Информационная система оценки качества пара
INFORMATION SYSTEM OF STEAM QUALITY EVALUATION

Информационная система оценки качества пара предназначена для определения качества закачиваемого в скважину пара.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к тепловым методам добычи сверхвязкой нефти (СВН), и является информационной системой оценки качества закачиваемого в нефтяную скважину пара, позволяющей осуществлять в автоматическом режиме сбор параметров закачиваемого пара с систем телеметрии, проводить оценку пара и передавать информацию в ситуационный центр нефтедобычи.
Закачка в скважины СВН водяного пара один из основных методов повышения коэффициента извлечения нефти. С ростом температуры уменьшается вязкость нефти, снижается степень осаждаемости парафина и смол на стенках скважин и в подъемных трубах, что позволяет интенсифицировать процесс извлечения нефти.
Существуют различные способы оценки качества пара.
Например, в «Способе контроля степени сухости влажного пара» (патент РФ на изобретение №2380694) и «Способе определения истинного объемного паросодержания и скоростей фаз потока влажного пара в паропроводе после узла смешения потоков перегретого пара и воды» (патент РФ на изобретение №2551386) параметры пара определяются с помощью дооснащения паропровода дополнительными устройствами и измерительными приборами. Изобретение «Способ измерения массового расхода и массового паросодержания парожидкостного потока» (патент РФ на изобретение №2164341) также предполагает дополнительное техническое дооснащение трубопровода. Задаче определения качества пара посвящено изобретение «Способ определения степени сухости пара» (патент РФ на изобретение №2312329). Суть данного изобретения состоит в добавление в закачиваемый водяной пар неконденсируемого в скважине в условиях процесса закачки газа (метан, этан, бутан и т.д.) и по данным телеметрии, снимаемым в различных точках скважины определение степени сухости пара.
Однако не всегда с точки зрения финансовых затрат и технологических ограничений целесообразно дооснащать трубопроводы и скважины дополнительными техническими средствами и возможностями.
В качестве прототипа выбрано изобретение «Метод оценки качества пара» (патент WO/2015/039901 TOTAL S.A. (FR)). В прототипе предлагается подготовку пара вести непосредственно перед закачкой в скважину с помощью электрического генератора. На основе замеренных данных температуры и давления в ходе калибровки строятся диаграммы по оценке качества пара. Также предлагается оценивать качество пара с помощью уравнения, на основании которого выносят решение о степени сухости пара. Однако данное уравнение в силу своей простоты имеет слишком большую погрешность и ее использование уместно в исключительных случаях либо для грубой оценки процесса подготовки пара. Кроме того, использование данного метода подготовки пара в большинстве случаев невозможно технологически и экономически.
Задача, на решение которой направлено изобретение, - создание системы, позволяющей в автоматическом режиме уточнять результат процесса закачки пара в скважину с учетом рассчитанной сухости пара.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении точности контроля закачки пара в скважину в соответствии с установленным технологическим режимом.
Информационная система оценки качества пара, характеризующаяся тем, что система состоит из блока сбора данных телеметрии, блока сбора данных из смежных информационных систем, базы данных, блока выборки и подготовки данных, блока справочной информации, блока расчета сухости пара, блока коррекции фактической закачки пара, блока режима закачки пара, блока передачи данных в ситуационный центр, при этом блок сбора данных телеметрии односторонней связью соединен с базой данных, база данных двусторонней связью соединена с блоком сбора данных из смежных информационных систем и блоком выборки и подготовки данных, блок выборки и подготовки данных односторонней связью соединен с блоком расчета сухости пара, блок расчета сухости пара двусторонней связью соединен с блоком справочной информации и односторонней связью соединен с блоком коррекции фактической закачки пара, блок коррекции фактической закачки пара односторонней связью соединен с блоком режима закачки пара, блок режима закачки пара двусторонней связью соединен с блоком сбора данных из смежных информационных систем и односторонней связью соединен с блока передачи данных в ситуационный центр, причем в блоке расчета сухости пара вычисляются коэффициент по длине паропровода, коэффициент коррекции по расходу пара, коэффициент коррекции по соотношению температура-давление и на основе дисбаланса по пару и вычисленных коэффициентов рассчитывается сухость пара.
В рамках изобретения рассматриваются потери тепла по пути движения пара от котельной до устья скважины и эффективность парогравитационного воздействия, зависящие от характеристик закачиваемого в пласт пара, что требует постоянного контроля его технологических параметров.
Потери тепла по пути движения пара не поддаются учету счетчиками пара. Существующие приборы и методики базируются на измерении массового расхода насыщенного пара, при этом фазовое соотношение не измеряется. Расходомеры, работающие по перепаду давления и вихревые расходомеры, предназначены для измерения расхода однофазных сред, а насыщенный пар - двухфазная среда.
При наличии в трубопроводе двухфазной среды (то есть пара и воды) измерение расхода теплоносителя приборами переменного перепада давления с нормированной точностью не обеспечивается. В этом случае можно было бы говорить об измеренном расходе паровой фазы (насыщенного пара) потока влажного пара при неизвестном значении степени сухости. Таким образом, применение таких расходомеров для измерения расхода влажного пара приведет к недостоверным показаниям.
Для вычисления массового расхода влажного пара необходимо измерение степени сухости.
Фиксированное значение степени сухости может быть установлено на базе экспертной оценки (можно установить при анализе статистических данных и наличии одного источника и одного потребителя пара), однако этот метод будет создавать существенную погрешность, поскольку не учитываются динамические погрешности, связанные с изменением степени сухости в процессе работы.
При определении степени сухости пара появляется возможность определения точного значения закачиваемого пара в соотношении объема пара и конденсата, что позволяет скорректировать фактические объемы закачиваемого в скважины пара.
Система устанавливает правила расчета степени сухости пара на основе вычисления количества образовавшегося конденсата, поступившего на скважину, путем распределения дисбаланса по закачке пара.
Система состоит из блоков:
- Блок сбора данных телеметрии (1);
- Блок сбора данных из смежных информационных систем (ИС) (2);
- База данных (3);
- Блок выборки и подготовки данных (4);
- Блок справочной информации (5);
- Блок расчета сухости пара (6);
- Блок коррекции фактической закачки пара (7);
- Блок режима закачки пара (8);
- Блок передачи данных в ситуационный центр (СЦ) (9).
Блок сбора данных телеметрии (1) собирает с автоматизированных систем телеметрии параметры технологического процесса добычи СВН.
Блок сбора данных из смежных информационных систем (2) предназначен для осуществления операций экспорта в смежные ИС и импорта данных из смежных ИС. Смежные ИС состоят из территориально распределенных информационных систем нефтедобывающего предприятия, передающих необходимую информацию о температурном режиме на скважине, тепловом прогреве пласта, технических ограничений работоспособности оборудования (контроль термобарических условий на приеме насоса, контроль ситуации на устье, контроль температуры добываемой жидкости и т.п.).
База данных (3) хранит актуальную, архивную, справочную и другую информацию, необходимую для проведения расчетов.
Блок выборки и подготовки данных (4) выбирает необходимые данные по исследуемым скважинам. Обязательным условием для корректного расчета является наличие данных расхода пара по всем скважинам. Полнота и достоверность данных обеспечивается замещением некорректной или отсутствующей информации плановыми значениями. На основе сравнения массового расхода пара, полученного со счетчика и рассчитанного массового расхода по объемному показателю, можно выявлять неработоспособные счетчики пара, оказывающие влияние на значение дисбаланса, и замещать данные с этих счетчиков запланированными значениями.
Блок справочной информации (5) является источником нормативно-справочной информации, необходимой для проведения расчетов.
Блок расчета сухости пара (6) является центральным блоком системы. Сухость пара или степень образования конденсата зависит от следующих факторов:
- длины паропровода;
- расхода закачиваемого пара;
- соотношения температуры пара и его давления.
Расчет сухости пара осуществляется в 4 этапа.
На первом этапе рассчитывается коэффициент по длине паропровода:
1
где K - коэффициент коррекции по длине паропровода;
скв
L - длина паропровода до скважины, м (рассчитывается суммой участков паропровода от котельной до устья скважины);
N - количество скважин.
На втором этапе производится расчет коэффициента коррекции по расходу пара:
2
где К - коэффициент коррекции по расходу пара;
скв
Q - расход пара на скважину, т;
N - количество скважин.
На третьем этапе вычисляется коэффициента коррекции по соотношению Т-Р
табл
где Р - табличное* давление, соответствующее текущей температуре в скважине, атм;
тек
Р - текущее давление в скважине, атм;
3
К - коэффициент коррекции по соотношению температуры и давления на скважине;
скв
ΔР - разница между табличным* давлением, соответствующим текущей температуре, и текущим давлением в скважине;
N - количество скважин;
* - используются таблица термодинамических свойств воды и водяного пара в состоянии насыщения (по температуре) [1].
Четвертым этапом производится расчет сухости пара, на основе рассчитанных выше коэффициентов
скв
где К - общий корректирующий коэффициент по скважине;
общ
D - общий коэффициент коррекции, %;
В - дисбаланс по пару;
кот
Q - выработка пара котельной, т;
скв
Q - расход пара на скважину, т;
N - количество скважин;
Z - отклонение по закачке пара, т;
скв
Х - сухость пара, %.
Блок коррекции фактической закачки пара (7).
Пересчет фактической закачки пара заключается в дополнении измерения газовой фазы пара счетчиками пара величиной конденсата, рассчитанной на основании полученной сухости (качества) пара. Уточненная фактическая закачка пара позволит корректировать режим закачки пара, то есть планируемое количество закачиваемого пара, требуемого для добычи запланированного объема сверхвязкой нефти.
скв
где Q - расход пара на скважину, т;
утч
Q - уточненный расход пара на скважину, т;
скв
Х - сухость пара, %.
В блоке режима закачки пара (8) на основании вычисленных в Блоках 6 и 7 параметров расхода и сухости пара, а также технологических данных, полученных из смежных ИС нефтедобычи, прогрева скважины, технических ограничений работоспособности оборудования (контроль термобарических условий на приеме насоса, контроль ситуации на устье, контроль температуры добываемой жидкости и т.д.), выдаются рекомендации по объему закачки пара.
Блок передачи данных в СЦ (9) передает данные расчетов в ситуационный центр нефтяной компании для дальнейшего анализа и принятия, в случае необходимости, действий по режимам закачки пара.
Таким образом, применение информационная системы оценки качества пара на основе дисбаланса позволит корректировать режим закачки пара и определять фактическую закачку пара.
Литература
1. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. Авторы: Ривкин С.Л., Александров А.А. Издательство: Энергоатомиздат, год: 1984.