苛刻工况环境下的智能控制阀应用
发布时间：2006-09-30 来源：CECHINA
时至今日，石油和天然气的开采工作仍多数在地处世界最偏远角落、开采条件极其恶劣的井下作业。尽管各大媒体竞相报道油价飞涨，油田的日常工作仍维持相对稳定的开采量。巨大的商机和市场潜力不断地鼓励着人们发现更多新技术来优化开采工艺。
这就是促使总部设在阿拉斯加的Flowserve流量控制公司的经销商，同时也是Alpine阀门与控制系统公司总裁的Joe Gross和Unocal Alaska公司合作的动力。Alpine公司、Unocal公司和Flowserve公司的工程师们设计、实现和解决了Unocal公司的油井开采问题。在阿拉斯加中南部上Upper Cook湾Unocal公司的Monopod海上平台上，Flowserve公司的StarPac智能控制阀对稳定油井性能和提高产油量很有帮助。它不但提高了收入，而且和传统的阀门技术相比更有成本优势。
扰动影响产油量
根据多年的海上采油经验，Gross说：“油井是敏感之物，稍受干扰，它就会失常”。
为了解决油井扰动问题，Gross和Unocal公司采油工程师Justus Hinks在Monopod平台上会面。Monopod平台是1967年安装的，是Cook湾第一批投入使用的石油－天然气平台中的一个。油井已显现出包括不稳定、有限的产油量和高气举消耗量等一系列的问题。Gross和Hinks必须确定StarPac智能控制阀是否能控制油井的气举流量，从而稳定油井，提高产液量并减少运行所需的注气量。
图1：图中使用彩色强调了Monopod平台A-15油井的价值。插
入的照片显示的是安装在油井上的StarPac 智能控制阀。1968
年，这个油井钻探到9,794 英尺的深度。
超越传统的气举技术
Monopod平台油井中的石油不是自然地流向地面，而是需要平台的辅助。尽管已有许多不同的技术可选用，但Monopod平台仍然使用着传统的气举技术。这项技术是把高度压缩的天然气压向数千英尺的井底。气泡通过液柱上升，使液体变轻——使储油层压力能够输送更多液体到地面。在地面上，生产出来的液体被分离成石油、水和天然气。然后天然气再次被压缩并用于反复的气举循环；按照传统的工艺，气举气体流量是不加控制的。
“能减少因检修故障而出差的次数的技术就意味着省钱。” 但是，Gross和Hinks并不认为仅仅用一个控制阀来精确调节气流量就能使不稳定的油井稳定下来。“我发觉这个油井运行得不是很好，”Hinks说。“Joe通过Flowserve公司了解到别处已成功使用StarPac智能控制阀自动控制了气举流量并且提高了油井性能。大多数气举应用使用手动截止阀来控制气举操作，” Hinks补充道。“这意味着大多数操作员只能估计输送到井底的流量。他们无法精确控制它。”
“许多人相信手动阀控制流量，但事实上这是不对的，”Gross说，“实际上，把手动阀设置在一个特定的位置，只有当压差——上游和下游的压力差——是恒定的时候才能保持所需的流量。这种情况是很罕见的。即使气举进气管的压力相对恒定，油井内部压力也会大幅变动，导致气举气体的流量波动很大。地面进气流量变化引起油井内动态变化，从井底开始，随后随着气液混合物的上浮，逐步影响到地面。”Gross解释道。
“由于通常情况下，储油层多在井口下方1英里以上，所以在前一次气举后的液体到达地面之前，许多后一次气举形成的扰动已经开始影响油井的稳定。因此，油井基本总是处于不稳定的状态，产油量自然也无法达到最优。气举的目标是使液量总产最大化；也就是收入最大化。达到这个目标的关键是通过地面尽可能小的变化，使油井稳定在理想的流量水平。要做到这点，首先要确定最恰当的气体流量，然后通过精确的自动控制来保持它。”
Gross和Hinks认为StarPac智能控制阀的嵌入式智能系统可以解决这个问题。这种阀门具有以下特点：
■ 各式各样的过程传感器；
■ 基于微处理器的控制器；和
■ 高性能数字式定位器
由于所有元件和阀门是一体化的，所以“在法兰与法兰之间实际上形成了一个完整的PID（比例－积分－微分）控制回路”。这种阀门的功能包括：
■ 流量测量和控制；
■ 回压控制；
■ 压力调节；
■ 压差控制；和
■ 温度控制
挑选一个典型的试验品
Gross和Hinks认为StarPac智能控制阀能以比传统自动控制回路更低的安装成本提高产油量，所以开始验证这个想法。在对采油的历史数据进行评估之后，他们选择了Monopod平台16口油井中的一个进行试验。这个油井从2001年钻探启用后就一直表现得反复无常。由于它原先是按比目前实际要高的产油率进行设计的，所以过多的气举气体被花费在这里。
而且，这口油井经历过“多次重创”，严重影响整个平台的工作稳定性。以前唯一的一次修理——对油井内部进行修葺调整，花费了令人难以接受的数百万美金，同时还承受了昂贵的停工代价。
该平台的首席操作员Greg Geller解释说：“这口油井使用了太多的气进行气举。平台每天只能供应2000万标准立方英尺的压缩气体，这些气体不足以使所有油井满负载作业。”
“稳定的油井产油量更大，”阿拉斯加Unocal公司石油开采队队长Dave Cole指出，“平台上的一个不稳定油井会对其他所有油井产生影响。”
无风险试验
Gross和Hinks研究后确信阀门试验不仅几乎没有什么财务风险，更可提供相当快速的投资回报。“当我向Unocal公司介绍StarPac智能控制阀解决方案时，我说控制表面的气体流量会提高油井的整体性能，并增加收入，”Gross说，“我预计不到一个月就可以收回成本。”
Gross向Unocal公司承诺了进行这项无风险试验的5大好处：
■ 可稳定油井；
■ 总产液量提高10%；
■ 油井所需的气举气体减少10%；
■ 阀门系统会是一个非常实用的分析工具；和
■ 油井操作员控制更简单
安装StarPac智能控制阀的费用是在平台的预算范围内。征得Unocal公司管理层的同意后，Gross和Hinks开始收集油井的基准性能标准数据。随后，阀门经过维修保养检查后，被安装在了油井上。
一开始，StarPac智能控制阀被手动操作，模拟成以前的手动阻气阀的功能。一旦确定阀门具有与阻气阀相同的实际功效时，阀门就开始被设定成自动保持设定流量的状态。然后，再次收集性能指标并对照原始数据进行分析，以确定是否已经收到了预期效果。
实际效果
性能数据和原始数据对比显示绝大多数目标都已实现，Hinks说：“5个目标完成了4个。”现在油井稳定了很多，产油量也有了提高，但同时气举气体消耗量未得到明显改善，这是由于现有油井的设计造成的。StarPac智能控制阀还为油井操作员提供了远程监视和控制系统和一套生产工程师所需要的分析工具。
“因为我们现在有了实时数据，所以能够更容易地察觉任何可能的油井问题，”Geller说，“它使我们可以探测和控制潜在的故障，否则我们无法如此快地察觉到这些潜在问题。”通过这些数据，可分析出油井状况、性能、产油量和作业效率。Geller解释说，根据阀门数据，对油井进行的机械调整进一步改善了它的性能。
图2：Monopod 平台的井房空间是相当宝贵的。
“因为这个阀门集很多功能于一身，所以我们买一个阀门，就等于解决了流量的控制问题”喜欢控制和分析的Hinks如是说。
快速投资回报、高产油量
安装的投资回收期是1-2个月。按照Cole的说法，总费用包括安装人工费不到4万美金。油井以前每天开采340桶原油，现在开采382桶，Hinks认为这个变化使油井获利能力大幅提高12%。
安装后还获得了远程故障诊断和控制的额外工具。
“我们的自动化工程师设立了多个屏幕使我可以远程接入系统，”Hinks说，“现在，我在安克雷奇办公室里，就可通过计算机查看油井的运行情况。”每减少一次去平台的不必要旅行使Unocal公司节省1500美金，包括Hicks的机票费、租车费和直升飞机费等费用。
Gross说他们正在评估在这个平台的其它油井上，以及其它平台上使用这种阀门的可行性。
“随着油价不断创新高，如果每口井的产液量可提高15%，根据目前试验状况，StarPac智能控制阀的应用成本回收应能在几周内实现。”Gross说。
翻译：陈钢
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