RU2503804C1 - Способ поддержания пластового давления и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ поддержания пластового давления и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2503804C1 RU2503804C1 RU2012132413/03A RU2012132413A RU2503804C1 RU 2503804 C1 RU2503804 C1 RU 2503804C1 RU 2012132413/03 A RU2012132413/03 A RU 2012132413/03A RU 2012132413 A RU2012132413 A RU 2012132413A RU 2503804 C1 RU2503804 C1 RU 2503804C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cluster
- shut
- valves
- bypass line
- discharge
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 69
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 48
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 19
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 9
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 3
- 230000008014 freezing Effects 0.000 abstract description 7
- 238000007710 freezing Methods 0.000 abstract description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 235000017899 Spathodea campanulata Nutrition 0.000 description 1
- 244000188014 Spathodea campanulata Species 0.000 description 1
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010573 double replacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления при отрицательных температурах. Обеспечивает снижение материальных затрат на обслуживание и ремонт водоводов при опасности их замерзания и образования в них закупорок. Сущность группы изобретений: изобретения включают закачку жидкости кустовой насосной станцией, оснащенной приемным и выкидным водоводами, через блок гребенки и нагнетательные скважины в пласт в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции. В период отрицательных наружных температур при остановке кустовой насосной станции производят регулируемый с помощью кустового контроллера по направлению потока и объему сброс жидкости из нагнетательных скважин с близкими коллекторскими свойствами через выкидной водовод и байпасную линию в приемный водовод или технологическую емкость. Объем сброса жидкости производят с обеспечением кратного замещения воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин. Устройство включает кустовую насосную станцию с приемным водоводом и выкидным водоводом с расходомером, блок гребенки, сообщенный с выкидным водоводом кустовой насосной станции и водоводами нагнетательных скважин, оснащенных запорной арматурой, и кустовой контроллер, соединенный с блоками управления запорной арматуры. При этом приемный водовод и выкидной водовод между расходомером и кустовой насосной станцией соединены байпасной линией с регулируемым гидросопротивлением, оснащенной технологической емкостью и запорно-регулирующей арматур
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления при отрицательных температурах.
Известен способ поддержания пластового давления (см. Учебное пособие «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», авт.Зейгман Ю.В., Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007, с.179-188), включающий закачку жидкости кустовой насосной станцией, оснащенной приемным и выкидным водоводами, через блок гребенки и нагнетательные скважины в пласт в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции.
Способ реализуется устройством, включающим кустовую насосную станцию с приемным водоводом и выкидным водоводом с расходомером, блок гребенки, сообщенный с выкидным водоводом кустовой насосной станции и водоводами нагнетательных скважин, оснащенных запорной арматурой, и кустовой контроллер, соединенный с блоками управления запорной арматуры (см. Учебное пособие «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», авт. Зейгман Ю.В., Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007, с.179-188).
Наиболее близким является способ поддержания пластового давления (патент РФ №2278248, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.06.2006, Бюл. №17), включающий закачку жидкости кустовой насосной станцией, оснащенной приемным и выкидным водоводами, через блок гребенки и нагнетательные скважины в пласт в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции.
Способ реализуется устройством, включающим кустовую насосную станцию с приемным водоводом и выкидным водоводом с расходомером, блок гребенки, сообщенный с выкидным водоводом кустовой насосной станции и водоводами нагнетательных скважин, оснащенных запорной арматурой, и кустовой контроллер, соединенный с блоками управления запорной арматуры (патент РФ №2278248, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.06.2006, Бюл. №17).
Недостатками этих способов и устройств - при эксплуатации в условиях отрицательных наружных температур являются то, что на период остановки насоса кустовой насосной станции происходят:
- замерзание водоводов (образование ледяной пробки) в приустьевой зоне и устья нагнетательных скважин, что приводит к разрушению наземного участка водовода в приустьевой зоне;
- образование ледяной шуги (рыхлых скоплений твердой фазы в воде), которая, уплотняясь, закупоривает водовод и при возобновлении закачки (пуске насоса кустовой насосной станции) приводит к возникновению гидравлических ударов и разрушению водовода в приустьевой зоне или в линейной (подземной) части.
Вследствие этого требуются дополнительные материальные затраты, так как приходится отогревать водоводы перед пуском, либо ремонтировать их при порывах, что также требует дополнительных эксплуатационных затрат. Кроме того, из-за опасности замерзания водоводов ограничивают в условиях отрицательных температур работу кустовых насосных станций, что приводит к падению пластового давления и снижению дебитов нефти на участке добычи.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются снижение материальных затрат на обслуживание и ремонт систем закачки воды, а также обеспечение возможности осуществлять закачку воды в пласт для поддержания пластового давления в условиях отрицательных температур, исключение замерзания водоводов и образования в них закупорок (в приустьевой зоне и линейной части), а также устья нагнетательных скважин при эксплуатации при отрицательных температурах на период остановки насоса кустовой насосной станции за счет замещения воды в водоводе в приустьевой зоне нагнетательной скважины и, как следствие, снижение порывности водоводов.
Технические задачи решаются способом поддержания пластового давления, включающим закачку жидкости кустовой насосной станцией, оснащенной приемным и выкидным водоводами, через блок гребелки и нагнетательные скважины в пласт в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции.
Технические задачи решаются устройством для осуществления способа, включающим кустовую насосную станцию с приемным водоводом и выкидным водоводом с расходомером, блок гребенки, сообщенный с выкидным водоводом кустовой насосной станции и водоводами нагнетательных скважин, оснащенных запорной арматурой, и кустовой контроллер, соединенный с блоками управления запорной арматуры.
Новым в способе поддержания пластового давления является то, что в период отрицательных наружных температур при остановке кустовой насосной станции производят регулируемый с помощью кустового контроллера по направлению потока и объему сброс жидкости из нагнетательных скважин с близкими коллекторскими свойствами через выкидной водовод и байпасную линию в приемный водовод или технологическую емкость, при этом объем сброса жидкости производят с обеспечением кратного замещения воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин.
Новым в устройстве для осуществления способа является то, что приемный водовод и выкидной водовод между расходомером и кустовой насосной станцией соединены байпасной линией с регулируемым гидросопротивлением, оснащенной технологической емкостью и запорно-регулирующей арматурой, выполненной в виде регулируемых задвижек, установленных с возможностью открытия и закрытия перетоков из байпасной линии в приемный водовод или технологическую емкость, а также - для перекрытия байпасной линии при включении кустовой насосной станции, при этом расходомер сообщен каналом передачи информации о направлении потока и объеме жидкости с кустовым контроллером.
На чертеже представлена технологическая схема способа поддержания пластового давления и устройства для осуществления способа.
Схема содержит насос 1 кустовой насосной станции 2, приемный водовод 3 и выкидной водовод 4 насоса 1 кустовой насосной станции 2, блок гребенки 5 с задвижками 6, 7, 8, водоводы 9, 10, 11, запорную арматуру с блоками управления 12, 13, 14,15 водоводов 9, 10, 11, нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19, кустовой контроллер 20, байпасную линию 21 с регулируемым гидросопротивлением 22, технологическую емкость 23 с насосом 24 и технологическими водоводами 25, 26, расходомер 27, установленный на выкидном водоводе 4, запорно-регулирующую арматуру 28, 29, 30, 31. Запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 выполнена в виде регулируемых задвижек, установленных с возможностью открытия и закрытия перетоков из байпасной линии 21 в приемный водовод 3 или технологическую емкость 23, а также - для перекрытия байпасной линии 21 при включении насоса 1 кустовой насосной станции 2. При этом расходомер 27 сообщен каналом передачи информации о направлении потока и объеме жидкости с кустовым контроллером 20.
Приустьевые зоны нагнетательных скважин включают участки водоводов 9, 10, 11 в наземной части от задвижек 12, 13, 14, 15 до устья включительно (фонтанная елка) нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19.
Регулируемое гидросопротивление 22 состоит (варианты) из: а) регулируемого штуцера; б) регулируемой штуцерной задвижки; в) регулируемой штуцерной задвижки и дополнительного регулируемого вентиля; г) регулируемой штуцерной задвижки и двух дополнительных тарированных вентилей.
Схема работает следующим образом. Предлагаемый способ поддержания пластового давления предусматривает закачку жидкости, поступающей из приемного водовода 3, насосом 1 кустовой насосной станции 2 через выкидной водовод 4, блок гребенки 5 с открытыми задвижками 6, 7, 8, водоводы 9, 10, 11, открытую запорную арматуру с блоками управления 12, 13, 14, 15 в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами и работающими в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции 2.
Приемный 3 и выкидной 4 водоводы соединены байпасной линией 21 с регулируемым гидросопротивлением 22, оснащенной технологической емкостью 23, и запорно-регулирующей арматурой 28, 29, 30, 31, выполненной в виде регулируемых задвижек, установленных с возможностью открытия и закрытия перетоков из байпасной линии 21 в приемный водовод 3 или технологическую емкость 23, а также - для перекрытия байпасной линии 21 при включении насоса 1 кустовой насосной станции 2. На выкидном водоводе 4 установлен расходомер 27, при этом расходомер 27 сообщен каналом передачи информации о направлении потока и объеме жидкости с кустовым контроллером 20.
В схеме предусмотрены кустовой контроллер 20, байпасная линия 21 с регулируемым гидросопротивлением 22 (например, регулируемым штуцером), технологическая емкость 23 с насосом 24 и технологическими водоводами 25, 26, запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31.
В условиях отрицательных наружных температур на период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 по причине циклического режима работы нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19 задвижки 6, 7, 8 на блоке гребенки 4, задвижки с блоками управления 12, 13, 14, 15 на водоводах 9, 10, 11 остаются открытыми, а запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 - закрытой. Периодическое открытие и закрытие запорно-регулирующей арматуры 28, 29, 30, 31 при остановленной кустовой насосной станции 2 осуществляется кустовым контроллером 20, подающим сигналы на открытие или закрытие запорно-регулирующей арматуры 28, 29, 30, 31 с интервалом и продолжительностью открытия, определяемыми эмпирическим путем в зависимости от условий, исключающих замерзание данного водовода при минимальных температурах для региона использования для данного времени года: наружной температуры, диаметра водоводов 9, 10, 11, их теплоизоляции и состава жидкости в них.
Открытие или закрытие запорно-регулирующей арматуры 28, 29, 30, 31 зависит от направления перетоков жидкости из нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19 через байпасную линию 21 в приемный водовод 3 или технологическую емкость 23.
По причине невозможности организации перетоков из нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19 из-за близких значений коллекторских свойств и параметров (коэффициентов приемистости, пластовых давлений) производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости из этих скважин 16, 17, 18, 19: из области высокого давления - через выкидной водовод 4 и байпасную линию 21 в область низкого давления - в приемный водовод (пример А) 3 или технологическую емкость 23 (пример Б).
По примеру А в период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости из скважин 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами в количестве, например, двукратного замещения воды в приустьевой зоне нагнетательной скважины, через выкидной водовод 4, байпасную линию 21, регулируемый штуцер 22 в приемный водовод 3. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 и запорно-регулирующая арматура 28, 30 открыты, а запорно-регулирующая арматура 29, 31 закрыта.
По примеру Б в период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости из скважин 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами в количестве, например, двукратного замещения воды в приустьевой зоне нагнетательной скважины через выкидной водовод 4, байпасную линию 21, регулируемый штуцер 22 в технологическую емкость 23. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 и запорно-регулирующая арматура 28, 29 открыты, а запорно-регулирующая арматура 30, 31 закрыта. По мере наполнения технологической емкости 23 насос 24 откачивает жидкость по технологическому водоводу 25 через открытую запорно-регулирующую арматуру 31 в приемный водовод 3.
Пример конкретного выполнения.
К кустовой насосной станции подключается от 3 до 30 нагнетательных скважин. Рассмотрим пример конкретного выполнения, когда к кустовой насосной станции 2 подключены четыре нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19. В соответствии с заданием по закачке за определенный период времени - 23 часа - в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19 необходимо закачать 430 м3 пресной воды (ρ=1000 кг/м3) насосом ГНУ 500-1500. В условиях отрицательных наружных температур для месторождений ОАО «Татнефть» (например, минус 20°C), при остановке (плановая остановка) насоса 1 кустовой насосной станции 2 продолжительностью 1 ч при высоких пиковых нагрузках системы энергоснабжения системы ППД (выполнение программы энергосбережения) задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 остаются открытыми, а запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 остается закрытой. Производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости из скважин 16, 17, 18, 19 через выкидной водовод 4 и байпасную линию 21 через штуцер 22 в приемный водовод 3 (пример А) или технологическую емкость 23 (пример Б).
Для данного примера открытие запорно-регулирующей арматуры 28, 29, 30, 31 осуществляется через 28 мин с продолжительностью открытия 4 мин. При этом направление потока (обратное, со знаком минус - от нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19 в байпасную линию 21 и далее в приемный водовод 3 или технологическую емкость 23) и объем жидкости в количестве 0,28 м, что соответствует двукратному замещению воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19, контролируется расходомером 27, сообщенным каналом передачи информации с кустовым контроллером 20.
По примеру А в период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости в количестве 0,28 м3, что соответствует двукратному замещению воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19, из скважин 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами через выкидной водовод 4, байпасную линию 21, регулируемый штуцер 22 в приемный водовод 3. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 и запорно-регулирующая арматура 28, 30 открыты, а запорно-регулирующая арматура 29, 31 закрыта.
По примеру Б в период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости в количестве 0,28 м3, что соответствует двукратному замещению воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19, из скважин 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами через выкидной водовод 4, байпасную линию 21, регулируемый штуцер 22 в технологическую емкость 23. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 и запорно-регулирующая арматура 28, 29 открыты, а запорно-регулирующая арматура 30, 31 закрыта.
Насос 24 используется для транспортировки жидкости из технологической емкости 23 в приемный водовод насоса 1 кустовой насосной станции 2. Технологическая емкость 23 может также использоваться, например, в виде дренажной, канализационной, накопительной и для технических нужд.
При последующем включении насоса 1 кустовой насосной станции 2 направление потока (прямое, со знаком плюс - из приемного водовода 3 в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19) также контролируется расходомером 27, сообщенным каналом передачи информации с кустовым контроллером 20. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 открыты, а запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 закрыта - при использовании примера А. Закачка жидкости в объеме 430 м производится в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19 от приемного водовода 3 насосом 1 кустовой насосной станции 2.
По мере наполнения технологической емкости 23 насос 24 откачивает жидкость по технологическому водоводу 25 через открытую запорно-регулирующую арматуру 31 в приемный водовод 3. При последующем включении насоса 1 кустовой насосной станции 2 направление потока (прямое, со знаком плюс - из технологической емкости 23 в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19) также контролируется расходомером 27, сообщенным каналом передачи информации с кустовым контроллером 20. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 открыты, запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 закрыта - при использовании примера Б. Закачка жидкости в объеме 430 м3 производится в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19 от приемного водовода 3 насосом 1 кустовой насосной станции 2.
В таблице представлены сравнительные показатели известного (наиболее близкого аналога) и предлагаемого способа поддержания пластового давления.
| Таблица | |||
| Показатель | Значения показателей при известном (наиболее близкий аналог) и предлагаемом способе | ||
| Известный | Предлагаемый | ||
| Пример А | Пример Б | ||
| Закачка воды, тыс.м3/год | 157,0 | 157,0 | 157,0 |
| Стоимость используемого оборудования и материалов, тыс.руб.: | |||
| - насосный агрегат, ГНУ 500-1500 | 2300,0 | 2300,0 | 2300,0 |
| - блок гребенки с задвижками | 1400,0 | 1400,0 | 1400,0 |
| - система водоводов L=3200 м, D=114×9 мм | 7400,0 | 7400,0 | 7400,0 |
| - задвижка в приустьевой зоне, 4 шт. | 140,0 | 140,0 | 140,0 |
| - кустовой контроллер | 110,0 | 110,0 | 110,0 |
| - расходомер | 90,0 | 90,0 | 90,0 |
| - байпасная линия, L=15 м, D=114×9 мм | 40,0 | 40,0 | |
| - запорно-регулирующая арматура, 4 шт. | 260,0 | 260,0 | |
| - регулируемый штуцер | 15,0 | 15,0 | |
| - технологическая емкость, V=3 м3 | 70,0 | ||
| - технологические водоводы, L=20 м, D=l 14×9 мм | 55,0 | ||
| - подпорный насос | 40,0 | ||
| Суммарные затраты на оборудование и материалы, тыс.руб.: | 11440,0 | 11755,0 | 11920,0 |
| Количество порывов за год на водоводах по причине замерзания водовода в устьевой зоне скважины, штук | 4 | 0 | 0 |
| Затраты на ликвидацию порыва, тыс.руб. | 600,0 | 0 | 0 |
Из таблицы видно, что предлагаемые способы по примерам А и Б экономически эффективнее по сравнению с известным способом. По примеру А, когда сброс воды с нагнетательных скважин осуществляется в приемный водовод, при дополнительных затратах 315 тыс.руб. на байпасную линию, регулируемый щтуцер, запорно-регулирующую арматуру ежегодные затлаты снижаются на 600 тыс.руб. По примеру Б, когда сброс воды с нагнетательных скважин осуществляется в технологическую емкость, при дополнительных затратах 480 тыс.руб. на байпасную линию, регулируемый штуцер, запорно-регулирующую арматуру, технологическую емкость с технологическими водоводами и насос, ежегодные затраты снижаются на 600 тыс.руб.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа поддержания пластового давления нефтяного месторождения достигается за счет снижения материальных затрат на обслуживание и ремонт систем закачки воды, обеспечение возможности осуществлять закачку воды в пласт для поддержания пластового давления в условиях отрицательных температур, исключение замерзания водоводов и образования в них закупорок (в приустьевой зоне и линейной части), а также устья нагнетательных скважин при эксплуатации при отрицательных температурах на период остановки насоса кустовой насосной станции за счет замещения воды в водоводе в приустьевой зоне нагнетательной скважины и, как следствие, снижение порывности водоводов, а также за счет сохранения баланса воды от потребителя и ее закачки в нагнетательные скважины.
Claims (2)
1. Способ поддержания пластового давления, включающий закачку жидкости кустовой насосной станцией, оснащенной приемным и выкидным водоводами, через блок гребенки и нагнетательные скважины в пласт в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции, отличающийся тем, что в период отрицательных наружных температур при остановке кустовой насосной станции производят регулируемый с помощью кустового контроллера по направлению потока и объему сброс жидкости из нагнетательных скважин с близкими коллекторскими свойствами через выкидной водовод и байпасную линию в приемный водовод или технологическую емкость, при этом объем сброса жидкости производят с обеспечением кратного замещения воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин.
2. Устройство для поддержания пластового давления, включающее кустовую насосную станцию с приемным водоводом и выкидным водоводом с расходомером, блок гребенки, сообщенный с выкидным водоводом кустовой насосной станции и водоводами нагнетательных скважин, оснащенных запорной арматурой, и кустовой контроллер, соединенный с блоками управления запорной арматуры, отличающееся тем, что приемный водовод и выкидной водовод между расходомером и кустовой насосной станцией соединены байпасной линией с регулируемым гидросопротивлением, оснащенной технологической емкостью и запорно-регулирующей арматурой, выполненной в виде регулируемых задвижек, установленных с возможностью открытия и закрытия перетоков из байпасной линии в приемный водовод или технологическую емкость, а также для перекрытия байпасной линии при включении кустовой насосной станции, при этом расходомер сообщен каналом передачи информации о направлении потока и объеме жидкости с кустовым контроллером.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012132413/03A RU2503804C1 (ru) | 2012-07-27 | 2012-07-27 | Способ поддержания пластового давления и устройство для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012132413/03A RU2503804C1 (ru) | 2012-07-27 | 2012-07-27 | Способ поддержания пластового давления и устройство для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2503804C1 true RU2503804C1 (ru) | 2014-01-10 |
Family
ID=49884734
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012132413/03A RU2503804C1 (ru) | 2012-07-27 | 2012-07-27 | Способ поддержания пластового давления и устройство для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2503804C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110485967A (zh) * | 2019-08-20 | 2019-11-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种双药剂油井井口加药管线的防冻装置和防冻方法 |
| CN115522900A (zh) * | 2021-06-24 | 2022-12-27 | 辽河石油勘探局有限公司 | 单井注水管线截断阀前管段防冻堵方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1472482A1 (ru) * | 1987-08-27 | 1989-04-15 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Система подготовки нефти к транспорту |
| SU1634749A1 (ru) * | 1988-03-30 | 1991-03-15 | Московское Специальное Проектное И Конструкторско-Технологическое Бюро Гидротехнических Стальных Конструкций И Механизмов | Напорный трубопровод гидротехнических сооружений дл работы в холодных климатических услови х |
| RU2278248C2 (ru) * | 2004-09-22 | 2006-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "НТЦ "ОмскСибНА" | Способ управления системой поддержания пластового давления и устройство для его осуществления |
| RU2300623C1 (ru) * | 2005-10-18 | 2007-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Трубная обвязка устьевой арматуры нагнетательной скважины |
| RU109498U1 (ru) * | 2011-06-27 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Система предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины |
| RU2438005C1 (ru) * | 2010-07-02 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ предотвращения замерзания устьевой арматуры водонагнетательной скважины и клапан для его осуществления |
| CN102305042A (zh) * | 2011-07-27 | 2012-01-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注水井测试配套用防喷管和电缆的防冻工艺 |
-
2012
- 2012-07-27 RU RU2012132413/03A patent/RU2503804C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1472482A1 (ru) * | 1987-08-27 | 1989-04-15 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Система подготовки нефти к транспорту |
| SU1634749A1 (ru) * | 1988-03-30 | 1991-03-15 | Московское Специальное Проектное И Конструкторско-Технологическое Бюро Гидротехнических Стальных Конструкций И Механизмов | Напорный трубопровод гидротехнических сооружений дл работы в холодных климатических услови х |
| RU2278248C2 (ru) * | 2004-09-22 | 2006-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "НТЦ "ОмскСибНА" | Способ управления системой поддержания пластового давления и устройство для его осуществления |
| RU2300623C1 (ru) * | 2005-10-18 | 2007-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Трубная обвязка устьевой арматуры нагнетательной скважины |
| RU2438005C1 (ru) * | 2010-07-02 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ предотвращения замерзания устьевой арматуры водонагнетательной скважины и клапан для его осуществления |
| RU109498U1 (ru) * | 2011-06-27 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Система предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины |
| CN102305042A (zh) * | 2011-07-27 | 2012-01-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注水井测试配套用防喷管和电缆的防冻工艺 |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110485967A (zh) * | 2019-08-20 | 2019-11-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种双药剂油井井口加药管线的防冻装置和防冻方法 |
| CN115522900A (zh) * | 2021-06-24 | 2022-12-27 | 辽河石油勘探局有限公司 | 单井注水管线截断阀前管段防冻堵方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2376451C1 (ru) | Комплексная автоматизированная система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования | |
| CN104265240A (zh) | 一种利用掺水稀释电动式井口加药工艺 | |
| CN102619549B (zh) | 可调压力的矿用高低压水能交换系统 | |
| RU2503804C1 (ru) | Способ поддержания пластового давления и устройство для его осуществления | |
| CN208220723U (zh) | 一种水气交替注入井口装置 | |
| CN109973060B (zh) | 一种提高油田采收率的装置和方法 | |
| RU2559383C1 (ru) | Устройство подачи ингибитора гидратообразования | |
| CN205102101U (zh) | 一种新型液位自动控制装置 | |
| RU2397318C1 (ru) | Система закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины | |
| CN203904276U (zh) | 一种破乳剂注入装置 | |
| CN206034534U (zh) | 压力自动调节水网系统 | |
| CN104196495A (zh) | 三元复合驱防垢井口掺水加药装置 | |
| RU2494238C1 (ru) | Система кустовой закачки воды в пласт | |
| RU2641770C2 (ru) | Способ отбора газа пускового, топливного, импульсного и для собственных нужд с технологических коммуникаций компрессорных цехов компрессорной станции в качестве топливного при выводе смежного цеха в ремонт | |
| CN104291418B (zh) | 矿井废水风动加药装置及矿井废水处理系统 | |
| RU95365U1 (ru) | Двухуровневая делительно-регулирующая насосная установка | |
| RU2491419C1 (ru) | Способ кустовой закачки воды в пласт при отрицательных температурах | |
| CN101555780B (zh) | 自力式滴注装置 | |
| CN202954982U (zh) | 离心泵供水装置 | |
| CN208547384U (zh) | 一种可多级流量调节的排水系统试验装置 | |
| RU2572100C1 (ru) | Способ предупреждения и подавления пылегазовых выбросов в карьере | |
| CN108844763A (zh) | 可多级流量调节的排水系统试验装置 | |
| CN109931035A (zh) | 连续型油井防爆水暖掺水式加药装置 | |
| RU61340U1 (ru) | Трубная обвязка замерно-распределительного узла кустовой насосной станции | |
| CN205778781U (zh) | 一种强制水力冲击脉动注水器 |