RU2186954C2

RU2186954C2 - Способ управления системой поддержания пластового давления

Info

Publication number: RU2186954C2
Application number: RU2000119331A
Authority: RU
Inventors: В.А. Горбатиков; А.П. Пальянов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Гипротюменнефтегаз"
Priority date: 2000-07-19
Filing date: 2000-07-19
Publication date: 2002-08-10

Abstract

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для управления системой поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений. Обеспечивает повышение управляемости системы, уменьшение расходов воды, снижение обводненности продукции. Сущность изобретения: способ включает распределение потоков по нагнетательным скважинам и согласование характеристик сети с характеристиками кустовой насосной станции. На нагнетательные скважины вводят телеуправляемые запорные устройства, а на диспетчерский пункт - программы сбора и обработки данных. При этом пластовое давление поддерживают в циклическом режиме работы. Каждую скважину подключают к напорному водоводу на время, необходимое для выполнения ею задания по закачке в течение заданного цикла без дросселирования потока. Согласование характеристик сети и кустовой насосной станции осуществляют путем распределения работы скважин в цикле. 2 ил.

Description

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для управления системой поддержания пластового давления (ППД) при разработке нефтяных месторождений.

Применяемый в настоящее время способ управления системой ППД предусматривает работу кустовой насосной станции (КНС) в постоянном режиме, определяемом давлением, необходимым для закачки воды в наименее приемистые скважины, при этом распределение потоков по другим скважинам осуществляют путем дросселирования на входе потоков в скважины при их постоянной работе, а согласование характеристик сети (совокупность напорных водоводов и нагнетательных скважин) и насосов КНС в случаях, когда эти характеристики пересекаются за пределами рабочей зоны последних, осуществляют путем дросселирования потоков на выходе КНС [1].

Недостатками известного способа являются: потери энергии при дросселировании потоков на скважинах и на КНС, работа центробежных насосов на участках характеристики с пониженными значениями КПД, отсутствие возможности организации комплексных маневренных воздействий на пласт, и, как итог, высокий уровень потерь энергии, низкая управляемость системы и отсутствие возможности оптимизации ее режимов работы.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является устранение указанных недостатков путем повышения управляемости системы, обеспечение возможности оптимизации ее режимов работы по минимуму удельных энергетических затрат, обеспечение возможности организации маневренных воздействий на пласт для интенсификации отборов, уменьшения удельных расходов воды, снижения обводненности продукции скважин и увеличения нефтеотдачи в первую очередь в условиях высокой неоднородности пластов и выработанности запасов.

Поставленная задача решается тем, что при разработке нефтяных месторождений, включающей управление системой поддержания пластового давления путем распределения потоков по нагнетательным скважинам и согласования характеристик сети с характеристиками кустовой насосной станции, систему переводят на циклический режим работы, при котором каждую скважину подключают к напорному водоводу на время, необходимое для выполнения ею задания по закачке в течение заданного цикла (например, суток) без дросселирования потока, а согласование характеристик сети и кустовой насосной станции осуществляют путем распределения работы скважин в цикле.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведена диаграмма работы системы при непрерывной закачке с распределением потоков по скважинам путем дросселирования, а на фиг. 2 а, б - диаграммы, иллюстрирующие последовательность операций по управлению системой ППД по предлагаемому способу.

Предлагаемый способ управления системой ППД предусматривает перевод скважин с непрерывного режима работы на дискретный, а системы ППД - с постоянного режима на циклический, при котором путем распределения работы скважин в цикле обеспечивают оперативное управление нагрузкой системы и тем самым согласование характеристик сети и КНС, работу насосов с повышенным КПД, возможность оптимизации работы системы в целом по минимуму удельных энергитических затрат, а также возможность дифференциации давлений закачки по скважинам с повышением давлений для низкоприемистых скважин.

Подключения скважин к водоводу в течение цикла могут быть разовыми, многократными или периодическими в виде импульсов заданной длительности, что может быть использовано для повышения эффективности воздействий на пласт.

Предлагаемый способ управления системой ППД (технология дискретных закачек) легко реализуется как на вновь проектируемых, так и на действующих системах ППД путем введения дополнительно к общепринятым средствам контроля и управления телеуправляемых запорных устройств на скважинах, а на диспетчерском пункте - соответствующей программы сбора, обработки и представления данных.

Рассмотрим реализацию способа на примере работы КНС с двумя центробежными насосами.

На фиг. 1 показана работа системы при непрерывной закачке с распределением потоков по скважинам путем их дросселирования (прототип), где: кривые 1 и 2 соответственно характеристики КНС при работе одного и двух насосов; 3 - исходная характеристика сети (без дросселирования на скважинах); 4 - характеристика сети при установке штуцеров для дросселирования потока на скважинах; ΔP_др.2 - суммарная потеря напора в сети от дросселирования на скважинах.

Положение рабочей точки системы (α₂) не может быть изменено без нарушения заданного режима закачки. При переходе на режим работы с одним насосом ( положение рабочей точки - α₁) для согласования характеристик сети и КНС необходимо ввести на КНС дросселирование ΔP_др.1, но при этом заданные режимы работы скважин не сохраняются.

На фиг. 2 (а, б) иллюстрирована последовательность операций по управлению системой ППД по предлагаемому способу - технологии дискретных закачек:
в начале цикла смещают рабочую точку системы в точку α₂ путем отключения части скважин из состава регулирующей группы (скважины, переведенные на дискретный режим работы);
система работает в режиме точки α₂ и на прилежащей части характеристики КНС до момента выполнения объема закачки W₂ (смотри график нагрузки Q(t), фиг. 2б);
отключением части регулирующих скважин переводят рабочую точку системы в точку

лежащую на характеристике сети, проходящей через точку α₁ - рабочую точку одного насоса с максимальным значением КПД, и отключают второй насос;
работа в точке α₁ и на прилежащем участке характеристики до завершения цикла и выполнения заданий по закачкам W_зад = W₂ + W₁ = Σw_задi, где W_задi - задания по закачкам в скважины.

Если требуется повысить давление закачки в конце цикла до давления в точке

то в графике нагрузки Q(t) (фиг. 2б)вводят дополнительный участок работы с t₁', W₁' с соблюдением условий W_зад = W₂ + W₁ + W₁' = Σw_зад _i и t = t_ц, где t_ц - время цикла.

Источник информации
1. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. ВНТП 3-85, МНП, 1985.

Claims

Способ управления системой поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений, включающий распределение потоков по нагнетательным скважинам и согласование характеристик сети с характеристиками кустовой насосной станции, отличающийся тем, что на нагнетательные скважины вводят телеуправляемые запорные устройства, а на диспетчерский пункт - программы сбора и обработки данных, при этом пластовое давление поддерживают в циклическом режиме работы, при котором каждую скважину подключают к напорному водоводу на время, необходимое для выполнения ею задания по закачке в течение заданного цикла без дросселирования потока, а согласование характеристик сети и кустовой насосной станции осуществляют путем распределения работы скважин в цикле.