- . . Изобретение относитс к аобыче нефти газлифтным способом. Известны системы упрм1пеии режимом газлифтных скважин, выполн ющие Дикции поццёрживани зацанного расхооа . При этом кситролируетс перепад давлени на сужающем устройстве газовой линии и цебит нефти. При изменении перепада давлени подаетс сигнал на оистанцйонио управл емый вентиль, и пере па ц давлей стабилизируетс . При изменении дебита нефти изк ен етс; устансвка перепаОа ДЕЮлени на сужающем устройстве ij. Оонако така система i позвол ет получить максимальный :сумма{ ыб аеб т по всем газлифтным скважинам тфи огра ничейном ресурсе газа. Это св зано с тем, что в данной системе цебит аефги измер етс установкой типа Спутйкк, котора произвооит замер с пресш&рител& ной сепарацией смеси. Процесс сепарааин смеси зависит от многих факторов, в .частности от объема продукции скважвн, ее сбвовменности, газового фактсч а, rtfttbсации работы скважины. Наличие этих факторов Влекут за собой большую погрешность измерени и большую длигет ность периода замера дебита ооной скважины (of 1 до 5 ч.). В св зи с этим исследование системой большого числа газлифтных скважин, с целью их идентификации (дл оцной скважины выпол1 етс не менее трех замере небита) производитс BI течение долгого времени (около мес.). Данные обсто те ьегва делают эти исслеаовани нео|фес|ел$ниыМй во времени и влекуг к большим погрешност м при решении зааач оптимального управлени газлифтных скважин , выражающихс в большой ииерционнОс- тй выдачи управл ющих возоействий на исполнительные механизмы. В fo9 системе управление режимми гвзщфтной скважины -осушествл етс .путём стабилизации расхода газа управл емым вентилем по сигналу от датчика перепада давлени (на сужающем устройстве). Между циклами опроса значени перепада аа влени , расход газа может мен тьс по независимым от системы причинам, что вносит onpeaensHtiyro погрешность в оптимизацию расхода газа. Регулирование расхода газа дл поццержани режима работы газлифтной скважины имеет существенные недостатки, так как оно не учитьюает установленное подземное оборудование (тип газлифтных клапанов). С другой стороны при регулировании расхода газа не производитс стабилизаци рабочего давлеНИН нагнетаемого газа. Это обсто тельство может при крайних значени х 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 цавленне. Изменение этого параметра из-за колебаний- давлени нагнетаний рабочего агента вызовет изменение дипрессии в забое, что вл етс нежелательным . Цель изобретени - получение максих ал ного суммарного дебита нефти по всем газлифтным скважинам как при установившемс , так и при пульсирующем режиме скважин. Поставленна цель, постигаетс тем, что на каждой скважине устанавливаетс электронное регулирующее устройство, соеоиненное по входу с выходом датчика мгновенного значени дебита, а по выходу с регул тором давлени и имеющее времен ную задержку в цепи обратной св зи, а также рабочий клапан в точке ввода газа, имеющий функцию обратной св зи по дав- ению столба жидкости и управл емый по оду давлением газа. . На диспетчерском пункте устанавливаем с временное программно-управл ющее устройство, работающее совместно с устройством телемеханики, и микропроиессцэ по решению системы нелинейных управле-нйй (отыскание коэффщиентов этих уравнений и решение задачи квафатичного прогрвммйровани ). На чертеже изображена функциональна схема системы. Газ/юфтна нефт на скважина I содержит датчики мгновенного значени дебита И и расхода газа 3, представл ющие собой объемно-массовые расходомеры жиоКости и газсе, регул тор 4 давлени газа с приводом дистанционного задани на реГул торе установки по оавленню, рабочий клюпан 5, спускаемый в скважину в точку ввоОй газа и представл ющим собой регуftsfTop противодавлени в лифте, эпектронНЫЙ регул тор 6 отношени массового иэ85 24 бита к объемному, блок 7 телемеханики на контролируемом пункте и блок 8 телемеханикина диспетчерском пункте, программный управл1 юший блок 9, представл ющее собой коммутатор телемеханической информации (передача команд телеуправлени на изменение уставки на электронном регул торе 6 и прием телеизмерени с датчике 2 и 3), микропроцессор 10 с функциональными возможност ми решени системы до 30 условных и нормальных уравнений второго пор дка с трем неизвестными и задачи математического программировани унифицированным симплекс- методом до 300 уравнений. Электрс«ный регул тор 6 соединен по информационному вхооу с датчиком дебита 2, а по установочному входу с блоком 7 телемеханики, а по входу с установочным входом регул тора 4 давлени газа. Рабочий клапан 5, установленный в точке ввода газа, увеличивает проходное сечение при утэеличе- НИИ давлени газа, а также при увеличении противодавлени в лифте. Программный управл ющий блок 9 соединен по выходу с блоком телемеханики диспетчерского пунлта, а микропроцессор 1О соединен по двум выходам с програмным управл ющим блоком, а по входу с блоком те;«механи- ки диспетчерского пункта. Система работает следующим образомНа действующей скважине I через интервалы времени с помощью программного управл ющего блока 7 и 8 П1)оизвод тс измерени оеб та нефт ной смеси по объему и массе, затем передаетс сигнал те- 1юуправлени на уменьшение уставки на регул торе 6, затем через интервал вре мени, равный переходному процессу гифтиршаии , гфеды ущие измерени повтор ют с , затем снова передЁютс сигнал тел еуправлени иа увеличение уставки на регул тс 6, и предыпущие измереин повто р ютс {в зависимости от пульсации скв жины эта процедура производитс в точках от 3 до 3( Резугезтаты измерений поступают в микропроцессор диспетчерского пункта, где вычисл ютс коэффициенты нелинейных уравнений в зависимости дебита нефти от расхода газа по каждой скважине. od «i Sir aj®iV %Г-«« 3 «11вз -«21«|| 58574 roe Gt - оебчт нефти j -и скважины; j - 1,2,3,..,, п - количество скважин , QL - расход закачиваемого в скважину газа,j 0|..,c(,cL- коэффициент{51, завис шие от многих параметров. Далее произвооитс решение системы П-уравнений, свод щиес к нахож пению . )JL, р10 -wax iQ) при ограничении ресурса газа d-V jsi Послерешени задачи (отыскани расхоаа газа на каждую скважину) с помощью устройств телемеханики и датчиков расхода газа задаютс найденные значени расхода газа по каждой скважине путем заца-20 ии уставки на сервомеханизм регул торов дав/ени газа в соответствии с дебитом нефти и включение сигнала с датчика значений дебита через программный управл юший блок 9 в цепь обратной св зи серво- механизма. На диспетчерском пункте носто нноконтролируетс интегральное (суточное ) отношение суммарного расхода газа к суммарному дебиту нефти по всем скважинам. При отклонении от заданного 30 соотношени повтордатс цикл настройки системы. Высокочастотные пульсации лифгироьани (с периодами пушсапии менее времени переходных процессов шфгаровани ) сглшкй-35 ваютс клапанами 5, установленными в скважинах в точке ввода газа и имеющих положительную обратную св зь по давлению столба смеси в лифте и пр мую 4ушщиональную зависимость расхода газа / от давлени на его входе. Отношение суммарного расхода газа к суммарному аебиту нефти определ етс прадедуров оптимизации , описанной выше,, а уставка дл на- чала следующего цикла оптимизадин может быть задана оператором. Система поз&Ол ет начинать нсжый цикл оптимизаций по окончаниюпрецыдущеГо, т.е. выполн тьпроцедуру непрерьгоной оптимизации с подйёржанием автоматически ycTaHOBjeHHMX в аик & 26 оптимизации режимов работы газлифгных скважин. Формула изобретени Система управлени режимом газлифт ны скважин, содержаща блоки телемеха„„ди даспетчерского и контролируемого пунктов, датчики мгновенного расхода газа и дебитометр на каждой скважине, отличающа с тем, что, с це получени максимального суммарного оебита нефти по всем газлифтным скважииам как при установившемс , так и при пульсирующем режиме скважин, она снабже«а программным управл ющим блоком, SfHKpoKOMnpeccopoM и установленными на ажаой скважине электронным регул тором, рабочим клапаном и регул тором давлени аза, при этом ко входу газлифтной сква«« ы подключены последовательно пооключеннью регул тор давлени скважин, дат мгновенного расхода газа и рабочий клапан, а к выходу подключен дебитомер, выход которого подключен к электронному регул тору, причем Два входа электронно ° регул тор-а св заны с выходом блока телемеханики контролируемого пункта, а выход поокгаочен к регул тору давлени аза, при этом блоки телемеханики госпетЧерского и контролируемого пунктов взаимосв заны, а вход блока телемехани диспетчерского пункта подключен к программного управл ющего блоХа, ова блока которого св заны с MuKpoKONfпрессором , причем два входа блока телемеханики контролируемого пункта соответственно 1юпкт |ены к выхоцу датчика мгновенного расхода газа и ко входу электронного регул тора, а вькод блока телемеханики диспетчерского пункта пось ключей к микропроцессору, Источники информации, прин тые во внимание при экспе тиэе;. I. Автоматизаци нефт ных гкважин ИГДУ Тюменьнефть. Техническоэ обеспечениеАСУ ТО Газлифтной добычи нефти РИТС Nfc 5, т. V Сумгаит, НИПИнефтехимйвтомат , 1978 (прототип).