О САЙТЕ
Добро пожаловать!

Теперь вы можете поделиться своей работой!

Просто нажмите на значок
O2 Design Template

ФЭА / АИТ / Реферат по курсу «Современные технологии в разработке и эксплуатации нефтяных месторождений» на тему: «Система управления распределителем технологической жидкости по скважинам»

(автор - student, добавлено - 4-08-2020, 21:44)

 

 

 

 

 

 

 

Скачать:  sistema-upravleniya-raspredelitelem-tehnologicheskoy-zhidkosti-po-skvazhinam.zip [120,09 Kb] (cкачиваний: 4)

 

 

Реферат

по курсу «Современные технологии в разработке

и эксплуатации нефтяных месторождений»

на тему: «Система управления распределителем технологической жидкости по скважинам»

 

 

 

 

 

 


Содержание:

 

Система управления распределителем технологической жидкости по скважинам 3

Пример расчета увеличения объема закачки. 13

Список используемой литературы.. 17


Система управления распределителем технологической жидкости по скважинам

Система предназначена для использования в нефтяной промышленности для управления распределением технологической жидкости по скважинам. Содержит кустовую насосную станцию (КНС). Устройство для закачки в пласт технологической жидкости подключено к выходной линии КНС и выполнено в виде гидропреобразователя давления, содержащего гидродвигатель и кинематически связанный с ним дожимной насос. Вал насоса кинематически связан с дозаторами химических реактивов и контрольно-измерительным блоком. Гидродвигатель и насос могут быть выполнены как объемного вытеснения, например поршневые, так и динамического действия, например в виде гидротурбины, центробежного или осевого насоса. Входы гидродвигателя и дожимного насоса подключены к выкидной линии КНС. Обеспечена возможность направления потока жидкости после гидродвигателя в скважину, где требуется ограничить закачку. После насоса жидкость направляется в скважину, которая требует форсирования закачки. Увеличивается нефтеотдача пластов.

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для использования в нефтяной и газовой промышленности, в частности для увеличения нефтеотдачи пластов.

Известна система управления распределением технологической жидкости по скважинам, включающая кустовую насосную станцию, устройство для закачки в пласт технологической жидкости, дозаторы химических реагентов и контрольно-измерительный блок .

Высоконапорная кустовая система распределения потоков вытесняющей жидкости является общепринятой для всех месторождений РФ, разрабатываемых методом поддержания пластового давления. Суть ее заключается в следующем. Куст нагнетательных скважин, состоящий, как правило, из 8...15 единиц, обвязываются водоводами высокого давления с блочной кустовой насосной станцией (БКНС). Подвод жидкости к БКНС осуществляется по разводящим трубопроводам при давлении не более 2,5 МПа.

Распределение технологической жидкости высокого давления по скважинам осуществляется по трубопроводам высокого давления.

Регулирование приемистости скважин может быть осуществлено только в сторону снижения приемистости: установкой штуцера на входе в высоконапорный трубопровод, соединяющий БКНС с регулируемой скважиной, и снижения тем самым давления и расхода жидкости в эту скважину.

Этот способ обладает следующими основными недостатками:
1. Позволяет регулировать объемы закачиваемой жидкости по скважинам только в сторону их понижения, в то время как на реальных объектах в процессе эксплуатации месторождения выявляются наряду с пластами, требующими ограничения закачки, пласты с низкой проницаемостью, требующие для своего освоения повышенных давлений нагнетания. Освоение их позволяет увеличить нефтеотдачу в целом нефтеносной залежи или горизонта.

2. Существенно увеличивает энергетические затраты на регулирование закачки технологической жидкости, поскольку дросселирование потока технологической жидкости высокого давления с целью снижения давления и объемов закачки на заданную скважину вызывает безвозвратные потери энергии

N = P1Q1- P2Q2, где P1Q1и P2Q2- давление и расход жидкости соответственно до дросселирования и после.

Как следует из вышесказанного, энергия жидкости на штуцируемом потоке превращается в бесполезное тепло, существенно увеличивая энергозатраты на осуществление технологии.

Ситуация становится особенно противоречивой на поздней стадии разработки месторождения, когда основные запасы, содержащиеся в высокопроницаемых пластах, уже вытеснены закачиваемой технологической жидкостью и требуется лишь "доотмыв" пластов и по ним требуется ограничение или прекращение закачки, оставшиеся в низкопроницаемых пластах, необходимо вытеснить, закачивая в них технологическую жидкость под более высоким давлением, чем может обеспечить кустовая насосная станция.

С каждым годом растет объем внедрения методов увеличения нефтеотдачи на этих месторождениях и, в первую очередь, физико-химических, не требующих коренной реконструкции нефтяного промысла.

Между тем отсутствуют технические средства для реализации этих способов: дозаторы, смесители, средства регулирования давления и расхода контроля параметров, закачиваемых технологических жидкостей, и т.д. адаптированные к реальным условиям нефтяных промыслов.

Технической задачей, поставленной в настоящем изобретении, является создание комплекса технических средств для приготовления и регулирования рабочих параметров технологической жидкости, закачиваемой в пласты для увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

Эта задача достигается тем, что устройство для закачки в пласт технологической жидкости подключено к выкидной линии кустовой насосной станции и выполнено в виде гидропреобразователя давления, содержащего гидродвигатель и кинематически связанный с ним дожимной насос, при этом насос кинематически связан с дозаторами химических реагентов и контрольно-измерительным блоком. Гидродвигатель может быть выполнен в виде объемного поршневого гидравлического двигателя, а дожимной насос в виде поршневого насоса. Кроме того, гидродвигатель может быть выполнен в виде гидродинамической турбины, а дожимной насос в виде центробежного или осевого насоса, при этом между гидродвигателем и насосом установлен редуктор. Есть еще один вариант выполнения, когда гидродвигатель выполняется в виде объемного роторного двигателя, а дожимной насос в виде роторного насоса. При этом между ними установлен редуктор.

На фиг.1 представлена система управления распределением технологической жидкости по скважинам.

На фиг.2 - система управления распределением технологической жидкости на примере поршневых гидродвигателя и насоса.

На фиг.3 - график колебаний давления и расхода на выкиде поршневого насоса.

На фиг. 4 - графические характеристики блочной кустовой насосной станции и скважин.

"Активность" процесса повышения или понижения давления заключается в его преобразовании, а не рассеивании путем дросселирования, как это принято в настоящее время (см.выше). В этом принципиальная разница устройства. Таким образом, чтобы активно понизить давление потока жидкости, поступающего из кустовой насосной станции КНС, его пропускают через гидродвигатель и поток, произведя работу, снижает свою энергию (давление) ("-N" на фиг. 1), а нагрузкой для гидродвигателя является дожимной насос, который повышает давление (энергию) жидкости, поступающей на его вход из КНС ("+N" на фиг. 1), поток жидкости после понизителя давления направляется в скважину, где требуется ограничить закачку (H2), а жидкость после дожимного насоса с давлением, превосходящим давление, развиваемое КНС, направляется в скважину (H1), которая требует форсирования закачки.

На поздней стадии разработки месторождений одна, как правило, сильно обводненная группа скважин требует прекращения закачки, а для другой же, вскрывшей малопроницаемые пласты, для вытеснения нефти требуется существенно более высокие давления.

В этом случае (фиг. 1) перекрывается задвижка 1 на линии скважины H2и открывается задвижка 2 на перепускной линии. При этом двигатель работает на максимально возможной мощности и соответственно можно увеличить дожимное давление на насосе до необходимых пределов.

Таким образом, предлагаемое устройство для закачки воды по скважинам работает на принципе преобразования энергии и поэтому позволяет регулировать давления и расходы не только в сторону понижения, но и повышения давления. Коэффициент преобразования достаточно высок для объемных гидромашин (поршневых, плунжерных), он достигает 0,95 и более. Как будет показано ниже, конструкция преобразователя позволяет легко подбирать необходимые давления и расходы для любых практически встречаемых случаев, т.е. для любых скважин.

На фиг.1 представлен вариант дозирования в поток технологической жидкости 3 реагентов, например полимерного загустителя ПАВ и ингибитора коррозии. Количество дозируемых реагентов и дозаторов в реальных условиях должно быть обосновано с учетом компенсирования реагентов и ряда других факторов.

Тщательное смешение реагентов с водой производится самими агрегатами, а также приспособлениями в их подводящих и отводящих трубопроводах.

Все дозаторы приводятся в движение непосредственно валом преобразователя. Для дозатора, приводимого валом (штоком) преобразователя, достаточно однажды установить дозу впрыска за 1 оборот, далее при различных изменениях частоты вращения (ходов) эта доза будет соблюдаться автоматически.

Контрольно-измерительный блок обеспечивает непрерывный контроль основных параметров процесса, накопление и передачу информации на вышестоящий уровень. Контролю подлежат по крайней мере 2 технологических параметра: давление и расход закачиваемой жидкости в каждую скважину. В случае применения тепловых методов или необходимости соблюдения строгого теплового режима потока контролируется температура.

Предлагаемая схема предусматривает непрерывное автоматическое измерение и накопление информации о расходе технологической жидкости в каждую скважину. Причем в качестве измерителя расхода предусматривается использовать сам гидропреобразователь. В случае применения в качестве преобразователя объемных гидромашин получается удачный вариант объемного расходомера с линейной характеристикой.

Известно , что улучшению приемистости скважин способствует волновое воздействие на пласт. Между тем, одной из особенностей объемных гидромашин является колебания давления и расхода в нагнетательной линии. На фиг.3 приведен типичный график колебаний давления и расхода на выкиде поршневого насоса двойного действия, из которого видно,что такой насос генерирует два колебания расхода и давления за один цикл с амплитудой от 0 до Qmaxили Pmax, т.е.

V= 2n/60,Гц.

Поскольку гидромашины возвратно-поступательного действия имеют рабочую частоту, составляющую не более чем несколько сот циклов в минуту, то частота колебаний расхода и давления в выкидной линии таких машин будет составлять от единицы до десятка герц. Таким образом, гидрообъемные преобразователи возвратно- поступательного действия одновременно являются волновыми генераторами низкой частоты, позволяющими интенсифицировать приемистость скважин.

В случае необходимости получения равномерной подачи на выкиде гидромашины, например для сравнения эффекта волнового воздействия на выкидной линии, предусматривается пневмокомпенсатор (фиг. 1 "ПК"), эффективно гасящий колебания расхода и давления.

Для изменения гидравлической характеристики гидромашины в машинах возвратно-поступательного действия предусмотрено применение комплекта сменных рабочих органов - втулки и поршни, а в машинах вращательного действия - коробка скоростей или вариатор, устанавливаемый между гидродвигателем и насосом (фиг. 1).

Система управления распределением технологической жидкости по скважинам рассмотрена на примере, где в качестве гидродвигателя использован объемный поршневой двигатель, а дожимной насос выполнен в виде поршневого насоса. Эта система представлена на фиг.2.

Поршневой гидропреобразователь давления 1 подключен к выкидной линии 2 кустовой насосной станции КНС 3, питаемой от водовода; гидропреобразователь давления 1 выполнен в виде поршневого двигателя 5 и дожимного насоса 6. Между гидродвигателем 5 и насосом 6 установлен счетчик ходов 7. Вал гидропреобразователя давления 8 связан с дозирующим насосом 9, в который подаются химические реагенты из бака 10. Двигатель 5 приводится в действие технологической жидкостью, подаваемой через золотник 11 в правую полость цилиндра из выкидной линии КНС 3 под давлением P0.

Отработанная жидкость под давлением P2< P0нагнетается в одну из скважин, например 12, в которой по геологическим соображениям предусматривается ограничение закачки. Во всасывающую линию насоса 6 (правый цилиндр) жидкость также подается от выкидной линии 2 КНС 3 под давлением P0. Из левой рабочей полости цилиндра жидкость выдавливается под давлением P1</sub>>P0в нагнетательную линию скважины 13, где запланировано форсирование закачки. Одновременно в правой насосной полости осуществляется цикл всасывания. Повышение давления в левой полости насоса до P1</sub>>P0обеспечивается усилием, развиваемым на соединительном штоке

поршнем двигателя:

T=F2(P0-P2)=F1(P1-P0),
где T - усилие на штоке;
F2- площадь поршня двигателя;
F1- площадь поршня насоса.

При достижении поршнем двигателя левой крайней мертвой точки золотник 11 подключает левую полость гидродвигателя 5 к выкидной линии 2 БКНС 3, а правую - к нагнетательной линии скважины 12, и поршень со штоком начинают двигаться вправо, вызывая соответствующие изменения в насосном блоке. В последующем процесс повторяется. В результате этого производится закачка жидкости под давлением выше давления КНС P1> P0в скважине 13, где предусмотрено форсирование закачки, и под более низким, чем в выкидной линии КНС 3 давлением P2< P0, в скважину 12, где предусмотрено ограничение закачки.

Расходы и давления по скважинам 12 и 13 рассчитываются исходя из гидравлических характеристик скважин и КНС: коэффициентов приемистости скважин K1и K2и "Q-H" характеристики насосов, установленных на КНС. На фиг.4 приведены гидравлические характеристики скважины 13, имеющей низкий коэффициент приемистости K1и подлежащей форсированию; скважины 12 с высоким коэффициентом приемистости K2и подлежащей ограничению.

При совместной закачке одного водовода под давлением P0скважина 13 принимает Q/1м3/сут жидкости, а скважина 12 - Q/2м3/сут. Общий объем нагнетаемой в две скважины жидкости составляет Q/1+ Q/2= (K1+ K2)P0= Qобщ.

Энергия, затрачиваемая на закачку жидкости в две скважины (Q/1+ Q/2)P0, пропорциональна площади прямоугольника ОАДЕ, при этом на закачку жидкости в скважину 12 затрачивается энергия пропорционально площади прямоугольника ОАСЖ, а в скважину 13 - ОАВЛ или равную ей по площади ЖСДЕ. Исходя из геологогидродинамических соображений, требуется ограничить закачку в скважину 12 до величины Q2, что потребует снижения давления до величины P2. В случае регулирования объемов закачки путем дросселирования давления от P0до P2энергия, пропорциональная разнице площадей ОАСЖ и ОНМИ, будет бесполезно рассеяна в виде тепловой энергии. Если использовать эту избыточную энергию в предлагаемой схеме регулирования производительности и расхода (ПРД), то удастся поднять давление в скважине 13 до значения P1и увеличить приемистость до Q1таким образом, чтобы соблюдалось равенство(P0Q0) = (P1Q1+ P2Q2) или площади ОАДЕ = ОНМИ + ОФТК, где- КПД гидравлической схемы.


Пример расчета увеличения объема закачки.

Рассмотрим конкретный пример. На кусте скважин имеется две скважины со следующими характеристиками:

K1= 5 (м3/сут)/МПа

K2= 30 (м3/сут)/МПа

P0=10 МПа

Q0= 350 м3/сут

Q/1= P0K1= 50 м3/сут

Q/2= P0K2= 300 м3/сут

Требуется: увеличить объем закачки в скважину 13 в 2 раза за счет

максимального ограничения закачки в скважину 12.

Как следует из предыдущего, величина, пропорциональная гидравлической энергии, потребляемой двумя скважинами, составляет:

P0(Q/1+ Q/2)= 10350 = 3500 (м3/сут)МПа.

Исходя из условий задачи

Q1= 2Q/1= 100 м3/сут

P1= P/1= 20 МПа и Q1P1= 10020 = 2000.

Тогда на скважине 12 остается энергии

Q2P2= P0(Q1+Q2)- Q1P1= 3500 - 2000 = 1500

Q2P2= K2(P2)2= 1500 (м3/сут)МПа.


Q2= K2P2= 307,07 = 212 м3/сут.

 

Таким образом, в соответствии с условиями задачи удается вдвое увеличить приемистость скважины 13, подняв давление на его устье до 20 МПа, за счет ограничения закачки в скважину 12 с 300 до 212 м3/сут при снижении давления на устье с 10 МПа до 7,07 МПа.

Для определения основных геометрических параметров поршневого гидропреобразователя (фиг.2) воспользуемся общепринятыми соотношениями для передвижных насосных агрегатов:

Длина хода - 0,19 м

Диаметр хода поршня - 0,15 м

Диаметр поршня насоса будет составлять - 0,10 м

При частоте - 44 хода в мин

При этом будут соблюдены основные условия по производительности и давлению, приведенные выше.

Если есть геологическая необходимость прекратить закачку в скважину 12 и за счет этого поднять максимально давление на скважину 13, тогда

K1(P1)2= 3500

Q1= K1P1= 526,5 = 132,3 м3/сут.

Т.е. удается увеличить приемистость до 132,3 м3/сут при давлении на устье 26,5 МПа.

Рассмотренная задача предполагает постоянную энергию, затрачиваемую на скважины 12 и 13.

В реальных случаях ограничения может и не быть, тогда и давления, создаваемые в новых условиях, будут ограничиваться только прочностью водоводов и скважинного оборудования.

Таким образом, описываемая система управления распределением технологической жидкости за счет применения в нем многофункционального гидропреобразователя давления позволяет:
- создавать давление жидкости в нагнетательных линиях инжекционных скважин, превосходящее давление КНС, и понижать его в заданных пределах, готовить технологическую жидкость с заданными физико-химическими свойствами, тщательно перемешивая ее с помощью рабочих органов гидромашины,
- осуществлять непрерывный контроль основных параметров закачиваемой жидкости по скважинам, в частности приемистости скважин, наиболее точным объемным способом, не задалживая для этого специальных измерительных устройств,
- осуществить волновое воздействие на пласт, не применяя для этого специальных генераторов, а используя конструктивные особенности гидропреобразователя,
- проводить оперативное испытание нагнетательных скважин на приемистость и устанавливать рабочие режимы.

Формула изобретения

1. Система управления распределением технологической жидкости по скважинам, включающая кустовую насосную станцию, устройство для закачки в пласт технологической жидкости, дозаторы химических реагентов и контрольно-измерительный блок, отличающаяся тем, что устройство для закачки в пласт технологической жидкости выполнено в виде гидропреобразователя давления, содержащего гидродвигатель, и кинематически связанный с ним дожимной насос, и подключено к выкидной линии кустовой насосной станции выходами упомянутых гидродвигателя дожимного насоса с обеспечением возможности направления потока жидкости после гидродвигателя в скважину, где требуется ограничить закачку, а после - в скважину, которая требует форсирования закачки, при этом насос кинематически связан с дозаторами химических реагентов и контрольно-измерительным блоком.

2. Система управления по, отличающаяся тем, что гидродвигатель выполнен в виде объемного поршневого гидравлического двигателя, а дожимной насос - в виде поршневого насоса.

3. Система управления , отличающаяся тем, что гидродвигатель выполнен в виде гидродинамической турбины, а дожимной насос - в виде центробежного или осевого насоса, при этом между гидродвигателем и насосом установлен редуктор.

4. Система управления , отличающаяся тем, что гидродвигатель выполнен в виде объемного роторного двигателя, а дожимной насос - в виде роторного насоса, при этом между гидродвигателем и насосом установлен редуктор.


Список используемой литературы

 

1. Н.И. Хисамутдинов, Г.З.Ибрагимов. Разработка нефтяных месторождений. т. IV "Закачка и распределение технологических жидкостей по объектам разработки", М., 1994, с. 8, рис. 1.1.

2. О.Л. Кузнецов., Э.М.Симкин - Преобразование и взаимодействие геофизических полей в литосфере. - М.: Недра, 1990.

 

 

 

 


Ключевые слова -


ФНГ ФИМ ФЭА ФЭУ Яндекс.Метрика
Copyright 2020. Для правильного отображения сайта рекомендуем обновить Ваш браузер до последней версии!