Система управления газлифтной добычей нефти из нефтяной скважины

1 Настоящее изобретение относится к системе управления добычей сырой нефти через эксплуатационную трубу, проходящую в газлифтную нефтяную скважину, при этом газлифт нагнетают в нисходящую скважину. В таких газлифтных нефтяных скважинах давление в эксплуатационной трубе может колебаться, что может привести к нерегулярному впуску газлифта, нагнетаемого в эксплуатационную трубу. Такой нерегулярный впуск газлифта может случайно совсем прекратить добычу нефти. Поэтому такие неустойчивые газлифтные скважины имеют тенденцию "колебаться" между состоянием добычи нефти и состоянием не добычи нефти, в результате чего образуются пробки сырой нефти и газлифта. Обычной практикой регулирования потока газлифта, нагнетаемого в скважину, является регулирование с помощью дросселя до такого уровня, при котором максимизируется и стабилизируется добыча сырой нефти. В статье "Мониторы в устье скважины автоматизируют подачу газлифта на озере Маракаибо", опубликованной Х.С. Аджунта и А. Мэджек на стр. 64-67 журнала "Нефть и газ" 28 ноября 1994 г., раскрыто применение автоматического дросселя, изменяющего поток газлифта так, что он становится близким к вычисленному оптимальному значению. В системе, известной из этой публикации,дроссель установлен на поверхности земли вблизи устья скважины, в которую нагнетают газлифт. Проблемой, с которой сталкиваются при применении этой известной системы, является то, что трубопровод для нагнетания газа,который обычно образуется кольцевым пространством между эксплуатационной трубой и обсадной трубой скважины, может иметь длину несколько километров и такой большой объем,что невозможно точно регулировать количество газлифта, вводимого через нисходящую скважину в эксплуатационную трубу, путем регулирования потока газлифта, входящего в трубопровод для инжекции газлифта через переменно действующий дроссель в устьи скважины. Например, из международной заявки на патент РСТ/ЕР 95/00623, опубликованной 24.08.95, кл. Е 21 В 43/12, 34/06, также известно,что поток газлифта, который нагнетают в эксплуатационную трубу для добычи нефти, регулируют посредством управляемого с поверхности земли регулируемого сопла в нисходящей скважине, через которое нагнетают газлифт в эксплуатационную трубу. Такое регулируемое сопло в нисходящей скважине позволяет регулировать количество газлифта в скважине так, что всегда нагнетается устойчивый поток газлифта и образуется устойчивый и оптимальный газлифт. Однако установка, работа и обслуживание такого регулируемого сопла в нисходящей,скважине являются дорогостоящими. В частно 000484 2 сти, если скважина оснащена двойным комплектом, который может состоять из двух концентричных эксплуатационных труб, проходящих на различную глубину в скважине, а газ нагнетают через окружающее кольцевое пространство и сопла вблизи нижней части каждой из этих труб, установка группы из двух клапанов в нисходящей скважине может быть неэкономичной. В международной заявке на патентPCT/AU 87/00201, опубликованной 14.01.88 за номером WO 88/00277, кл. Е 21 В 43/12, 43/18,раскрыт способ начала газлифтной добычи нефти, в котором входящий поток нагнетаемого газа поддерживают по существу постоянным посредством вихревого расходомера. В заявке на патент Великобритании 2252797,опубликованной 19.08.92,кл. Е 21 В 43/12, раскрыта система газлифтной добычи нефти, в которой эксплуатационный дроссель и впускной клапан в трубопроводе для нагнетания газа регулируют одновременно в предварительно запрограммированной параметрической логической последовательности для улучшения управления добычей нефти. Недостатком этой системы является то, что предварительно запрограммированная последовательность создает постоянный режим для работы двух клапанов, а для регулирования упомянутой последовательности не применяют обратную связь рабочих условий. Одновременно регулирование двух клапанов может также привести к колебаниям в потоке газлифта, особенно в том случае, если газлифт, выходящий из одного источника, нагнетают в несколько скважин. Целью настоящего изобретения является создание системы, повышающей точность регулирования нагнетания газа в скважину для газлифтной добычи нефти для увеличения и стабилизации добычи нефти и не требующей применения регулирующего оборудования в нисходящей скважине. Система согласно настоящему изобретению содержит модуль управления, включающий в себя пропорционально-интегрально-дифференциальный контроллер, установленный для динамического регулирования открывания дросселя в эксплуатационной трубе таким образом, чтобы уменьшить и стабилизировать гидростатическое давление в трубопроводе для нагнетания газлифта. Следует понять, что пропорционально-интегрально-дифференциальным контроллером является контроллер, вырабатывающий выходной сигнал, пропорциональный входному сигналу, а также интегрирующий и дифференцирующий входной сигнал для регулирования характеристик выходного сигнала. Модуль управления может также содержать центральный контроллер, включающий в себя нечеткий логический алгоритм для формирования для указанного контроллера заданного 3 значения давления в трубопроводе для нагнетания газлифта. Идея регулирования с применением нечеткого логического алгоритма и пропорционально-интегрально-дифференциального контроллера, управляемого нечетким логическим алгоритмом, известна сама по себе и описана, например, в главе 3 Справочника интеллектуального управления "Нервный, размытый и адаптивный подходы", написанного Уайтом А. и Совге Д.А. и изданного ван Ностранд Рейнхолд,Нью-Йорк, 1992 г. Регулируемый дроссель и модуль управления расположены соответственно на поверхности земли вблизи устья скважины для газлифтной добычи нефти. Размещение дросселя и модуля управления на поверхности земли позволяет осуществлять их установку и обслуживание снаружи скважины и без прерывания операций по добыче нефти, что позволяет экономить значительные расходы и усилия. Это особенно уместно, если скважина содержит множество труб для добычи сырой нефти и если газлифт нагнетают в различных местах нисходящей скважины в различные эксплуатационные трубы через общий трубопровод для нагнетания газа, который образован, по меньшей мере, частично кольцевым пространством между эксплуатационными и обсадными трубами скважины, и где каждая эксплуатационная труба оснащена системой управления добычей в соответствии с настоящим изобретением. Эти и другие признаки, цели и преимущества системы, согласно настоящему изобретению, станут очевидными из нижеследующего описания изобретения и чертежей, на которых: фиг. 1 представляет схематический вид в продольном разрезе скважины для добычи сырой нефти, в которой добыча сырой нефти управляется системой согласно настоящему изобретению; фиг. 2 - блок-схему логических схем управления для модуля управления системы управления, показанной на фиг. 1; фиг. 3 - блок-схему, иллюстрирующую действие логических схем управления для модуля управления системы управления, показанной на фиг. 1; фиг. 4 - график, иллюстрирующий результаты эксперимента, подтверждающие оптимизацию и стабилизацию добычи нефти из скважины, заполненной газлифтом при применении системы управления согласно изобретению. На фиг. 1 показана скважина для газлифтной добычи сырой нефти, содержащая регулируемый дроссель 1 и модуль управления МУ,согласно настоящему изобретению. Дроссель 1 установлен в эксплуатационной трубе 2, проходящей от нижней части нефтяной скважины 3 через устье 4 скважины в 4 сторону технологического оборудования (на чертеже не показано) на поверхности 5 земли. Нефть добывают через перфорации, образованные взрывом в нефтеносном пласте. Вблизи нижнего конца эксплуатационной трубы 2 установлен паккер 7, обеспечивающий заслон для текучей среды между зоной 8 притока на дне скважины и кольцевым пространством 9,образованным между наружной поверхностью эксплуатационной трубы 2 и внутренней поверхностью обсадной трубы 10 скважины. Для стимулирования добычи сырой нефти через эксплуатационную трубу 2 в нее нагнетают газлифт через кольцевое пространство 9 и отверстие 11 в нисходящей скважине. Газлифт подают в кольцевое пространство через трубопровод 12 для нагнетания газа и кольцевую камеру 13 в устье 4 скважины. Трубопровод 12 для нагнетания газа оснащен дросселем 14 для регулирования потока газлифта. Однако результатом значительного объема и длины кольцевого пространства 9 является значительная задержка между моментом изменения положения дросселя 14 и моментом, когда это изменение приводит к изменению потока газа,проходящего через отверстие 11 нисходящей скважины. Регулируемый дроссель 1 и модуль управления МУ согласно настоящему изобретению служат для исключения тех быстрых изменений в гидростатическом давлении в эксплуатационной трубе 2, которые привели бы к режиму нестабильного нагнетания газлифта и, тем самым,газлифт вводился бы в пробки через отверстие 11 нисходящей скважины в эксплуатационную трубу 2, и в скважине начали бы образовываться нерегулярные пробки сырой нефти и газлифта. В модуль управления МУ согласно настоящему изобретению постоянно или периодически подаются данные, касающиеся давления напора в обсадной трубе Рнот, измеренного манометром наверху кольцевого пространства 9, и давления напора в эксплуатационной трубе Рнэт,измеренного манометром наверху эксплуатационной трубы 2. В модуль управления МУ также посылаются данные температуры Т добываемой смеси текучей среды, т.е. смеси углеводородных скважинных текучих сред (в частности, сырой нефти) и газлифта, и скорости потока газлифтаQгл и добываемой смеси текучей среды Qдоб,измеренной расходомерами, которые установлены в трубопроводе 12 для нагнетания газлифта и в эксплуатационной трубе 2 соответственно. В показанном варианте модуль управления МУ не только управляет открыванием дросселя 1 в эксплуатационной трубе, но также открыванием дросселя 14 в трубопроводе для нагнетания газлифта. Основная функция модуля управления МУ заключается в том, что он регулирует открывание дросселя 1 эксплуатационной трубы так, что поток газлифта через отверстие 11 нисходящей 5 скважины остается примерно постоянным. Это достигается путем поддержания постоянного перепада давления через отверстие нисходящей скважины. На давление вниз по течению от отверстия можно влиять путем изменения противодавления в устье скважины, т.е. давления напора. Противодавление, создаваемое давлением напора в эксплуатационной трубе, изменяется этим способом таким образом, что противодавление увеличивается в ответ на снижение измеренного давления напора в обсадной трубе, и наоборот. Такое изменение давления напора в эксплуатационной трубе является соответствующим критерием для достижения, по существу, постоянной скорости инжекции газлифта через отверстие 11 нисходящей скважины. Модуль управления МУ имеет своей целью уменьшить давление напора в обсадной трубе путем изменения открывания дросселя 1 эксплуатационной трубы. Однако дальнейшее неограниченное открывание дросселя 1 может привести к нестабильности. Поэтому модуль управления МУ устанавливают для подчинения другому правилу, диктующему то, что, чем ниже скорость нагнетания газлифта Qгл, тем шире будет запас регулирования Зp(t) дросселя 1 в эксплуатационной трубе. Установка такого запаса регулирования дросселя 1 требует некоторого эмпирического подхода, включенного в блок управления с нечетким логическим алгоритмом, который описан более подробно со ссылкой на фиг. 2 и 3. На фиг. 2 представлена блок-схема, иллюстрирующая работу модуля управления МУ. Основной частью модуля управления МУ является обычный пропорционально-интегрально-дифференциальный контроллер ПИД,который регулирует положение Д(t) дросселя 1 в эксплуатационной трубе в ответ на изменения в измеренном давлении напора в обсадной трубеPнот. Блок-схема показывает, что давление напора в обсадной трубе Рнот зависит от давления напора в эксплуатационной трубе Рнэт, давления текучей среды в порах нефтеносного пласта Рнеф, а также от скорости нагнетания Qгл газлифта через дроссель 14 для газлифта и отверстие 11 нисходящей скважины. Блок управления с нечетким логическим алгоритмом БУ обеспечивает контроллер ПИД заданным значением Po(t) давления напора в обсадной трубе Рнот, а также он регулирует положение дросселя для нагнетания газлифта на основе эмпирических данных, показанных стрелкой 20, которые определяют разряды соответствующих положений дросселей 1 и 14 для различных скоростей добычи. Таким образом блок управления с нечетким логическим алгоритмом БУ действует в качестве центрального контроллера для контроллера ПИД. 6 Взаимодействие между блоком управления БУ и контроллером ПИД будет описано более подробно со ссылкой на блок-схему, представленную на фиг. 3. Блок-схема будет описана сверху вниз,действия блока управления с нечетким логическим алгоритмом БУ и контроллера содержатся внутри штрихпунктирных линий. Первый прямоугольник наверху показывает, что цикл управления начинается с измерения в определенный момент времени (t) скорости нагнетания газлифта Qгл(t), давления напора в обсадной трубе Pнот(t) и истинного положения Д(t) дросселя 1 в эксплуатационной трубе. Следующий прямоугольник указывает, что на основе измеренной скорости потока газаQгл(t) блок управления БУ вычисляет запас регулирования дросселя Зp(t). Блок управления БУ затем проверяет, находится ли истинное положение дросселя Д(t) ниже запаса регулирования дросселя Зp(t). Если это действительно так, то блок управления БУ будет уменьшать заданное значение Po(t) давления напора в обсадной трубе Рнот для контроллера ПИД, в противном случае,упомянутое заданное значение Po(t) будет увеличиваться. Контроллер ПИД затем проверяет, ниже ли измеренное давление напора в обсадной трубе Рнот, чем заданное значение Po(t), поданное блоком управления БУ. В том случае, если это действительно так,контроллер ПИД будет уменьшать открывание дросселя Д(t), в противном случае, контроллер ПИД будет увеличивать открывание дросселя. Цикл измерения и регулирования затем повторяют после выбранного интервала времени и осуществляют те же этапы процесса, представленные на блок-схеме. Действие модуля управления согласно настоящему изобретению испытывали в миниатюризированной скважине, из которой добывали воду по вертикальной трубе высотой 18 м и в которую нагнетали воздух в качестве газлифта через кольцевое пространство, окружающее трубу, для усиления потока воды через вертикальную трубу. Во время эксперимента скорость нагнетания газлифта Qгл составляла 15 м 3 в день, а показатель производительности Пр, моделированный с переменным ограничением, составил 10 м 3 в день/бар. График, представленный на фиг. 4, показывает реакцию давления напора в обсадной трубе Рнот и скорости добычи текучей среды Qдоб на различные установки эксплуатационного дросселя наверху вертикальной трубы. Горизонтальная ось графика представляет время в секундах. Вертикальная ось содержит шкалу с 0100 единицами, которые представляют открывание Д эксплуатационного дросселя (в процентах), измеренное давление напора в обсадной 7 трубе Рнот, умноженное на коэффициент 50 (в барах) и скорость добычи текучей среды Qдоб,умноженную на коэффициент 10 (м 3/день). В начале эксперимента между t = 0 и 240 с положение Д дросселя в эксплуатационной трубе было установлено на 60% открывания. Для достижения стабильной добычи требовалась фиксированная установка дросселя на 60% открывания без динамического регулирования. График показывает, что при такой установке дросселя скорость добычи Qдоб была стабильной и в среднем составляла 1,9 м 3/день. При t = 240 с включали модуль управления согласно настоящему изобретению и достигалась оптимальная установка дросселя Д = 91% открывания при t = 420 с. На этом этапе средняя скорость добычиQдоб составила 3 м 3 в день, что означает повышение производительности на 55%. При t = 660 с модуль управления согласно настоящему изобретению выключали и установка дросселя оставалась постоянно на 91% открывания. График показывает, что добыча становилась нестабильной и скорость добычиQдоб снизилась до примерно 1,4 м 3 в день. При t = 960 с снова включили модуль управления согласно настоящему изобретению. Он обнаружил, что отсутствует нагнетание газа в нисходящую скважину, поскольку давление напора в обсадной трубе Рнот увеличилось, и модуль управления полностью открыл дроссель в эксплуатационной трубе. Когда снова началось нагнетание газлифта в нисходящую скважину и, следовательно, давление напора в обсадной трубе Рнот понизилось, модуль управления частично закрыл дроссель и снова его открыл для достижения стабильной и оптимальной добычи со скоростью снова примерно 3 м 3 в день. Понятно, что непрерывное или периодическое изменение открывания дросселя в эксплуатационной трубе потребует значительное количество энергии. Если скважина расположена в удаленном месте и электрическая энергия не легко доступна, энергию для привода дросселя в эксплуатационной трубе можно получить путем позитивного смещения двигателя или другого вращающегося генератора энергии, который использует повышенное давление газлифта в трубопроводе для нагнетания газлифта в качестве источника энергии. Ввод двигателя или генератора предпочтительно соединен с трубопроводом для газлифта, а его вывод соединен с эксплуатационной трубой для добычи нефти. Система управления согласно настоящему изобретению пригодна также для применения на скважине, которая содержит множество эксплуатационных труб для добычи сырой нефти из различных мест нефтеносного пласта. Такая скважина с множеством комплектов труб обеспечивает добычу сырой нефти из различных зон 8 притока вдоль одной скважины или из различных зон притока вдоль различных ответвлений нисходящей скважины. В таком случае различные эксплуатационные трубы могут быть расположены концентрично в верхней части скважины, а газлифт можно нагнетать на различную глубину в эксплуатационные трубы через кольцевое пространство, образованное между самыми дальними трубами и обсадными трубами скважины. В таком случае, если каждая эксплуатационная труба оснащена системой управления согласно настоящему изобретению, которая регулирует открывание эксплуатационного дросселя вблизи верхней части рассматриваемой эксплуатационной трубы способом, описанным со ссылкой на чертежи, тогда в каждой эксплуатационной трубе достигаются стабильное нагнетание газа и оптимальная добыча сырой нефти. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Система управления добычей сырой нефти через эксплуатационную трубу, которая проходит в скважину для газлифтной добычи нефти и в которую нагнетают газлифт в нисходящую скважину, причем система содержит регулируемый дроссель для регулирования потока сырой нефти через эксплуатационную трубу и модуль управления для динамического регулирования открывания дросселя, который использует давление, измеренное манометром в трубопроводе для нагнетания газлифта, в качестве входного сигнала, отличающаяся тем, что модуль управления содержит пропорциональноинтегрально-дифференциальный контроллер,установленный для динамического регулирования открывания дросселя таким образом, что обеспечивается уменьшение и стабилизация гидростатического давления внутри трубопровода для нагнетания газлифта. 2. Система по п.1, отличающаяся тем, что модуль управления содержит также центральный контроллер, который включает в себя нечеткий логический алгоритм для формирования пропорционально-интегрально-дифференциального контроллера заданного значения давления в трубопроводе для нагнетания газлифта. 3. Система по любому из предшествующих пп.1 или 2, отличающаяся тем, что регулируемый дроссель и модуль управления установлены на поверхности земли в точке вблизи устья скважины для газлифтной добычи нефти. 4. Система по любому из предшествующих пп.1-3, отличающаяся тем, что при использовании в скважине множества эксплуатационных труб для добычи нефти, в которые нагнетают газлифт в различных местах нисходящей скважины через общий трубопровод для нагнетания газа, образованный, по меньшей мере, частично кольцевым пространством между эксплуатационными трубами и обсадной трубой скважины, 9 10 6. Система по п.5, отличающаяся тем, что исполнительное средство состоит из двигателя с принудительным движением, вход которого соединен с трубопроводом для нагнетания газлифта, а выход соединен с эксплуатационной трубой или с одной из эксплуатационных труб. каждая эксплуатационная труба оснащена регулируемым дросселем и модулем управления. 5. Система по любому из предшествующих пп.1-4, отличающаяся тем, что регулируемый дроссель снабжен исполнительным средством,использующим повышенное гидростатическое давление газлифта в трубопроводе для нагнетания газлифта в качестве источника энергии.