RU2278248C2 - Method and device to control formation pressure keeping system - Google Patents
Method and device to control formation pressure keeping system Download PDFInfo
- Publication number
- RU2278248C2 RU2278248C2 RU2004128283/03A RU2004128283A RU2278248C2 RU 2278248 C2 RU2278248 C2 RU 2278248C2 RU 2004128283/03 A RU2004128283/03 A RU 2004128283/03A RU 2004128283 A RU2004128283 A RU 2004128283A RU 2278248 C2 RU2278248 C2 RU 2278248C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- additional
- pump station
- pumping
- injection wells
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности и могут быть использованы для управления системой поддержания пластового давления (ППД) при разработке и эксплуатации нефтегазового месторождения.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to control the reservoir pressure maintenance system (RPM) in the development and operation of the oil and gas field.
Известен способ управления системой ППД [1], включающий закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, объединение малоприемистых скважин в одну группу, закачку рабочего агента насосом высокой производительности во все нагнетательные скважины в период первого полуцикла циклического режима, прекращение закачки рабочего агента насосом высокой производительности и закачку рабочего агента насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин в период второго полуцикла до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.A known method of managing the PPD system [1], which includes injecting a working agent in a cyclic mode through injection wells and taking oil through production wells, combining low-sensitivity wells into one group, injecting a working agent with a high-capacity pump into all injection wells during the first half-cycle of a cyclic regime, the termination of the injection of the working agent with a high-capacity pump and the pumping of the working agent with a low-capacity pump into the group of low-receiving injection squels in of the second half-cycle period in the zone prior to injection wells malopriemistyh reservoir pressure reaching equal current reservoir pressure at the site of development.
В известном изобретении недостатком является то, что не определены критерии согласования гидродинамических характеристик нагнетательных скважин, характеристик напорной сети и переключаемых насосов для обеспечения режима энергосбережения при управлении системой ППД.In the known invention, the disadvantage is that criteria are not defined for matching the hydrodynamic characteristics of injection wells, the characteristics of the pressure network and switchable pumps to ensure an energy-saving mode when managing the RPM system.
Наиболее близким по совокупности признаков к заявляемому способу является способ управления системой ППД [2], включающий распределение потоков по нагнетательным скважинам и согласование характеристик сети с характеристиками кустовой нагнетательной станции (КНС), введение телеуправляемых запорных устройств на нагнетательных скважинах, введение программ сбора и обработки данных на диспетчерском пункте, поддержание пластового давления в циклическом режиме работы, подключение каждой скважины к напорной сети на время, необходимое для выполнения ею задания по закачке в течение заданного цикла без дросселирования потока, согласование характеристик сети и КНС путем распределения работы скважин в цикле. Этот способ принят за прототип.Closest to the set of features to the claimed method is a method of managing the RPM system [2], including the distribution of flows across injection wells and matching network characteristics with the characteristics of a cluster injection station (SPS), the introduction of remote-controlled shut-off devices on injection wells, the introduction of data collection and processing programs at the control room, maintaining reservoir pressure in a cyclic mode of operation, connecting each well to the pressure network for the time necessary for you completing her injection task during a given cycle without throttling the flow, coordinating the characteristics of the network and SPS by distributing the work of wells in the cycle. This method is adopted as a prototype.
К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, относится то, что способ не осуществляет оптимизацию режимов работы КНС путем определения области эффективного согласования гидродинамических характеристик нагнетательных скважин и напорной сети, что ведет к энергетическим потерям. Способ не обеспечивает возможность оптимизации управления системой ППД, так как отсутствует регулирование производительности КНС в широком диапазоне. Способ не обеспечивает заметное снижение обводненности, поскольку использование двух насосных станций в режимах включения и отключения неизбежно приводит к избыточным объемам нагнетания в некоторых скважинах.The reasons that impede the achievement of the technical result indicated below when using the known method include the fact that the method does not optimize the operating modes of the SPS by determining the area of effective coordination of the hydrodynamic characteristics of injection wells and a pressure network, which leads to energy losses. The method does not provide the opportunity to optimize the management of the PPD system, since there is no regulation of the performance of the SPS in a wide range. The method does not provide a noticeable reduction in water cut, since the use of two pumping stations in the on and off modes inevitably leads to excessive injection volumes in some wells.
Известна система ППД в составе комплекса для добычи нефти [3], включающая нагнетательные скважины, КНС, водораспределительную гребенку, систему управления, телеметрический канал связи.Known RPM system as part of a complex for oil production [3], including injection wells, oil wells, water distribution comb, control system, telemetric communication channel.
В известном изобретении КНС имеет узкий диапазон регулирования, коэффициент полезного действия КНС значительно уменьшается при ее работе в режимах, отличных от номинальных. Изобретение не обеспечивает энергосберегающие режимы эксплуатации системы ППД.In the known invention, the SPS has a narrow control range, the efficiency of the SPS is significantly reduced when it is operating in modes other than nominal. The invention does not provide energy-saving modes of operation of the PPD system.
Известна автоматизированная система закачки рабочего агента и индивидуального учета объемов закачки в нагнетательную скважину [4], включающая нагнетательные скважины, подводящий водовод, подключенный к общему коллектору кратчайшим расстоянием по прямой, КНС, аппаратуру системы телемеханики, счетчики объема закачанной жидкости, смонтированные на устье каждой нагнетательной скважины. Эта система принята за прототип устройства.A well-known automated system for pumping a working agent and individual accounting of injection volumes into an injection well [4], including injection wells, a supply conduit connected to the common collector by the shortest distance in a straight line, pumping stations, telemechanics system equipment, liquid volume meters mounted at the mouth of each injection wells. This system is adopted as a prototype device.
К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата, относится то, что данное изобретение не обеспечивает оптимальное управление системой ППД. Отсутствует блок управления производительностью КНС и элементы, позволяющие значительно снизить ее энергопотребление.The reasons that impede the achievement of the technical result indicated below include the fact that this invention does not provide optimal control of the PPD system. There is no SPS performance control unit and elements that can significantly reduce its energy consumption.
Сущность способа заключается в том, что поддерживают пластовое давление в циклическом режиме с помощью основной насосной станции высокой производительности и дополнительной насосной станции малой производительности, обеспечивают согласование характеристик нагнетательной сети с характеристиками основной и дополнительной насосных станций без дросселирования потоков, распределяют работу основной и дополнительной насосных станций и нагнетательных скважин в течение цикла закачки, подключают с помощью телеуправляемой аппаратуры нагнетательные скважины к напорной сети на время, необходимое для выполнения ими задания по закачке, обеспечивают подачу основной насосной станцией рабочего агента во все нагнетательные скважины в течение совместного периода цикла закачки, прекращают закачку основной насосной станцией рабочего агента в нагнетательные скважины с большей приемистостью, отключают от напорной сети основную насосную станцию, подключают к напорной сети дополнительную насосную станцию, обеспечивают дозакачку дополнительной насосной станцией рабочего агента в нагнетательные скважины с меньшей приемистостью, регулируют подачу дополнительной насосной станции с учетом необходимых объемов дозакачки рабочего агента в каждую нагнетательную скважину, обеспечивают работу дополнительной насосной станции в области максимального коэффициента полезного действия, последовательно, в порядке уменьшения приемистости, отключают от напорной сети нагнетательные скважины с выполненным заданием по закачке, в качестве дополнительной насосной станции малой производительности используют насос объемного типа.The essence of the method lies in the fact that they maintain reservoir pressure in a cyclic mode with the help of a high-capacity primary pumping station and an additional low-capacity pumping station, ensure that the characteristics of the discharge network are consistent with the characteristics of the primary and secondary pumping stations without flow throttling, and distribute the operation of the primary and secondary pumping stations and injection wells during the injection cycle, connect using remote control equipment production wells to the pressure network for the time necessary for them to complete the injection task, ensure that the main pumping station supplies the working agent to all injection wells during the joint period of the injection cycle, stops the main pumping station from pumping the working agent into the injection wells with greater injectivity, disconnect from the main pumping station, connect an additional pumping station to the pressure network, provide additional pumping of the working agent by the additional pumping station into injection wells with lower injectivity, regulate the supply of an additional pump station taking into account the necessary volumes of additional pumping of a working agent into each injection well, ensure the operation of the additional pump station in the region of maximum efficiency, sequentially, in order to reduce injectivity, disconnect the injection wells from the pressure network with performed by the injection task, as an additional pumping station of low productivity, use a volume pump ipa.
Сущность устройства заключается в том, что в устройство, содержащее питающую сеть, основную насосную станцию и дополнительную насосную станцию малой производительности объемного типа, подключенные с помощью запорной арматуры к питающей сети и, через подводящий водовод, к водораспределительному блоку, соединенному посредством напорной сети через отсекающие устройства с запорно-регулирующей аппаратурой нагнетательных скважин, снабженных датчиками давления и объема закачанной жидкости, установленными на устье каждой нагнетательной скважины, кустовой контроллер с каналом передачи информации от датчиков к кустовому контроллеру, дополнительно введен преобразователь частоты напряжения, вход которого соединен с выходом кустового контроллера, второй выход которого подключен к входу блока управления запорно-регулирующей аппаратурой, соединенного своими выходами с управляющими входами запорно-регулирующей аппаратуры и запорной арматуры, выход преобразователя частоты напряжения соединен с входом регулируемой насосной станции малой производительности объемного типа.The essence of the device lies in the fact that in a device containing a supply network, a main pump station and an additional low-capacity pumping station of a volume type, connected by shut-off valves to the supply network and, through a supply pipe, to a water distribution unit connected via a pressure-reducing network through shut-off valves devices with shut-off and regulating equipment for injection wells, equipped with pressure sensors and the volume of injected fluid installed on the mouth of each injection important, a cluster controller with a channel for transmitting information from sensors to a cluster controller, a voltage frequency converter is additionally introduced, the input of which is connected to the output of the cluster controller, the second output of which is connected to the input of the control unit of locking and regulating equipment, connected to its outputs with the control inputs of locking and regulating equipment and valves, the output of the voltage frequency converter is connected to the input of a variable displacement low-capacity pumping station.
При разработке и эксплуатации месторождений для поддержания необходимого пластового давления в продуктивную залежь должно быть подано непрерывно или в циклическом режиме определенное количество рабочего агента. При этом предъявляются требования не только к общему количеству закачанного в пласт агента, но и к количеству агента, закачанного через определенную группу скважин, через отдельные скважины или через различные интервалы пласта одной и той же скважины. В связи с изменением гидравлических сопротивлений на пути от КНС до пласта и величины требуемого пластового давления в зоне нагнетания давление на КНС изменяется во времени. Поэтому от диапазона регулирования производительности КНС наряду с мероприятиями по сокращению гидравлических сопротивлений в нагнетательной сети в значительной степени зависит надежность обеспечения требуемого притока флюида в добывающие скважины, а от изменения коэффициента полезного действия КНС во всем диапазоне регулирования производительности зависит эффективность энергопотребления системы ППД.During the development and operation of deposits to maintain the required reservoir pressure, a certain amount of working agent must be continuously or cyclically supplied to the reservoir. At the same time, requirements are set not only for the total amount of agent injected into the formation, but also for the amount of agent injected through a certain group of wells, through individual wells or at different intervals of the formation of the same well. In connection with the change in hydraulic resistances on the way from the SPS to the reservoir and the magnitude of the required reservoir pressure in the injection zone, the pressure on the SPS varies over time. Therefore, along with measures to reduce hydraulic resistance in the injection network, the reliability of ensuring the required fluid flow into production wells, and the efficiency of the energy efficiency of the RPM system, depends on the change in the efficiency of the oil pump in the entire range of productivity control.
Достигаемый технический результат - снижение энергопотребления системой ППД, обеспечение возможности ее оптимального автоматизированного управления, снижение обводненности месторождения.Achievable technical result - reduction of energy consumption by the RPM system, ensuring the possibility of its optimal automated control, reduction of water cut in the field.
В предлагаемом способе управления системой ППД:In the proposed method of managing the PPD system:
1) поддерживают пластовое давление в циклическом режиме с помощью основной насосной станции высокой производительности и дополнительной насосной станции малой производительности;1) maintain reservoir pressure in a cyclic mode using the main pumping station of high productivity and additional pumping station of low productivity;
2) согласуют характеристики нагнетательной сети с характеристиками основной и дополнительной насосных станций без дросселирования потоков;2) coordinate the characteristics of the discharge network with the characteristics of the primary and secondary pumping stations without throttling the flows;
3) распределяют работу основной и дополнительной насосных станций и нагнетательных скважин в течение цикла закачки;3) distribute the work of the primary and secondary pumping stations and injection wells during the injection cycle;
4) подключают с помощью телеуправляемой аппаратуры нагнетательные скважины к напорной сети на время, необходимое для выполнения ими задания по закачке;4) connect, with the help of telecontrolled equipment, injection wells to the pressure network for the time necessary for them to complete the injection task;
5) осуществляют подачу рабочего агента во все нагнетательные скважины в течение совместного периода цикла закачки основной насосной станцией;5) supply a working agent to all injection wells during the joint period of the injection cycle by the main pumping station;
6) прекращают закачку основной насосной станцией рабочего агента в нагнетательные скважины с большей приемистостью;6) stop the pumping of the working agent by the main pumping station into the injection wells with greater injectivity;
7) отключают от напорной сети основную насосную станцию;7) disconnect the main pumping station from the pressure network;
8) подключают к напорной сети дополнительную насосную станцию;8) connect an additional pumping station to the pressure network;
9) осуществляют дозакачку рабочего агента в нагнетательные скважины с меньшей приемистостью дополнительной насосной станцией;9) carry out additional pumping of the working agent into injection wells with less injectivity by an additional pumping station;
10) регулируют подачу дополнительной насосной станции с учетом необходимых объемов дозакачки рабочего агента в каждую нагнетательную скважину и обеспечения работы дополнительной насосной станции в области максимального коэффициента полезного действия;10) regulate the supply of an additional pumping station, taking into account the necessary volumes of additional pumping of a working agent into each injection well and ensuring the operation of the additional pumping station in the region of maximum efficiency;
11) отключают от напорной сети нагнетательные скважины с выполненным заданием по индивидуальному объему дозакачки последовательно, в порядке уменьшения приемистости;11) disconnect the injection wells from the pressure network with the task being performed on the individual volume of additional injection in series, in order of decreasing injectivity;
12) в качестве дополнительной насосной станции малой производительности используют насос объемного типа.12) as an additional pumping station of low productivity use a volumetric pump.
Пункты 10-12 являются новыми отличительными признаками, определяющими достигаемый технический результат.Paragraphs 10-12 are new distinguishing features that determine the technical result achieved.
В устройстве технический результат достигается тем, что введен преобразователь частоты напряжения, вход которого соединен с выходом кустового контроллера, второй выход которого подключен к входу блока управления запорно-регулирующей аппаратурой, соединенного своими выходами с управляющими входами запорно-регулирующей аппаратуры и запорной арматуры, выход преобразователя частоты напряжения соединен с входом регулируемой насосной станции малой производительности объемного типа.In the device, the technical result is achieved by introducing a voltage frequency converter, the input of which is connected to the output of the bush controller, the second output of which is connected to the input of the control unit of the shut-off and control equipment, connected to its outputs with the control inputs of the shut-off-control equipment and stop valves, the output of the converter voltage frequency is connected to the input of an adjustable low-capacity pumping station of volumetric type.
На фиг.1 представлена структурная схема устройства для осуществления способа управления системой ППД; на фиг.2 приведены графики характеристик насосной установки и диаграммы объемов закачки при реализации способа управления системой ППД; на фиг.3 - диаграмма расходов рабочего агента, полученная при моделировании и экспериментальных исследованиях.Figure 1 presents the structural diagram of a device for implementing the method of controlling the RPM system; figure 2 shows graphs of the characteristics of the pumping unit and diagrams of injection volumes when implementing the method of controlling the RPM system; figure 3 is a diagram of the costs of the working agent obtained by modeling and experimental studies.
Система ППД (фиг.1) содержит питающую сеть 1, основную насосную станцию 2 высокой производительности, дополнительную насосную станцию 3 малой производительности объемного типа, запорную арматуру 4, подводящий водовод 5, водораспределительный блок 6, напорную сеть 7, отсекающие устройства 8, запорно-регулирующую аппаратуру 9, датчики 10 давления, датчики 11 объемного расхода закачанной жидкости, установленные на устье каждой нагнетательной скважины 12, кустовой контроллер 13 канал 14 передачи информации от датчиков 10, 11 к кустовому контроллеру 13, преобразователь 15 частоты напряжения, блок 16 управления запорно-регулирующей аппаратурой 9.The PPD system (Fig. 1) contains a power network 1, a main pumping station 2 with high capacity, an
Источником рабочего агента служит питающая сеть 1, подключенная к водоочистной станции (на фиг.1 не показана), подающая воду на основную насосную станцию 2 высокой производительности и дополнительную насосную станцию 3 малой производительности объемного типа. Запорная арматура 4 позволяет подключать и отключать насосные станции 2 и 3 к подводящему водоводу 5 и водораспределительному блоку 6, который через отсекающие устройства 8 подает воду в напорную сеть 7. На устье каждой нагнетательной скважины 12 установлена запорно-регулирующая аппаратура 9, позволяющая в автоматическом режиме подключать нагнетательные скважины 12 к напорной сети 7, датчики 10 давления и датчики 11 объемного расхода закачанной жидкости. Выходные сигналы датчиков 10 и 11 по каналу 14 передачи информации подаются в кустовой контроллер 13, управляющий с помощью блока 16 управления запорно-регулирующей аппаратурой 9, а также с помощью преобразователя 15 частоты напряжения дополнительной насосной станцией 3.The source of the working agent is a supply network 1 connected to a water treatment plant (not shown in FIG. 1), supplying water to a high-capacity main pumping station 2 and an additional volumetric type low-
Способ управления системой поддержания пластового давления с помощью устройства осуществляется следующим образом.The method of controlling the reservoir pressure maintenance system using the device is as follows.
Сначала по параметрам пласта и добычи рассчитывают время цикла и объем рабочего агента, закачиваемого в нагнетательные скважины 12 в течение цикла.First, the cycle time and the volume of the working agent pumped into injection wells 12 during the cycle are calculated from the parameters of the reservoir and production.
По сигналу с первого выхода кустового контроллера 13 происходит переключение электроуправляемой запорной арматуры 4 ("открыть-закрыть") и подключение к питающей сети 1 основной насосной станции 2. По сигналу со второго выхода кустового контроллера 13 в блоке 16 управления происходит формирование управляющих сигналов для подключения электроуправляемой запорно-регулирующей аппаратуры 9 к напорной сети 7. Основная насосная станция 2 закачивает рабочий агент через водораспределительный блок 6 во все нагнетательные скважины 12 в течение совместного периода цикла закачки без дросселирования. Информация об объеме нагнетаемого рабочего агента и давлении на устье нагнетательных скважин 12 с выходов датчиков 10, 11 по каналу 14 передачи информации подается в кустовой контроллер 13.The signal from the first output of the cluster controller 13 switches the electrically operated shutoff valves 4 ("open-close") and connects to the mains supply network 1 of the main pumping station 2. The signal from the second output of the cluster controller 13 in the control unit 16 generates control signals for connecting electrically operated locking and control equipment 9 to the pressure network 7. The main pumping station 2 pumps the working agent through the water distribution unit 6 into all injection wells 12 during the joint th period of the injection cycle without throttling. Information about the volume of the injected working agent and the pressure at the mouth of the injection wells 12 from the outputs of the
При выполнении задания по объему закачки в каждой из группы нагнетательных скважин 12 с большей приемистостью (одной скважины с наибольшей приемистостью) Q1 со второго выхода контроллера 13 через блок 16 управления на запорно-регулирующую аппаратуру 9 (дроссели или задвижки) подается сигнал закрытия и отключения этих нагнетательных скважин от напорной сети 7. По сигналу с первого выхода контроллера 13 происходит переключение запорной арматуры 4, отключение от питающей сети 1 основной насосной станции 2 и подключение к питающей сети 1 дополнительной насосной станции 3 объемного типа, выбор которого обусловлен необходимостью раздельного регулирования производительности насосной станции 3 и давления на ее выходе.When performing tasks on the volume of injection in each of the group of injection wells 12 with a higher injectivity (one well with the highest injectivity) Q 1 from the second output of the controller 13 through the control unit 16 to the shut-off-control apparatus 9 (throttles or valves), a closing and shutdown signal of these injection wells from the pressure network 7. At the signal from the first output of the controller 13, the shutoff valves 4 are switched off, the main pump station 2 is disconnected from the supply network 1 and connected to the supply network 1
Предварительно определяют необходимый объем Vд дозакачки рабочего агентаPreliminarily determine the required volume V d re-injection of the working agent
Vд=VП-VС,V d = V P -V C ,
где VП - плановый объем закачки, осуществляемой за весь цикл;where V P - the planned volume of injection carried out for the entire cycle;
VC - объем закачки в совместный период цикла.V C is the injection volume in the joint period of the cycle.
и темп q дозакачкиand pace q of re-injection
где tц - время цикла;where t c is the cycle time;
tс - время совместного периода цикла.t with - time of the joint period of the cycle.
С помощью дополнительной насосной станции 3 осуществляют дозакачку рабочего агента в нагнетательные скважины 12 с меньшей приемистостью.Using an
Регулируют подачу дополнительной насосной станции с учетом обеспечения темпа дозакачки рабочего агента q, обеспечивая максимально возможный коэффициент полезного действия (КПД) дополнительной насосной станции 3 при заданном объеме дозакачки.The supply of the additional pumping station is controlled taking into account the rate of re-injection of the working agent q, ensuring the maximum possible efficiency (efficiency) of the
На фиг.2 показаны реальные характеристики дополнительной насосной станции 3 по потребляемой мощности Р, КПД η, а также заданная (сплошные линии) и скорректированная (точечные линии) диаграммы дозакачки в нагнетательные скважины 12 с меньшей приемистостью.Figure 2 shows the real characteristics of the
При этом V1 и - объемы дозакачки в 1-ую скважину скважин 12 с меньшей приемистостью заданный и скорректированный соответственно; V2 и - объемы дозакачки во 2-ую скважину скважин 12 с меньшей приемистостью заданный и скорректированный; V2 и - объемы дозакачки в 3-ю скважину скважин 12 с меньшей приемистостью; Δη1, Δη2, Δη3 - увеличение КПД дополнительной насосной станции 3.Moreover, V 1 and - volumes of additional injection into the first well of wells 12 with a lower injectivity given and adjusted, respectively; V 2 and - volumes of additional injection into the 2nd well of wells 12 with a lower injectivity given and adjusted; V 2 and - volumes of additional injection into the 3rd well of wells 12 with lower injectivity; Δη 1 , Δη 2 , Δη 3 - increase in efficiency of the
Наглядно видно снижение энергетических затрат по дозакачке рабочего агента в скважины 12 с меньшей приемистостью. При этом требуемая производительность (объем дозакачки в единицу времени) не связана с давлением нагрузки (на устье скважин 12) в силу использования насоса объемного типа. Этим достигается возможность увеличения коэффициента охвата, степени воздействия на поровые структуры призабойной зоны нагнетательных скважин 12 с меньшей приемистостью и общего повышения эффективности воздействия на пласт.You can clearly see the reduction in energy costs by re-pumping the working agent into the wells 12 with less injectivity. At the same time, the required capacity (refueling volume per unit time) is not related to the load pressure (at the wellhead 12) due to the use of a volumetric pump. This makes it possible to increase the coverage factor, the degree of impact on the pore structures of the bottom-hole zone of the injection wells 12 with less injectivity and a general increase in the effectiveness of the impact on the formation.
При выполнении индивидуального задания по закачке в нагнетательные скважины 12 с меньшей приемистостью отключают их от напорной сети 7. Отключение осуществляют последовательно в порядке уменьшения приемистости и, как следствие, увеличения гидравлического сопротивления системы "дополнительная насосная станция - напорная сеть - нагнетательная скважина". Дополнительная насосная станция 3 поддерживает повышенное давление на устье нагнетательных скважин 12 с меньшей приемистостью.When performing an individual task for injection into injection wells 12 with less injectivity, they are disconnected from the pressure network 7. Disconnection is carried out sequentially in order to reduce injectivity and, as a result, increase the hydraulic resistance of the "additional pump station - pressure network - injection well" system. An
На фиг.3 приведена диаграмма расходов рабочего агента, показывающая пример моделирования и реализации способа и устройства с использованием в качестве дополнительной насосной станции 3 объемного типа регулируемой блочно-кустовой насосной станции БКНС 160×400/20 с трехплунжерным насосом НТП-160×20.Figure 3 is a flow chart of a working agent, showing an example of modeling and implementing the method and device using, as an
Период совместной закачки составил 3,75 суток, объемный расход составил 1205 м3/сут. Скважиной с наибольшей приемистостью является скважина №302. После перекрытия задвижки 9 на устье скважины №302, отключения КНС и подключения БКНС 400/160 к водоводу 5, осуществления дозакачки рабочего агента в оставшиеся скважины 12 в течение 7,05 суток объемный расход составил 565 м3/сут. Затем была отключена скважина №105 и расход составил 365 м3/сут и т.д. Цикл закачки составил 27,75 суток.The period of joint injection was 3.75 days, the volumetric flow rate was 1205 m 3 / day. The well with the highest throttle response is well No. 302. After shutting off the valve 9 at the wellhead No. 302, shutting off the pumping station and connecting the
Использование способа и устройства обеспечивает снижение энергетических затрат не менее 25-30% за счет отказа от неэффективных режимов работы основной насосной станции 2 и оптимизации режимов работы дополнительной рабочей станции 3, а также снижение обводненности месторождения за счет индивидуального подхода к каждой нагнетательной скважине 12.Using the method and device provides a reduction in energy costs of at least 25-30% due to the rejection of inefficient operating modes of the main pumping station 2 and optimization of the operating modes of the
Кроме того, изобретения обеспечивают оптимальное автоматизированное управление системой ППД и предоставляют следующие возможности:In addition, the invention provides optimal automated control of the PPD system and provides the following features:
- измерение расходов qi и давлений pi на входе в нагнетательные скважины с вычислением объемов закачки wi на местах или в пункте управления;- measurement of flow rates q i and pressures p i at the entrance to the injection wells with calculation of injection volumes w i at the field or at the control point;
- построение и ведение характеристик нагнетательных скважин pi(qi) - корректировка, динамика изменений;- construction and maintenance of the characteristics of injection wells p i (q i ) - adjustment, dynamics of changes;
- построение и ведение совокупности характеристик сети (нагнетательные скважины, напорная сеть, водоводы, питающая сеть) в координатах P{Q) при числе подключенных (открытых) скважин от n до 1;- building and maintaining a set of network characteristics (injection wells, pressure network, water pipes, supply network) in coordinates P (Q) with the number of connected (open) wells from n to 1;
- то же по характеристикам основной насосной станции 2 и дополнительной насосной станции 3 в координатах P(Q) как при раздельном, так и при параллельном включении;- the same in terms of the characteristics of the main pumping station 2 and the
- совмещенные характеристики насосных станций 2 и 3 и сети, определение рабочей точки сети.- combined characteristics of pumping
Источники информацииInformation sources
1. Пат. 2164591 RU, МПК Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / Г.Ф.Кандаурова, Р.С.Нурмухаметов, Р.X.Галимов, В.Ф.Федин, С.В.Кандауров (RU). - 2000123801/03; Заявл. 19.09.2000; Опубл.27.03.2001.1. Pat. 2164591 RU, IPC E 21 V 43/20. A method of developing an oil deposit / G.F. Kandaurova, R.S. Nurmukhametov, R.X. Galimov, V.F. Fedin, S.V. Kandaurov (RU). - 2000123801/03; Claim 09/19/2000; Published March 27, 2001.
2. Пат. 2186954 RU, МПК Е 21 В 43/20. Способ управления системой поддержания пластового давления / В.А.Горбатиков, А.П.Пальянов (RU). - 200119331/03; Заявл. 19.07.2000; Опубл.10.08.2002.2. Pat. 2186954 RU, IPC E 21 V 43/20. The method of controlling the system for maintaining reservoir pressure / V.A. Gorbatikov, A.P. Palyanov (RU). - 200119331/03; Claim 07/19/2000; Publ. 10.08.2002.
3. Пат. 2165015 RU, МПК Е 21 В 43/40, F 17 D 1/00. Комплекс для добычи нефти / Ю.Н.Макаркин, А.Г.Гусев (RU). - 99113970/06; Заявл. 25.06.1999; Опубл.10.04.2001.3. Pat. 2165015 RU, IPC E 21 V 43/40, F 17 D 1/00. Complex for oil production / Yu.N. Makarkin, A.G. Gusev (RU). - 99113970/06; Claim 06/25/1999; Publ. 10.04.2001.
4. Пол. мод. 22176 RU, МПК Е 21 В 43/12. Автоматизированная система закачки рабочего агента и индивидуального учета объемов закачки в нагнетательную скважину / Г.Г.Ганиев, 3.Н.Зиякаев, В.А.Лидер, В.Р.Салихов (RU). - 2001122967/20; Заявл. 16.08.2001; Опубл.10.03.2002.4. Paul. Maud. 22176 RU, IPC E 21 V 43/12. Automated system for injecting a working agent and individual accounting of injection volumes into an injection well / G.G. Ganiev, 3.N. Ziyakaev, V.A. Leader, V.R.Salikhov (RU). - 2001122967/20; Claim 08/16/2001; Publ. 10.03.2002.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004128283/03A RU2278248C2 (en) | 2004-09-22 | 2004-09-22 | Method and device to control formation pressure keeping system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004128283/03A RU2278248C2 (en) | 2004-09-22 | 2004-09-22 | Method and device to control formation pressure keeping system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004128283A RU2004128283A (en) | 2006-03-10 |
RU2278248C2 true RU2278248C2 (en) | 2006-06-20 |
Family
ID=36115645
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004128283/03A RU2278248C2 (en) | 2004-09-22 | 2004-09-22 | Method and device to control formation pressure keeping system |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2278248C2 (en) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2450120C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System to pump water and clean bottomhole formation zone of injection well |
RU2494238C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System of cluster water pumping to formation |
RU2503804C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for maintaining formation pressure and device for its implementation |
RU2538553C1 (en) * | 2013-10-29 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
RU2545204C1 (en) * | 2014-03-26 | 2015-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System of cluster water injection to reservoir |
RU2547029C1 (en) * | 2014-04-15 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System of water injection into injectors |
RU2548460C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-УфаНИПИнефть" | Control method for production and actions system at wells cluster |
-
2004
- 2004-09-22 RU RU2004128283/03A patent/RU2278248C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2450120C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System to pump water and clean bottomhole formation zone of injection well |
RU2494238C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System of cluster water pumping to formation |
RU2503804C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for maintaining formation pressure and device for its implementation |
RU2538553C1 (en) * | 2013-10-29 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
RU2548460C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-УфаНИПИнефть" | Control method for production and actions system at wells cluster |
RU2545204C1 (en) * | 2014-03-26 | 2015-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System of cluster water injection to reservoir |
RU2547029C1 (en) * | 2014-04-15 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System of water injection into injectors |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2004128283A (en) | 2006-03-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2376451C1 (en) | Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage | |
RU2278248C2 (en) | Method and device to control formation pressure keeping system | |
CN205314168U (en) | Pump water supply installation in box no negative pressure silence pipe of intelligent regulation water tank water demand | |
CN205135587U (en) | Composite regulation of many wells of polymer partial pressure integration sled dress device | |
CN209824720U (en) | Double-water-source field irrigation pipe network control system | |
RU2545204C1 (en) | System of cluster water injection to reservoir | |
RU2520119C1 (en) | Reservoir pressure maintenance system | |
CN108560638A (en) | Tap water peak period peak regulation system and its peak regulating method | |
CN202001836U (en) | Medium-pressure gas collection device based on cluster well | |
RU164342U1 (en) | DISTRIBUTION AND DOSING BLOCK FOR HYDRATE FORMATION INHIBITOR | |
CN102094608A (en) | Automatic water power pressure adjustment system | |
CN207176798U (en) | A kind of balance-type reflux | |
CN109440874B (en) | Step pump station regulation pond system based on water balance | |
CN201588618U (en) | Hydraulic automatic pressure regulating device | |
CN204396233U (en) | The portable simulation rainer that rain area is adjustable | |
CN113445971B (en) | Oil field water injection energy-saving scheme and pipe network working condition simulation calculation method | |
CN204294191U (en) | A kind of Automatic Mixing System of Emulsion | |
CN215122790U (en) | Intelligent water-saving irrigation system | |
RU2714898C1 (en) | Reservoir pressure maintenance system | |
CN212317032U (en) | Multi-check valve water supply device | |
CN207365152U (en) | Heat exchange station heating pipe network and heating system | |
CN220870986U (en) | Pump valve combined heat exchange station regulating and controlling device | |
RU61340U1 (en) | PIPING OF THE MEASURING AND DISTRIBUTION NODE OF THE BUST PUMPING STATION | |
CN209459022U (en) | A kind of Gateway Station in Heating Network automatic Regulating System | |
CN100523397C (en) | City stairstep constant pressure water supply equipment and method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080923 |