Электронный научно-практический журнал «Современная техника и технологии» » Зырин Вячеслав Олегович

Система управления электротермическим комплексом с забойным электропарогенератором для добычи высоковязкой нефти

Зырин Вячеслав Олегович — Thu, 22 May 2014 12:22:55 +0000

Электротермический комплекс, разработанный в горном институте, предназначен для теплового воздействия на продуктивные пласты высоковязкой нефти. В Санкт-Петербургском государственном горном институте на кафедре «Электротехники и электромеханики» разработан скважинный электродный нагреватель (СЭН) [1] , на основе которого совместно с кафедрой «Техники и технологии бурения скважин» спроектирован электротермический комплекс для теплового воздействия на продуктивные пласты.

Комплекс (рис.1) позволяет выполнять технологические операции по ПТВ, импульсно-дозированному тепловому воздействию (ИДТВ) и термогидродинамическому воздействию. Для этого в состав электротермического комплекса включены устройство тепловой обработки призабойной зоны, насос с регулируемым электроприводом, ёмкость с котловой водой, насосно-компрессорные трубы (НКТ), водоподающий узел с обратным клапаном. Автоматическое поддержание заданных технологических параметров (напряжение U, ток I, расход котловой воды q, частота вращения насоса ) обеспечивается системой управления СУ [2,3].

Каждому значению часовой мощности Р_э(кВт) при работе скважинного нагревателя должна соответствовать вполне определенная производительность питательного насоса Q_воды (м³/час). В режиме горячей воды скважинный электронагреватель должен работать с максимальным током I_maxи питательный насос должен работать с максимальной производительностью Q_max. То есть этот режим является предельным для установленного оборудования. В режиме холодной воды скважинный электронагреватель отключен от источника электроэнергии (тиристоры тиристорного регулятора напряжения полностью закрыты). Ток нагревателя равен нулю, а питательный насос должен по-прежнему работать с максимальной производительностью Q_max.

Функциональная схема управления режимами приведена на рис.2.

Рис.2. Функциональная схема управления электротермическим комплексом

Основу системы управления комплексом составляет программируемое вычислительное и управляющее микропроцессорное устройство (МПСУ), которое собирает, обрабатывает информацию датчиков тока ДТ, напряжения ДН, скорости ДС, давления ДД, расхода ДР, релейной защиты БРЗ и обеспечивает через блок связи БСД двухстороннюю связь с диспетчерским пунктом.

МПСУ формирует в соответствии с заданным режимом управляющие воздействия для двух взаимосвязанных систем: системы управления током (РТ) забойного электротермического устройства и системы частотного управления скоростью электропривода питательного насоса (ПЧ). В свою очередь эти системы имеют свои локальные системы стабилизации заданных режимов через обратные связи по току и по скорости соответственно.

Задание режимов работы комплекса может выполняться с местного пульта управления (ПУ), размещенного в технологическом контейнере у обрабатываемой скважины, а также дистанционно с пульта управления диспетчера.

Система управления комплексом реализует следующие режимы работы:

1.Задание независимых друг от друга величин тока I и расхода нагнетаемой воды Q.

2.Режим циклического паротеплового воздействия (ПТВ) – задаются ток забойного электротермического устройства и степень сухости пара на забое. В этом режиме МПСУ по току и напряжению вычисляет электрическую мощность, по параметрам таблицы состояний «вода-пар», сохраняемым в памяти устройства, и по заданной степени сухости пара на заданной глубине залегания продуктивного пласта и давлении нагнетания пара вычисляет потребное количество подаваемой воды при вычисленной мощности и формирует управляющие воздействия для регулятора тока и для преобразователя частоты, обеспечивающие требуемые значения параметров.

3.Режим периодического теплового воздействия (импульсивно дозированное тепловое воздействие (ИДТВ) – чередующиеся режимы ПТВ и подачи горячей (РГВ) или холодной (РХВ). Задаются параметры ПТВ и параметры РГВ и РХВ с указанием длительности каждого режима.

4.Режим термогидродинамического воздействия – периодическая подача количества воды приблизительно равного объему изолированного пакером призабойного интервала скважины без отключения забойного электронагревателя, прогрев призабойной зоны до полного выкипания поданного количества воды, время которого вычисляется МПСУ.

Управление электротермическим участком представляет многоуровневую систему, все компоненты которой взаимодействуют между собой.

На рисунке 3 показана система управления участком, состоящая из трех уровней.

Верхний уровень представляет собой головной офис добывающей компании. Здесь ведется вся аналитика уровней добычи, схем разработки, объемов закачки, режимов теплового воздействия.

В зависимости от уровня подготовки скважин и ожидаемого уровня нефтеотдачи вырабатываются указания для кустовых ПЛК.

Рисунок 3 – Схема управления электротермическим участком

Со среднего уровня поступают данные о нефтеотдаче, о протекании процесса теплообработки.

Средний уровень управления представляет собой кусты скважин. Здесь учитываются схема разработки скважин, распределение функций скважин – нагнетательная или добывающая, объем закачки для каждой из скважин.

Ведется мониторинг и контроль рабочих параметров для всех скважин, обобщаются данные для представления на верхний уровень.

Задаются:

- для режима ВГВ: объем нагнетания, температура теплоносителя

- для режима ИДТВ: соотношение объемов пара и холодной воды для создания эффективной температуры, время импульсов.

- для режима ПТВ: объем закачки, температуру пара на выходе.

Нижний уровень представляет собой непосредственно скважину и всю установленную автоматику.

Для каждого ПЛК разработан алгоритм управления процессом.

Ведется контроль за всеми рабочими параметрами для правильного функционирования устройства.

При современном уровне беспроводных технологий, контроль и управление всеми процессами внутри скважины осуществляется дистанционно. Контроллер на скважине осуществляет расчет рабочих параметров режима по заданным параметрам.

Для режима ВГВ:

В памяти контроллера заложена таблица состояний «вода-пар» для выбора соответствующих параметров теплоносителя. По глубине залегания определяется давление, температура кипения, энергия нагрева до температуры кипения, удельный объем воды.
Рассчитывается расход насоса
Измеряется электропроводность закачиваемой воды
Рассчитывается необходимое значение удельного сопротивления жидкости для реализации заданного значения мощности
Изменением солесодержания достигается необходимое расчетное значение удельного сопротивления
Устанавливается максимальное значение тока
Устройство включается в работу
Производится контроль за параметрами: расходом питательной воды, температурой жидкости в трех точках (на входе, корпусе ЭПГ, на выходе), давление, уровень воды.

Для режима ИДТВ:

По заданному соотношению рассчитывается объем пара и холодной воды
Рассчитывается производительность насоса для парообразования
Определяется объем пара за цикл, количество циклов для заданного объема
Устанавливается максимальная величина тока
Устройство включается в работу
Счетчик пара на выходе определяет расход теплоносителя на выходе. Если процесс проходит дольше обычного увеличивается ток.
Когда полностью закачан заданный объем пара, электрод отключают от источника.
Устанавливается максимальная производительность и закачивается рассчитанный объем холодной воды.
Осуществляется контроль за параметрами: расходом питательной воды, температурой жидкости в трех точках (на входе, корпусе ЭПГ, на выходе), давление, уровень воды, контроль за температурой пласта, близостью ее значения к «эффективной»

Паротепловое воздействие.

Расчет производительности насоса;
Распределение мощности по интервалам;
Измерение проводимости и кривой изменения от температуры;
Объем пара за цикл, количество циклов за час
Устанавливается максимальный ток;
Устройство включается в работу.

Разработанные алгоритмы управления позволяют осуществлять различные режимы работы электротеплового генератора.

Электротехнический комплекс для разработки газогидратных залежей

Зырин Вячеслав Олегович — Mon, 18 May 2015 09:49:50 +0000

В настоящее время неуклонно снижаются запасы традиционных энергетических ресурсов, таких как легкая нефть, газ. Поиск и разведка новых месторождений могут служить решением этой проблемы, но запасы распределены по земной поверхности неравномерно и многие страны лишены углеводородных полезных ископаемых. Поэтому огромное внимание уделяется поиску новых альтернативных источников энергии, как возобновляемых, таких как энергия ветра и солнца, так и невозобновляемых, к которым относятся нетрадиционные углеводороды, такие как высоковязкая нефть и газогидратные залежи [1,2].
Важным альтернативным невозобновляемым энергоисточником являются газовые гидраты, представляющие собой кристаллические соединения метана и воды, напоминающие спрессованный снег. Примерные запасы метана в гидрате по различным источникам оцениваются около
3000-7000 трлн.т, по предварительным оценкам специалистов «ВНИИГАЗА» в России ресурсы природного газа в газовых гидратах достигают около
1200-1400 трлн. м³. Это сравнимо с запасами традиционного газа. Из одного кубического метра газовых гидратов можно получить до 160 м³ природного газа, что представляет собой огромный резерв для человечества. Поэтому поиск решений для разработки газогидратных залежей является актуальной задачей многих стран с разведанными запасами газогидратов, и в настоящее время наблюдается значительный рост интереса к нетрадиционному источнику углевородов (проекты по добыче газогидратов в Японии, Канаде, США). Однако в настоящее время нет эффективной технологии добычи полезного ископаемого, по большей части из-за высокой себестоимости добычи и отсутствии комплексного подхода к извлечению полезного ископаемого [3].
Для устойчивого состояния газогидратной залежи необходимо наличие двух условий: высокое давление и низкая температура. Газогидраты залегают в условиях придонных шельфовых месторождений (шельф Сахалина, Охотское море, Черное море и др.), так и при материковом расположении залежей, в частности в условиях вечной мерзлоты. Для добычи газовых гидратов необходимо воздействовать на залежь таким образом, чтобы изменить равновесное состояние гидрата, т.е. изменять давление или температуру. Тогда кристаллическая решетка распадается на воду и газ, готовый для извлечения. Чтобы превратить газогидрат в газ, то есть разрушить кристаллическую решетку и отобрать пузыри газа существуют три основных метода: понижение давления ниже равновесного давления; нагрев гидратосодержащих пород выше равновесной температуры; комбинация этих методов. Все эти методы основаны на применении диссоциации- процесса распада вещества на более простые составляющие.
Испытуемые в настоящее время технологии (Япония, Канада) не показали высокой эффективности добычи газа из гидратов. Исходя из этого, создание технологии добычи газогидратов, обладающей малой метало- и капиталоемкостью, обеспечивающей различные режимы тепловой обработки, а также использование различных видов теплоносителей является основной проблемой в данной области.
Основной частью комплекса является электротепловой генератор (ЭТГ) 29, закрепленный на конце колонны насосно-компрессорных труб 6 в нагнетательных скважинах 17. ЭТГ состоит из герметичного внутреннего корпуса, в котором происходит нагрев токопроводящей жидкости, и внешнего, заполненного требуемым теплоносителем. Наружный корпус имеет больший диаметр, чем внутренний корпус 4, заполняется рабочей жидкостью 13. В верхней части наружного корпуса установлены выпускные клапаны 5.
На этапе подготовки к спуску, подготовленную токопроводящую жидкость 12 заливают во внутренний корпус в рассчитанной пропорции, оставляя пространство для пара. Заполнение внутреннего корпуса осуществляется с учетом пространства для образования паровой фазы. После опускания нагревателя в колонну насосно-компрессорных труб 6 прогреваемая зона изолируется термостойким пакером 28.
Заполнение наружного корпуса 3 рабочей жидкостью происходит по центральному трубопроводу 7, который изолирован верхним 8 и нижним 2 проходными изоляторами и выведен в выходной изолятор 1, установленный в нижней части наружного корпуса 3. В качестве рабочей жидкости используют пресную воду, морскую воду, солевые растворы.
Далее через линию передачи, тиристорный регулятор, переходник 30 на центральный токовод и фазные электроды ЭТГ подается напряжение. Ток протекает от фазных электродов к нулевым, вызывая нагрев токопроводящей жидкости, испарение и конденсацию пара на стенках, что приводит в теплообмену между стенкой внутреннего корпуса 4 и рабочей жидкостью в наружном корпусе 3. При достижении определенной температуры и давления, в наружном корпусе 3 срабатывают выпускные клапаны 5, и жидкость (пар) выходят из корпуса 3, производя тепловую обработку призабойной зоны.

Рис.1. Схема установки устройства тепловой обработки для морских залежей

Конструкция теплового генератора для обработки газогидратных залежей должна быть пригодна для использования соленой морской воды в качестве нагреваемого теплового агента либо другой агрессивной среды. Поэтому должен быть исключен контакт теплового агента с электродами. Для этого разработана конструкция нагревателя-рекуператора (рис.2)[4].

Электротермический комплекс за счет наличия в своем составе забойных электротепловых генераторов позволит обеспечить эффективную обработку газогидратных залежей и обладает следующими преимуществами:
- малая себестоимость добычи;
- возможность использования как на больших, так и малых глубинах залегания;
- возможность применения как для разработки шельфовых месторождений, так и месторождений в условиях вечной мерзлоты;
- конструкция забойного электротеплового генератора позволяет использовать в качестве теплоносителя пар, агрессивные для нагревателей среды, такие как горячая соленая вода, вода с добавление ингибиторов.
Таким образом, за счет малой металлоемкости конструкции, экологической безопасности, возможности использования различных типов теплоносителя электротермические технологии являются возможной технологий разработки газогидратных залежей.
Электрическая мощность ЗЭПГР в зависимости от избранного соотношения объёмов «вода-пар» в стационарном режиме может быть определена выражением

, (1)

где m – число электродов, Рi – мощность электрода (кВт); li – длина межэлектродного промежутка (м); Lв – расчётная длина столба воды в стационарном режиме (м).
После определения высоты столба воды и пара необходимо определить количество электродов, участвующих в нагреве токопроводящей жидкости.
Объём воды в изолированной зоне определяется по формуле

, (2)

где d – внутренний диаметр внешнего корпуса, L – длина корпуса, – диаметр внешнего корпуса.
Масса воды в корпусе G до нагрева можно допустить равной

. (3)

Энергию, необходимую на нагрев теплоносителя до кипения, можно найти через энтальпию жидкости до теплового воздействия и энтальпию при температуре кипения – .

. (4)

Количество теплоты на испарение воды определяется через теплоту парообразования r

. (5)

Объем образующегося пара , согласно таблицам состояния вода-пар

. (6)

Время, необходимое на нагрев воды от естественной температуры на данной глубине tпл до температуры кипения tк

. (7)

Время, необходимое на испарение воды

. (8)

Тогда длина корпуса определяется по формуле:

. (9)

Таким образом, за счет малой металлоемкости конструкции, экологической безопасности, возможности использования различных типов теплоносителя электротермические технологии являются перспективной технологий разработки газогидратных залежей.