Тюменский индустриальный

КОЗЛОВ В.В.
 
ОПТИМИЗАЦИЯ УДЕЛЬНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ 
ГРУППЫ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 
Козлов В.В., канд. техн. наук, доцент каф. КС, [e-mail] 
г. Тюмень, Тюменский индустриальный университет 
Аннотация.
Эксплуатация современных нефтяных месторождений в настоящее время 
претерпевает качественный переход. Цифровизация промышленного производства в 
рамках Industry 4.0 охватывает и эту сферу, превращая нефтяной промысел в мощный 
кибер-физический 
комплекс, 
объединяющий 
в 
себе 
установки 
добычи, 
внутрипромыслового транспорта и подготовки нефти, энергосистему месторождения и 
другие объекты. Экспоненциальный рост объемов накапливаемой информации создает 
основу для использования новых, более развитых, методов управления. Одной из 
наиболее актуальных задач всегда остается задача оптимизации (минимизации) 
удельных эксплуатационных затрат. В данной работе рассмотрено расширение 
сформулированной ранее задачи управления для одной скважины на случай группы 
скважин.
 
Ключевые слова
: оптимизация, удельные эксплуатационные затраты, группа скважин,
управление, установка электроцентробежных насосов. 
31 

---

Существенные колебания цен на нефть вносят дестабилизирующее 
воздействие на мировую экономику [1]. Таким образом, актуальность 
задачи уменьшения издержек и материальных потерь при разработке 
нефтяных месторождений всегда будет высокой. При этом, несмотря на 
достаточно большое количество исследований в этой области, можно 
заключить, что такого рода технологии в настоящий момент находятся в 
основном в руках зарубежных компаний.
В работе [2] была успешно сконструирована задача оптимизации 
работы добывающей скважиной с УЭЦН. При этом критерием 
оптимальности был принят минимум удельных эксплуатационных затрат 
M
, как ключевой фактор, определяющий рентабельность скважины. 
На основе исследования работ в данной области [3-12] было 
определено, что, если объединить все стационарные и квазистационарные 
параметры системы в вектор 
G
i
, (
i
i
t
t
,
const
G
∈
∀
=
), задачу оптимизации 
можно представить следующим образом: 
n
,...,
i
,
const
G
,
C
*
U
min;
)
G
,
*
U
(
f
M
i
i
i
1
0
=
=
∈
→
=
, 
(1) 
где 
*
U
- 
вектор управляемых параметров скважины, 
С
– 
область 
параметров, допустимых по ограничению [2]. 
То есть при заданном 
G
i
задача становится трехмерной, что 
позволяет эффективно искать ее решения. Существенной проблемой при 
этом является построение самой модели 
M
. Однако развитие в рамках 
парадигмы Industry 4.0 концепции «цифровое месторождение» позволяет 
рассчитывать на успешное решение и этой проблемы. 
Очевидно, что задача оптимизации, сформулированная для одной 
скважины, не имеет существенной ценности при управлении 
месторождением в целом, хотя и служит базовым элементом. Ее 
необходимо расширить для случая нескольких скважин. 
Первым шагом при этом является расширение векторов 
*
U
и 
G
i
до 
векторов 
*
*
U
и 
G
i
* соответственно, отражающих набор управляемых 
параметров группы скважин и их стационарные (квазистационарные) 
параметры. Сложность задачи при этом возрастает на порядок, так как 
существенно усложняется искомая модель 
M*
. 
При этом задачу можно разделить на два случая. В первом случае 
примем за аксиому, что управляющие воздействие 
*
*
U
∆
небольшое по 
амплитуде и не оказывает изменения вектора 
G
i
*, то есть влиянием 
скважин друг на друга можно пренебречь. При этом скважины можно 
считать линейно независимыми и оптимизировать каждую из них 
отдельно. То есть задача оптимизации формулируется следующим 
образом: 
n
,...,
i
,
const
*
G
*,
C
*
U
min;
*)
G
,
*
U
(
f
*
M
i
i
i
1
0
=
=
∈
→
=
(2) 
То есть задача все еще остается трехмерной в сечении 
G
i
*. Такой 
подход справедлив, когда оптимальная точка найдена заранее другими 
32 

---

методами (например, на основе стандартных методик и регламентов 
подбора и эксплуатации оборудования добывающих скважин, 
разработанной, на основе анализа модели коллектора, стратегии 
разработки месторождения и т.д.). 
В случае, когда изменение режима работы одной скважины 
существенно влияет на параметры соседних (ведет к изменению вектора 
G
i
*), такой подход будет не обоснован. При этом требуется решать полную 
задачу, которая формулируется следующим образом: 
n
,...,
i
,
const
*
G
*,
C
*
U
min;
*)
G
,
*
*
U
(
f
*
M
i
i
i
1
0
=
=
∈
→
=
(3) 
Поиск экстремума в принятой формулировке можно произвести 
любым из известных численных методов. Использование аналитических 
методов в данном случае может быть затруднено высокой сложностью 
модели 
M**
.
Таким образом, предложенный подход позволяет разработать 
обобщенный метод выбора режима работы добывающих скважин 
оптимального с позиции удельных эксплуатационных затрат 
месторождения в целом.
Дальнейшее развитие исследования предполагает выполнение 
разработки модели системы, включающей в себя добывающие скважины, 
их оборудование и связывающие их продуктивный пласт и систему 
электроснабжения. 
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 
 
1. The Great plunge in oil prices: causes, consequences, and policy 
responses / J. Baffers [
и др.]. – London: World bank group, 2015. - 60 P. 
2. Козлов, В. В. Оптимизация эксплуатационных затрат при 
управлении установкой электроцентробежных насосов / В. В. Козлов, Н. В. 
Лапик, Н. В. Попова // Автоматизация телемеханизация и связь в 
нефтяной промышленности. – 2016. – № 6. – С 43-48.
3. 
Ведерников В. А. К стратегии управления системой «скважина-
УЭЦН», содержащей преобразователь частоты / В. А. Ведерников, В. С. 
Гапанович, В. В. Козлов // Известия высших учебных заведений. Нефть и 
газ. – 2007. – № 5. - C 50-53. 
4. Соловьев, И. Г. Управление параметрами обустройства и режимом 
эксплуатации скважины с погружным электронасосом / И. Г. Соловьев, Д. 
Н. Субарев // Автоматизация телемеханизация и связь в нефтяной 
промышленности. – 2012. – № 7. - С 15-21. 
5. 
Диагностика и управление электротехническими комплексами 
погружных установок электроцентробежных насосов: монография / В. В. 
Сушков [и др.]. — Нижневартовск: Изд-во Нижневарт. гос. ун-та, 2013. — 
112 C. 
33 

---

6. 
Феофилактов, С. В. Высокоточные системы погружной 
телеметрии для проведения гидродинамических исследований / С. В. 
Феофилактов // Инженерная практика. – 2010. – № 9. – С. 18-20. 
7. 
Соловьев, И. Г. Гидродинамическая модель и идентификация 
локальных участков нефтеносных коллекторов в режиме нормальной 
эксплуатации / И. Г. Соловьев // Известия высших учебных заведений. 
Нефть и газ. – 2005. – № 1. – C. 42-47. 
8. Пичкур, Е. В. Управление установкой электроцентробежных 
насосов с преобразователем частоты по критерию влияния на качество 
электрической сети / Е. В. Пичкур, В. В. Козлов // Вестник кибернетики. – 
2013. – 
№ 12. – С. 37-42. 
9. Субарев, Д. Н. Анализ влияния осложняющих факторов на работу 
скважин с УЭЦН / Д. Н. Субарев, И. Г. Соловьев // Вестник кибернетики. – 
2013. – 
№ 12. – С. 49-55. 
10. 
Математическое моделирование погружных асинхронных 
электрических двигателей в составе установок электроцентробежных 
насосов / С. В. Бирюков [и др.] // Омский научный вестник. – 2012. – №1 
(107). – 
С. 186-188.
УДК 621