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虚拟流量计系统的研制及应用


文章日期:2017-06-18|阅读数:


深水油气田开发水下生产系统中安装水下多相流量计进行计量,不仅采购成本及安装费用高昂,而且其日常的校准及维护工作在深水条件下很难操作。针对这一问题,研制了一套可为多口气井同时进行产量计量的虚拟流量计系统。文中介绍了该系统的构成、主要功能、物理模型及计算方法,并分析了该系统计算的准确性。现场应用表明,该系统在我国南海某水下气田试运行期间计算的气相流量与流量计测量值吻合较好,相对误差大多在5%以内,可以满足一般日常生产的需求。

随着我国海洋油气工业的不断发展,目前深水区域的油气资源已经逐步开发,同时水下生产系统的应用也越来越多。在深水条件下应用水下生产系统时,安装多相流量计会导致开发成本的大幅增加,而且其日常的校准、维护及工作的可靠性都会遇到较多难题。

20世纪90年代,虚拟流量计系统(VirtualMete-ringSystem,VMS)被提出并首先应用于油气田开发。该技术的核心是依据油气田生产系统中已有的主要仪表提供实时的生产参数,并以基础工艺参数(如组分、井身结构、导热系数、试井数据等)为依据,通过多相流动力及热力计算方法建立计算模型,***终实时计算得出各生产井的分相流量。经过近20年的不断发展,该技术已逐渐成熟,不仅较为广泛地应用于海上油气田的开发中,还与流动安全保障及管道管理系统有机结合,成为海上油气开发中非常重要

 

的技术之一。据报道,2012年我国也在某气田开发中引进了国外的VMS系统代替水下多相流量计。

为了填补国内在此项技术上的空白,笔者在参考国外技术的基础上研制了一套可为多口水下气井同时提供井口流量数据的虚拟流量计系统。该系统目前已应用于我国南海某水下边际气田的开发中,经过一段时间的试运行,其效果良好,达到了设计预期目标。

 

.VMS系统的研制

 

1.1 系统构成及主要功能所研制的 VMS系统是一套以油气田实时生产数据为依据的可用于反映生产流动过程的计算分析系统,主要由软件系统和硬件系统构成。其中,硬件系统主要完成与现场的分布式控制系统(DCS)的数据通信,并作为 VMS运行平台;软件系统是 VMS

的核心,包括数据库、组态软件及核心计算软件,工作于后台的核心计算软件完成流量的计算及其他各种分析运算。图1为 VMS系统结构示意图。

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图1中虚线以上部分为 VMS的软件部分。数据库软件用于管理 VMS工作所需的各种参数,同时数据库也保存了所有的流量计算结果以便用于数据的分析和维护。组态软件提供了 OPC服务器和人机界面功能。工作于后台的核心计算软件包括了所有流量算法及数据处理过程,为适应同时计量多口生产井的要求,采用了多线程的程序开发技术。

VMS需要的参数分为流体基础参数、流动系统基础参数、实时生产数据等3部分,其中流体基础参数主要是天然气的组分数据,应尽可能详细,特别是重组分的含量,这样才能计算出更准确的气液相的分相流量;流动系统基础参数主要包括气藏油井流入动态数据、井筒的轨迹和结构、地层温度分布、油嘴开度与阀门流量系数值的对应关系等;实时生产数据主要包括井底、井口及油嘴处的压力及温度以及油嘴的开度、采油树阀门状态等。

通过 VMS的分析计算可以实时得到的数据包括单井的总质量流量、气油水三相的体积流量(标况)以及气田生产井的总流量,可提供各个生产井的时、日、周、月时间范围的流量的累积值,同时还可提供从管汇至处理平台的输气海管沿程的压力、温度分布数据。VMS系统所需的硬件设备只是用于获取实时生产数据的通用数字通信设备,而不需要对原有生产工艺流程及DCS做任何改动,获取实时生产数据的方式可以是被动单向的,因此不会对生产系统产生任何干扰。

 

1.2 模型及计算方法图2为较典型的水下天然气开发流动系统示意

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图。为了提高 VMS计算的准确性及适应性,依据该流动系统中几个典型的流动过程建立了相应的计算模型来求解其流量。

根据节点分析的原理,从井底至井口的流动存在3种流动形式,即地层中的渗流、井筒中的多相流动及过油嘴的多相流动。利用这三种流量的特点及形式,建立了相应的模型及算法。目前 VMS中采用的计算模型所依据的流动过程主要有气藏至井筒、井底至井口、井口至油嘴后、井底至油嘴后的流动过程。如果在生产的流动过程中还有其他相对较独立的部分,并且可以获取相应的数据,也可以据此建立模型。

依据以上提到的4个流动过程可建立4种模型,即油井流入动态( )模型、井筒流动模型、油嘴流动模型、组合模型,其中油井流入动态模型的作用是预估产量的上下限,为后续的流量求解提供边界;井筒流动模型、油嘴流动模型及组合模型则是计算单井的总流量。

VMS的计算方法为:首先,根据井下压力计的参数,依据IPR模型估计大致的产量;其次,通过井筒稳态流动计算方法和井筒两端的压力及温度数据进一步求解。根据该算法,建立该流动过程的能量平衡方程和连续性方程,通过迭代即可求出相应的单井流量;同时,油嘴模型通过油嘴上下游压力及油嘴特性可计算出相应的过油嘴流量组合模型将以上2个流动过程作为一个整体来考虑并进行求解可得到相应的流量,***终的流量可通过加权平均的方法得到。得到单井的混合质量流量之后,利用组分及含水率数据进行闪蒸计算[8]可求出分相流量,***后根据工况参数换算为标准状况下各相的体积流量。

VMS采用多模型的流量求解方法,主要是考虑到在实际的生产过程中流量存在较大的变化范围,并且个别仪表也可能出现故障等因素。由于 VMS系统流量的计算是完全依靠实时的仪表数据支持,因此在流动过程中某一节点处的仪表失灵后,依赖其他流动过程的计算模型依然可以完成计算。另外,不同的模型在流量的不同范围内的计算准确性也会有差别,比如油嘴模型在大开度时的准确性就会下降,采用多模型的流量求解方式可提高 VMS系统的整体准确性。

1.3计算准确性

VMS计算结果的准确性主要受到仪表测量结果的准确性、天然气组分数据及基础参数的准确性、多相流动计算模型的准确性等因素的影响。虽然下仪表一般采用了冗余配置,可以提高其数据的可靠性 但仪表的测量误差和漂移仍会对VMS计算结果产生明显的影响 而且随着天然气藏的开发 气藏的IPR特性会随时间发生变化 同时气体组分特别是含水量也会发生明显的变化,这些因素都会明显影响VMS的计算结果。因此,VMS工作期间的维护工作主要是需要对可能改变的基础参数进行更新,主要有仪表示数的漂移、IPR特性、组分与含水率数据以及可能因磨损而改变的油嘴流动特性等。

由于 VMS计算结果的准确性直接依赖于现场仪表的数据,为了防止程序异常,提高运算效率以及修正仪表变差所造成的影响,在 VMS系统设计中对从DCS获取的现场生产数据需要进行一定的有效性判别和处理 所设计的数据有效性判断模块主要具有识别生产井的工作状态 剔除异常参数 修正仪表参数等功能。

2.现场应用

所研制的VMS系统目前已在我国南海某水下边际气田的开发中得到应用。该气田于2013年12月底投产,平均水深185m投产时的2口气井均采用了水下生产系统,天然气经管汇进入约12km的海管连入安装有段塞流捕集器及分相流量计的处理平台。

VMS系统的硬件设备安装于平台中控室内,软件安装在一台专用的服务器上独立运行。经过2014年1月和2月的试运行,VMS系统整体运行平稳,硬件设备未出现故障。经过对该时间段内的数据进行校准,VMS系统计算出的单井流量和总流量与平台上流量计测量的结果吻合较好,气相流量的相对误差大多在5%以内,可以满足一般日常生产的准确性要求。

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图3、4分别为 VMS计算的2014年2月气相总流量与该时间段内平台段塞捕集器气相流量计

 

(即物理流量计)测量结果对比和相对误差分布统计,可以看出,该时间段内天然气产量经历了两次明显的调节,产量的总增幅大致为50%,除去流量计中个别大幅波动的数值外,超过92%的数据点落在相对误差为±5%的范围内。表1为该气田调产前后VMS计算的气相流量与平台流量计测量的气相流量相对误差分析结果,可以看出,在产量调整的情况下,相对于物理流量计,虚拟流量计的相对误差及相对误差的标准差没有发生显著的变化,总体上能够适应各种产量下的生产计量需要。

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由于实际生产中液相为间歇排放,无法直接比较物理流量计与虚拟流量计的瞬时流量,所以采用比较每天的累计量的方式。相对于气相来说,这种比较方式的数据点较少,但是总体上能够反映 VMS对于液相流量计算的准确性。图5与图6分别为该气田 VMS计算与平台流量计测量的油相、水相累积流量比较结果,可以看出,VMS计算的液相流量比流量计测量值略偏小。对于天然气产量占据多数的气田而言,在气相的计算结果与物理流量计示值几乎一致的情况下,可以认为 VMS所计算出的总质量流量与现场相吻合。造成 VMS计算的液相流量偏小的原因主要是:实际产量的气液比大,总

液量的值较小;液相的总量是根据组分闪蒸计算的结果获得,受组分中重组分含量的影响非常大,少量的重组分会明显的提高天然气的临界冷凝压力和临界冷凝温度。对于该气田来说,笔者根据

PVTsim  OLGA 软件计算的结果,如果 C7 组分的摩尔百分比比实际偏小0.1%,则每日的液相产量将偏小5m3(标准状况下)。简而言之,VMS计算的液相流量偏小是由于所获取的组分数据与实际流体组分存在出入(重组分略少)。另外,根据 VMS的设计原理,通过微调组分或是修改气液比的数值都是可以修正液相的计算值,但是否需要修正还需要组分分析和较长时间的数据统计结果作为依据。

 

.结束语

在参考国外虚拟流量计应用的基础上,研制了一套可同时为多口水下气井提供井口流量数据的虚拟流量计系统。该系统在我国南海某水下气田试运行期间计算的气相流量与平台流量计测量值吻合较好,相对误差大多在5%以内,可以满足一般日常生产的需求。初步应用表明,虚拟流量计是一种现实可行的技术,具有配置灵活、部署成本低、安装维护较简单等优点,在水下气田的开发中可以起到部分代替传统多相计量设备的作用,也可作为实体流量计的补充或是备用方案。当然,我国开展该项技术的研究还刚刚起步,需要在应用中通过数据和经验的积累不断完善和提高。从技术的发展来看,虚拟流量计技术也是水下气田流动安全管理系统的重要组成部分,依托该项技术可以逐步将水合物预测和抑制、严重段塞流预测及控制等技术结合起来,从而构建出可用于水下气田流动系统的在线监测系统。

 

 

 



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