Файл: Кулиев, И. Ш. Автоматизация комплекса технологических процессов добычи нефти в нефтяных шахтах.pdf

Все узлы АПУ-I смонтированы на выдвижном шасси. Замена про­

граммного диска может производиться без нарушения работы прибора.

Приборы имеют пневматический разъем. Штеккерные разъемы по­ зволяют при выдвижении шасси осуществлять разрыв пневматической линии без нарушения процесса регулирования.

Применение устройства АПУ-I для нагнетания рабочего агента в скважины позволяет существенно увеличить добычу и улучшить пока­ затели компрессорной добычи.

К данным устройствам подключено 19 инжекционных скважин. При работе АПУ-I от заданной программы (20 мин. за 8 ч)

воздух поступает в инжекционные скважины № 18,27,33,41,51,59,61, 75,77,95,100,108,130,141,145,157,188,197,203 (табл.2).

По приведенным данным добыча была увеличена в среднем в 2 ра­ за. Экономический эффект от применения автоматического устройства на одну скважину составляет 555 руб. в год (по результатам расче­ та отдела экономических исследований АзНИИ по добыченефти по дан­ ным Ярегского нефтешахтного управления).

Автоматическое программное устройство испытано и внедрено на

первой и второй нефтешэхтэх Ярегского нефтешахтного управления' Ухтинского комбината Коми АССР.

Решением межведомственной комиссии и Министерства нефтяной промышленности АПУ-I принято в серийное производство.

Техническая характеристика АПУ-1

2 Давление воздуха, используемого для питания; кгс/см..1,4

Приборы могут устанавливаться в помещениях с температурой от 10 до 50°С и при относительной влажности воздуха не выше 90%. Выполнение - взрывобезопасное. Привод программного диска осущест­ вляется от специального встроенного часового механизма с семису­ точным заводом.

На базе АПУ-1 разработано и внедрено в нефтешахтах ЯНШУ груп­ повое автоматическое устройство с пневматическим шаговым распреде­ лителем ПШР-2 и П111Р-3.

АВТОМАТИЧЕСКОЕ ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ

ВТЕРМИЧЕСКИХ СКВАЖИНАХ

Внастоящее время большое внимание уделяется вопросам темпе­ ратурного воздействия на нефтяные пласты с целью увеличения теку­ щего дебита и конечной нефтеотдачи пласта.

Существуют различные методы температурного воздействия на

нефтяной пласт.

Наряду с другими методами в практике находит широкое примене­ ние термическая обработка нефтяных скважин и пласта, сущность ко­ торой заключается в том, что в определенный момент времени в пласт закачивается пар и по истечении этого времени начинается отбор нефти.

На истощенных скважинах Ярегского месторождения одним из пер­ спективных методов возбуждения.и увеличения нефтеотдачи пласта яв­ ляется прогрев пласта паром, т.е. паротепловое воздействие на пласт.

На Ярегском нефтяном месторождении нагнетание пара в нефтяной пласт создает существенные преимущества, которые связаны с двумя факторами, положительно влияющими на нефтеотдачу:

1)расширением нефти вследствие повышения температуры, что создает движущую силу;

2)снижением вязкости нефти, благодаря чему она становится более подвижной.

Наблюдения за нагнетательными скважинами показывают, что за­ качка пара приводит к образованию в пласте трех зон, охваченных

-32 -

воздействием пара. Первая зона непосредственно прилегает к нагне­ тательной скважине. Далее следует зона горячего конденсата. В третьей зоне благоприятно действует теплота, источником которой служит вода, сконденсировавшаяся во второй зоне.

Практикой установлено, что термическая обработка пласта име­ ет наибольший эффект при содержании в пласте нефти высокой вязко­ сти. Поэтому большое значение должна иметь термическая обработка

лексное изменение ряда физико-химических свойств флюидов, содер­ жащихся в коллекторе.

Вследствие этого увеличение притока происходит как за счет снижения вязкости поступающей жидкости, так и за счет понижения сил поверхностного натяжения в случае неоднородного потока.

Прогрев пласта через скважины имеет целью воздействия как на нефть, резко уменьшая вязкость тяжелой нефти и делая ее под­ вижной, так и на растворенный в нефти газ, вызывая за счет тепло­ вого расширения резкое увеличение его нефтетранспортирушцей спо­ собности по скважине.

На практике закачка пара в отработанный пласт на первой и треть­ ей шахтах Ярегского нефтешахтного управления показывает, что можно извлечь большое количество остэточной нефти, которую другими суще­ ствующими методами извлечь почти невозможно.

В настоящее время закачка пара в пласт в Ярегской нефтешахте вышла из пределов опытных испытаний и рекомендована к промышлен­ ному применению.

Термический метод добычи высоковязкой тяжелой нефти Ярегского происхождения является единственным эффективным методом.

Однако пласт Ярегского месторождения имеет множество разно­ образных трещин. Поэтому необходимо определить оптимальные области ■ для закачки пара в пласт, а также выбор точки и глубины эксплуа­ тационных скважин, для чего необходимо экспериментальным путем нейти рациональное решение.

- 33 -

Для нахождения оптимального режима эксплуатации пласта необ­ ходимо измерять температуры в различных точках паронагнетательных и эксплуатационных или возбуждаемых скважин.

точках ствола для определения места проникновения пара в пласт, что особенно важно при эксплуатации большого количества необсаженных скважин. Постоянный контроль и фиксирование распределения температуры между кровлей и подошвой пласта позволит найти опти­ мальный вариант воздействия паром на пласт (определить место за­ качки, регулировать температуру и давление пара).

При нагнетании пара в пласт меняются физические свойства нефти, а также температура пласта. Ввиду неоднородности состава пласта температура в различных его точках будет неодинакова, что соответственно будет влиять на физическое состояние нефти. Следо­ вательно, чтобы правильно судить о физическом состоянии нефти в данной точке и в данный момент, необходимо постоянно контролиро­ вать температуру пласта в наблюдаемых скважинах, расположенных по всей площади паронагнетания.'

Точность и достоверность термодинамических исследований сква­ жин и пластов в основном зависит от качества глубинных и дистанци­ онных регистрирующих термометров.

Зависимость изменения электрического сопротивления металличе­ ских проводников от температуры, используется для построения пре­ образователей системы сопротивления

*Ц= + а ("t - t0)] (для меди).

Изменение электрического сопротивления платиновых термометров с изменением температуры для интервала от 0 до +650°С подчиняется зависимости

1Ц= R0 [i + od + .pt2 ] ,

где R0 - сопротивление при начальной температуре (для меди) или при 0°С (для платины);

R.J - сопротивление термометра при температуре t ;

а»°Ч£ - постоянные, характеризующие материал.

-34 -

. Результаты экспериментов показывают, что омическое сопротив­ ление кабеля и емкость зависят от температуры и давления линейно.

Методом средних были получены следующие формулы для опреде­ ления омического сопротивления

5.= 13,4 + 72,Ю " 3 + (0,964-Ю"3 + 0,125«КГ3 t).P, Ом/км ;

для емкости

С = 0,205 + 17,2-Ю- 61 +. (0,675.Ю -6 + 0,074.I0"6 t )-Р, мкФ/км .

Емкость кабеля с увеличением давления увеличивается, причем изменение емкости практически пропорционально изменению давлений.

При изменении температуры и постоянном давлении омическое со­ противление кабеля изменяется по закону прямой и может быть выра­ жено обычной формулой.

При увеличении давления от 0 до 300 кгс/см и температуры от 20 до 150°С изменение омического сопротивления составляет величи­ ну порядка 10-12%.

Ввиду того что на Ярегских нефтяных шахтах давление закачи­ ваемого пара в основном составляет 10-16 кгс/см2 , поэтому соглас­ но формулам произведены расчеты влияния температуры в диапазоне 20+300°С на изменение омического сопротивления кабеля К0ЕДФ-6, для давлений 10 и 16 кгс/см2 .

Результаты расчета приведены в табл.5 и на их основе построен график (рис.10) зависимости изменения омического сопротивления ка­