RU2634754C1 - Способ автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт - Google Patents

Способ автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт Download PDF

Info

Publication number
RU2634754C1
RU2634754C1 RU2016133581A RU2016133581A RU2634754C1 RU 2634754 C1 RU2634754 C1 RU 2634754C1 RU 2016133581 A RU2016133581 A RU 2016133581A RU 2016133581 A RU2016133581 A RU 2016133581A RU 2634754 C1 RU2634754 C1 RU 2634754C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
wells
gas flow
injection
well
Prior art date
Application number
RU2016133581A
Other languages
English (en)
Inventor
Валерий Михайлович Веселов
Павел Владимирович Виноградов
Марина Александровна Гладышева
Дмитрий Витальевич Ефимов
Сергей Евгеньевич Здольник
Артур Галимзянович Лутфурахманов
Нух Имадинович Магомедшерифов
Олег Владимирович Надеждин
Владимир Иванович Савичев
Евгений Иванович Сергеев
Юрий Аркадьевич Церковский
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" filed Critical Публичное акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть"
Priority to RU2016133581A priority Critical patent/RU2634754C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2634754C1 publication Critical patent/RU2634754C1/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium

Abstract

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к способам автоматического управления системой поддержания пластового давления при водогазовом воздействии на пласт, и может быть использовано для автоматического распределения суммарного потока газа между нагнетательными скважинами. Технический результат – повышение эффективности способа за счет обеспечения устойчивого режима работы скважин в условиях непостоянства поступающего газа. По способу определяют интегральный объем газа для закачки в нагнетательные скважины на основе замеров расхода газа на входе в систему поддержания пластового давления. Определяют суммарный объем газа, подлежащего распределению, по разности интегрального объема закачки и целевых значений расхода газа тех скважин, по которым флаг учета в распределении выставлен нулевым. После этого полученный суммарный объем газа распределяют между теми нагнетательными скважинами, по которым флаг учета в распределении равен единице, пропорционально их весовым коэффициентам, которые получают в результате математического моделирования и промышленных экспериментов, или на основании регламентной документации. При этом осуществляют автоматическую корректировку целевых значений расхода газа для каждой скважины. 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к способам автоматического управления системой поддержания пластового давления (ППД) при водогазовом воздействии на пласт, и может быть использовано для автоматического распределения суммарного потока газа между нагнетательными скважинами.
Реализация водогазового воздействия (ВГВ) на пласт осуществляется путем одновременной закачки воды и газа в нагнетательные скважины.
В качестве газовой фазы для реализации ВГВ используется попутный нефтяной газ (ПНГ), выделяющийся при подготовке нефти данного месторождения либо группы близко расположенных месторождений с единым центром подготовки продукции. Объемы ПНГ, направляемые на закачку в пласт, формируются после отбора части газа на технологические и бытовые нужды (топливо для печей, котельных, энергетических установок) и сторонним потребителям. Исходный объем потока ПНГ, в свою очередь, формируется в зависимости от объемов добычи нефти, объемов добычи возвратного газа и термобарических условий сепарации нефти. В связи с этим поступающие в систему ППД объемы ПНГ постоянно изменяются во времени.
Применение централизованной схемы системы ППД подразумевает раздельный транспорт потоков воды и газа по разветвленной сети соответственно водоводов и газопроводов, от источников (насосная станция воды, компрессорная станция) до нагнетательных скважин. Смешение потоков воды и газа производится в струйном аппарате - смесителе, который устанавливается на устье каждой нагнетательной скважины. Управление смешением и закачкой водогазовой смеси (ВГС) в каждую нагнетательную скважину осуществляется регулирующими клапанами, установленными на трубопроводных линиях воды и газа перед устройствами смешения.
Известен способ ВГВ на пласт посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины (Гусев С.В. Методы регулирования ВГВ на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения, «Нефтяное хозяйство», 1990 г., №3, стр. 35-39).
Данный способ не позволяет разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи.
Известна система для водогазового воздействия на пласт с утилизацией попутного нефтяного газа (RU 2315859, МПК Е21В 43/20, опубликовано 27.01.2008 г.), которая содержит силовой насос, дожимной многоступенчатый лопастной насос, дозировочный насос, а также линию подачи воды, линию подачи газа, линию закачки ВГС в нагнетательную скважину, причем на линии подачи газа установлен нагнетатель газа, а дожимной насос снабжен динамическим диспергатором ВГС, перед которым установлен смеситель воды и газа для формирования структуры смеси. Между входом в динамический диспергатор и выходом дожимного насоса установлена первая перепускная линия, которую соединяет с линией подачи воды вторая перепускная линия, а с линией подачи газа - третья перепускная линия, причем на первой, второй и третьей перепускных линиях установлены задвижки.
Изобретение обеспечивает повышение эффективности работы системы путем интенсивного диспергирования ГЖС, а также расширение функциональных возможностей системы путем обеспечения нестационарных режимов закачки ВГС в пласт. Однако данное изобретение не позволяет осуществлять автоматическое распределение потока ПНГ между нагнетательными скважинами
Известен способ управления системой ППД (RU 2186954, МПК Е21В 43/20, опубликовано 10.08.2002 г.), включающий распределение потоков по нагнетательным скважинам и согласование характеристик сети с характеристиками кустовой насосной станции, введение телеуправляемых запорных устройств на нагнетательных скважинах, введение программы 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 кустовой нагнетательной скважины путем распределения работы скважин в цикле.
Недостатком способа является отсутствие возможности организации комплексных маневренных воздействий на пласт, низкая управляемость системы и отсутствие возможности оптимизации ее режимов работы.
Известен способ увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания ВГС (RU 2542059, МПК Е21В 43/18, опубликовано 20.02.2015 г.), в котором перед нагнетанием ВГС в пласт экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в ВГС при пластовых условиях; на основе полученной зависимости выбирают оптимальное значение газосодержания. Непосредственно на скважине определяют зависимость изменения приемистости пласта от газосодержания, устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель. Далее, по мере продвижения фронта вытеснения, расположенного между нагнетательной и добывающей скважинами, рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления. После этого уменьшают содержание газа в ВГС, поддерживая его на оптимальном уровне.
Данный способ позволяет рационально использовать закачиваемый газ, но он не позволяет поддерживать устойчивый режим работы системы ППД в связи с невозможностью автоматического перераспределения потока газа по нагнетательным скважинам.
Между тем, для обеспечения закачки всего потока газа и поддержания устойчивого режима работы системы ППД необходимо автоматически подстраивать режим работы нагнетательных скважин и распределять общий поток газа между ними. Необходимость автоматического перераспределения потока газа по нагнетательным скважинам возникает также при нарушении режима работы элементов системы (скважины, участка газопровода), аварийной остановке скважин, снижении приемистости ряда скважин. При этом необходимо учитывать следующие факторы:
- непосредственно количество нагнетательных скважин в системе;
- режим работы каждой нагнетательной скважины;
- параметры скважин, их приемистости.
Задачей изобретения является обеспечение распределения всего объема поступающего в систему ППД газа между нагнетательными скважинами с учетом конкретных параметров их работы.
Технический результат заключается в автоматическом обеспечении устойчивого режима работы нагнетательных скважин в условиях непостоянства поступающего объема ПНГ в систему ППД и изменения расходов закачки ВГС в нагнетательные скважины.
Задача решается и технический результат изобретения достигается способом автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт, включающим определение интегрального объема газа для закачки в нагнетательные скважины на основе замеров расхода газа на входе в систему поддержания пластового давления, последующее определение суммарного объема газа, подлежащего распределению, по разности интегрального объема закачки и целевых значений расхода газа тех скважин, по которым флаг учета в распределении выставлен нулевым, после чего полученный суммарный объем газа распределяют между теми нагнетательными скважинами, по которым флаг учета в распределении равен единице, пропорционально их весовым коэффициентам согласно зависимости:
Figure 00000001
-
где
Figure 00000002
- скорректированное целевое значение расхода газа на i-й нагнетательной скважине;
wi - весовой коэффициент i-й скважины;
∑G - суммарный распределяемый объем газа,
осуществляя при этом автоматическую корректировку целевых значений расхода газа для каждой скважины путем передачи их на регулятор, установленный на данной скважине, с помощью которого формируют сигнал на регулирующий клапан для обеспечения необходимого содержания газа в водогазовой смеси, причем весовые коэффициенты получают в результате математического моделирования и промышленных экспериментов или на основании регламентной документации.
Технический результат изобретения достигается автоматической корректировкой целевых значений расхода газа в соответствии с интегральным уровнем закачки газа, который определяется значением расхода входного потока газа, поступающего в систему ППД, то есть объемами попутного нефтяного газа и работой компрессорной станции.
Сущность изобретения поясняется приведенной принципиальной схемой системы распределения газового потока между нагнетательными скважинами.
Система содержит: источник воды 1 в виде блочной кустовой насосной станции (БКНС), источник газа 2 в виде компрессорной станции (КС), датчик входного расхода воды QB 3, датчик входного расхода газа QГ 4, блок распределения объема газа 5, расходомеры на подводящих водоводах QB1…QBi 6, расходомеры на подводящих газопроводах QГ1…QГi 7, регуляторы воды 8, регулирующие клапаны по воде 9, регуляторы газа 10, регулирующие клапаны по газу 11, узлы смешения 12, нагнетательные скважины 13.
Процесс формирования ВГС и закачки в каждую нагнетательную скважину осуществляют в автоматическом режиме. Расход рабочих агентов в подводящих трубопроводах измеряют датчиками расхода воды 6 и газа 7. Управление расходами осуществляют посредством регулирующих клапанов 9 и 11 на каждом из трубопроводов с помощью регуляторов 8 и 10, поддерживающих целевые значения (уставки) соответственно расходам воды и газа GB и GГ. Контур управления, состоящий из расходомера, регулятора и управляющего клапана, образует локальную систему автоматического управления (САУ) по воде и по газу на каждой нагнетательной скважине.
С заданным временным периодом осуществляют сбор данных о режиме работы каждой нагнетательной скважины и объемах входного потока газа в систему ППД. Кроме того, в систему поступает информация по каждой скважине о допустимости автоматической корректировки ее режима работы. Данная информация передается в виде информационного флага. Нулевое значение флага участия в распределении (ƒlagi=0) означает, что на данной скважине необходимо оставить заданное значение газа неизменным, то есть исключить данную скважину из распределения. Если флаг участия скважины в распределении равен единице (ƒlagi=1), то расход газа на данной скважине можно изменять. Значение данного флага выставляется оператором, когда требуется задание постоянного расхода газа на скважине, либо может обновляться программно, если скважина работает по собственному алгоритму управления.
Способ распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам осуществляют следующим образом. На основе замеров значения расхода газа на входе в систему ППД определяют интегральный объем газа
Figure 00000003
, который должен быть закачан в нагнетательные скважины. Затем определяют суммарный объем газа ∑G, подлежащий распределению, который равен разности интегрального уровня закачки и целевых значений расхода газа тех скважин, по которым флаг учета в распределении выставлен нулевым (формула 1):
Figure 00000004
где ∑G - распределяемый объем газа;
Figure 00000005
- интегральный уровень закачки газа;
Figure 00000006
- целевое значение расхода газа на i-й скважине;
ƒlag - информационный флаг учета скважины в распределении.
Затем полученный суммарный объем газа распределяют между теми нагнетательными скважинами, по которым флаг учета равен единице, пропорционально весовым коэффициентам wi (формула 2):
Figure 00000007
где
Figure 00000008
- скорректированное целевое значение расхода газа на i-й нагнетательной скважине;
wi - весовой коэффициент i-й скважины;
∑G - распределяемый объем газа.
Весовые коэффициенты wi могут быть получены в результате математического моделирования и промышленных экспериментов либо на основании технической или регламентной документации.
Новые целевые значения расхода газа
Figure 00000009
передают на регуляторы 10, которые через регулирующие клапаны 11 обеспечивают передачу необходимого количества газа в узлы смешения 7 и далее на нагнетательные скважины 13.
Таким образом, предложенный способ распределения потока газа по нагнетательным скважинам решает проблему поддержания интегрального уровня закачки газа в случае широкомасштабного внедрения ВГВ при возникновении различных внешних факторов или изменении параметров работы системы ППД, таких как:
- повышение или понижение входного расхода газа с течением времени;
- изменение приемистости скважин по газу;
- перевод скважин на ручное задание уставки или обратный ввод скважин в перерасчет;
- остановка скважин или ввод скважин в систему.
Преимущество данного способа заключается также в том, что остается возможность выставления уставок по требуемым скважинам вручную, при этом интегральный расход газа все равно будет распределен по оставшимся скважинам.

Claims (6)

  1. Способ автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт, включающий определение интегрального объема газа для закачки в нагнетательные скважины на основе замеров расхода газа на входе в систему поддержания пластового давления, последующее определение суммарного объема газа, подлежащего распределению, по разности интегрального объема закачки и целевых значений расхода газа тех скважин, по которым флаг учета в распределении выставлен нулевым, после чего полученный суммарный объем газа распределяют между теми нагнетательными скважинами, по которым флаг учета в распределении равен единице, пропорционально их весовым коэффициентам согласно зависимости:
  2. Figure 00000010
  3. где
    Figure 00000011
    - скорректированное целевое значение расхода газа на i-й нагнетательной скважине;
  4. wi - весовой коэффициент i-й скважины;
  5. ΣG - суммарный распределяемый объем газа,
  6. осуществляя при этом автоматическую корректировку целевых значений расхода газа для каждой скважины путем передачи их на регулятор, установленный на данной скважине, с помощью которого формируют сигнал на регулирующий клапан для обеспечения необходимого содержания газа в водогазовой смеси, причем весовые коэффициенты получают в результате математического моделирования и промышленных экспериментов или на основании регламентной документации.
RU2016133581A 2016-08-16 2016-08-16 Способ автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт RU2634754C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016133581A RU2634754C1 (ru) 2016-08-16 2016-08-16 Способ автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016133581A RU2634754C1 (ru) 2016-08-16 2016-08-16 Способ автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2634754C1 true RU2634754C1 (ru) 2017-11-07

Family

ID=60263795

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016133581A RU2634754C1 (ru) 2016-08-16 2016-08-16 Способ автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2634754C1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110029971A (zh) * 2019-04-15 2019-07-19 西安长庆科技工程有限责任公司 一种泡沫辅助减氧空气驱配气阀组及工艺方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2656650A1 (fr) * 1989-12-29 1991-07-05 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour stimuler une zone souterraine par injection controlee de fluide provenant d'une zone voisine que l'on relie a la premiere par un drain traversant une couche intermediaire peu permeable.
RU2103484C1 (ru) * 1995-05-04 1998-01-27 Научно-производственное управление Акционерного общества окрытого типа "Оренбургнефть" Способ воздействия на неоднородный нефтяной пласт
RU2346156C1 (ru) * 2007-07-11 2009-02-10 ООО Научно-исследовательский институт технических систем "Пилот" Система управления добычей углеводородного сырья
RU2484242C2 (ru) * 2007-04-19 2013-06-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Система и способ контроля и регулирования дебита скважин
RU2542059C2 (ru) * 2013-05-29 2015-02-20 Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") Способ увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания водогазовой смеси
RU2571124C2 (ru) * 2014-12-16 2015-12-20 Олег Сергеевич Николаев Нефтедобывающий комплекс

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2656650A1 (fr) * 1989-12-29 1991-07-05 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour stimuler une zone souterraine par injection controlee de fluide provenant d'une zone voisine que l'on relie a la premiere par un drain traversant une couche intermediaire peu permeable.
RU2103484C1 (ru) * 1995-05-04 1998-01-27 Научно-производственное управление Акционерного общества окрытого типа "Оренбургнефть" Способ воздействия на неоднородный нефтяной пласт
RU2484242C2 (ru) * 2007-04-19 2013-06-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Система и способ контроля и регулирования дебита скважин
RU2346156C1 (ru) * 2007-07-11 2009-02-10 ООО Научно-исследовательский институт технических систем "Пилот" Система управления добычей углеводородного сырья
RU2542059C2 (ru) * 2013-05-29 2015-02-20 Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") Способ увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания водогазовой смеси
RU2571124C2 (ru) * 2014-12-16 2015-12-20 Олег Сергеевич Николаев Нефтедобывающий комплекс

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110029971A (zh) * 2019-04-15 2019-07-19 西安长庆科技工程有限责任公司 一种泡沫辅助减氧空气驱配气阀组及工艺方法
CN110029971B (zh) * 2019-04-15 2023-08-08 西安长庆科技工程有限责任公司 一种泡沫辅助减氧空气驱配气阀组及工艺方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2376451C1 (ru) Комплексная автоматизированная система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования
CN106958855B (zh) 供热系统水力平衡的模型预测控制方法及系统
CN101344274B (zh) 锅炉供热气候补偿系统及其实现方法
JP5564043B2 (ja) 複数のガス流間のガス流量を制御する方法
CN110182924B (zh) 全自动配氨加氨一体机装置及全自动配氨加氨方法
CN106082430B (zh) 一种曝气控制系统与曝气控制方法
CN106277383B (zh) 一种基于耗氧速率测定仪的曝气控制系统与方法
CN101477378A (zh) 一种烧结生产用混合料的水分控制方法
CN107466573B (zh) 一种水肥气热一体化滴灌智能控制装置及控制方法
CN206282125U (zh) 一种施肥机自动控制系统
CN106277299A (zh) 一种基于耗氧速率测定仪的曝气控制系统与方法
CN107559945A (zh) 一种水力自调节供热系统及自调节方法
CN113213646A (zh) 一种污水处理系统鼓风机控制装置及控制方法
RU127809U1 (ru) Система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования
RU2634754C1 (ru) Способ автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт
CN201262443Y (zh) 锅炉供热气候补偿系统
CN108427443B (zh) 高精度自动加氧装置及自动加氧方法
CN107219869A (zh) 一种乳化液自动配比控制方法及系统
RU2709045C1 (ru) Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа
CN103486732B (zh) 户外淋浴系统用燃油热水器集群水温控制系统及方法
CN210381902U (zh) 施肥机
CN207869710U (zh) 一种设施水肥一体化智能灌溉设备
CN207455557U (zh) 一种注汽锅炉干度与热效率自动监测及优化控制系统
CN103699160A (zh) 一种高精度气体定量定压供应装置
RU164342U1 (ru) Блок распределения и дозирования ингибитора гидратообразования