畢海鵬　李高峰

摘 要 分析了油田現(xiàn)有單井液量、氣量計量及單井采出液含水率測量技術(shù)的優(yōu)缺點，在此基礎(chǔ)上研制了價格低廉、穩(wěn)定可靠，可以直接安裝在油井井口測量單井產(chǎn)液量、氣量的管式油井氣液兩相流量計和單井在線含水儀，從而計算出單井油、氣、水產(chǎn)量。經(jīng)大量的現(xiàn)場試驗驗證，管式油井氣液兩相流量計液相計量誤差小于±3.0%、氣相計量誤差小于±5.0%，單井采出液在線含水儀測量誤差不大于±5.0%，可在單井計量中進行推廣。

關(guān)鍵詞 單井計量 在線 流量計 含水儀

中圖分類號 TP216? ?文獻標識碼 B? ?文章編號 1000-3932（2023）04-0581-07

單井計量是油田開發(fā)決策的重要依據(jù)。油井的油氣水計量普遍采用采出液計量，配合采出液人工含水化驗方法，通過計算最終獲得單井油氣水的計量數(shù)據(jù)。為解決油田單井計量問題，國內(nèi)外研究機構(gòu)相繼研制了多種三相流量計和含水分析儀［1］，如西安交通大學研制的文丘里管式三相流量計、蘭州某單位研制的放射性相關(guān)系數(shù)法三相流量計和含水分析儀等。這些儀表應用到單井計量上，均存在適應性差、計量穩(wěn)定性差及故障率高等缺陷，很難在油田大規(guī)模推廣應用。

近幾年，勝利、大港、長慶油田利用“示功圖油井遠程計量監(jiān)控系統(tǒng)”實現(xiàn)了游梁式抽油機油井產(chǎn)液量的測量，但由于示功圖計算油井的產(chǎn)液量受電機功率因數(shù)、抽油桿偏磨、油氣比等不確定因素的影響，存在著誤差大（誤差一般在20%以上）、穩(wěn)定性差的計量缺陷，另外，“示功圖油井遠程計量監(jiān)控系統(tǒng)”不能解決電潛泵、螺桿泵油井的液量、氣量計量和單井含水測量問題。特別是油井采出液含水測量，目前普遍采用現(xiàn)場取樣、人工化驗的方式。隨著油田體制改革的不斷深入，單井原油含水化驗在生產(chǎn)運行管理中的問題和矛盾日益突出，主要表現(xiàn)在傳統(tǒng)注采化驗室布局分散，化驗效率低，能耗高，測量結(jié)果影響因素多，含水數(shù)據(jù)的規(guī)范性、及時性得不到保障，檢驗環(huán)境污染嚴重，化驗員積極性不高等諸多問題。

智能油田建設的技術(shù)核心和難點是油井計量數(shù)據(jù)的數(shù)字化，即利用現(xiàn)代的數(shù)字化計量儀表實現(xiàn)油井的液量、氣量及含水率等參數(shù)的測量，以代替?zhèn)鹘y(tǒng)的人工“量油測氣”，實現(xiàn)油井生產(chǎn)運行狀態(tài)的自動監(jiān)控和變化趨勢的快速分析，最終達到提高生產(chǎn)效率、降低生產(chǎn)成本的目標。鑒于現(xiàn)有單井計量技術(shù)存在的不足，研制開發(fā)出穩(wěn)定可靠、經(jīng)久耐用、價格低廉，直接能安裝在井口的自動計量儀表，對油田開發(fā)和數(shù)字化建設具有重要意義［2］。

1 新型單井計量儀表的研制

1.1 管式油井氣液兩相流量計

1.1.1 測量原理

立式分離器玻璃管液位計油井計量裝置在油田已使用了50多年，目前仍是勝利油田單井計量應用的主要裝置，初步統(tǒng)計，油田90%以上的油井計量站仍使用立式分離器玻璃管液位計完成油井氣、液量的測量。但立式分離器玻璃管液位計油井計量裝置存在著低伴生氣油井氣、液量測量困難、間歇波動油井計量誤差較大的技術(shù)缺陷，同時該計量方法需要人工操作，難以實現(xiàn)自動化；另外，立式分離器玻璃管液位計油井計量裝置屬于壓力容器，不適合安裝在油井現(xiàn)場，且單套造價約十萬元，因此在每口油井安裝一套立式分離器玻璃管液位計不現(xiàn)實。

針對立式分離器玻璃管液位計在生產(chǎn)使用中存在的不足，在其工作原理的基礎(chǔ)上，研制開發(fā)了不受油井產(chǎn)能波動、能夠連續(xù)計量的管式油井氣液兩相流量計，經(jīng)過近一年的現(xiàn)場應用，其計量準確性、工作穩(wěn)定性達到了油田生產(chǎn)要求，良好的計量性能得到了生產(chǎn)現(xiàn)場的認可。

所謂“管式”是指流量計的主體測量部件是普通管段，本次設計的管式油井氣液兩相流量計選用了DN 159普通輸油管。管式油井氣液兩相流量計的測量原理如圖1所示。

管式油井氣液兩相流量計包括第一測量管A、第二測量管B、入口三通閥F1、出口三通閥F2、差壓變送器及連接管線等。測量管A和測量管B通過入口三通閥與來液管線連接，通過出口三通閥與排液管線連接。測量過程為：

a. 井口兩相流通過入口三通閥進入測量管A，通過控制出口三通閥，測量管A停止排液，此時測量管B來液關(guān)閉，測量管B排液閥打開；

b. 液體進入測量管A，根據(jù)差壓變送器所測得的p1、p0之間的壓差Δp1，計算液體瞬時流量和單井日產(chǎn)液量；

c. 氣體通過連接管線進入測量管B，根據(jù)差壓變送器所測得的p3、p2之間的壓差Δp2，計算氣體瞬時流量和單井日產(chǎn)氣量；

d. 當測量管A中液體質(zhì)量（高度）達到設定質(zhì)量（高度）時，三通閥F1、F2同時換向，井口來液則導入測量管B，分離出的氣體驅(qū)動測量管A中的液體排出，完成一個循環(huán)。

1.1.2 測量系統(tǒng)設計

管式油井氣液兩相流量計主要靠控制兩個電動三通閥實現(xiàn)A、B兩個測量管段交替進液和排液，通過采集管段上下兩點的壓差計算油井的液相流量和氣相流量。流量計顯示器不僅動態(tài)顯示液相瞬時流量和累積流量，同時也動態(tài)顯示氣相瞬時流量和累積流量。管式油井氣液兩相流量計自動控制軟件框圖如圖2所示［2］。

所設計的管式油井氣液兩相流量計自動化系統(tǒng)具有如下功能：

a. 實時監(jiān)測井口溫度、壓力等參數(shù)；

b. 氣-液兩相瞬時流量、累積流量準確計量；

c. 設備故障自診斷報警；

d. 歷史數(shù)據(jù)曲線成圖及存儲輸出；

e. 計量數(shù)據(jù)無線傳輸；

f. 生產(chǎn)過程監(jiān)測報警。

管式油井氣液兩相流量計的技術(shù)指標如下：

測量范圍 氣 0%～100%

液 0～500 t（可選）

測量誤差 氣 ±5.0%

液 ±3.0%

1.2 單井采出液在線含水儀

單井采出液含水在線自動監(jiān)測技術(shù)一直是制約油田實現(xiàn)油氣生產(chǎn)全面自動化的技術(shù)瓶頸。多年來，石油行業(yè)相關(guān)單位針對單井原油含水測定技術(shù)開展了一系列的研究和應用推廣工作。近兩年，經(jīng)過對國內(nèi)外含水自動監(jiān)測技術(shù)的調(diào)研、篩選和試驗，射頻法測量單井含水率取得了良好的應用效果。其原理是根據(jù)比爾定律和電磁波的物理特性，同一頻率的電磁波通過不同濃度的介質(zhì)時，由于介質(zhì)吸收了部分能量，透射電磁波的強度產(chǎn)生相應變化。若介質(zhì)厚度不變，介質(zhì)濃度越大，則電磁波強度的相應變化越顯著，其關(guān)系如下［3］：

在線含水儀硬件結(jié)構(gòu)如圖3所示。工作時，感應單元向采出液中發(fā)射穩(wěn)頻恒幅電磁波，電磁波穿透介質(zhì)，透射電磁波強度隨含水率變化而變化，透射電磁波由感應單元接收，經(jīng)分析處理單元轉(zhuǎn)換為含水率信號。該含水儀利用不同介質(zhì)對電磁波吸收強度的變化，通過簡單分離、高速掃描及加權(quán)計算等技術(shù)，測量產(chǎn)出液含水率，實現(xiàn)了單井原油含水率的實時監(jiān)測，具有實時跟蹤、自動遠傳及自動統(tǒng)計分析等功能。

2 單井計量儀表的現(xiàn)場應用

2.1 管式流量計現(xiàn)場應用

管式油井氣液兩相流量計樣機經(jīng)過不斷完善改進，克服了礦化水腐蝕、結(jié)垢及原油凝蠟等現(xiàn)場因素的影響，具備了現(xiàn)場應用的能力。管式油井氣液兩相流量計經(jīng)過在不同油井（產(chǎn)液量、氣液比、稠油稀油）一年多的使用，其計量準確性、穩(wěn)定性、適應性和故障率得到了充分驗證。

2.1.1 現(xiàn)場應用條件

勝利油田有2.3萬余口油井，工況相差很大，有含水率10%左右的低含水油井，有含水率98%的高含水油井，有高產(chǎn)、低產(chǎn)油井，有超稠油油井及氣液比為10∶1的油井等。目前油田地面工藝流程大部分是以計量站為中心、多口油井匯集到計量站或聯(lián)合站的模式，利用立式分離器玻璃管液位計通過人工操作完成每口油井的氣液計量，再輸送到接轉(zhuǎn)站和聯(lián)合站外輸。

2.1.2 現(xiàn)場安裝流程

管式油井氣液流量計現(xiàn)場安裝流程如圖4所示。油井采出液（含氣）從井口流出，經(jīng)過移動式標定車、管式流量計后進入生產(chǎn)管線。移動式標定車和管式流量計形成串聯(lián)，通過比對，可以評價出管式油井氣液兩相流量計的準確性［4］。

2.1.3 對比測試方法及數(shù)據(jù)分析

現(xiàn)場選取原油粘度范圍為14.8～137.2 mPa·s，氣液比范圍為0.38～22.30的具有代表性的8口單井進行試驗對比。比對方法為，將標定車與管式流量計串聯(lián)安裝在井口，二者同時連續(xù)測量一段時間，連續(xù)進行3次測量，分別取3次測量的平均值作為各自一段時間的測量值，并推算一天的測量值。

通過對比數(shù)據(jù)、誤差分析［5，6］，給出了部分油井產(chǎn)液量對比數(shù)據(jù)（表1）和產(chǎn)氣量對比數(shù)據(jù)（表2）。

由表1、2可以看出，液量計量試驗相對誤差最大為3.0%，氣量計量試驗相對誤差最大為4.8%。通過分析現(xiàn)場大量的應用數(shù)據(jù)，在所有測試對比數(shù)據(jù)中，98.5%的測試數(shù)據(jù)點液量計量相對誤差在±3.0%以內(nèi)，99.2%的測試數(shù)據(jù)點氣量計量試驗相對誤差均在±5.0%以內(nèi)，測量準確度滿足技術(shù)指標的要求。

2.2 單井采出液在線含水儀現(xiàn)場應用

分別在3個采油廠，選擇不同類型（粘度、含水、含氣、采油方式）、不同工況（間歇流、連續(xù)流、斷塞流）的油井對單井采出液在線含水儀進行了現(xiàn)場試驗。試驗采取含水儀數(shù)據(jù)與人工取樣化驗比對的方式進行，部分油井進行了間斷式跟蹤測試。部分試驗數(shù)據(jù)見表3～5?？梢钥闯?，單井在線含水儀測量值與人工化驗差值最大為-4.99%，最小為0.10%。由此可知，測量結(jié)果與人工化驗相比具有較好的一致性，能動態(tài)反映油井含水變化的趨勢，該在線含水分析儀適用于油田各類油井含水率的自動監(jiān)測，準確性能夠滿足生產(chǎn)監(jiān)測計量要求。

3 結(jié)束語

經(jīng)過大量的試驗驗證，所研制的管式油井氣液兩相流量計液量計量相對誤差在±3.0%以內(nèi)，氣量計量相對誤差在±5.0%以內(nèi)，具有氣液兩相瞬時、累積等多種計量模式和自動采集傳輸功能，具有計量準確可靠、適應性強、安裝方便及投資維護成本低等優(yōu)點。

單井在線含水儀測量結(jié)果與人工化驗相比誤差可控制在±5.0%以內(nèi)，能夠滿足生產(chǎn)監(jiān)測計量要求，具有適應性強、安裝簡單、實時跟蹤及自動統(tǒng)計分析等特點，其推廣應用前景十分廣闊。但是由于油田尚不具備對在線原油含水儀的評價技術(shù)手段，人工化驗比對方法難以保證被測樣品與含水儀監(jiān)測樣品的一致性，比對結(jié)果不能對含水儀進行準確評價。下一步，筆者將研究利用聯(lián)合站現(xiàn)有分離效果，建立一套油氣水自動配比全量程多相流校準裝置，以實現(xiàn)油井在線含水儀和標產(chǎn)車、多相流量儀表的檢測、校準和評價，為油田生產(chǎn)信息化建設提供有力支持。

總之，單井油氣水的在線自動監(jiān)測計量是油田轉(zhuǎn)型發(fā)展的大勢所趨，油田研制的管式油井氣液兩相流量計和在線含水儀配合使用，很好地解決了油田單井氣液自動計量和單井含水在線測量的難題，實現(xiàn)了單井油氣水的自動計量，真正實現(xiàn)從傳統(tǒng)的人工切換流程、取樣化驗向無人值守的自動計量轉(zhuǎn)變，對促進油田開發(fā)和智能油田建設具有重要的作用，有著廣闊的應用前景。

參 考 文 獻

［1］ 紀綱.流量測量儀表應用技巧［M］.北京：化學工業(yè)出版社，2009：34-35.

［2］ 杜懷棟，王宏偉，李高峰.管式油井氣液兩相流量計的研制與應用［J］.自動化儀表，2016，37（11）：81-84；87.

［3］ 王池，王自和，張寶珠，等.流量測量技術(shù)全書［M］.北京：化學工業(yè)出版社，2012：210-215.

［4］ 蘇彥勛.流量計量與測試［M］.北京：中國計量出版社，2007：54-59.

［5］ 費業(yè)泰.誤差理論與數(shù)據(jù)處理［M］.北京：機械工業(yè)出版社，2009：34-36.

［6］ 李慎安.測量不確定度百問［M］.北京：中國計量出版社，2009：45-58.

（收稿日期：2022-11-19，修回日期：2023-06-06）