Групповая оптимизация мощности ЭЦНField-wide ESP power optimisation

Текущая ситуацияStarting point

Потенциал увеличения добычи был ограничен производительностью системы подготовки. Продукция всех скважин, то есть нефть вместе с попутной водой, поступала на установку подготовки, где вода отделялась от нефти. Объём жидкости, который установка могла принять, был ограничен.Production upside was limited by the capacity of the treatment facility. The output of all wells, that is oil together with produced water, went to a treatment unit where the water was separated from the oil. The volume of liquid the unit could accept was limited.

Чтобы получить больше нефти, насосы на скважинах можно было перевести на более высокую частоту вращения. Но тогда они потребляли бы больше электроэнергии и поднимали бы больше жидкости, в том числе воды. Установка уже работала на пределе, поэтому дополнительный объём воды превысил бы её производительность, и прирост добычи нефти не удалось бы реализовать.To get more oil, the pumps could have been run at a higher speed. But they would then have consumed more electricity and lifted more liquid, including water. The unit was already operating at its limit, so the extra water would have exceeded its capacity, and the oil gain could not have been realised.

Программа групповой оптимизацииField-wide optimisation programme

Скважины одного фонда заметно различались по отдаче. На одних дополнительная мощность насоса превращалась в основном в нефть, на других почти целиком уходила на подъём воды. При одинаковом изменении режима на всех скважинах часть электроэнергии расходовалась на добычу воды, которую затем приходилось отделять на установке подготовки.The wells in the stock differed considerably in their return. On some, additional pump power turned mostly into oil; on others, it went almost entirely into lifting water. Changing the operating point equally on all wells meant spending part of the electricity on producing water that then had to be separated at the treatment unit.

Алгоритм групповой оптимизации рассматривал фонд как единую систему. Для каждой скважины рассчитывалось, сколько нефти и сколько воды давал каждый дополнительный киловатт мощности насоса. Затем мощность переносилась со скважин, где она поднимала в основном воду, на скважины, где она давала больше нефти. Управляющим воздействием служила частота вращения ЭЦН: на первых её снижали, на вторых повышали.The field-wide optimisation algorithm treated the well stock as a single system. For each well, it calculated how much oil and how much water each additional kilowatt of pump power produced. Power was then moved from wells where it mostly lifted water to wells where it produced more oil. ESP speed served as the control input: it was reduced on the former and increased on the latter.

Перераспределение продолжалось, пока прирост нефти на единицу мощности не выровнялся по всем скважинам. При этом суммарный отбор жидкости не превышал производительности установки подготовки, а режим каждого насоса оставался в допустимых пределах. В результате месторождение стало добывать больше нефти и меньше воды при меньшем суммарном потреблении электроэнергии.The reallocation continued until the oil gain per unit of power evened out across all wells. Total liquid production stayed within the capacity of the treatment unit, and each pump remained within its allowable operating range. As a result, the field produced more oil and less water with lower total power consumption.