поведения группы измеряемых параметров, устанавливают соответствие образцов поведения с различными вариантами реакции пласта на волновое воздействие с конкретными параметрами. К различным видам реакции относят, например, такие как увеличение дебита, увеличение обводненности, отсутствие изменений - стабилизация и др.
После выявления конкретной направленности оценивают его расхождение с тре- буемой направленностью, по результатам сравнения и интерпретации сохраняют или из- меняют параметры цикла - длительности фазы откачки, фазы накопления или скорости откачки для поддержки или изменения вектора развития процесса.
При длительной эксплуатации снимают с периодом ТЗ ( 1 год) полную кривую вос- становления давления, по ней оценивают гидродинамические характеристики пласта, сравнивают эти характеристики с характеристиками на предыдущем периоде ТЗ, по вы- явленным изменениям и результатам промежуточных оценок определяют эффектив- ность воздействия на пласт и контролируют оценки, полученные по укороченным кри- вым.
Достоинство способа - возможность создания длительного контролируемого и управляемого волнового воздействия на пласт в диапазоне инфранизких частот с помо- щью штатного насосного оборудования, без привлечения дополнительных технических средств.
Эффективность способа заключается в расширении контура питания скважины и повышении фильтрационных свойств пласта. За счет этого увеличивается добыча неф- ти от скважины и, соответственно, сокращается потребность в освоении новых сква- жин для полного охвата пласта дренированием. Практические результаты применения способа состоят в увеличении объема добываемой нефти от одной скважины на 10— 25%
Расширение контура питания обеспечивают за счет длительного волнового воз- действия на пласт в диапазоне инфранизких частот.
Фильтрационные свойства пласта повышают за счет оперативного управления па- раметрами воздействия для поддержки позитивных тенденций в условиях добьши жид- кости, или препятствия тенденциям негативным. Реализация способа
Способ реализуется с помощью устройства, в состав которого входят: ключ 1, блок измерителя 2, блок управления 3, первый и второй модемы 4 и 6, канал связи 5 и блок контроля информации 7. Первый вход ключа 1 соединен с силовой электросетью, второй вход с выходом блока управления 3. Выход ключа 1 связан с шиной питания насосной ус- тановки 8 и входом блока измерителя 2. Выход блока 2 соединен с входом блока управ- ления 3. Порт ввода-вывода блока управления 3 подключен к первому модему 4, порт ввода-вывода блока контроля информации 7 через второй модем 6 и канал связи 5 со- единен с первым модемом 4 и терминалом комплекта устройств измерения и анализа добывающего комплекса 13.
Ключ 1 осуществляет коммутацию напряжения силовой сети и обеспечивает включение и выключение питания двигателя насосного оборудования по команде от блока управления 3.
Блок измерителя 2 осуществляет контроль состояния насосного оборудования (включено - выключено) путем измерения и аналого-цифрового преобразования величи- ны тока, потребляемого двигателем, а также прием и преобразование сигналов погружно- го датчика давления И, передаваемых по шине питания насосной установки 8. Выходные сигналы измерителя 2 передаются на вход блока управления 3.
Блок управления 3 реализует циклический режим работы насосного оборудования, при этом управляет работой ключа 1, воспринимает данные от измерителя 2, измеряет длительности интервалов накопления и откачки Тн и То, (фиг.З), ведет информацион- ный обмен с блоком контроля информации 7 по каналу связи 5 через модемы 4 и 6. В процессе информационного обмена передает измеренные данные (токи, давление, дли- тельности) блоку 7, воспринимает от него и использует для управления параметры цик- ла работы насосной установки (Р мин и Р мах).
Первый и второй модемы 4 и 6 обеспечивают физическое и логическое сопряже- ние устройств абонентов (блоков 3 и 7) с каналом связи 5.
Блок контроля информации 7 обеспечивает сбор информации от блока управления 3 и средств измерения 13 добывающего комплекса, а также осуществляет архивирование данных, необходимую их обработку, оперативное отображение и документирование.
Блоки 1 , 2, 3 и 4 располагаются в непосредственной близости от скважины и обес- печивают местное автоматизированное управление процессом добычи жидкости. Блоки 6 и 7 могут быть территориально удалены от скважин и располагаться в цен- трах обработки и анализа данных.
Устройство работает следующим образом.
Для реализации функций, предусмотренных способом, устройство обеспечивает работу в режимах:
- Режим эксплуатации (добычи) - реализует сбор данных от погружной насосной установки и управление включением/выключением установки. Режим выполняют по- стоянно.
- Режим сбора данных от комплекта устройств измерения добывающего комплек- са - выполняют периодически с периодом Т1 (2 недели - 1 месяц) без остановки режима эксплуатации.
- Режим настройки и проверки эффективности - осуществляет снятие полной кри- вой восстановления давления. Режим выполняют перед началом эксплуатации, и далее - периодически, с периодом ТЗ (ориентировочно - 1 год). Режим выполняют при оста- новке процесса эксплуатации на 3-4 суток, но без подъема глубинно-насосного оборудо- вания.
- Режим контроля - съем укороченной во времени кривой восстановления давле- ния (ΔΤ с периодом выполнения Т2 (ориентировочно 3 - 4 месяца). Выполняют с крат- ковременной (не более чем на сутки) остановкой эксплуатации.
Пример циклограммы работы устройства управления (фиг. 3).
В режиме эксплуатации осуществляют добычу жидкости в циклическом режиме. При этом погружной датчик давления 11 (фиг.2) передает по силовой шине питания 8 данные блоку измерителя 2, который преобразует их в стандартную цифровую форму и передает блоку управления 3. Периодичность передачи 10 - 20 секунд. Блок 3 сравнива- ет текущие данные с заданными Р мин и Р макс ( фиг.4) и, соответственно, включает или выключает насосную установку, реализуя тем самым циклический режим ее работы. Контроль исполнения циклического режима блок 3 осуществляет по результатам измере- ний тока в шине питания 8, которые вьшолняет блок 2. В каждом цикле блок 3 измеряет длительности интервалов простоя и работы насосной установки Тн и То (фиг. 3), и пере- дает эти данные блоку контроля информации 7 по каналу связи 5 через модемы 4 и 6. Полученные данные и сопровождающие их коды времени блок 7 накапливает в первом отделе архива данных. Темп поступления данных равен длительности цикла работы оборудования (например, 3 часа). Блок 7 также вычисляет средние значения этих пара- метров за период Т1 (2 недели - 1 месяц), что необходимо для выявления устойчивых изменений и выравнивания темпов накопления относительно быстрых и медленных типов данных.
Режим сбора данных от комплекта устройств измерения 13 (фиг.2) активизируют в конце интервала Т1 (фиг.6), например, в конце месяца, или двухнедельного периода. В этом режиме блок 7 получает по каналу 5 данные от терминала 13, приводит их к единой форме представления и накапливает сформированные данные и соответствующие коды времени во втором отделе архива. В этот же отдел архива заносят усредненные по интер- валам времени Т1 данные Тн и То и текущие значения граничных величин Р мин и Р макс. В итоге, во втором отделе архива накапливаются записи групп параметров, имеющих единый темп поступления, и характеризующие временные срезы состояния условий добычи. Наличие двух отделов архива объясняется существенным различием темпов поступления данных в разные отделы. Данные первого отдела позволяют анализи- ровать относительно быстрые изменения, а данные второго отдела - устойчивые тенден- ции.
Анализ процесса добычи и выявление направленности изменений во времени блок 7 обеспечивает визуальным отображением и документированием заархивированных дан- ных в табличной и графической форме.
В режиме настройки и проверки эффективности устройство обеспечивает съем и построение полной кривой восстановления давления (фиг.4). В этом режиме производят максимально возможную откачку жидкости (до срабатывания защиты насосной установ- ки от недогрузки), затем в процессе притока жидкости производят измерение текущего давления с помощью погружного датчика 11 (фиг.2). Датчик 11 передает по силовой шине питания 8 (фиг.2) данные о давлении блоку измерителя 2 и далее, после преобразо- вания, - блоку управления 3 (фиг.1). Период обновления данных составляет 10 -20 се- кунд. Блок управления 3 фиксирует данные и время их поступления, накапливает дан- ные за заданный интервал времени, и формирует пакет данных. Далее, скомпонованный пакет данных блок 3 передает блоку контроля информации 7. Темп накопления и пере- дачи пакетов данных устанавливают таким, чтобы не перегружать канал связи и, в то же время, обеспечивать возможность контроля формирования кривой восстановления дав- ления в реальном времени (каждые 10 - 20 минут). Блок 7 запоминает принятые паке- ты, и отображает данные в виде наращиваемого изображения на экране монитора и, при необходимости, в виде документа (таблицы, графика). На зарегистрированной в виде графика кривой восстановления давления оператор по заданному интервалу Тн и ожи- даемой величине дебита устанавливает значения Р мин и Р макс (фиг.4) и передает зна- чения этих параметров блоку 3. Блок 3 далее использует эти значения для регулярного управления циклом добычи. Режим настройки выполняется перед началом эксплуатации и далее с циклом ТЗ, например, 1 раз в год, или при необходимости (например, после ре- монта). Полученные кривые накапливают в третьем отделе архива блока 7, и далее ис- пользуют для расчетов и сопоставления в процессе анализа.
В режиме контроля - с помощью устройства выполняют съем, и построение укороченной во времени кривой восстановления давления (ΔΤ, фиг.4). Период выполне- ния - Т2 (ориентировочно 3 - 4 месяца). Выполняют с кратковременной (не более суток) остановкой процесса добычи. Режим по своему исполнению полностью аналогичен ре- жиму настройки, но выполняется за более короткое время. Снятые кривые накапливают в третьем отделе архива блока 7. Далее их используют для расчетов и сопоставления в процессе анализа. Длительность интервала ΔΤ для укороченной кривой восстановления давления выбирают так, чтобы его длительность превышала длительность нескольких циклов работы насосной установки, но была существенно меньше длительности съема полной кривой. При этом, погрешность расчетов гидродинамических параметров по уко- роченной кривой выше, чем по полной кривой, однако, она вполне приемлема для про- ведения текущих оценок и оправдана сокращением простоев в процессе добычи.
В целом динамика работы устройства имеет характер встроенных циклов. Об- щий, наиболее длинный, цикл ТЗ включает более короткие циклы Т2 и Т1 (фиг.6), по которым распределены функции, предусмотренные способом - настройка, штатная экс- плуатация, сбор первичной информации, анализ тенденций и коррекция настройки.
Устройство реализуют с помощью известных технических средств.
Ключ 1 реализуют с помощью силовых реле, транзисторных ключей, или тири- сторньгх регуляторов (для обеспечения плавного пуска двигателя установки).
Блок измерителя 2 содержит канал измерения тока и канал измерения давления. Канал измерения тока реализуют с помощью трансформаторов тока и обычных логиче- ских и преобразующих элементов. Канал измерения давления реализуют с помощью эле- ментов гальванической развязки, подключаемых к силовой шине, логических элементов, формирующих стандартный цифровой сигнал, и микроконтроллера (например, PIC- про- цессора), обеспечивающего взаимодействие с блоком управления 3 по стандартному протоколу (например, протоколу Modbus). Блок управления 3 реализуют на основе стандартных микроконтроллеров (напри- мер, PIC- процессоров), дополненных коммутирующими элементами для управления ключом 1.
Блок контроля информации 7 - это стандартная персональная ЭВМ, дооснащен- ная принтером и плоттером (для документирования протяженных во времени графиков).
Модемы 4 и 6 реализуют в зависимости от используемого канала связи. Это могут быть интерфейсные модули RS-485 с проводным каналом, или сотовая связь и GPRS - модемы, если блок 7 находится на удалении от скважин.
Next Patent: PIPELINE SUPPORT