Algorithm for determining the mass flow rate and dryness of the thermal agent at the wellhead of steam injection wells in specialized software

Full Text

Введение

На месторождении K применяется тепловой метод воздействия на пласт – закачка насыщенного водяного пара. Отличительной особенностью производимого теплового агента является наличие как парообразной, так и жидкой фазы в общем потоке.

С начала реализации технологии паротеплового воздействия и до настоящего времени определение расхода пара в паронагнетательных скважинах (далее – ПНС) проводится расчётным путём: общий объём вырабатываемого паротеплового агента распределяется между ПНС пропорционально показателю проводимости пластов в соответствующих скважинах, что приводит к существенным погрешностям, поскольку не учитываются гидравлические потери в паропроводах, а также изменения, обусловленные постоянным регулированием расходов агента путём штуцирования.

Некорректный учёт закачки пара в ПНС приводит к неправильной оценке технико-экономической эффективности реагирующих ячеек, что в свою очередь снижает эффективность проводимых мероприятий по регулированию парозакачки и затрудняет принятие своевременных решений о целесообразности адресного перехода на альтернативные, менее затратные технологии воздействия.

Для эффективного контроля регулирования парозакачки на месторождении возникла необходимость обеспечения поскважинного учёта расхода пара. На месторождении предпринимались попытки поиска оборудования для замера паротеплового агента в ПНС с проведением соответствующих опытно-промышленных испытаний (далее – ОПИ). Так, с 2020 по 2024 гг. проведено несколько этапов ОПИ расходомеров пара разных производителей, однако полученные результаты не соответствовали принятым критериям успешности ОПИ, а также не согласовывались с данными расчёта по тепловому балансу, т.к. транспортируемый для закачки влажный насыщенный пар представляет собой сложную смесь сухого насыщенного пара со взвешенной мелкодисперсной жидкостью, находящейся с паром в термодинамическом и кинетическом равновесии.

Измерение расхода пароводяной системы – весьма затруднительная задача.

Современные приборы определения расхода пара, основанные на замере переменного потока двухфазной среды (пар и вода), имея методическую погрешность более 10%, не могут обеспечить необходимую точность и достоверность измерений в связи с тем, что влажный пар характеризуется пространственной, тепловой изменчивостью и, соответственно, изменением соотношения содержащихся фаз в потоке при транспортировке, т.е. не учитываются динамические погрешности, связанные с изменением степени сухости пара [1, 2].

Как видно, многомерность задачи контроля потока влажного пара, которая не решается известными средствами контроля, связана со следующими проблемами [3]:

1. Сложность определения степени сухости влажного насыщенного пара в потоке.
2. Плотность пара возрастает по мере роста его влажности, при этом зависимость плотности влажного пара от давления при различной степени сухости неоднозначна.
3. По мере роста влажности пара удельная энтальпия насыщенного пара снижается.
4. Газовая и жидкая фазы влажного насыщенного пара движутся с различной скоростью и занимают переменную эквивалентную площадь поперечного сечения трубопровода.

В связи с вышеуказанными сложностями работа по созданию эффективной системы измерения степени сухости пара в определенном режиме времени имеет крайне актуальный характер, и поиск решения этой задачи до сих рассматривается в рамках исследовательских изысканий [4–7].

Таким образом, с учётом того, что на текущий момент однозначного практического решения задачи учёта тепла и массы потоков влажного пара производителями не представлено, возникла необходимость разработки альтернативного варианта, который позволил бы корректно решить проблему определения степени сухости пара расчётным путём.

С целью выполнения математических оценок учёта закачиваемого в пласт пара – подсчёта на устье отдельной ПНС поступающего по паропроводу влажного пара из одного источника – парогенератора (далее – ПГ) – предлагается алгоритм по построению модели симуляции двухфазного потока «пар – вода» в специализированном программном обеспечении (далее – спецПО) [8].

Предлагаемое решение даёт возможность расчёта степени сухости влажного пара, что позволит обеспечить альтернативный вариант достоверного определения массового расхода и сухости влажного пара на устье каждой скважины с целью контроля учёта и обеспечения более точного регулирования процессов паротеплового воздействия.

Материалы и методы

Для оценки учёта закачиваемого в пласт пара предлагается алгоритм по построению математической модели симуляции двухфазного потока «пар – вода» в спецПО.

Подсчёт расхода и сухости пара, поступающего по паропроводу из парогенератора, проводился для устья паронагнетательных скважин 2057, 4930, 4921.

Использованное спецПО является симулятором моделирования сети паропроводов и нагнетательных скважин для закачки пара в пласт.

При определении расхода теплового агента ПНС расхождение отклонения расчётного значения сухости, определенного с помощью спецПО, в сравнении с тепловым балансом варьируется в диапазоне от 1 до 3%, что является допустимым.

Особенности наземной системы парозакачки на месторождении K

С 2009 г. на месторождении K применяются парогенераторные установки (далее – ПГУ) типа МПГУ (мобильная ПГУ) и СПГУ (стационарная ПГУ) производительностью 11, 18 и 23 т/ч. Номинальные рабочие параметры пара данных установок колеблются в следующих пределах: давление – 6–17,2 МПа, температура – 276–353°С.

Предназначением МПГУ и СПГУ является выработка влажного насыщенного пара для паротеплового воздействия на продуктивные нефтяные пласты с целью повышения коэффициента извлечения и интенсификации добычи нефти на месторождении. Вырабатываемый тепловой агент транспортируется на ПНС через паропроводы мобильного и стационарного типа.

Все ПГУ производительностью 11 т/ч (МПГУ-11т) и часть ПГУ производительностью 18 т/ч (СПГУ-18т) подключены к ПНС напрямую через мобильные системы паропроводов, составляя таким образом индивидуальные для данных парогенераторов системы нагнетания с привязкой по 3–5 ПНС. В индивидуальных системах на текущий момент задействовано 5 ед. МПГУ-11 и 13 ед. СПГУ-18, всего подключено 101 ПНС (29% от действующего фонда ПНС).

Основная закачка теплового агента на ПНС производится через единую стационарную систему паропроводов, в которую подключены все 16 ед. ПГУ производительностью 23 т/ч (МПГУ-23т) и 6 ед. СПГУ-18т, всего к данной системе подключено 71% действующего фонда ПНС (248 ед.).

Теоретические основы определения качества пара

Определение качества пара связано с фазовыми переходами воды при изменении температуры, давления и энтальпии. На рис. 1 условно представлен путь изменения фаз воды от резервуара до ствола скважины по соотношениям «давление (P) – энтальпия (H)» (далее – PН) и «давление (P) – температура (T)» (далее – PT). За пределами условий кипения при определенном давлении изменение энтальпии воды приводит к изменению температуры (линии a, b). Однако, будучи приведённой к условиям кипения (линии b, c на PН диаграмме), при постоянных давлении и температуре вода потребляет тепло на постепенное испарение жидкости в пар – нет резкого перехода от одной фазы к другой. Только после завершения фазового перехода энтальпия будет оказывать влияние на повышение температуры (линии c, d). Далее по пути следования пара от источника к стоку с меньшим давлением вода теряет тепло и вновь переходит в двухфазную область (линии d, e , f, g) [9].

 

Рисунок 1. Теоретические основы оценки качества пара [9]

Figure 1. Theoretical basis for steam quality assessment [9]

 

Основная цель при закачке пара – доставить в пласт как можно большую долю пара, а не жидкости, или более высокий по качеству пар. Качество пара – это отношение массы доли пара к сумме масс долей пара и жидкости или к общей массе воды в определенном объёме (1).

$Качество пара=\frac{m \left(пар\right)}{m (пар+жидкость)}$

$=\frac{\rho \left(пар\right)*S\left(пар\right)}{\rho \left(пар\right)*S\left(пар\right)+\rho \left(жидкость\right)*S\left(жидкость\right)}$  (1)

где m – масса, кг; ρ – плотность, кг/м³; S – насыщенность флюида, м³.

Описание определения расхода и сухости теплового агента на устье ПНС с применением спецПО

Для определения расхода и сухости теплового агента на устье ПНС использовалось спецПО, которое является симулятором по моделированию многофазного потока [10]. Для расчётов использовалась корреляция «Hagedorn & Brown» для вертикального потока и «Beggs&Brill revised» для горизонтального.

Для моделирования закачки пара в спецПО выполняется 3 основных этапа:

1) прописываются соответствующие ключевые слова в Engine keywords диалогового окна HOME – Simulation settings – Advanced:

а) если анализируется только скважина, то прописывается Steam в блоке Single branch keywords. Перегретый пар задается только при данном ключевом слове. Если на устье известно качество пара, то оно указывается через «Inlet Quality» = 0.9, например. Задаваемая пользователем температура в этом случае будет игнорироваться;

б) если анализируется сеть, включая стоки или скважины, то прописывается setup comp = steam в блоке Network keywords (bottom). Перегретый пар задается только при данном ключевом слове. Если на источнике известно качество пара, то оно указывается через source name = ‘Source’ quality = 0.9, например, где ‘Source’ – имя источника. Задаваемая пользователем температура в таком случае будет игнорироваться;

2) задается чистая вода через модель «Black oil»;

3) если в граничных условиях определяется расход, то он должен быть массовым (mass rate вместо liquid rate).

Индекс продуктивности нагнетательной скважины задается для жидкости. Оценка качества газа после расчётов проводится через параметр «Flowing gas mass fraction» (Массовая доля потока газа) во вкладке «Profile results» (рис. 2). Анализ закачки пара в систему отображается в Отчете на вкладке «Output summary» (рис. 3). Качество пара рассчитывается с использованием отдельного пакета моделирования жидкости ASTEM на основе международных таблиц свойств пара IAPWS-IF97.

 

Рисунок 2. Оценка качества газа по параметру «Flowing gas mass fraction»

Figure 2. Gas quality assessment by “Flowing gas mass fraction” parameter

 

Рисунок 3. Отчет по закачке пара на вкладке Output summary

Figure 3. Steam injection report on the Output summary tab

 

Адаптация сети паропроводов

Для адаптации сети паропроводов в ПО может использоваться несколько функций.

Во-первых, стоит отметить менеджеры данных, такие как HOME – Flowline manager и HOME – Simulation settings – Heat transfer (опция «Use local», работа с переменной «U value multiplier»). Во-вторых, внимания заслуживает подход по автоматизированному нахождению диаметра устьевого штуцера при заданном ограничении на расход. Для запуска оптимизационного расчёта выполняется следующее:

1) необходимо деактивировать все штуцеры перед нагнетательными скважинами (рис. 4);

2) взамен установить штуцеры в объектах скважин на уровне устья с диаметром больше диаметра НКТ (рис. 5);

3) устанавливаются ограничения по массовому расходу для требуемых скважин в Network simulation на вкладке «Rate constraints». Для данных скважин указываемым граничным условием для расчёта будет давление;

4) установив все граничные условия, запускается Network simulation на расчёт. Подобранные диаметры штуцеров показаны на вкладке Output summary (рис. 6).

 

Рисунок 4. Деактивация объекта Choke в Network schematic

Figure 4. Deactivation of Choke object in Network schematic

 

Рисунок 5. Установка устьевого штуцера на вкладке Downhole equipment

Figure 5. Installation of the wellhead choke on the Downhole equipment tab

 

Рисунок 6. Вывод оптимального диаметра штуцера в отчет на вкладке Output summary

Figure 6. Output of the optimum choke diameter in the report on the Output summary tab

 

В-третьих, если наблюдаются проблемы сходимости расчёта [11], и по нему есть расчётные данные, можно визуализировать векторы на карте GIS map. На вкладке «FORMAT» активируется «Results gradients» и выбирается анализируемый параметр, например, «Pressure gradient» (рис. 7). По разбросу значений можно идентифицировать проблемный участок.

 

Рисунок 7. Результаты расчётов по градиенту давления в GIS map

Figure 7. Calculation results of the pressure gradient on the GIS map

 

Условия и допущения при выполнении расчётов

На погрешность результатов могут повлиять следующие факторы:

− солеотложения в змеевике парогенератора, а также в паропроводах;

− корректность замеренного устьевого давления, температуры и диаметра применяемого штуцера;

− разное состояние участков паропровода и, как следствие, различная шероховатость, а также внутренний условный проход. При расчёте используются средний показатель шероховатости и нормативное значение условного прохода.

Результаты гидравлических расчётов в ПО

В табл. 1 приведены сравнительные показатели промысловых данных с результатами гидравлических расчётов в спецПО и сухости, рассчитанной по тепловому балансу.

 

Таблица 1. Сравнительные показатели промысловых данных с результатами гидравлических расчётов в спецПО и тепловым балансом

Table 1. Comparative indicators of field data with the results of hydraulic calculations in specialized software and thermal balance

№ скв. Well No.	Диаметр штуцера, мм Choke diameter, mm	Q, т/сут Q, t/day	Устьевое давление, атм Wellhead pressure, atm	Устьевая температура, °С Wellhead temperature, °С	Давление на выходе ПГ, атм Gas separator outlet pressure, atm	Температура на выходе котла, °С Boiler outlet temperature, °С
Промысловые данные / Field data
2057	18	76	19	202	48	263
4930	16	179	16	208
4921	-	12	19,5	213

продолжение таблицы

table (cont'd)

№ скв.	Q, т/сут Q, t/day	Устьевое давление, атм Wellhead pressure, atm	Устьевая температура, °С Wellhead temperature, °С	Сухость пара на устье, % Steam dryness at wellhead, %	Энтальпия флюида на устье, кДж/кг Fluid enthalpy at wellhead, kJ/kg	Сухость пара на выходе ПГ, % Steam dryness at gas separator outlet, %
						промысл данные field data	ПО Software	по тепловому балансу according to the heat balance
Специализированное ПО / Specialized software
2057	126	19	202	40	1670	71	33	34
4930	79	16	208	41	1671
4921	60	19,5	213	37	1622

 

Как видно из приведенной таблицы, сухость пара на выходе парогенератора по результатам гидравлических расчётов в спецПО составила 33%, что является сопоставимым с данными теплового баланса (34%), в то время как по промысловым данным сухость пара (71%) значительно превышает эти значения. Таким образом, результаты расчёта согласно разработанному алгоритму в спецПО позволяют оценить текущий объём закачки пара на устье ПНС.

Обсуждение

Определение массового расхода и сухости теплового агента на устье паронагнетательных скважин представляет собой ключевую задачу для оценки теплопроизводительности и тепловой эффективности применяемых парогенераторов. В данной научной статье рассматривается разработка и реализация алгоритма для достоверного определения указанных параметров с использованием спецПО.

Целью данного исследования было создание методики, которая позволит недропользователю оперативно и точно определять массовой расход теплоносителя и его сухость на устье паронагнетательных скважин. Разработанный алгоритм основывается на комплексном подходе к анализу данных, включающем математическое моделирование тепловых процессов, адаптацию к изменяющимся условиям эксплуатации и учёт технических особенностей конкретного оборудования.

Одним из значимых результатов исследования является точность и устойчивость алгоритма в различных условиях эксплуатации скважин. Это достигается благодаря использованию современных методов обработки данных и алгоритмов в спецПО, позволяющих компенсировать возможные факторы неопределённости, такие как изменения температуры и давления теплового агента.

Дальнейшее развитие исследования может включать расширение функциональных возможностей программного обеспечения, применение современных датчиков и приборов для повышения точности измерений, а также интеграцию с системами мониторинга и управления для автоматизации процессов поддержания оптимальных параметров работы скважин.

Однако следует отметить, что реализация алгоритма требует соблюдения ряда технических и организационных мероприятий для обеспечения надежности и безопасности эксплуатации системы парозакачки. Важным аспектом также является обучение персонала и регулярное обновление методик на основе накопленного опыта и новых технологических решений.

Таким образом, разработанный в рамках исследования алгоритм представляет собой значимый шаг в направлении совершенствования поскважинного учёта расхода пара и обеспечения эффективного контроля и возможности регулирования закачки пара в различных условиях эксплуатации паронагнетательных скважин.

Для сравнения полученных результатов с моделью следует продолжить ОПИ для стационарных парогенераторных установок с учётом количества скважин на единицу ПГУ, протяженности выкидных линий, точности замера давления, температуры и других факторов.

Заключение

1. На сегодняшний день не представилось возможным подобрать оборудование, позволяющее корректно регистрировать двухфазный поток закачиваемого в скважины паротеплового агента, характерного для условий месторождения K.
2. С целью повышения точности учёта разработан алгоритм расчёта объёма закачки на устье ПНС с помощью специализированного ПО.
3. Разработанный алгоритм в спецПО позволяет оценить текущий объём закачки пара на устье ПНС и одобрен недропользователем для применения на месторождении в целях учёта массового расхода пара по скважинам.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Ерлепесов М.У. – разработка основ и контроль за ходом проведения исследования, выполнение расчётной части в специализированном программном обеспечении, анализ и последующая интерпретация данных исследования; Ермеков А.А. – общая редакция рукописи статьи; Амиров С.К. – систематизация и обработка данных исследования.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Murat U. Yerlepessov – development of the fundamentals and control over the research process, performing the calculation part in specialized software, analysis, and subsequent interpretation of research data; Abay A. Yermekov – general editing of the article manuscript; Sain K. Amirov – systematization and processing of the research data.

About the authors

Murat U. Yerlepessov

Branch of KMG Engineering LLP KazNIPImunaigaz

Email: m.yerlepessov@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0007-8581-2786
Kazakhstan, Aktau

Abay A. Yermekov

Branch of KMG Engineering LLP KazNIPImunaigaz

Email: A.Yermekov@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0003-2130-2489
Kazakhstan, Aktau

Sain K. Amirov

Branch of KMG Engineering LLP KazNIPImunaigaz

Author for correspondence.
Email: s.amirov@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0005-7771-5535
Kazakhstan, Aktau

References

Supplementary files