В статье рассмотрен алгоритм оптимизации режимов работы для группы добывающих скважин, оборудованных установками электроцентробежных и штанговых насосов, при наличии ограничений на суммарный дебит жидкости, дебит нефти или энергопотребление. Под оптимизацией понимается регулирование частоты вращения вала погружного электродвигателя, обеспечивающего кручение рабочих колес центробежного насоса, или варьирование частоты качаний станка-качалки, которое приводит к изменению скорости открытия и закрытия клапанов штангового насоса. В случае периодического режима эксплуатации скважины оптимизация заключается в изменении длительности периодов откачки и накопления, которые чередуются в процессе периодического включения и выключения насосной установки. При групповой оптимизации алгоритм подбирает такую комбинацию параметров работы скважин, при которой для этих скважин суммарно достигается максимальный дебит нефти при фиксированном дебите жидкости или энергопотреблении, минимальный удельный расход электроэнергии или минимальное суммарное энергопотребление при фиксированном дебите нефти или жидкости. Особенностью алгоритма является учет изменения параметров скважин, таких как пластовое и забойное давление, обводненность продукции, устьевое давление, динамика дебита жидкости. Это позволяет более точно оценить эффект от оптимизации режимов работы группы скважин с учетом как их взаимовлияния в пластовых условиях, так и воздействия на наземную инфраструктуру при горизонте прогнозирования нескольких месяцев. Приведены результаты апробации алгоритма для снижения удельного расхода электроэнергии при сохранении добычи нефти для группы механизированных скважин на одном из месторождений ПАО АНК «Башнефть», эксплуатируемых ООО «Башнефть-Добыча».
Список литературы
1. Редуцкий Ю.В. Учет взаимовлияния скважин при решении задач управления режимами эксплуатации месторождения // Территория нефтегаз. – 2011. – № 5. – С. 16–21.
2. Васильев В.В. Использование результатов оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин для оптимизации заводнения // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 30–32.
3. Пономарева И.Н., Мартюшев Д.А., Черный К.А. Исследование взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами на основе построения многоуровневых моделей // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2021. – Т.332. – № 2. – С. 116–126. – http://doi.org/10.18799/24131830/2021/2/3048
4. Зипир В.Г. Базовые принципы построения интегрированной модели разрабатываемого месторождения углеводородов // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2017. – № 1. – С. 142–145.
5. Пашали А.А., Зейгман Ю.В. Интеллектуализация процесса интенсификации добычи нефти в условиях недостатка мощности кустовой системы энергоснабжения // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т.18. – № 6. – С. 56–63. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2020-6-56-63
6. Еникеев Р.М., Топольников А.С. Интегральная модель энергоэффективности цифрового актива // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 7. – С. 78–83.
7. Цифровой двойник скважины как инструмент цифровизации вывода скважины на режим в ПАО АНК «Башнефть» / А.А. Пашали, А.В. Колонских, Р.С. Халфин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 80–84. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-3-80-84
8. Сильнов Д.В., Пашали А.А. Интегрированная модель «пласт-скважина-насос» для моделирования периодического режима работы скважины // Наука. Исследования. Практика: Сборник избранных статей по материалам Международной научной конференции, Санкт-Петербург, 25 июня 2022 года. – СПб.: ГНИИ «НАЦРАЗВИТИЕ», 2021. – С. 81–82.
9. Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. –М.-Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2006. – 384 с.
10. Банди Б. Основы линейного программирования. – М: Радио и связь, 1989. – 176 с.
11. Ашманов С.А. Линейное программирование. – М.: Наука, 1981. – 340 с.
12. Васильев Ф. П., Иваницкий А.Ю. Линейное программирование. – М.: Факториал, 1998. – 176 с.
