油田CO2驅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，水驅開發難度較大，采出程度低，氣驅尤其是CO2驅能夠降低原油黏度，改善降低原油與水的流度比、增加原油的膨脹能等，故具有顯著優勢。基于此,CO2驅提高原油采收率技術(CO2-EOR)成為一種有效且快速發展的三次采油技術，在氣源充足的北美地區已有了大規模的研究和應用，其在提高采油率的同時還能夠利用封存工業CO2來改善環境[1-4]。國內天然的CO2氣源相對較少及CO2捕集成本過高是我國近幾年CO2-EOR技術發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，延安地區某油田在靖邊、吳起、安塞等多個區縣建設了CO2驅先導示范區，并取得了一定的經濟環境和社會效益。

油田單井計量對科學采油、降低生產成本具有重要意義[5-7]，尤其是CO2驅先導試驗區受益油井產液、含水率、伴生氣的準確計量能夠為及時掌握儲油層的動態變化，監測CO2封存效果，科學制定CO2注入方案提拱可靠的數據支撐，提高油田注采效率具有重要的指導意義。延安地區油田屬于特低滲油田，單井產量低，井場計量設施落后，現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、數據統計不及時、人員工作強度高，而且大量伴生氣直接排放會造成環境污染[8]；功圖計量依靠特定數學模型來實現計量，易受井下工況及產液組分的影響，無法適應工況不穩定、伴生氣含量波動大、間歇產液的低產油井[9-10]。因此，迫切需要研制一種用于油井的油、氣、水三相智能計量設備。

1 計量方案設計

1.1 計量方案

針對CO2驅先導實驗區受益油井單井產量低、開式流程、間歇生產、氣液組分變化大、井場設施落后等特點，設計了一套計量方案，并以此為基礎研發了一種智能化油井三相計量裝置。

油田單井產液經過氣液兩相分離器分離后，分別進行液相和氣相計量，且液相計量區和氣相計量區通過平衡管導通，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CO2驅受益油井產量油、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，根據不同的計量工況，選用恰當的分離方式尤為重要。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。

常規氣液旋流分離器具有能耗低、維護費用少、分離效率高等優點，但較大的長徑比使其無法在低產油井計量設備中應用，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]。分離器結構及入口切面如圖2所示。

考慮到產液體積計量本身需要緩沖空間，且立式重力分離器不僅結構簡單、運行穩定、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構，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，取值為0.051 2，其取值與液滴直徑緊密相關；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 計量結構設計

2.1 總體設計

CO2驅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

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

為了解延安地區某油田CO2驅示范區受益單井產量狀況，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，其半年生產統計數據見表1。

表1 受益井生產基礎數據井號產液量/(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，單井產量較低、含水率變化范圍大，且屬于輕質含蠟原油，含蠟質量分數為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，計量腔設置高低位音叉液位開關，自動控制計量腔內液位高低。

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兩個部分。

入口分離器：當單井產液經過濾器進入分離器時，其為氣液混合態并具有一定的動能，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氣液初步分離。當油井產液通過旋流分離器出口水平方向進入重力分離區后，由于油氣的密度差產生重力分異效果，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：當氣體進入重力沉降區時，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

排液計量腔分別設置高低液位開關，當液位下降到低液位開關時，表明計量腔室液體排空，此時電動三通閥的液路關閉，氣路打開，使分離后氣體排入生產匯管并對氣量進行計量，同時打開控制電動閥FV-01，使分離腔室底部產液進入到排液計量腔內。當進入液體高度達到高位開關時，此時電動三通閥的氣路關閉，液路打開，關閉控制電動閥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。蓄液排液過程循環往復以實現油、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，為所夾帶的氣體能夠脫離重力沉降區提供了足夠的停留時間。此外，還對段塞流造成的間歇性產液提供了充分的緩沖空間。

2.2.3平衡管設計

在分離計量腔和排液計量腔之間設置一根壓力平衡管，壓力平衡管能夠利用井口壓力解決計量裝置排液難題，也能在計量裝置發生故障時，確保井口產液安全排入生產匯管。該設計具有結構簡單、性能穩定、節能降耗等優點。

2.3 CO2氣體含量監測

確保CO2氣體含量測量準確、可靠并具有長期穩定性，是本計量系統的一個關鍵環節。在計量腔頂部安裝在線氣體分析儀，產品型號為UE-50，CO2含量監測選用Sensors氣體分析模塊，測量體積分數范圍為0%～100%，最大允許誤差為±2%FS。設備結構如圖4所示，主要包括預處理單元、氣體分析儀系統、數字顯示模塊、隔爆機箱等。

2.4 疏油材料

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

為解決以上問題，擬在計量腔內壁設置疏油疏水涂層。經過市場調研，初步篩選了3種市場上評價較高的疏油疏水材料，并開展室內實驗進行優選。

實驗使用油水混合物為CO2驅示范區內油井產出液。實驗使用鋼板材質為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，實驗設備主要包括霧化噴涂設備、實驗用攪拌機、圓形攪拌槽等。

通過室內實驗發現，經過連續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壁噴涂01號疏油疏水材料。

3 現場應用

3.1 現場試驗

本次選取的延長油田某采油廠CO2注入示范區目前處于前期建設階段，計量裝置加工后在示范區H145-11井進行了現場試驗，連續統計22天計量數據，得到平均日產液量為0.74 m3，含水率(體積分數)為7.70%，日產氣量34.90 m3，氣油比50.90，伴生氣中無CO2組分。其單井計量數據如圖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，其主要結構包括儲液罐、重力傳感器、攪拌機、電加熱、氣體緩沖罐、節流閥門、標準孔板氣體流量計等，產液入口及伴生氣出口設置在儲液罐的頂部，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)，并能保持長期穩定性，產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氣液分離，再加上儲液罐內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，在緩沖罐后設置節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液量為0.72 m3，含水率為7.50%(體積分數)，日均產氣量31.86 m3。通過計量數據與現場標定數據對比發現，裝置產液量計量誤差小于4%，含水率計量誤差小于5%，伴生氣計量誤差小于10%。對比數據如圖9～圖11所示。

4 計量裝置改進

4.1 計量裝置結構改進

對于雙容積式油、氣、水三相計量結構，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，對分離器的結構進行改進，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，其結構如圖12所示；并在旋流分離器的豎向液體出口下方設置一個圓錐型分離傘，圓錐底圓半徑為6 cm，分離傘結構如圖13所示。

計量裝置在現場應用過程中，伴生氣CO2含量分析儀表管路壓帽處出現滲漏，現場滲漏情況如圖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 現場應用

計量裝置改進后，繼續在CO2注入示范區H145-11井進行現場試驗，選取21天的計量數據，與現場標定數據對比，其產液量計量誤差小于4%，含水率計量誤差小于4%，伴生氣計量誤差小于7%。對比數據如圖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 結論

(1)該計量裝置實現了單井原油產量的不間斷連續三相計量，通過長時間現場應用，可以充分掌握油井產油量、產水量、產氣量及其變化規律，能夠有效地幫助管理部門提升油井管理水平。

(2)雙容積計量結構及平衡管設計不僅能夠實現單井油氣分離計量，還能克服傳統分離計量方式需要持續加熱及增加動力設備排液等問題，保證了計量裝置冬季可連續運行。

(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、氣體流量計等設備，實現了油田單井油、氣、水三相連續計量，有效地解決了原油掛壁對計量準確度的影響，能夠實時監測伴生氣中CO2組分變化，為CO2-EOR技術現場實施和效果評價提供基礎數據。

(4)計量裝置在延安某油田CO2注入示范區進行現場試運行和結構改進后，得到日產液量計量誤差小于4%、含水率計量誤差小于4%、日產氣量計量誤差小于7%。

(5)該計量裝置結構緊湊，氣液分離效果好，且自動控制系統可實現數據現場顯示及遠傳，能夠適應油田的“智能化、信息化”發展要求。