Алгоритм определения массового расхода и сухости теплового агента на устье паронагнетательных скважин в специализированном программном обеспечении

Полный текст

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 ПНС проводится расчетным путем: общий объем вырабатываемого паротеплового агента распределяется между ПНС пропорционально соотношению показателя 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 путем штуцирования.

Некорректный учет закачки пара в паронагнетательные скважины 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.

Вопрос обеспечения точного учета расхода пара в скважины месторождения K находится на контроле Центральной комиссии по разведке и разработке месторождений углеводородов Республики Казахстан. Протокольным решением №8 от 25.06.2018 г. по вопросам технологий разработки месторождения K комиссией рекомендовано обеспечить поскважинный учет расхода пара для эффективного контроля возможности регулирования его закачки.

С целью выполнения протокольных решений с 2020 года и по настоящее время предпринимались попытки поиска оборудования для замера паротеплового агента в ПНС с проведением соответствующих опытно-промышленных испытаний (далее – ОПИ). Так с 2020 по 2023 гг. были проведены несколько этапов ОПИ расходомеров пара разных производителей, однако полученные результаты не соответствовали принятым критериям успешности опытно-промышленных испытаний, а также не согласовывались с данными расчета по тепловому балансу, учитывая 2-х фазную структуру транспортируемого и закачиваемого агента: влажный насыщенный пар представляет собой смесь сухого насыщенного пара с 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, то есть не учитывают динамические погрешности, связанные с изменением степени сухости пара [1, 2].

Как видим, многомерность задачи контроля потока влажного пара, которая не решается известными средствами контроля связано 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 решений этой задачи до сих рассматривается в рамках исследовательских изысканий [4-7].

Таким образом, с учетом того, что на текущий момент однозначно практического решения задачи учета тепла и массы потоков влажного пара производителями не представлено, возникла необходимость разработки альтернативного варианта, который позволил бы корректно решить проблему определения степени сухости пара расчетным путем.

С целью выполнения априорных оценок учета закачиваемого в пласт пара (подсчета на устье отдельной паронагнетательной скважины поступающего по паропроводу влажного пара с одного источника – парогенератора) предлагается алгоритм по построению математической модели симуляции двухфазного потока «пар-вода» в специализированном ПО [8].

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

Особенности наземной системы парозакачки на месторождении K

С 2009 года на месторождении K применяются парогенераторные установки типа МПГУ и СПГУ производительностью 11 т/час, 18 т/час и 23 т/час. Номинальные рабочие параметры пара данных установок колеблются в пределах Р_раб = 6-17,2 МПа, Т_раб = 276-353 °С.

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

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

Теоретические основы определения качества пара

Определение качества пара связано с фазовыми переходами воды при изменении температуры, давления и энтальпии. На рисунке 1 условно представлен путь изменения фаз воды от резервуара до ствола скважины на PН и PT диаграммах. Вдали от условий кипения при определенном давлении изменение энтальпии воды приводит к изменению температуры (линия a,b). Однако, будучи приведённая к условиям кипения (линия 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 когда фазовый переход завершен, энтальпия вновь влияет на повышение температуры (линия c,d). Далее по пути следования пара от источника к стоку с меньшим давлением, вода теряет тепло, вновь переходит в двухфазную область (линия d,e,f,g).

Рисунок 1 – Теоретические основы оценки качества пара

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 объеме (1).

 

            (1)

где m – масса;

 – плотность;

S – насыщенность флюида.

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

Для определения расхода и сухости теплового агента на устье ПНС использовалось специализированное программное обеспечение, которое является симулятором по моделированию многофазного потока. Для расчетов использовалась корреляция «Hagedorn & Brown» для вертикального потока и «Beggs&Brill revised» для горизонтального.

Для моделирования закачки пара в специализированном ПО выполняется 3 основных этапа.

1) Прописываются соответствующие ключевые слова в Engine keywords диалогового окна HOME – Simulation settings – Advanced.

1. a) 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 к примеру. Задаваемая пользователем температура в этом случае будет игнорироваться.
2. b) 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 к примеру, 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 массовый (mass rate вместо liquid rate).

Индекс продуктивности нагнетательной скважины задается для жидкости.

Оценка качества газа после расчетов проводится через параметр «Flowing gas mass fraction» (Массовая доля потока газа) во вкладке «Profile results» (рис. 2).

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

Анализ закачки пара в систему отображается в Отчете на вкладке «Output summary» (рис. 3).

Рисунок 3 – Отчет по закачке пара на вкладке Output summary

Качество пара рассчитывается с использованием отдельного пакета моделирования жидкости ASTEM на основе международных таблиц свойств пара IAPWS-IF97.

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 расчета выполняется следующее:

1) Необходимо деактивировать все штуцера перед нагнетательными скважинами (рис. 4).

Рисунок 4 – Деактивация объекта Choke в Network schematic

2) Взамен установить штуцера в объектах скважин на уровне устья с диаметром больше диаметра НКТ (рис. 5).

Рисунок 5 – Установка устьевого штуцера на вкладке Downhole equipment

3) Устанавливаются ограничения по массовому расходу для требуемых скважин в Network simulation на вкладке Rate constraints. Для данных скважин указываемым граничным условием для расчета будет давление.

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

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

В-третьих, если наблюдаются проблемы сходимости расчета и по нему есть расчетные данные, можно визуализировать вектора 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 расчетов по градиенту давления в GIS map

Условия и допущения при выполнении расчетов

На погрешность результатов могут повлиять следующие факторы:

• солеотложения в змеевике парогенератора, а также в паропроводах;
• корректность замеренного устьевого давления, температуры и диаметр применяемого штуцера;
• разное состояние участков паропровода, и как вследствие, различная шероховатость, а также внутренний условный проход. При расчете используется средний показатель шероховатости и нормативное значение условного прохода.

 

Выводы

1. На сегодняшний день не представилось возможным подобрать оборудование, позволяющее корректно регистрировать 2-х фазный поток закачиваемого в скважины паротеплового агента, характерного для условий месторождения K.
2. С целью повышения точности учета разработан алгоритм расчета объема закачки на устье ПНС с помощью специализированного ПО. Данное решение одобрено Недропользователем для применения на месторождении в целях учета массового расхода пара по скважинам.

Об авторах

Мурат Усенович Ерлепесов

Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз»

Email: m.yerlepessov@kmge.kz

эксперт Службы системы сбора, транспортировки и подготовки продукции

Казахстан, 130000, Казахстан, г. Актау, 35 микрорайон, здание 6/1

Абай Алматаевич Ермеков

Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз»

Email: A.Yermekov@kmge.kz

руководитель Службы системы сбора, транспортировки и подготовки продукции 

Казахстан, 130000, Казахстан, г. Актау, 35 микрорайон, здание 6/1

Бакзат Құрбанбайұлы Сансызбаев

Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз»

Email: B.Sansyzbayev@kmge.kz

директор Департамента техники и технологии добычи нефти и газа

Казахстан, 130000, Казахстан, г. Актау, 35 микрорайон, здание 6/1

Саин Кубейсинович Амиров

Филиал ТОО "КМГ Инжиниринг" "КазНИПИмунайгаз"

Автор, ответственный за переписку.
Email: s.amirov@kmge.kz

ведущий инженер Службы системы сбора, транспортировки и подготовки продукции Департамента техники и технологии добычи нефти и газа

Казахстан, 130000, Казахстан, г. Актау, 35 микрорайон, здание 6/1

Список литературы

Дополнительные файлы