油田单井计量技术分析与应用

毕海鹏　李高峰

摘 要 分析了油田现有单井液量、气量计量及单井采出液含水率测量技术的优缺点，在此基础上研制了价格低廉、稳定可靠，可以直接安装在油井井口测量单井产液量、气量的管式油井气液两相流量计和单井在线含水仪，从而计算出单井油、气、水产量。经大量的现场试验验证，管式油井气液两相流量计液相计量误差小于±3.0%、气相计量误差小于±5.0%，单井采出液在线含水仪测量误差不大于±5.0%，可在单井计量中进行推广。

关键词 单井计量 在线 流量计 含水仪

中图分类号 TP216   文献标识码 B   文章编号 1000-3932（2023）04-0581-07

单井计量是油田开发决策的重要依据。油井的油气水计量普遍采用采出液计量，配合采出液人工含水化验方法，通过计算最终获得单井油气水的计量数据。为解决油田单井计量问题，国内外研究机构相继研制了多种三相流量计和含水分析仪［1］，如西安交通大学研制的文丘里管式三相流量计、兰州某单位研制的放射性相关系数法三相流量计和含水分析仪等。这些仪表应用到单井计量上，均存在适应性差、计量稳定性差及故障率高等缺陷，很难在油田大规模推广应用。

近几年，胜利、大港、长庆油田利用“示功图油井远程计量监控系统”实现了游梁式抽油机油井产液量的测量，但由于示功图计算油井的产液量受电机功率因数、抽油杆偏磨、油气比等不确定因素的影响，存在着误差大（误差一般在20%以上）、稳定性差的计量缺陷，另外，“示功图油井远程计量监控系统”不能解决电潜泵、螺杆泵油井的液量、气量计量和单井含水测量问题。特别是油井采出液含水测量，目前普遍采用现场取样、人工化验的方式。随着油田体制改革的不断深入，单井原油含水化验在生产运行管理中的问题和矛盾日益突出，主要表现在传统注采化验室布局分散，化验效率低，能耗高，测量结果影响因素多，含水数据的规范性、及时性得不到保障，检验环境污染严重，化验员积极性不高等诸多问题。

智能油田建设的技术核心和难点是油井计量数据的数字化，即利用现代的数字化计量仪表实现油井的液量、气量及含水率等参数的测量，以代替传统的人工“量油测气”，实现油井生产运行状态的自动监控和变化趋势的快速分析，最终达到提高生产效率、降低生产成本的目标。鉴于现有单井计量技术存在的不足，研制开发出稳定可靠、经久耐用、价格低廉，直接能安装在井口的自动计量仪表，对油田开发和数字化建设具有重要意义［2］。

1 新型单井计量仪表的研制

1.1 管式油井气液两相流量计

1.1.1 测量原理

立式分离器玻璃管液位计油井计量装置在油田已使用了50多年，目前仍是胜利油田单井计量应用的主要装置，初步统计，油田90%以上的油井计量站仍使用立式分离器玻璃管液位计完成油井气、液量的测量。但立式分离器玻璃管液位计油井计量装置存在着低伴生气油井气、液量测量困难、间歇波动油井计量误差较大的技术缺陷，同时该计量方法需要人工操作，难以实现自动化；另外，立式分離器玻璃管液位计油井计量装置属于压力容器，不适合安装在油井现场，且单套造价约十万元，因此在每口油井安装一套立式分离器玻璃管液位计不现实。

针对立式分离器玻璃管液位计在生产使用中存在的不足，在其工作原理的基础上，研制开发了不受油井产能波动、能够连续计量的管式油井气液两相流量计，经过近一年的现场应用，其计量准确性、工作稳定性达到了油田生产要求，良好的计量性能得到了生产现场的认可。

所谓“管式”是指流量计的主体测量部件是普通管段，本次设计的管式油井气液两相流量计选用了DN 159普通输油管。管式油井气液两相流量计的测量原理如图1所示。

管式油井气液两相流量计包括第一测量管A、第二测量管B、入口三通阀F1、出口三通阀F2、差压变送器及连接管线等。测量管A和测量管B通过入口三通阀与来液管线连接，通过出口三通阀与排液管线连接。测量过程为：

a. 井口两相流通过入口三通阀进入测量管A，通过控制出口三通阀，测量管A停止排液，此时测量管B来液关闭，测量管B排液阀打开；

b. 液体进入测量管A，根据差压变送器所测得的p1、p0之间的压差Δp1，计算液体瞬时流量和单井日产液量；

c. 气体通过连接管线进入测量管B，根据差压变送器所测得的p3、p2之间的压差Δp2，计算气体瞬时流量和单井日产气量；

d. 当测量管A中液体质量（高度）达到设定质量（高度）时，三通阀F1、F2同时换向，井口来液则导入测量管B，分离出的气体驱动测量管A中的液体排出，完成一个循环。

1.1.2 测量系统设计

管式油井气液两相流量计主要靠控制两个电动三通阀实现A、B两个测量管段交替进液和排液，通过采集管段上下两点的压差计算油井的液相流量和气相流量。流量计显示器不仅动态显示液相瞬时流量和累积流量，同时也动态显示气相瞬时流量和累积流量。管式油井气液两相流量计自动控制软件框图如图2所示［2］。

所设计的管式油井气液两相流量计自动化系统具有如下功能：

a. 实时监测井口温度、压力等参数；

b. 气-液两相瞬时流量、累积流量准确计量；

c. 设备故障自诊断报警；

d. 历史数据曲线成图及存储输出；

e. 计量数据无线传输；

f. 生产过程监测报警。

管式油井气液两相流量计的技术指标如下：

测量范围 气 0%～100%

液 0～500 t（可选）

测量误差 气 ±5.0%

液 ±3.0%

1.2 单井采出液在线含水仪

单井采出液含水在线自动监测技术一直是制约油田实现油气生产全面自动化的技术瓶颈。多年来，石油行业相关单位针对单井原油含水测定技术开展了一系列的研究和应用推广工作。近两年，经过对国内外含水自动监测技术的调研、筛选和试验，射频法测量单井含水率取得了良好的应用效果。其原理是根据比尔定律和电磁波的物理特性，同一频率的电磁波通过不同浓度的介质时，由于介质吸收了部分能量，透射电磁波的强度产生相应变化。若介质厚度不变，介质浓度越大，则电磁波强度的相应变化越显著，其关系如下［3］：

在线含水仪硬件结构如图3所示。工作时，感应单元向采出液中发射稳频恒幅电磁波，电磁波穿透介质，透射电磁波强度随含水率变化而变化，透射电磁波由感应单元接收，经分析处理单元转换为含水率信号。该含水仪利用不同介质对电磁波吸收强度的变化，通过简单分离、高速扫描及加权计算等技术，测量产出液含水率，实现了单井原油含水率的实时监测，具有实时跟踪、自动远传及自动统计分析等功能。

2 单井计量仪表的现场应用

2.1 管式流量计现场应用

管式油井气液两相流量计样机经过不断完善改进，克服了矿化水腐蚀、结垢及原油凝蜡等现场因素的影响，具备了现场应用的能力。管式油井气液两相流量计经过在不同油井（产液量、气液比、稠油稀油）一年多的使用，其计量准确性、稳定性、适应性和故障率得到了充分验证。

2.1.1 现场应用条件

胜利油田有2.3万余口油井，工况相差很大，有含水率10%左右的低含水油井，有含水率98%的高含水油井，有高产、低产油井，有超稠油油井及气液比为10∶1的油井等。目前油田地面工艺流程大部分是以计量站为中心、多口油井汇集到计量站或联合站的模式，利用立式分离器玻璃管液位计通过人工操作完成每口油井的气液计量，再输送到接转站和联合站外输。

2.1.2 现场安装流程

管式油井气液流量计现场安装流程如图4所示。油井采出液（含气）从井口流出，经过移动式标定车、管式流量计后进入生产管线。移动式标定车和管式流量计形成串联，通过比对，可以评价出管式油井气液两相流量计的准确性［4］。

2.1.3 对比测试方法及数据分析

现场选取原油粘度范圍为14.8～137.2 mPa·s，气液比范围为0.38～22.30的具有代表性的8口单井进行试验对比。比对方法为，将标定车与管式流量计串联安装在井口，二者同时连续测量一段时间，连续进行3次测量，分别取3次测量的平均值作为各自一段时间的测量值，并推算一天的测量值。

通过对比数据、误差分析［5，6］，给出了部分油井产液量对比数据（表1）和产气量对比数据（表2）。

由表1、2可以看出，液量计量试验相对误差最大为3.0%，气量计量试验相对误差最大为4.8%。通过分析现场大量的应用数据，在所有测试对比数据中，98.5%的测试数据点液量计量相对误差在±3.0%以内，99.2%的测试数据点气量计量试验相对误差均在±5.0%以内，测量准确度满足技术指标的要求。

2.2 单井采出液在线含水仪现场应用

分别在3个采油厂，选择不同类型（粘度、含水、含气、采油方式）、不同工况（间歇流、连续流、断塞流）的油井对单井采出液在线含水仪进行了现场试验。试验采取含水仪数据与人工取样化验比对的方式进行，部分油井进行了间断式跟踪测试。部分试验数据见表3～5。可以看出，单井在线含水仪测量值与人工化验差值最大为-4.99%，最小为0.10%。由此可知，测量结果与人工化验相比具有较好的一致性，能动态反映油井含水变化的趋势，该在线含水分析仪适用于油田各类油井含水率的自动监测，准确性能够满足生产监测计量要求。

3 结束语

经过大量的试验验证，所研制的管式油井气液两相流量计液量计量相对误差在±3.0%以内，气量计量相对误差在±5.0%以内，具有气液两相瞬时、累积等多种计量模式和自动采集传输功能，具有计量准确可靠、适应性强、安装方便及投资维护成本低等优点。

单井在线含水仪测量结果与人工化验相比误差可控制在±5.0%以内，能够满足生产监测计量要求，具有适应性强、安装简单、实时跟踪及自动统计分析等特点，其推广应用前景十分广阔。但是由于油田尚不具备对在线原油含水仪的评价技术手段，人工化验比对方法难以保证被测样品与含水仪监测样品的一致性，比对结果不能对含水仪进行准确评价。下一步，笔者将研究利用联合站现有分离效果，建立一套油气水自动配比全量程多相流校准装置，以实现油井在线含水仪和标产车、多相流量仪表的检测、校准和评价，为油田生产信息化建设提供有力支持。

总之，单井油气水的在线自动监测计量是油田转型发展的大势所趋，油田研制的管式油井气液两相流量计和在线含水仪配合使用，很好地解决了油田单井气液自动计量和单井含水在线测量的难题，实现了单井油气水的自动计量，真正实现从传统的人工切换流程、取样化验向无人值守的自动计量转变，对促进油田开发和智能油田建设具有重要的作用，有着广阔的应用前景。

参 考 文 献

［1］ 纪纲.流量测量仪表应用技巧［M］.北京：化学工业出版社，2009：34-35.

［2］ 杜怀栋，王宏伟，李高峰.管式油井气液两相流量计的研制与应用［J］.自动化仪表，2016，37（11）：81-84；87.

［3］ 王池，王自和，张宝珠，等.流量测量技术全书［M］.北京：化学工业出版社，2012：210-215.

［4］ 苏彦勋.流量计量与测试［M］.北京：中国计量出版社，2007：54-59.

［5］ 费业泰.误差理论与数据处理［M］.北京：机械工业出版社，2009：34-36.

［6］ 李慎安.测量不确定度百问［M］.北京：中国计量出版社，2009：45-58.

（收稿日期：2022-11-19，修回日期：2023-06-06）