智能蒸汽调节实时控制方法与装置.pdf

稠油热采蒸汽调节实时控制装置，包括控制终端、第一电动热采井口蒸汽阀、电动调节阀、第二电动热采井口蒸汽阀，流量计和蒸汽干度检测计，在蒸汽输入管道端依次串联有第一电动热采井口蒸汽阀、电动调节阀、第二电动热采井口蒸汽阀，再连接流量计和蒸汽干度检测计，输出均恒流量的蒸汽；第一电动热采井口蒸汽阀前和第二电动热采井口蒸汽阀后设有蒸汽压力计；控制终端连接第一电动热采井口蒸汽阀前蒸汽压力计和第二电动热采井口蒸汽阀后的蒸汽压力计的信号、电动调节阀的开度参数信号、流量计和蒸汽干度检测计的实时检测参数信号，而控制终端输出接电动调节阀的阀开度控制端。

1.  稠油热采蒸汽调节实时控制方法，其特征是蒸汽输入管道依次串联有第一电动热 采井口蒸汽阀V1、电动调节阀V、第二电动热采井口蒸汽阀V2，再连接流量计和蒸汽干 度检测计，输出均恒流量的蒸汽；
采用现场控制终端对蒸汽输入进行控制，控制终端采集第一电动热采井口蒸汽阀V1 前蒸汽压力参数和第二电动热采井口蒸汽阀V2后的蒸汽压力参数：电动调节阀V的开度 参数，流量计和蒸汽干度检测计的实时检测参数，而输出电动调节阀V的开度控制参数；
蒸汽输入端压力范围在8-17MPa；P2范围控制在17-0.6MPa；输送稳恒流量1-10T/h 蒸汽，输送蒸汽时仍设有蒸汽干度检测装置D，蒸汽干度检测装置D的前端设置疏水阀 V3。

2.  根据权利要求1所述的稠油热采蒸汽调节实时控制方法，其特征是对第一电动热 采井口蒸汽阀V1前蒸汽压力参数和第二电动热采井口蒸汽阀V2后蒸汽压力参数实时检测， 与需要压力值实时比对，精确控制所需压力大小，保证压力的稳定；当压力差相差到2％ 以上时，加大或减少电动调节阀的开度；
蒸汽输入端压力范围在8-17MPa由锅炉输出，控制干度在80％左右由锅炉进行控制。

3.  根据权利要求1所述的稠油热采蒸汽调节实时控制方法，其特征是通过蒸汽流量 仪进行实时的计量信号，经过转换成电动装置控制的信号，与设定的流量值信号进行实时 对比，精确调节电动调节阀阀笼的开度大小，达到所需的蒸汽流量，流量的精度控制在1.5％ 范围内。

4.  根据权利要求1所述的稠油热采蒸汽调节实时控制方法，其特征是采用湿饱和蒸 汽干度检测技术，实时反馈蒸汽的实际干度至主控室，主控室对蒸汽干度的高低进行实时 调节，保证注入蒸汽的效率。

5.  根据权利要求1-4之一所述的稠油热采蒸汽调节实时控制方法，其特征是对第一 电动热采井口蒸汽阀V1和第二电动热采井口蒸汽阀V2的开度进行控制，其开度均分别设 定为40％、70％和100％的三个固定开度，在输入蒸汽降低10MP以上时V1、V2设定为 40％开度，输入蒸汽降低5-10MPa V1、V2设定为一为40％开度另一为70％开度，电动调 节阀的调节通过PID调节方式进行。

6.  根据权利要求1-4之一所述的稠油热采蒸汽调节实时控制方法，其特征是控制终 端通过通信线路(有线或无线)接主控制室，实现工况数据的实时传输。主控制室可以同 时控制锅炉输出和采油井的有关信息，控制参数及时传递至现场控制终端，具有双向控制 模式对蒸汽调节实时控制。

7.  稠油热采蒸汽调节实时控制装置，其特征是包括控制终端、第一电动热采井口蒸 汽阀、电动调节阀、第二电动热采井口蒸汽阀，流量计和蒸汽干度检测计，在蒸汽输入管 道端依次串联有第一电动热采井口蒸汽阀、电动调节阀、第二电动热采井口蒸汽阀，再连 接流量计和蒸汽干度检测计，输出均恒流量的蒸汽；
第一电动热采井口蒸汽阀前和第二电动热采井口蒸汽阀后设有蒸汽压力计；控制终端 连接第一电动热采井口蒸汽阀前蒸汽压力计和第二电动热采井口蒸汽阀后的蒸汽压力计的 信号、电动调节阀的开度参数信号、流量计和蒸汽干度检测计的实时检测参数信号，而控 制终端输出接电动调节阀的阀开度控制端。

8.  根据权利要求7所述的稠油热采蒸汽调节实时控制装置，其特征是在串联第一电 动热采井口蒸汽阀V1、电动调节阀V和第二电动热采井口蒸汽阀V2的蒸汽管道并联一管 道和直通阀VH，构成蒸汽输入的双通路结构；第一电动热采井口蒸汽阀V1、电动调节阀 V和第二电动热采井口蒸汽阀V2关闭时，VH开启能够直接输入锅炉输出的蒸汽。

9.  根据权利要求7所述的稠油热采蒸汽调节实时控制装置，其特征是电动调节阀为 蜂巢式降压结构。

10.  根据权利要求7所述的稠油热采蒸汽调节实时控制装置，其特征是控制终端通过 通信线路接主控制室，实现工况数据的实时传输；主控制室可以同时控制锅炉和采油井的 有关信息，控制参数及时传递至现场控制终端，具有双向控制模式对蒸汽调节实时控制。

智能蒸汽调节实时控制方法与装置
一、技术领域
本发明适用于油田注汽热采工程、蒸汽管路系统。是一种对管路中蒸汽流量、压 力实时精确控制与对蒸汽干度进行实时反馈控制的方法与装置。
二、背景技术
我国稠油资源分布广泛，储量丰富，全国预计稠油资源300×10⁸t，已探明和控制储 量已达16×10⁸t，陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，是继美国、加拿大和委 内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。目前，我国尚未动用的超稠油探明地质储量为 7.01×10⁸t，随着能源需求的不断增长，亟需大量高性能稠油开采设备及技术
近年来，我国也加速了稠油的开发，目前稠油的产量已经占全国石油年产量的十 分之一以上。在油田的石油开采中，稠油具有特殊的高粘度和高凝固点特性，在开发和 应用的各个方面都遇到一些技术难题。就开采技术而言，胶质、沥青质和长链石蜡造成 原油在储层和井筒中的流动性变差，要求实施高投入的三次采油工艺方法。高粘、高凝 稠油的输送必须采用更大功率的泵送设备，并且为了达到合理的泵送排量，要求对输送 系统进行加热处理或者对原油进行稀释处理。蒸汽吞吐是目前稠油开采的主要技术，占 我国稠油开采中的97％。
蒸汽吞吐通常是首先利用高压锅炉产生高压蒸汽，通过高压管线向地下稠油层注 入高压蒸汽，促进稠油升温降粘；然后利用中、低压锅炉产生中低压蒸汽，进行汽驱与 伴热。注入蒸汽的干度越高越好，但为了节省能源，一般注入蒸汽的干度在50％以上的 湿饱和蒸汽。
蒸汽吞吐只能采出各油井附近油层中的原油，在油井与油井之间还留有大量“死 油区”，为进一步提高采收率而采取蒸汽驱热采方法。蒸汽驱通过注入高干度蒸汽给油 层加热，将原油驱赶到生产井周围并将其采出。蒸汽驱技术起源于20世纪50年代。 蒸汽驱技术自诞生后，先后经历了上世纪六七十年代的缓慢发展，八九十年代的突飞猛 进，现已发展成为一项成熟的热采技术。
目前，蒸汽驱在国外已得到大规模工业应用，成为稠油油藏，特别是蒸汽吞吐后 的稠油油藏，提高采收率的有效方法，并取得了良好的应用效果。蒸汽驱采油在EOR (热力采油)中占有举足轻重的地位。以2000年的一项数据为例，在美国、加拿大和 印度尼西亚，蒸汽驱占EOR的比重分别为55％、75％和94％。
美国加州的克恩河油田，是世界上最早成功进行蒸汽驱开发的油田，其原始地质 储量6.36亿立方米。通过自下而上的层间接替蒸汽驱，目前克恩河油田日产油1.6万吨， 已汽驱过的层组采收率达62.4％，累积油汽比达到0.32。印尼杜里油田是目前世界上蒸 汽驱规模最大的油田，其原始地质储量为7.9亿吨，1985年后开始大规模蒸汽驱，目前 日产油4.5万吨。我国从上世纪80年代末开始试验和应用蒸汽驱技术。上世纪80年代 末90年代初，我国先后在新疆油田和辽河油田开展了8个蒸汽驱先导试验。节能减排， 提高产能效率、降低投资，是世界稠油开采的主要新发展趋势。蒸汽驱技术已经成熟， 但对蒸汽流量的大小，压力高低以及蒸汽干度的检测反馈控制，依然存在着大量问题。
现有技术为了满足蒸汽吞吐、热采、集输伴热等不同阶段稠油热采的需求，传统 的稠油热采工艺分别采用高压锅炉与中、低压锅炉提供不同等级的湿饱和蒸汽，需要两 种锅炉，两条输出不同压力等级的蒸汽管线。需要大量的人力与物力和大量的管路投资。
本申请人提出的CN201310380533稠油热采减压方法与装置专利，能同时适用于中 高压蒸汽锅炉与中低压蒸汽锅炉进行稠油的热采，热采的热源通过减压装置提供蒸汽： 热采减压装置的减压系统由高压区减压阀和中压区二级减压阀两部分组成，具有二级减 压结构，适用于稠油热采的各种的工况条件；高压蒸汽减压阀后设有阀控制的并且并联 的中高压蒸汽输出管，中高压蒸汽锅炉蒸汽通过高压蒸汽减压阀或中压区二级减压阀均 有输出蒸汽管；分别适用于蒸汽驱或低压蒸汽驱或热水驱。可适时监控蒸汽管道内的蒸 汽压力，操作方便，且通过分别在蒸汽管道的进汽口处设置二个截止阀，在放汽口处设 置一个截止阀，确保注汽管道和用汽设备的安全。但未能考虑注入井口蒸汽干度的控制。 同时，由于注汽井的实际工况都不一样，每口注汽井自身井下压力阀值不同，波动大， 没有稳定性，对整个管路的蒸汽流量大小与出口压力大小不能精确控制，造成大量的蒸 汽浪费，使用效率低下，整个管路系统安全性能得不到保证，影响整个热采的效益。
注入井口干度无法精确检测，要求注汽干度越高，开采效果越好，干度越低效果 越差。
但过高的追求蒸汽的干度不但造成能源的损失，而且增大对环境的污染。如现有 技术已经有包括间接测量(神经网络方法)的干度测量方法的存在，
公开的油田注汽热采工程干度测量方法有：休斯敦热力公司的控制测量干度的模 型，美国ZWORLD的CRC-CD2001型蒸汽干度控制装置，加拿大原子能公司提出的放 射法测量干度，以及SY-BOSOFT模型测量蒸汽干度，用于辅助仪表法对干度的测量。
现有油田稠油热采作业实施过程当中所涉及到的最关键性设备之一就在于注汽锅 炉。注汽锅炉最主要的工作要点在于：利用软化水，通过加热蒸发的反应方式，使其能 够蒸发形成具有显著饱和性特征的湿度蒸汽。并将这部分湿度蒸汽强制性的传输至地下 油层当中，而这部分湿度蒸汽也正是油田稠油热采作业得以顺利开展的供热源所在。因 此，如何在各种不同的运行工况下，始终将油田注汽锅炉的蒸汽干度控制在该限值当中， 已成为相关工作人员重点关注的问题。主要包括：1、油田注汽锅炉蒸汽干度控制：油 田注汽锅炉所对应的蒸汽干度控制标准以80％为宜。若油田注汽锅炉所对应的蒸汽干 度>80％，则可能导致注汽锅炉在长期性的运行状态下出现炉管过热、或者是易发生损 坏等方面的问题；在现阶段的技术条件支持下，针对注汽锅炉蒸汽干度的控制需求，所 采取的控制方案多涉及到以下几种类型：(1)基于串级的PID控制；(2)基于模糊原则 的PID控制；(3)基于多级变量的预测控制。
但现有油田注汽热采设备未采用蒸汽调节实时控制，不能自我诊断和保护装置， 发生故障易扩大、导致更坏的后果，会损失大量的人力、物力。
三、发明内容
本发明目的是，基于现有的油田注汽热采工程干度测量方法和控制方法，提出一 种智能型蒸汽调节实时控制方法与装置，是一种对油田注汽热采设备采用自我诊断和保 护的方法与装置，及时发生故障的产生与扩大，需要大量的人力、物力。使现有的热采 采用适当的保护设备、材料与防护措施，防止油井的热采设备使用寿命短、易损坏。
本发明的稠油热采蒸汽调节实时控制方法：蒸汽输入管道依次串联有第一电动热 采井口蒸汽阀V1、电动调节阀V、第二电动热采井口蒸汽阀V2，再连接流量计和蒸汽 干度检测计，输出均恒流量的蒸汽。
采用现场控制终端对蒸汽输入进行控制，控制终端采集第一电动热采井口蒸汽阀 V1前蒸汽压力参数和第二电动热采井口蒸汽阀V2后的蒸汽压力参数：电动调节阀V 的开度参数，流量计和蒸汽干度检测计的实时检测参数，而输出电动调节阀V的开度控 制参数；
蒸汽输入端压力范围在8-17MPa；P2范围控制在17-0.6MPa；输送稳恒流量1-10T/h 蒸汽，输送蒸汽时仍设有蒸汽干度检测装置D，D的前端设置疏水阀V3。
对第一电动热采井口蒸汽阀V1前蒸汽压力参数和第二电动热采井口蒸汽阀V2后 蒸汽压力参数实时检测，通过蒸汽流量仪进行实时的计量信号，经过转换成电动装置控 制的信号，与设定的流量值信号进行实时对比，精确调节电动调节阀阀笼的开度大小， 达到所需的蒸汽流量，流量的精度控制在1.5％范围内。对第一电动热采井口蒸汽阀V1 和第二电动热采井口蒸汽阀V2的开度进行控制，其开度均分别设定为40％、70％和100％ 的三个固定开度，在输入蒸汽降低10MP以上时V1、V2设定为40％开度，输入蒸汽降 低5-10MPa V1、V2设定为一为40％开度另一为70％开度，电动调节阀的调节通过PID 调节方式进行。
采用湿饱和蒸汽干度检测技术，实时反馈蒸汽的实际干度至主控室，主控室对蒸 汽干度的高低进行实时调节，保证注入蒸汽的效率。
蒸汽输入端压力范围在8-17MPa由锅炉输出，控制干度在80％左右，由锅炉进行 控制。
采用对蒸汽流量进行实时计量，与所需流量进行实时对比，精确调节所需蒸汽流 量的多少，保证流量的稳定。
采用湿饱和蒸汽干度检测技术，实时反馈蒸汽的实际干度，以便主控室对蒸汽干 度的高低进行实时调节，保证注入蒸汽的效率。采用径向基神经网络(RBF)技术，将 软测量技术与已有的干度智能检测装置相结合，研发湿饱和蒸汽干度实时在线检测、反 馈及报警技术，提高检测精度及灵敏度。干度检测反馈及调节过程如图1所示。
稠油热采蒸汽调节实时控制装置，包括控制终端、第一电动热采井口蒸汽阀V1、 电动调节阀V、第二电动热采井口蒸汽阀V2，流量计和蒸汽干度检测计，在蒸汽输入 管道端依次串联有第一电动热采井口蒸汽阀V1、电动调节阀V、第二电动热采井口蒸 汽阀V2，再连接流量计和蒸汽干度检测计，输出均恒流量的蒸汽。
对第一电动热采井口蒸汽阀V1前蒸汽压力参数和第二电动热采井口蒸汽阀V2后 的蒸汽压力测量。控制终端连接第一电动热采井口蒸汽阀V1前蒸汽压力参数和第二电 动热采井口蒸汽阀V2后的蒸汽压力参数，电动调节阀V的开度参数，流量计和蒸汽干 度检测计的实时检测参数，而控制终端输出接电动调节阀V的阀开度控制端。
在第一电动热采井口蒸汽阀V1、电动调节阀V和第二电动热采井口蒸汽阀V2的 蒸汽管道并联一管道并连接一直通阀VH，构成蒸汽输入的双通路结构。第一电动热采 井口蒸汽阀V1、电动调节阀V和第二电动热采井口蒸汽阀V2关闭时，VH开启可以直 接输入锅炉输出的蒸汽。
电动调节阀WXT67Y-320V采用蜂巢式降压的结构。
控制终端通过通信线路(有线或无线)接主控制室，实现工况数据的实时传输。 主控制室可以同时控制锅炉输出和采油井的有关信息，控制参数及时传递至现场控制终 端，具有双向控制模式对蒸汽调节实时控制。
本发明的有益效果：采用现场控制与主控制室双向控制模式，实现工况数据的实 时传输。
电动调节阀采用最新的蜂巢式降压结构，保证精确调节流量与压力，提高整个管 路系统的稳定，保证生产的安全。
3、采用蒸汽阀前压力P1与阀后压力P2实时检测，与需要压力值实时比对，精确 控制所需压力大小，保证压力的稳定。
4、采用对蒸汽流量进行实时计量，与所需流量进行实时对比，精确调节所需蒸汽 流量的多少，保证流量的稳定。
5、采用湿饱和蒸汽干度检测技术，实时反馈蒸汽的实际干度，以便主控室对蒸汽 干度的高低进行实时调节，保证注入蒸汽的效率。采用径向基神经网络(RBF)技术， 将软测量技术与已有的干度智能检测装置相结合，研发湿饱和蒸汽干度实时在线检测、 反馈及报警技术，提高检测精度及灵敏度。干度检测反馈及调节过程如图1所示。
6、本发明串联三阀进行调节，并采用二通路结构，不再需要两种锅炉和两条输出 不同压力等级的蒸汽管线。三阀协同完成PID控制方式的可靠，只需要高压锅炉和高压 蒸汽管线，节省大量的人力与物力和大量的管路投资。
7、采用新型疏水阀组SZ67Y-250V结构，去除蒸汽管路中的水分，提高蒸汽干度 和管路的安全。
8、采用在线监测及远程操作模块，提高装置的智能化与自动化水平，综合运用 GPRS无线通信技术、SQL Server数据库管理技术及动态网页发布等现代信息技术，实 现目标产品的在线监测、事故报警和远程操作的目的，提高装置的智能化与自动化水平。
9、采用耐高温与耐低温的材料制造，保证长使用寿命。
10、使用操作方便，具有自我故障诊断能力，易于维修。
11、所有仪表，调节装置、阀门、管线等都集中在一仪表箱中，防止风沙的侵蚀 与人为的损坏。
四、附图说明
图1干度检测反馈及调节过程示意图；
图2是测量湿饱和蒸汽干度检测的神经网络示意图；
图3在线监测及远程操作系统结构示意图；
图4是本发明稠油热采蒸汽调节实时控制装置结构示意图。
五、具体实施方式
图1-2用湿饱和蒸汽干度检测技术控制锅炉的蒸汽干度输出，实时反馈蒸汽的实际 干度，以便主控室对蒸汽干度的高低进行实时调节，保证注入蒸汽的效率。采用径向基 神经网络(RBF)技术，将软测量技术与已有的干度智能检测装置相结合，研发湿饱和 蒸汽干度实时在线检测、反馈及报警技术，提高检测精度及灵敏度。
在线监测及远程操作系统结构示意图如图3所示，给出了主控室与本发明现场控 制。
图4中，电动调节阀V后边的电动热采井口蒸汽阀V2时，最后打开电动调节阀 进行自动工作。通过电动调节阀V前后压力计P1、P2与流量计L的实时检测，与设定 数值进行实时比对，自动进行调节，通过疏水阀组，排除蒸汽中的冷凝水，保证管路的 安全，通过湿饱和蒸汽干度检测对蒸汽干度进行检测，保证热采蒸汽的干度符合要求和 提高整个热采效率。
如果不需要蒸汽压力改变，断开电动调节阀与它前后的电动热采井口蒸汽阀，打 开旁路电动调节型热采井口蒸汽阀VP就可以达到要求。
如下图4所示，当高压锅炉通过高压管线送来的湿饱和蒸汽，首先设定所需的蒸 汽流量与所需压力，打开电动调节阀前边的电动热采井口蒸汽阀V1与电动调节阀V后 边的电动热采井口蒸汽阀V2时，最后打开电动调节阀进行自动工作。通过电动调节阀 V前后压力计P1、P2与流量计L的实时检测，与设定数值进行实时比对，自动进行调 节，通过疏水阀组，排除蒸汽中的冷凝水，保证管路的安全，通过湿饱和蒸汽干度检测 对蒸汽干度进行检测，保证热采蒸汽的干度符合要求和提高整个热采效率。串级的PID 控制基于模糊原则的PID控制对电动调节阀的开度进行控制。
如果不需要蒸汽压力改变，断开电动调节阀与它前后的电动热采井口蒸汽阀，打 开旁路电动调节型热采井口蒸汽阀VP就可以达到要求。
目前在线蒸汽干度检测仪表，待干度仪表应用于蒸汽流量计量与补偿系统，必将 进一步提高计量的准确性。应采取以下三项措施：(1)输送蒸汽的管路必须有良好的保温 措施防止热量损失。(2)在蒸汽管路上要逐段疏水，在管道的最低处及仪表前的管道上应 设置疏水阀V3，及时排出冷凝水。(3)锅炉操作中应避免出现汽包液位过高现象，尽量 减少负荷出现大的波动。
图4所示，当高压锅炉通过高压管线送来的湿饱和蒸汽，首先设定所需的蒸汽流 量与所需压力，打开电动调节阀前边的电动热采井口蒸汽阀与电动调节阀后边的电动热 采井口蒸汽阀时，最后打开电动调节阀进行自动工作。通过前后压力测试仪与流量计的 实时检测，与设定数值进行实时比对，自动进行调节，通过疏水阀组，排除蒸汽中的冷 凝水，保证管路的安全，通过湿饱和蒸汽干度检测对蒸汽干度进行检测，保证热采蒸汽 的干度符合要求和提高整个热采效率。如果不需要蒸汽压力改变，断开电动调节阀与它 前后的电动热采井口蒸汽阀，打开旁路电动调节型热采井口蒸汽阀就可以达到要求。