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稠油测试中油气分离与产量计量方法


稠油测试中油气分离与产量计量方法,我国稠油分布广, 储量大。但是稠油黏度高、凝固点高、沥青质和胶质含量高, 流动性差, 使得稠油产量的准确计量成了一大难题。准确计量产量对于储量评估及后期开发方案的制定有着至关重要的作用。但现有的稠油计量方法和仪器都各有利弊, 不能够很好的适应稠油计量, 现探索通过技术升级手段使其能够适应并适合稠油的计量工作。为克服稠油计量困难, 谭忠健等对稠油油藏分布、稠油测试难点进行阐述, 并对测试技术, 如机采技术、降黏技术进行了分析探索。张燕等详细阐述了重质起泡稠油计量的准确性及与现有技术的匹配性, 对油品化验进行分析, 分析黏温曲线特点, 进而提出通过提高原油进分离器温度, 并在进流程前加入降黏剂等措施, 达到精准计量稠油的目的。胡广杰等通过对稠油含气率分析, 得出稠油计量需提温消泡, 降低含气率, 提高计量的准确性。卢中原等设计了一种中低频智能双频组合变频加热装置, 采用智能双频-中低频组合电加热变频控制工艺, 根据稠油性质实现温度可控, 对稠油有效降黏, 达到**计量。孙婧等分析了传统分离计量对稠油计量的短板, 主要改进措施是脱气与降黏。上述文章探讨分析了现有的计量技术, 可以看出针对稠油计量主要攻关方向一直集中在提温、降黏方面。本文依然从这两个方向着手, 旨在找出更加方便、便捷、操作性强的工作方法。

现行业内常用的稠油计量方法主要有: (1) 量杆计量法。它是人工计量方法, 每隔一段固定时间, 把量杆顺着排气孔插入计量罐中, 测量液位高度差;由于工人频繁上下计量罐操作时靠近排气孔, 易造成坠落伤害及有害气体中毒伤害, 存在安全隐患。 (2) 计量罐液位差计量法。该方法采用静压测量原理, 根据公式, 可以得到液位深度h (高度) ;由于海上油田风浪影响, 造成平台轻微晃动, 进而导致计量罐内液体晃动, 从而影响看窗的观察, *后导致原油产量计量不准确。 (3) 差压式液位计法。它是采用差压变送器检测取压位置与液位之间的差压, 通过密度转换为液位来测量介质液位。但海上作业易受风浪影响造成平台轻微晃动, 从而导致计量罐内看窗液面的不稳定, *后导致原油产量计量不准确。 (4) 超声波、雷达液位计法。该方法是通过超声波或雷达波碰到液面后反射回波, 仪表检测出发射波及回波的时差, 从而计算出液面高度。和差压式液位计一样, 由于风浪与外界干扰等原因, 导致测量数据不够准确。 (5) 磁致伸缩液位计法。该方法是基于磁致伸缩效应工作的, 测量时, 电流脉冲沿着波导管传输, 形成的电磁场与浮子磁场相遇, 产生螺旋型磁场, 使波导丝扭曲变形, 激发扭转弹性波, 通过该弹性波计算出浮子的实际位置, 测得液位。 (6) Vx多相流流量计法。其核心为文丘里管和伽马检测仪。当流体流经节流件时, 在其上、下游就会产生静压力差, 通过压力感应器记录静压力差, 然后就可以由流量公式求得流量。此技术多应用于化学药剂系统、生产水系统、开闭排系统等。针对稠油计量技术升级, 前人也在不断探索。王学凤等在研究中呈现了一种新的计量技术理念, 这种技术与油气分离技术不同, 更适用于计量罐计量和泥浆池液位计量。万志鹏等探讨了改进翻板液位计的方案, 与磁致伸缩测量仪技术一样更适合于与计量罐结合。周恒针对稠油油气分离进行试验并建立数学模型, 对模型分析求解, *后得出气泡直径与原油黏度对分离效果影响较大, 可针对减小气泡直径和降低原油黏度这两个方向突破。本文力求站在当前技术基础上, 探索更加适合海上作业工况与稠油特点的一种技术方法。通过对分离器改造升级、计量罐计量技术改造升级, 以达到精准计量稠油的目的。

1 技术改进后的稠油计量方法

常规的稠油计量需要解决的两个关键问题:其一, 稠油产量低的情况下, 稠油在分离器的滞留时间较长, 导致稠油温降大, 从而影响稠油分离效率;其二, 稠油加热之后, 极易产生泡沫, 严重影响稠油的计量精度。

1.1 分离器外部技术改造

为了防止稠油在分离器内部时间过长温度降低, 影响稠油的分离效率, 对分离器的壳体和进出口管线进行改造 (图1) , 主要分为两个方面:罐体伴热保温和管线电伴热保温

罐体伴热保温是在分离器壳体外部加设金属软管蒸汽加热装置。其技术参数如下:伴热采用不锈钢捆扎金属加温管线, 耐温-194~400 ℃, 耐压1.5 MPa。通过如下公式 (1) , 对伴热管根数计算, 优选4根伴热管位于罐体下方两侧25°和45°, 采用螺旋缠绕方式, 金属加温管线与罐体接触紧密, 金属加温管线内部通蒸汽, 蒸汽温度为160 ℃、压力0.7 MPa, 可在产量为300~400 m3/d时维持壳体温度在70 ℃左右。

伴热管根数n计算公式为

nd/do(1)

其中

d=k(Τ-Τa)αΤ(Τw-Τ)[12λln(DoDi)+1αDo+1αiDi]

式中:d为蒸汽伴热管直径, m;k为热损失附加系数;T为被伴介质温度, ℃;Ta 为环境温度, ℃;Tw 为伴管介质温度, ℃;λ为保温材料制品导热系数, W/ (m·℃) ;Di为保温层内径, m;Do为保温层外径, m;do为伴管外径, m;α为保温层外表面向大气的放热系数, W/ (m2·℃) ;αi为保温层内加热空间空气向保温层的放热系数 (一般取13.95) , W/ (m2·℃) ;αT为伴管向保温层内加热空间的放热系数, W/ (m2·℃) ;n为伴管根数。

电伴热绕距计算公式为

S=π(Do+ξ1)(Ls/Lg)2-1(2)

式中:S为缠绕的绕距, mm;ξ1为伴热带厚度, mm;Ls为电热带*终长度, m;Lg为管道长度, m;Do为管道外径, mm。

图2 双排旋流消泡装置示意图.png

图2 双排旋流消泡装置示意图 

1.3 计量罐看窗技术改造

由于稠油黏度大, 泡沫多, 造成传统的计量罐的看窗液面模糊不清, 无法准确读取, 所以很难保证原油产量的真实性。为了解决这个难题, 对传统的计量罐看窗进行了改造, 搭载改进版磁浮力液位计, **读取计量罐液位。

磁浮力液位计是由浮子 (图3) 、浮子腔体和指示器组件构成 (图4) 。浮子腔体安装时直接与罐体连通。浮子腔体通常通过侧面法兰与罐体连接。但也可以根据要求, 选择不同的连接方式。在腔体中装有浮子, 浮子的设计和制造保证其70%~80%的体积浸在过程介质中。当介质的密度为设计密度时, 浮子磁性组件的磁力中心与介质的液面位置一致, 从而浮子的位置直接反映过程介质的液位。

图3 浮子原图.png

图3 浮子原图 

 图4 磁浮力液位计结构示意图.jpg

图4 磁浮力液位计结构示意图 

液位计安装于底部法兰上的止动弹簧会阻止浮子的向下运动, 而使其停在相应于刻度尺的零点处。腔体顶部安装有浮子止动弹簧, 当腔体中介质液位改变太快时, 止动弹簧可以缓冲浮子所受到的冲击, 使用的过程中更加的安全。

为了使该液位计更加的适合稠油计量的作业, 在原来的基础上对液位计做了相应的改进。首先, 对浮子进行尺寸上的缩小, 减少稠油接触面积, 增加了浮子与腔体之间的空隙, 以便于浮子上下的活动更加敏感 (*小上浮力达到75 g) , 提高计量精度;其次, 在腔体的外面增加了一层外壁, 该外壁与原腔体的外壁形成一定的环形空间, 便于用热蒸汽对腔体进行加热, 保证腔体内的原油不会因为温度降低黏度增大, 影响浮子的活动

2 现场应用

改进后稠油计量技术首先在渤海油田渤中区块渤中A、渤中B、渤中C三口井进行了试验性应用。三口井都采用APR+PCP+TCP射孔联作测试工艺, 井下管柱组合:压力延时点火头+射孔枪+压力延时自动丢枪装置+玻璃盘接头+纵向减震器+RTTS封隔器+安全接头+震击器+RD单相取样阀+存储压力计+液压旁通+LPR-N阀+OMNI阀+RD循环阀 (有球) +RD取样阀+165.1 mm钻铤+同位素接头+RD循环阀 (无球) +伸缩接头+127.0 mm钻杆+保温管+螺杆泵泵筒+保温管+127.0 mm钻杆, 管柱图如图5所示。

图5 测试管串示意图.png

图5 测试管串示意图 

测试地面工艺系统包括:控制头, 地面安全阀, 油嘴管汇, 加热器, 分离器, 计量罐, 原油和天然气燃烧及处理系统。地面流程采用蒸汽加热同心管以减少地面管线流动阻力。地面流程图如图6所示。

图6 地面流程图.png

图6 地面流程图 

渤中A井储层特征:泥质含量22.98%, 孔隙度30.62%, 含水饱和度26.59%, 渗透率752.09 mD;流体参数:原油比重为0.966 8 (20 ℃) , 黏度为585.2 mPa·s (50 ℃) , 原油黏温曲线如图7所示, 凝固点-14 ℃, 含蜡量1.77%, 沥青质5.65%, 胶质15.14%。采用APR+PCP+TCP射孔联作测试工艺。三开井采用螺杆泵进行求产:螺杆泵转速180 r/min, 电机电流23 A, 加热电流100 A, 油嘴敞放, 控制流程进分离器, 原油进计量罐计量, 天然气走栈桥燃烧。分离器压力0.202 MPa, 分离器温度60.4 ℃, 平均日产油86.04 m3、日产气2 326 m3, 气油比27, 含水率0%、含砂率0%。求产数据图如图8所示。

图7 渤中A井原油黏温曲线图.png

图7 渤中A井原油黏温曲线图 

渤中B井储层特征:泥质含量7.1%~7.4%, 孔隙度22.7%~26.6%, 含水饱和度50.1%~53.5%, 渗透率200.8~412.8 mD;流体参数:原油比重为0.968 3 (20 ℃) , 黏度为1 259 mPa·s (50 ℃) , 凝固点8 ℃, 含蜡量8.04%, 沥青质12.25%, 胶质15.09%。采用APR+PCP+TCP射孔联作测试工艺。四开采用螺杆泵进行求产:螺杆泵转速125 r/min, 电机电流23~25 A, 加热电流80~90 A, 油嘴敞放, 控制流程进分离器, 原油进计量罐计量, 天然气走栈桥燃烧。分离器压力0.454 MPa, 分离器温度92.8 ℃, 平均日产油72.72 m3、日产气1 730 m3, 气油比24, 微量含水, 微量含砂。求产数据图如图9所示。

图8 渤中A井螺杆泵转速180 rmin求产数据图.png

图8 渤中A井螺杆泵转速180 r/min求产数据图 

  图9 渤中B井螺杆泵转速125 rmin求产数据图.png

图9 渤中B井螺杆泵转速125 r/min求产数据图 

渤中C井储层特征:泥质含量3.61%, 孔隙度33.62%, 含水饱和度23.01%, 渗透率444.54 mD;流体参数:原油比重0.983 3 (20℃) , 黏度2 787 mPa·s (50 ℃) , 原油黏温曲线如图10所示, 凝固点0 ℃, 含蜡量1.77%, 沥青质9.79%, 胶质21.59%。采用APR+PCP+TCP射孔联作测试工艺。四开采用螺杆泵进行求产:螺杆泵转速120 r/min, 电机电流20~21 A, 加热电流60~100 A, 油嘴敞放, 控制流程进分离器, 原油进计量罐计量, 天然气走栈桥燃烧。平均日产油64.14 m3、日产气1 230 m3, 气油比19, 含水0, 含砂0。求产数据图如图11所示。

  图10 渤中C井原油黏温曲线图.png

图10 渤中C井原油黏温曲线图 

图11 渤中C井螺杆泵转速120 rmin求产数据图.png

图11 渤中C井螺杆泵转速120 r/min求产数据图 

渤中3口井的成功应用验证了该技术的可行性, 有效的突破渤海油田稠油测试面临的技术瓶颈。之后在曹妃甸、垦利、蓬莱等区块推广使用, 相继应用精准计量设备, 均成功实现了稠油油气的计量, **地计算出了气油比, 为多个区块稠油油藏的**评价提供了数据支持。

3 结论

通过对分离器及计量罐进行技术改造**, 解决了稠油油气准确计量难的难题, 准确落实地层油气产能, 取得了良好的应用效果, 具有较高的经济效益及推广价值。

(1) 解决了稠油**计量技术难题, 计量井*高黏度达到了2 787 mPa·s (50 ℃) , 实现了高黏度稠油**计量。

(2) 为海上稠油油田探井测试开辟了新思路, 为新发现稠油油田储量确定及有效动用和产能释放探索了新工艺。

(3) 为已有设备的改造提供了思路和方向, 使设备越来越完善, 在质量得到保证的前提下节约成本。

(4) 解决了稠油油气准确计量难的难题, 准确落实地层油气产能, 解放了大规模的地质储量, 具有较高的经济效益。

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