杜元胜 杜文文(中国石油工程设计有限责任公司新疆石油勘察设计研究院 834000)
新疆油田公司有很多稠油区块:如百重7、红003、重32井区等。百重7及红003产一般稠油(50℃时500~10000);重32产特稠油(50℃时10000~ 50000 M Pa.S);有的区块还产超稠油(50℃时>50000 M Pa.S)。因稠油粘度高,一般采取向地层注入高温高压蒸汽的开采方式,故井口出油特点是:粘度高、温度高、含沙量大、含蒸汽、含泡沫油、含微量天然气,计量难度甚大。对单井稠油的计量国内外尚无成熟的计量设备,近几年来常用的“称重式稠油计量器”,使用效果不好(计量误差太大,通常为±20%~±40%),用户不满意。
单井稠油的计量问题一直没有得到良好的解决,为了解决这一难题。我们研发了本计量装置。
如下图,主要由2个立式计量分离器、1台进油防爆电动三通球阀、1台排油防爆电动三通球阀、2台防爆双法兰差压变送器、2台防爆液位开关、1套防爆PLC计量监控仪及工艺阀门等组成。装置以撬装成套设备提供于用户。
(1)计量过程
进油电动三通球阀Z V-1和排油电动三通球阀Z V-2在PLC计量监控仪的控制下总使得:当1#计量分离器计量时,2#计量分离器处于自然排油或憋压排油状态(此时1#分离器分离出的气相经过平衡管进入2#分离器→Z V-2→再进入集油干线);反之,当2#计量分离器计时,1#计量分离器处于自然排油或憋压排油状态(此时2#分离器分离出的气相经过平衡管进入1#分离器→Z V-2→再进入集油干线)。如此过程循环往复。
(2)计量原理
用双法兰差压变送器测量分离器内液柱高度的压差Δ P,随着液位的上升,当Δ P=Δ P1(计量下限)时开始计时t 1,当Δ P=Δ P2(计量上限)时停止计时t 2。PLC程序根据定值Δ P2、Δ P1和计量时间△t=(t 2-t 1)及分离器内径D即可计算出单井日产液量(t/d)。
(1)一个罐计量时另一个罐憋压排油,计量与排油同步进行,计量的连续性好、排油效果好。
(2)与其它稠油计量装置相比:计量精度高、计量范围很宽(0.6~100 t/d)、因此对稠油井的适应性很强。
(3)配合电动多通阀可实现“多井人工排序、自动选井、自动计量”。在定时计量方式下,当定间到时,为确保计量精度PLC程序具有不满罐比例计算功能。
(4)露天安装式,结构简单。
(5)撬装化设备的诸多优点及特点。
(1)分离器过压安全保护
在两罐气相平衡管上安装一个安全阀,当任一罐内压力超限1.6 M Pa时,安全阀都会起跳泄压。
(2)分离器液位冒罐保护
每罐罐顶都装一个悬锤液位开关,悬锤由不粘油材料制成。当差压液位变送器故障时,罐内液位有可能因PLC检测不到高限信号(Δ P2)继而会持续上升至“冒罐”。但当液位上升到悬锤开关动作时,PLC便会根据悬锤开关的信号强令排油电动球阀Z V-2换向排液,这就防止了“冒罐”。
(3)分离器内部防冻保护
当不计量时总是一罐进/出口常通、另一罐进/出口常闭;在冬季,为了防止不计量时常闭罐内受冻,程序使两罐“通/闭”状态每隔2小时自动切换一次。
新疆红浅油田采取“蒸汽吞吐”开采方式,本计量装置应用到了红浅油田红 003井区 1#计量站,首用实践中经过了冬季严寒的时段,这是四季中工况最差的阶段,研发人员几十次去现场考察装置的运行状况,对本计量装置从原理、功能、动作过程、计量精度、人机界面、操作方法、安全措施、安装情况等多方面进行了考察验收。实践表明:计量装置运行良好、安全可靠、计量精度高。
(1)计量常数的确定
计量常数 :C=0.25π D2ρ(Δ P2-Δ P1)。它可以用水标定,也可以计算近似确定:当罐内径D=0.6 m△P1=0.1m水柱△P2=0.6 m水柱 时C=0.1414 t。
下举一个同原理的双容积计量装其计量常数标定与计算相比的例子:2008年12月,研发人员与用户技术监督人员,对乌33井区10号站计量装置的计量常数进行了标定值与计算值的实践对比,见下表:
计算计量常数 C j=0.1769(t)标定条件标定计量常数相对误差D=0.8 m △P2-△P1=0.35mm水柱 ρ水=1(t/m3)C b=0.1761(t)(C j-C b)/C b×100%=0.454%
二者误差很小,可见计量常也可以用计算来确定,但有条件时还是应标定一下。
(2)计量误差分析
由日产量计算公式:(t/d)n—计量次数
可知:因PLC的计时和运算精度都是很高的,故计量误差主要来源于采用计量常数与实际计量常数与间的偏差。当罐内径D=600 mm而△P1=100 mm水柱 △P2=600 mm水柱 时 C=0.1414t。 假设:罐内壁粘了一层3 mm厚的油垢、且差压变送器(0~1400 m水柱)精度由±0.2%降低为±1%此时:D n i n=600-6=594mm 差压最大绝对误差:ε=1400×(±1.0%)=±14mmH2O 那么:Δ P2-Δ P1=(600±14)-(100±14)=500±28=472~528 mmH2O则实际计量系数:C n i n=0.1335t
而因实际工况远比假设最坏工况好得多,故实际计量误差完全可以满足计量规范要求的精度≤±10%。
存在的问题
(1)双法兰差压液位变送器上膜盒安装于分离室,下膜盒安装于计量室。导致检修不方便、量程大。而量程大→测量绝对误差大→计量误差增大。
(2)因装置进、出口始终为密闭通路,分离器液位“冒罐”无什么安全风险,故在分离器顶端装液位开关防止“冒罐”意义不大。
(3)安全阀安装位置高,不便于检修。
改进对策
(1)将双法兰差压液位变送器上/下膜盒均安装于计量室的上/下部。将使:检修方便、变送器量程变小→测量绝对误差减小→计量误差减小。
(2)去掉分离器顶装液位开→降低成本。
(3)将低安全阀安装位置或设检修平台→便于检修。
综上,通过以上验收和实际使用效果可以得出,XT G-LE 0.6 X1.8-1.6自平衡双罐稠油自动计量装置的研发取得了成功,并且可以大量应用于今后的新/老一般稠油区块中。
[1]李秋莲.稠油计量方式的选择与探讨[J].油气田地面工程,2009,28(9).
[2]周大胜,支印民,尹志成,孟强,李玉君.超稠油水平井分层开发技术[J].特种油气藏,2014(02).