油田CO2驅(qū)受益單井計量裝置研究與應用

鮑文 楊朝鋒 張春威 胡耀強

陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院

對于低滲、特低滲油藏，水驅(qū)開發(fā)難度較大，采出程度低，氣驅(qū)尤其是CO2驅(qū)能夠降低原油黏度，改善降低原油與水的流度比、增加原油的膨脹能等，故具有顯著優(yōu)勢?；诖?CO2驅(qū)提高原油采收率技術(shù)(CO2-EOR)成為一種有效且快速發(fā)展的三次采油技術(shù)，在氣源充足的北美地區(qū)已有了大規(guī)模的研究和應用，其在提高采油率的同時還能夠利用封存工業(yè)CO2來改善環(huán)境[1-4]。國內(nèi)天然的CO2氣源相對較少及CO2捕集成本過高是我國近幾年CO2-EOR技術(shù)發(fā)展較為緩慢的主要原因之一。隨著延長石油榆林能源化工廠36×104t/a CO2捕集裝置的投產(chǎn)，延安地區(qū)某油田在靖邊、吳起、安塞等多個區(qū)縣建設(shè)了CO2驅(qū)先導示范區(qū)，并取得了一定的經(jīng)濟環(huán)境和社會效益。

油田單井計量對科學采油、降低生產(chǎn)成本具有重要意義[5-7]，尤其是CO2驅(qū)先導試驗區(qū)受益油井產(chǎn)液、含水率、伴生氣的準確計量能夠為及時掌握儲油層的動態(tài)變化，監(jiān)測CO2封存效果，科學制定CO2注入方案提拱可靠的數(shù)據(jù)支撐，提高油田注采效率具有重要的指導意義。延安地區(qū)油田屬于特低滲油田，單井產(chǎn)量低，井場計量設(shè)施落后，現(xiàn)階段主要采取地上罐集油加人工檢尺計量或功圖計量，人工計量方式不僅計量誤差大、數(shù)據(jù)統(tǒng)計不及時、人員工作強度高，而且大量伴生氣直接排放會造成環(huán)境污染[8]；功圖計量依靠特定數(shù)學模型來實現(xiàn)計量，易受井下工況及產(chǎn)液組分的影響，無法適應工況不穩(wěn)定、伴生氣含量波動大、間歇產(chǎn)液的低產(chǎn)油井[9-10]。因此，迫切需要研制一種用于油井的油、氣、水三相智能計量設(shè)備。

1 計量方案設(shè)計

1.1 計量方案

針對CO2驅(qū)先導實驗區(qū)受益油井單井產(chǎn)量低、開式流程、間歇生產(chǎn)、氣液組分變化大、井場設(shè)施落后等特點，設(shè)計了一套計量方案，并以此為基礎(chǔ)研發(fā)了一種智能化油井三相計量裝置。

油田單井產(chǎn)液經(jīng)過氣液兩相分離器分離后，分別進行液相和氣相計量，且液相計量區(qū)和氣相計量區(qū)通過平衡管導通，完成計量后通過智能化控制閥門使分離后的氣體和混合液進入輸油匯管，實現(xiàn)CO2驅(qū)受益油井產(chǎn)量油、氣、水三相不間斷計量，計量方案流程如圖1所示。其中，液相計量裝置主要功能包括混合液體積計量、含水率分析和溫度壓力監(jiān)測，氣相計量裝置主要功能包括氣體體積計量、CO2含量分析和溫度、壓力監(jiān)測。

1.2 分離方式的確定

在油井三相計量中，計量準確度在很大程度上取決于分離效果，根據(jù)不同的計量工況，選用恰當?shù)姆蛛x方式尤為重要。采用小型旋流分離和立式重力分離的組合方式，能夠提升氣液分離效率，并且減小分離腔的體積。

常規(guī)氣液旋流分離器具有能耗低、維護費用少、分離效率高等優(yōu)點，但較大的長徑比使其無法在低產(chǎn)油井計量設(shè)備中應用，采用了一種小型氣液兩相分離器，通過縮小入口尺寸來增加流體速度，以此提高分離效率，并在分離器的底部增加一個橫向液體出口[11-12]。分離器結(jié)構(gòu)及入口切面如圖2所示。

考慮到產(chǎn)液體積計量本身需要緩沖空間，且立式重力分離器不僅結(jié)構(gòu)簡單、運行穩(wěn)定、易維護，且占地面積小，故在旋流分離后采用立式重力分離結(jié)構(gòu)，尺寸計算公式如下[13]。

當液滴伴隨著流體下降時，同時受到重力、浮力和阻力,當達到相互平衡時，液滴的浮動流速最大，其計算公式如式(1)所示。

(1)

式中：V為浮動流速，m/s；Ks為系數(shù)，取值為0.051 2，其取值與液滴直徑緊密相關(guān)；ρL為工況下液體密度，kg/m3；ρG為工況下氣體密度，kg/m3。

分離器直徑計算公式如式(2)所示。

(2)

式中：D為分離器直徑，m；Vg為工況下氣相體積流量，m3/h；ue為分離器內(nèi)的氣體流速，m/s，取值一般小于或等于浮動流速Vt。

分離器高低液位差計算公式如式(3)所示。

(3)

式中：HL為分離器高低液位差，m；VL為液相體積流量，m3/h；t為停留時間，min。

2 計量結(jié)構(gòu)設(shè)計

2.1 總體設(shè)計

CO2驅(qū)受益單井計量裝置主要由過濾器、兩相分離器、雙容積計量罐、氣體流量計、CO2含量分析儀、原油含水率分析儀、工藝管路、控制系統(tǒng)及橇座組成。其工藝流程如圖3所示。

2.2 雙容積計量罐

項目研發(fā)設(shè)計的雙容積計量罐采用立式計量結(jié)構(gòu)，雙容積計量罐由分離腔、排液計量腔、平衡管設(shè)計及智能閥門控制系統(tǒng)等部分組成,裝置采用立式結(jié)構(gòu)，具有體積小、成本低、便于安裝等特點[14-19]。

為了解延安地區(qū)某油田CO2驅(qū)示范區(qū)受益單井產(chǎn)量狀況，確定計量裝置最佳量程范圍，選取了5口具有代表性的受益井，其半年生產(chǎn)統(tǒng)計數(shù)據(jù)見表1。

表1 受益井生產(chǎn)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)井號產(chǎn)液量/(m3·d-1)φ(水)/%w(蠟)/%20℃密度/(kg·m-3)析蠟點/℃H119-30.4310.1511.12848.3230.23H13-30.708.877.38837.0032.65H145-111.127.464.50856.2737.65H146-101.4348.366.06851.0036.58H256-90.8538.999.70846.8529.15

由表1可以看出，單井產(chǎn)量較低、含水率變化范圍大，且屬于輕質(zhì)含蠟原油，含蠟質(zhì)量分數(shù)為4%～15%，析蠟溫度為25～40 ℃。

通過前期試驗及理論計算，并綜合考慮單井產(chǎn)量、單次排液間隔、計量準確度等因素，最終確定計量范圍為產(chǎn)液量0～3 m3/d、瞬時最大來液速度0.3 m3/h，雙容積計量罐直徑0.2 m，高度1.2 m，計量腔有效計量體積約12.5 L，計量腔設(shè)置高低位音叉液位開關(guān)，自動控制計量腔內(nèi)液位高低。

2.2.1分離腔

分離腔主要包括入口旋流分離器和重力沉降區(qū)兩個部分。

入口分離器：當單井產(chǎn)液經(jīng)過濾器進入分離器時，其為氣液混合態(tài)并具有一定的動能，在相同的流動速度下，因為液體和氣體的密度不同，利用液體受到的離心力大于氣體實現(xiàn)氣液初步分離。當油井產(chǎn)液通過旋流分離器出口水平方向進入重力分離區(qū)后，由于油氣的密度差產(chǎn)生重力分異效果，氣體和液體分離，液體下落并儲存在分離腔室的底部。

重力沉降區(qū)：當氣體進入重力沉降區(qū)時，速度下降，氣體所攜帶未被分離的微小液滴會在受到重力沉降作用的影響下落到液體表面，合理設(shè)置重力分離器尺寸，能有效地提高直徑在100～200 μm范圍的小液滴滴落到液體表面的幾率。

2.2.2排液計量腔

排液計量腔分別設(shè)置高低液位開關(guān)，當液位下降到低液位開關(guān)時，表明計量腔室液體排空，此時電動三通閥的液路關(guān)閉，氣路打開，使分離后氣體排入生產(chǎn)匯管并對氣量進行計量，同時打開控制電動閥FV-01，使分離腔室底部產(chǎn)液進入到排液計量腔內(nèi)。當進入液體高度達到高位開關(guān)時，此時電動三通閥的氣路關(guān)閉，液路打開，關(guān)閉控制電動閥FV-01，分離液體不再流入計量腔室，開始利用氣壓排液，并在排液管線上安裝管線含水分析儀，進行含水分析。蓄液排液過程循環(huán)往復以實現(xiàn)油、氣、水三相的計量。分離后液體位于排液計量腔底部，形成積液區(qū)，為所夾帶的氣體能夠脫離重力沉降區(qū)提供了足夠的停留時間。此外，還對段塞流造成的間歇性產(chǎn)液提供了充分的緩沖空間。

2.2.3平衡管設(shè)計

在分離計量腔和排液計量腔之間設(shè)置一根壓力平衡管，壓力平衡管能夠利用井口壓力解決計量裝置排液難題，也能在計量裝置發(fā)生故障時，確保井口產(chǎn)液安全排入生產(chǎn)匯管。該設(shè)計具有結(jié)構(gòu)簡單、性能穩(wěn)定、節(jié)能降耗等優(yōu)點。

2.3 CO2氣體含量監(jiān)測

確保CO2氣體含量測量準確、可靠并具有長期穩(wěn)定性，是本計量系統(tǒng)的一個關(guān)鍵環(huán)節(jié)。在計量腔頂部安裝在線氣體分析儀，產(chǎn)品型號為UE-50，CO2含量監(jiān)測選用Sensors氣體分析模塊，測量體積分數(shù)范圍為0%～100%，最大允許誤差為±2%FS。設(shè)備結(jié)構(gòu)如圖4所示，主要包括預處理單元、氣體分析儀系統(tǒng)、數(shù)字顯示模塊、隔爆機箱等。

2.4 疏油材料

由表1可以看出，CO2驅(qū)示范區(qū)原油均屬于輕質(zhì)含蠟原油，含蠟質(zhì)量分數(shù)范圍為4%～15%。由于油井間歇產(chǎn)液的影響，油水混合液在排液計量罐中停留致使溫度下降，會出現(xiàn)結(jié)蠟、掛壁等現(xiàn)象；而該計量裝置油水混合物采用體積式計量方式，罐壁結(jié)蠟現(xiàn)象將導致體積計量誤差持續(xù)增大，嚴重影響計量準確度。

為解決以上問題，擬在計量腔內(nèi)壁設(shè)置疏油疏水涂層。經(jīng)過市場調(diào)研，初步篩選了3種市場上評價較高的疏油疏水材料，并開展室內(nèi)實驗進行優(yōu)選。

實驗使用油水混合物為CO2驅(qū)示范區(qū)內(nèi)油井產(chǎn)出液。實驗使用鋼板材質(zhì)為304不銹鋼，尺寸為20 cm×20 cm；3種疏油疏水材料分別以01號、02號、03號疏油疏水材料表示，實驗設(shè)備主要包括霧化噴涂設(shè)備、實驗用攪拌機、圓形攪拌槽等。

通過室內(nèi)實驗發(fā)現(xiàn)，經(jīng)過連續(xù)15天的攪拌沖刷，沖刷前和沖刷后3種材料均擁有較好的疏水效果，且沖刷對3種材料的疏油疏水混合物性能幾乎沒有影響。沖刷后疏油疏水混合物性能對比如圖5所示。由圖5可以看出，噴涂01號(GN704)疏油疏水材料鋼板表面基本沒有附著油滴，優(yōu)勢更加明顯，能夠滿足計量裝置的性能要求。因此，在本計量裝置雙容積計量罐內(nèi)壁噴涂01號疏油疏水材料。

3 現(xiàn)場應用

3.1 現(xiàn)場試驗

本次選取的延長油田某采油廠CO2注入示范區(qū)目前處于前期建設(shè)階段，計量裝置加工后在示范區(qū)H145-11井進行了現(xiàn)場試驗，連續(xù)統(tǒng)計22天計量數(shù)據(jù)，得到平均日產(chǎn)液量為0.74 m3，含水率(體積分數(shù))為7.70%，日產(chǎn)氣量34.90 m3，氣油比50.90，伴生氣中無CO2組分。其單井計量數(shù)據(jù)如圖6、圖7所示。

3.2 計量裝置標定

本次計量標定裝置采用的是延長油田某采油廠自主設(shè)計的稱重式井場輪換計量裝置，該計量裝置安裝在井場儲液地埋罐頂部，其主要結(jié)構(gòu)包括儲液罐、重力傳感器、攪拌機、電加熱、氣體緩沖罐、節(jié)流閥門、標準孔板氣體流量計等，產(chǎn)液入口及伴生氣出口設(shè)置在儲液罐的頂部，并通過密封軟管連接，其工藝流程如圖8所示。

標定裝置的產(chǎn)液計量采用稱重計量方式，校準后的稱重計量裝置具有較高的準確度和重復性(計量誤差為0.1%，重復率為±0.03%FS)，并能保持長期穩(wěn)定性，產(chǎn)液密度及含水率通過定時取樣化驗分析。前端計量裝置已實現(xiàn)氣液分離，再加上儲液罐內(nèi)定時攪拌及足夠長的靜置時間，標定裝置的氣液分離效果較好。分離后的伴生氣進入緩沖罐，在緩沖罐后設(shè)置節(jié)流閥門和標準孔板氣體流量計，進行伴生氣的流量測量，氣體流量的準確度等級為1.0級。

3.3 計量裝置準確度分析

利用標定計量裝置得到H145-11井試驗期間平均日產(chǎn)液量為0.72 m3，含水率為7.50%(體積分數(shù))，日均產(chǎn)氣量31.86 m3。通過計量數(shù)據(jù)與現(xiàn)場標定數(shù)據(jù)對比發(fā)現(xiàn)，裝置產(chǎn)液量計量誤差小于4%，含水率計量誤差小于5%，伴生氣計量誤差小于10%。對比數(shù)據(jù)如圖9～圖11所示。

4 計量裝置改進

4.1 計量裝置結(jié)構(gòu)改進

對于雙容積式油、氣、水三相計量結(jié)構(gòu)，其計量準確度在很大程度上取決于分離器的分離效果。在不改變計量工藝流程的前提下，對分離器的結(jié)構(gòu)進行改進，能夠進一步提高分離效率，降低計量誤差。將小型旋流分離器橫向液體出口改為豎向液體出口，增加旋流分離器的排液能力，其結(jié)構(gòu)如圖12所示；并在旋流分離器的豎向液體出口下方設(shè)置一個圓錐型分離傘，圓錐底圓半徑為6 cm，分離傘結(jié)構(gòu)如圖13所示。

計量裝置在現(xiàn)場應用過程中，伴生氣CO2含量分析儀表管路壓帽處出現(xiàn)滲漏，現(xiàn)場滲漏情況如圖14所示。由圖14可以看出，分離后伴生氣中攜帶油滴，影響了產(chǎn)氣量計量準確度。

為解決分離后伴生氣中攜帶油滴的問題，在計量罐內(nèi)氣體出口處增加油滴捕集器，改進后計量工藝流程如圖15所示。

4.2 現(xiàn)場應用

計量裝置改進后，繼續(xù)在CO2注入示范區(qū)H145-11井進行現(xiàn)場試驗，選取21天的計量數(shù)據(jù)，與現(xiàn)場標定數(shù)據(jù)對比，其產(chǎn)液量計量誤差小于4%，含水率計量誤差小于4%，伴生氣計量誤差小于7%。對比數(shù)據(jù)如圖16～圖18所示。由圖16～圖18可知，改進后計量裝置的含水率和伴生氣計量準確度均有一定程度的提高。

5 結(jié)論

(1)該計量裝置實現(xiàn)了單井原油產(chǎn)量的不間斷連續(xù)三相計量，通過長時間現(xiàn)場應用，可以充分掌握油井產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量及其變化規(guī)律，能夠有效地幫助管理部門提升油井管理水平。

(2)雙容積計量結(jié)構(gòu)及平衡管設(shè)計不僅能夠?qū)崿F(xiàn)單井油氣分離計量，還能克服傳統(tǒng)分離計量方式需要持續(xù)加熱及增加動力設(shè)備排液等問題，保證了計量裝置冬季可連續(xù)運行。

(3)通過應用GN704新型疏油疏水材料，集成CO2氣體和含水分析儀、氣體流量計等設(shè)備，實現(xiàn)了油田單井油、氣、水三相連續(xù)計量，有效地解決了原油掛壁對計量準確度的影響，能夠?qū)崟r監(jiān)測伴生氣中CO2組分變化，為CO2-EOR技術(shù)現(xiàn)場實施和效果評價提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

(4)計量裝置在延安某油田CO2注入示范區(qū)進行現(xiàn)場試運行和結(jié)構(gòu)改進后，得到日產(chǎn)液量計量誤差小于4%、含水率計量誤差小于4%、日產(chǎn)氣量計量誤差小于7%。

(5)該計量裝置結(jié)構(gòu)緊湊，氣液分離效果好，且自動控制系統(tǒng)可實現(xiàn)數(shù)據(jù)現(xiàn)場顯示及遠傳，能夠適應油田的“智能化、信息化”發(fā)展要求。