Injection d'eau sur le champ pétrolifère et mesure du pétrole brut

Application d'une technologie de surveillance et de contrôle précise pour les systèmes d'injection d'eau dans les champs pétrolifères

Injection d'eau dans les champs pétrolifères, en tant que processus central pour maintenir la pression du réservoir et augmenter le taux de récupération du pétrole brut, le contrôle précis de la pression d'injection d'eau et du volume d'injection d'eau détermine directement l'effet de développement et les avantages du réservoir. Pour parvenir à une régulation précise des paramètres d'injection d'eau souterraine, il est nécessaire de construire un système de surveillance et de contrôle automatique en temps réel couvrant l'ensemble du processus. Le cœur réside dans la réalisation de la visualisation des paramètres et du contrôle en boucle fermée grâce au déploiement d'instruments de nœuds clés.

1.1 Nœuds de surveillance du cœur et configuration des instruments

Pour les trois liens clés entre les stations d'injection d'eau des champs pétrolifère, les conduites d'injection d'eau et les puits d'injection d'eau, il est nécessaire de configurer scientifiquement des instruments dédiés pour former un réseau de surveillance en chaîne complète:

-Ensemble de pompes d'appoint de station d'injection d'eau: Déployez des débitmètres électromagnétiques, des émetteurs de pression et des émetteurs de température. Le débitmètre électromagnétique est utilisé pour collecter avec précision les données de volume d'injection d'eau à la sortie du jeu de pompe et fournir une rétroaction en temps réel sur l'efficacité de la distribution d'eau du jeu de pompes. Le transmetteur de pression surveille la pression de sortie de l'ensemble de pompe pour éviter que le jeu de pompes ne soit surchargé ou que le pipeline ne soit endommagé en raison d'une pression excessive. Le transmetteur de température recueille de manière synchrone la température d'injection d'eau, fournissant des données de base pour le calcul ultérieur de compensation de température et de pression de la pression et du débit.

-Le long du pipeline d'injection d'eau: Déployez des émetteurs de pression et des débitmètres électromagnétiques à intervalles réguliers pour vous concentrer sur la surveillance de la perte de pression et de l'atténuation du débit pendant le transport longue distance. Grâce à une comparaison de données multipoint, des conditions anormales telles que le blocage et les fuites du pipeline peuvent être rapidement localisées, fournissant une base précise pour la maintenance du pipeline.

-Tête de puits de puits d'injection d'eau: Installez un instrument de contrôle de débit, un transmetteur de pression et un instrument de surveillance du niveau de liquide. Comme unité de contrôle terminal, l'instrument d'autocontrôle de débit peut prérégler le seuil de volume d'injection en fonction des exigences de développement du réservoir et ajuster automatiquement l'ouverture de la vanne en combinaison avec les données de rétroaction en temps réel du débitmètre électromagnétique. Le transmetteur de pression surveille directement la pression d'injection d'eau de fond pour s'assurer que la pression est dans la plage de tolérance du réservoir et éviter des problèmes tels que le croisement de couche. La surveillance du niveau de liquide aide à déterminer l'état opérationnel des installations tampons de tête de puits.

Effet d'application 1.2 de la technologie

Grâce au déploiement collaboratif et à la liaison de données des instruments susmentionnés, une gestion en boucle fermée de la «surveillance-analyse-contrôle» du système d'injection d'eau a été réalisée. D'une part, les données en temps réel peuvent refléter visuellement les changements de paramètres tout au long du processus d'injection d'eau. Le personnel de maintenance peut saisir à distance l'état de fonctionnement de l'équipement via le système de contrôle central, améliorant considérablement l'efficacité de la réponse aux pannes. D'autre part, la fonction de réglage dynamique de l'instrument de contrôle de débit basé sur des données de surveillance garantit que la pression d'injection d'eau de fond et le volume d'eau sont toujours conformes au plan de développement du réservoir, améliorer efficacement l'efficacité de l'injection d'eau et le degré d'utilisation du réservoir, Offrant une garantie solide pour une production pétrolière stable et une production accrue.

2. Percées technologiques dans la mesure de précision de la production de pétrole brut

Pendant le processus d'extraction d'huile par les unités de pompage d'huile, la teneur en eau du pétrole brut fluctue considérablement et le gaz dissous est présent, ce qui conduit à des écarts importants dans la mesure de la densité du pétrole brut mixte et affecte directement la précision de la production déterminée de pétrole brut. Les méthodes de mesure traditionnelles sont incapables de gérer efficacement les problèmes de gaz dissous et de mélange huile-eau, ce qui rend difficile de répondre aux exigences d'une mesure précise. Des percées technologiques innovantes sont nécessaires de toute urgence.

2.1 Core Solutions techniques

En réponse aux points douloureux ci-dessus, une technologie d'analyse intelligente du gaz dissous dans le pétrole brut a été développée. Le cœur réside dans l'analyse en temps réel et le traitement des données du gaz dissous dans les pipelines de comptage de pétrole brut grâce à des équipements de surveillance dédiés, la réalisation d'une détermination précise de la densité des mélanges contenant du gaz sans séparation ni dégazage. Cette technologie ne nécessite pas de prétraitement du pétrole brut. La collecte et l'analyse des données sont directement terminées sur le pipeline de comptage, ce qui non seulement simplifie le processus de comptage, mais évite également les erreurs de mesure causées par des opérations telles que le dégazage et la séparation. En fin de compte, la détermination précise de la production de pétrole brut est obtenue grâce à la conversion des données de densité.

2.2 principales difficultés de mesure et contre-mesures

Lors de l'application de cette technologie, les défis posés par les caractéristiques et les exigences de précision de plusieurs supports doivent être surmontés. Les difficultés spécifiques et les solutions correspondantes sont les suivantes:

- Influence de haute viscosité, haute température et milieux corrosifs: Le milieu mesuré est un mélange huile-eau, et pour empêcher la solidification, le traçage thermique et l'isolation sont nécessaires, ce qui entraîne une température moyenne élevée. Dans le même temps, le pétrole brut a une viscosité élevée et contient des composants corrosifs tels que les sulfures, qui peuvent facilement provoquer l'usure, la mise à l'échelle ou la corrosion des capteurs d'instruments. À cette fin, les sondes de capteur sont faites de matériaux spéciaux qui sont résistants à la corrosion et à l'usure, tels que Hastelloy et d'autres matériaux résistant à la corrosion, et la conception structurelle des sondes est optimisée pour réduire l'adhérence et l'usure du support. Pour les environnements à haute température, l'instrument est soumis à un traitement d'emballage résistant aux températures élevées pour assurer un fonctionnement stable dans des conditions de travail inférieures à 120 ℃.

-Exigences de haute précision et de haute stabilité: les normes de l'industrie stipulent que la précision de la mesure doit atteindre 0.5% FS et qu'il est nécessaire de maintenir un fonctionnement stable pendant une longue période. Pour atteindre cet objectif, la solution technique adopte un mode de "calibrage collaboratif à double capteur", ce qui réduit l'erreur systématique d'un seul capteur grâce à la validation croisée des données du capteur de débit et du capteur de densité. En même temps, il est équipé d'un algorithme de compensation de température intégré pour corriger automatiquement l'influence des changements de température sur la mesure de densité. Au niveau du traitement des données, la technologie de filtrage adaptatif est introduite pour filtrer les interférences instantanées causées par les fluctuations moyennes et assurer la stabilité de la sortie des données.

Valeur d'application technique 2.3

L'application de cette technologie de mesure précise a effectivement résolu les problèmes d'écart de mesure des méthodes traditionnelles, en maintenant l'erreur de vérification de la production de pétrole brut dans 0.5% FS, et répondre aux exigences précises pour l'évaluation de la production pétrolière et la comptabilité de la production. Pendant ce temps, la technologie dispose d'un degré élevé d'automatisation, permettant la transmission de données à distance et les statistiques automatiques. Cela réduit l'intervention manuelle et réduit les coûts d'exploitation et de maintenance, fournissant un soutien crucial pour la mise à niveau numérique et raffinée de la gestion de la production pétrolière.