SU1177458A1 - Способ управления группой нефтяных скважин - Google Patents
Способ управления группой нефтяных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- SU1177458A1 SU1177458A1 SU833647723A SU3647723A SU1177458A1 SU 1177458 A1 SU1177458 A1 SU 1177458A1 SU 833647723 A SU833647723 A SU 833647723A SU 3647723 A SU3647723 A SU 3647723A SU 1177458 A1 SU1177458 A1 SU 1177458A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- wells
- group
- flow rate
- well
- total
- Prior art date
Links
Landscapes
- Flow Control (AREA)
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для автоматического управления работой · группы нефтяных скважин, оборудованных насосными установками. 5
Целью изобретения является повышение эффективности работы группы скважин с механизированным способом эксплуатации в условиях простоя отдельных скважин данной группы. ' Ю
На фиг. 1 показана диаграмма изменения состояния группы скважин; на фиг.2 - блок-схема системы управления, реализующей предлагаемый · способ. 15
На диаграмме показан характер изменения суммарного значения мощности,потребляемой всеми работающими насосными установками управляемой группы скважин XV/,, в зависимости 20 от суммарного значения дебита всех скважин данной группы X .
, При нормальной работе группы скважин (точка 1) обеспечивается выполнение планового задания по' до- 25 быче нефти 0 пд при минимальных затратах электроэнергии. В результате отключения по каким-либо причинам одной или несколько скважин суммарное значение дебита снижается на 30 величину р0ТКЛ. Уменьшается также и среднее значение мощности, потребляемый работающими насосными установками (точка 2).
При последовательном увеличении 35 дебита отдельных скважин до допустимых значений Ц^доп , Ч2допи Т-Д· вновь обеспечивается выполнение планового задания по добыче нефти ()пЛ (точка 5), но на величину возрастает суммар-40 ное значение мощности, потребляемой насосными установками, вследствие снижения динамического уровня в скважинах.
После окончания ремонта (отключен-45 ных скважин) группа скважин переводится в начальное состояние (тичка 1)..
Задача управления группой скважин состоит в поиске такой последовательности перевода работающих скважин на 50 форсированный режим, которая обеспечивала бы минимальное возрастание суммарной потребляемой мощности (ДЭД) при выполнении задания Рп„.
Поскольку дополнительное возраста-55 ние суммарной мощности, потребляемой насосными установками группы скважин, зависит от удельного расхода электроэнергии на добычу нефти каждой скважинной в соответствии с формулой
д\Х/= Σ Э^Р; , (1)
ΐ ι
где - изменение дебита ^-ой скважины , т / ч;
Э^· - удельный расход электроэнергии на добычу нефти _}-ой скважиной (кВт* ч)
т
то одно и то же приращение дебита может быть обеспечено разными затратами электроэнергии в зависимости от значений деличины Э5 той скважины, режим которой изменяется. Наименьшее • приращение додает изменение режима работы скважины, обладающей наименьшим значением удельного расхода электроэнергии на добычу нефти. Поэтому имеет смысл первоначально исчерпать резерв по дебиту скважины с наименьшим значением величины , затем перейти к скважине с большим значением Э^ и т.д. Тогда затраты электроэнергии на каждую дополнительно. добытую при форсированном режиме эксплуатации тонну нефти будут не выше затрат по последней из переводимых на форсированный режим скважин, Добыча нефти на оставшихся скважинах потребует больших затрат ‘электроэнергии, чем на переведенных на форсированный режим, т.е. в предлагаемом способе дополнительная добыча нефти обеспечивается с минимальными затратами электроэнергии.
Для повышения эффективности работы группы скважин с механизированным способом эксплуатации в условиях простоя отдельных скважин данной группы необходимо увеличивать производительность отдельных скважин в порядке возрастания соответствующего им значения удельного расхода электроэнергии на добычу нефти до достижения суммарным значением дебита планового задания.
Значение удельного расхода электроэнергии на добычу нефти для каждой 3~ой скважины из данной группы может быть найдено по формуле
(2)
где - мощность, потребляемая насосной установкой ]-ой
скважины, кВт;
Р; - дебит з_ой скважины, т/ч.
3 1177458
4
Система управления, реализующая предлагаемый способ, включает блоки 1 управления кустами скважин (в случае кустового разбуривания месторождения) или блоки '2 управления 5
скважиной и блоки управления при групповой замерной установке (ГЗУ)
(в случае разбуривания месторождения одиночными скважинами), концентратор 4, блоки ввода 5 и вывода 6 10
данных-, линии 7 связи (фиг.2).
Способ управления группой скважин с механизированным способом эксплу- . атации в условиях простоя отдельных скважин данной группы заключается 15 в выполнении операции ввода планового задания по суммарному дебиту и допустимых значений дебиту отдельных скважин , ΩΖήοπΗ Т-Д· че~'
рез блок 5 ввода данных; операции· 20 определения значений дебита, мощности и удельного расхода электроэнергии на добычу нефти для каждой скважины в блоках 1 управления кустом скважин или в блоках 3 управления при ГЗУ; 25
операции передачи данных о значениях дебита и удельного расхода электроэнергии отдельными скважинами по · линиям 7 связи в концентратор 4; операции определения значения суммар-30 ного дебита и последовательности
перевода.скважин на форсированный режим в концентраторе 4 при непредвиденной остановке скважин и снижении значений суммарного дебита ниже планового задания рпд; операции вывода данных о последовательности перевода скважин на форсированный режим через блоки 6 вывода данных, которые используются диспетчером и операторами по добыче при изменении производительности скважин данной группы автоматически через блоки 1 и 2 управления или вручную. .
Система управления, реализующая 45 данный способ, работает следующим образом.
Блоки 1 управления кустом скважин (при кустовом разбуривании месторождения) обеспечивают на скважинах 50
с механизированным способом эксплуатации пуск и остановку насосной установки, изменение режима ее работы, защитные функции при различных аварийных ситуациях, измерение мощ- 55 ности, потребляемой каждой скважиной насосной установкой, и дебита отдельных скважин, определение удельного
расхода электроэнергии на добычу нефти для каждой скважины и передачу полученных значений дебита и удельного расхода электроэнергии на добычу нефти в концентратор 4, установ-. ленный на уровне цеха добычи нефти и газа.
Блоки 2 управления скважиной (при разбуривании месторождения одиночными скважинами) обеспечивают пуск и остановку насосной установки, изменение режима ее работы, защитные функции при аварийных ситуациях на скважине, измерение мощности, потребляемой насосной установкой, и пере- дачу данных в блок 3 управления при ГЗУ;
Блок управления при ГЗУ осуществляет сбор данных от блоков 2 управления отдельными скважинами, обеспечивает защитные функции при аварийных состояниях на ГЗУ, измерение дебита отдельных скважин, определение удельного расхода электроэнергии на добычу нефти для каждой скважины, связанной с данной ГЗУ, и передачу данных в концентратор 4.
На основании полученных данных от блоков 1 управления кустом скважин и блоков 3 управления при ГЗУ, а также с учетом плановых заданий по суммарному дебиту <3 пл и допуст мых значений дебита отдельных скважин, введенных через блок 5 ввода данных, в концентраторе определяется суммарный дебит по группам скважин, добывающим нефть из одного пласта, и если суммарный дебит какой-либо скважины из-за остановки отдельных скважин данной группы на ремонт или простоя по другим причинам окажется меньше планового задания, то определяется порядок перевода работающих скважин данной группы на форсированный режим в соответствии с порядком возрастания удельного расхода электроэнергии на добычу нефти. Данные о последовательности перевода скважины на форсированный режим выводятся диспетчеру через блок 6 вывода данных. На основе этих данных диспетчер принимает решение об изменении производительности насосных установок данного промысла.
По окончании ремонта или других
работ, вызвавших простой скважин,
все скважины данной группы переводятмя на нормальный режим работы.
1177458
Фиг.2
Claims (1)
- СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ГРУППОЙ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, оборудованных насосными установками, основанныйна измерении суммарного значения дебита всех скважин данной группы, сравнении его с заданным значениеми изменении в заданных пределах режима работы скважин при несоответствии суммарного значения дебита заданному, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности работы группы скважин в условиях простоя отдельных скважин- данной группы путем оптимального перераспределения дебите, простаивающих скважин, определяют для каждой скважины значение удельного расхода электроэнергии на добычу нефти и при снижении суммарного значения дебита ниже заданного в порядке возрастания удельсного расхода электроэнергии отдельных <β скважин последовательно увеличивают производительность насосных установок отдельных скважин до достижения заданного суммарного значения дебита.Зи 1177458>Фиг 177458
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU833647723A SU1177458A1 (ru) | 1983-09-30 | 1983-09-30 | Способ управления группой нефтяных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU833647723A SU1177458A1 (ru) | 1983-09-30 | 1983-09-30 | Способ управления группой нефтяных скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1177458A1 true SU1177458A1 (ru) | 1985-09-07 |
Family
ID=21083753
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU833647723A SU1177458A1 (ru) | 1983-09-30 | 1983-09-30 | Способ управления группой нефтяных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1177458A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001006125A1 (fr) * | 1999-07-15 | 2001-01-25 | China Petroleum & Chemical Corporation | Procede d'enlevement mecanique de petrole faisant intervenir un systeme de pompe a tiges |
-
1983
- 1983-09-30 SU SU833647723A patent/SU1177458A1/ru active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001006125A1 (fr) * | 1999-07-15 | 2001-01-25 | China Petroleum & Chemical Corporation | Procede d'enlevement mecanique de petrole faisant intervenir un systeme de pompe a tiges |
| US6640896B1 (en) | 1999-07-15 | 2003-11-04 | China Petroleum & Chemical Corporation | Mechanical oil recovery method and system with a sucker rod pump |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111989459B (zh) | 用于优化引擎效率的负载管理算法 | |
| CN101752864B (zh) | 用于限制电负载所需的电功率的方法和设备 | |
| CN105714879B (zh) | 一种m拖n型智能恒压供水系统中的变频控制柜的控制方法 | |
| CN107276065B (zh) | 基于负荷特征时段的月度发电计划优化与安全校核方法 | |
| CN105337397A (zh) | 钻探系统及其供电方法 | |
| CN102162443A (zh) | 一种多泵站城市排水管网系统的调速节能控制方法 | |
| US20180189702A1 (en) | Power distribution system optimization for well stimulation and servicing environments | |
| CN103208086B (zh) | 一种准确计及风电贡献的电力电量平衡方法 | |
| CN105098811A (zh) | 钻机用混合能源能量缓冲平衡型微电网 | |
| CN101625543B (zh) | 工程机械的控制系统、工程机械和工程机械的控制方法 | |
| CN110529373A (zh) | 一种抽水节能调峰的控制方法、系统及装置 | |
| CN104929954A (zh) | 一种泵站离心式水泵智能控制方法和设备 | |
| SU1177458A1 (ru) | Способ управления группой нефтяных скважин | |
| CN102251546A (zh) | 一种降低挖掘机发动机油耗的控制方法 | |
| CN105003428A (zh) | 高效泵送方法 | |
| CN109636001B (zh) | 基于大数据的脱硫供浆系统pH值调节方法、系统及计算机可读介质 | |
| CN116480325A (zh) | 非对称动力管理和负载管理 | |
| CN104793602A (zh) | 一种泵站智能控制管理系统 | |
| CN114776268A (zh) | 一种采油系统绿色低碳的智能群控方法及系统 | |
| Bagretsov et al. | Data acquisition technologies and system for automating, record-keeping and managing water supply processes | |
| CN102682198A (zh) | 一种年最大用电负荷预测方法 | |
| CN2926539Y (zh) | 一种陆地石油钻机柴油发电机组变频控制装置 | |
| CN109626168A (zh) | 一种智能润滑升降机 | |
| SE530829C2 (sv) | Metod, system och bergborrningsanordning för styrning av effektförbrukning under en bergborrningsprocess | |
| Kaya | Energy: Industrial energy control: The computer takes charge: Limited intelligence will suffice for local control, but computers are needed for overall system control |