油田單井計(jì)量技術(shù)分析與應(yīng)用

畢海鵬　李高峰

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

關(guān)鍵詞 單井計(jì)量 在線 流量計(jì) 含水儀

中圖分類號(hào) TP216? ?文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼 B? ?文章編號(hào) 1000-3932（2023）04-0581-07

單井計(jì)量是油田開(kāi)發(fā)決策的重要依據(jù)。油井的油氣水計(jì)量普遍采用采出液計(jì)量，配合采出液人工含水化驗(yàn)方法，通過(guò)計(jì)算最終獲得單井油氣水的計(jì)量數(shù)據(jù)。為解決油田單井計(jì)量問(wèn)題，國(guó)內(nèi)外研究機(jī)構(gòu)相繼研制了多種三相流量計(jì)和含水分析儀［1］，如西安交通大學(xué)研制的文丘里管式三相流量計(jì)、蘭州某單位研制的放射性相關(guān)系數(shù)法三相流量計(jì)和含水分析儀等。這些儀表應(yīng)用到單井計(jì)量上，均存在適應(yīng)性差、計(jì)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(yīng)用。

近幾年，勝利、大港、長(zhǎng)慶油田利用“示功圖油井遠(yuǎn)程計(jì)量監(jiān)控系統(tǒng)”實(shí)現(xiàn)了游梁式抽油機(jī)油井產(chǎn)液量的測(cè)量，但由于示功圖計(jì)算油井的產(chǎn)液量受電機(jī)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(jì)量缺陷，另外，“示功圖油井遠(yuǎn)程計(jì)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(jì)量和單井含水測(cè)量問(wèn)題。特別是油井采出液含水測(cè)量，目前普遍采用現(xiàn)場(chǎng)取樣、人工化驗(yàn)的方式。隨著油田體制改革的不斷深入，單井原油含水化驗(yàn)在生產(chǎn)運(yùn)行管理中的問(wèn)題和矛盾日益突出，主要表現(xiàn)在傳統(tǒng)注采化驗(yàn)室布局分散，化驗(yàn)效率低，能耗高，測(cè)量結(jié)果影響因素多，含水?dāng)?shù)據(jù)的規(guī)范性、及時(shí)性得不到保障，檢驗(yàn)環(huán)境污染嚴(yán)重，化驗(yàn)員積極性不高等諸多問(wèn)題。

智能油田建設(shè)的技術(shù)核心和難點(diǎn)是油井計(jì)量數(shù)據(jù)的數(shù)字化，即利用現(xiàn)代的數(shù)字化計(jì)量?jī)x表實(shí)現(xiàn)油井的液量、氣量及含水率等參數(shù)的測(cè)量，以代替?zhèn)鹘y(tǒng)的人工“量油測(cè)氣”，實(shí)現(xiàn)油井生產(chǎn)運(yùn)行狀態(tài)的自動(dòng)監(jiān)控和變化趨勢(shì)的快速分析，最終達(dá)到提高生產(chǎn)效率、降低生產(chǎn)成本的目標(biāo)。鑒于現(xiàn)有單井計(jì)量技術(shù)存在的不足，研制開(kāi)發(fā)出穩(wěn)定可靠、經(jīng)久耐用、價(jià)格低廉，直接能安裝在井口的自動(dòng)計(jì)量?jī)x表，對(duì)油田開(kāi)發(fā)和數(shù)字化建設(shè)具有重要意義［2］。

1 新型單井計(jì)量?jī)x表的研制

1.1 管式油井氣液兩相流量計(jì)

1.1.1 測(cè)量原理

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

針對(duì)立式分離器玻璃管液位計(jì)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(kāi)發(fā)了不受油井產(chǎn)能波動(dòng)、能夠連續(xù)計(jì)量的管式油井氣液兩相流量計(jì)，經(jīng)過(guò)近一年的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，其計(jì)量準(zhǔn)確性、工作穩(wěn)定性達(dá)到了油田生產(chǎn)要求，良好的計(jì)量性能得到了生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)的認(rèn)可。

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

管式油井氣液兩相流量計(jì)包括第一測(cè)量管A、第二測(cè)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(cè)量管A和測(cè)量管B通過(guò)入口三通閥與來(lái)液管線連接，通過(guò)出口三通閥與排液管線連接。測(cè)量過(guò)程為：

a. 井口兩相流通過(guò)入口三通閥進(jìn)入測(cè)量管A，通過(guò)控制出口三通閥，測(cè)量管A停止排液，此時(shí)測(cè)量管B來(lái)液關(guān)閉，測(cè)量管B排液閥打開(kāi)；

b. 液體進(jìn)入測(cè)量管A，根據(jù)差壓變送器所測(cè)得的p1、p0之間的壓差Δp1，計(jì)算液體瞬時(shí)流量和單井日產(chǎn)液量；

c. 氣體通過(guò)連接管線進(jìn)入測(cè)量管B，根據(jù)差壓變送器所測(cè)得的p3、p2之間的壓差Δp2，計(jì)算氣體瞬時(shí)流量和單井日產(chǎn)氣量；

d. 當(dāng)測(cè)量管A中液體質(zhì)量（高度）達(dá)到設(shè)定質(zhì)量（高度）時(shí)，三通閥F1、F2同時(shí)換向，井口來(lái)液則導(dǎo)入測(cè)量管B，分離出的氣體驅(qū)動(dòng)測(cè)量管A中的液體排出，完成一個(gè)循環(huán)。

1.1.2 測(cè)量系統(tǒng)設(shè)計(jì)

管式油井氣液兩相流量計(jì)主要靠控制兩個(gè)電動(dòng)三通閥實(shí)現(xiàn)A、B兩個(gè)測(cè)量管段交替進(jìn)液和排液，通過(guò)采集管段上下兩點(diǎn)的壓差計(jì)算油井的液相流量和氣相流量。流量計(jì)顯示器不僅動(dòng)態(tài)顯示液相瞬時(shí)流量和累積流量，同時(shí)也動(dòng)態(tài)顯示氣相瞬時(shí)流量和累積流量。管式油井氣液兩相流量計(jì)自動(dòng)控制軟件框圖如圖2所示［2］。

所設(shè)計(jì)的管式油井氣液兩相流量計(jì)自動(dòng)化系統(tǒng)具有如下功能：

a. 實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)井口溫度、壓力等參數(shù)；

b. 氣-液兩相瞬時(shí)流量、累積流量準(zhǔn)確計(jì)量；

c. 設(shè)備故障自診斷報(bào)警；

d. 歷史數(shù)據(jù)曲線成圖及存儲(chǔ)輸出；

e. 計(jì)量數(shù)據(jù)無(wú)線傳輸；

f. 生產(chǎn)過(guò)程監(jiān)測(cè)報(bào)警。

管式油井氣液兩相流量計(jì)的技術(shù)指標(biāo)如下：

測(cè)量范圍 氣 0%～100%

液 0～500 t（可選）

測(cè)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(dòng)監(jiān)測(cè)技術(shù)一直是制約油田實(shí)現(xiàn)油氣生產(chǎn)全面自動(dòng)化的技術(shù)瓶頸。多年來(lái)，石油行業(yè)相關(guān)單位針對(duì)單井原油含水測(cè)定技術(shù)開(kāi)展了一系列的研究和應(yīng)用推廣工作。近兩年，經(jīng)過(guò)對(duì)國(guó)內(nèi)外含水自動(dòng)監(jiān)測(cè)技術(shù)的調(diào)研、篩選和試驗(yàn)，射頻法測(cè)量單井含水率取得了良好的應(yīng)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(guò)不同濃度的介質(zhì)時(shí)，由于介質(zhì)吸收了部分能量，透射電磁波的強(qiáng)度產(chǎn)生相應(yīng)變化。若介質(zhì)厚度不變，介質(zhì)濃度越大，則電磁波強(qiáng)度的相應(yīng)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(shí)，感應(yīng)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(qiáng)度隨含水率變化而變化，透射電磁波由感應(yīng)單元接收，經(jīng)分析處理單元轉(zhuǎn)換為含水率信號(hào)。該含水儀利用不同介質(zhì)對(duì)電磁波吸收強(qiáng)度的變化，通過(guò)簡(jiǎn)單分離、高速掃描及加權(quán)計(jì)算等技術(shù)，測(cè)量產(chǎn)出液含水率，實(shí)現(xiàn)了單井原油含水率的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，具有實(shí)時(shí)跟蹤、自動(dòng)遠(yuǎn)傳及自動(dòng)統(tǒng)計(jì)分析等功能。

2 單井計(jì)量?jī)x表的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2.1 管式流量計(jì)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

管式油井氣液兩相流量計(jì)樣機(jī)經(jīng)過(guò)不斷完善改進(jìn)，克服了礦化水腐蝕、結(jié)垢及原油凝蠟等現(xiàn)場(chǎng)因素的影響，具備了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的能力。管式油井氣液兩相流量計(jì)經(jīng)過(guò)在不同油井（產(chǎn)液量、氣液比、稠油稀油）一年多的使用，其計(jì)量準(zhǔn)確性、穩(wěn)定性、適應(yīng)性和故障率得到了充分驗(yàn)證。

2.1.1 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用條件

勝利油田有2.3萬(wàn)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(jì)量站為中心、多口油井匯集到計(jì)量站或聯(lián)合站的模式，利用立式分離器玻璃管液位計(jì)通過(guò)人工操作完成每口油井的氣液計(jì)量，再輸送到接轉(zhuǎn)站和聯(lián)合站外輸。

2.1.2 現(xiàn)場(chǎng)安裝流程

管式油井氣液流量計(jì)現(xiàn)場(chǎng)安裝流程如圖4所示。油井采出液（含氣）從井口流出，經(jīng)過(guò)移動(dòng)式標(biāo)定車(chē)、管式流量計(jì)后進(jìn)入生產(chǎn)管線。移動(dòng)式標(biāo)定車(chē)和管式流量計(jì)形成串聯(lián)，通過(guò)比對(duì)，可以評(píng)價(jià)出管式油井氣液兩相流量計(jì)的準(zhǔn)確性［4］。

2.1.3 對(duì)比測(cè)試方法及數(shù)據(jù)分析

現(xiàn)場(chǎng)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(jìn)行試驗(yàn)對(duì)比。比對(duì)方法為，將標(biāo)定車(chē)與管式流量計(jì)串聯(lián)安裝在井口，二者同時(shí)連續(xù)測(cè)量一段時(shí)間，連續(xù)進(jìn)行3次測(cè)量，分別取3次測(cè)量的平均值作為各自一段時(shí)間的測(cè)量值，并推算一天的測(cè)量值。

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

由表1、2可以看出，液量計(jì)量試驗(yàn)相對(duì)誤差最大為3.0%，氣量計(jì)量試驗(yàn)相對(duì)誤差最大為4.8%。通過(guò)分析現(xiàn)場(chǎng)大量的應(yīng)用數(shù)據(jù)，在所有測(cè)試對(duì)比數(shù)據(jù)中，98.5%的測(cè)試數(shù)據(jù)點(diǎn)液量計(jì)量相對(duì)誤差在±3.0%以內(nèi)，99.2%的測(cè)試數(shù)據(jù)點(diǎn)氣量計(jì)量試驗(yàn)相對(duì)誤差均在±5.0%以內(nèi)，測(cè)量準(zhǔn)確度滿足技術(shù)指標(biāo)的要求。

2.2 單井采出液在線含水儀現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

分別在3個(gè)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(duì)單井采出液在線含水儀進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。試驗(yàn)采取含水儀數(shù)據(jù)與人工取樣化驗(yàn)比對(duì)的方式進(jìn)行，部分油井進(jìn)行了間斷式跟蹤測(cè)試。部分試驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表3～5?？梢钥闯?，單井在線含水儀測(cè)量值與人工化驗(yàn)差值最大為-4.99%，最小為0.10%。由此可知，測(cè)量結(jié)果與人工化驗(yàn)相比具有較好的一致性，能動(dòng)態(tài)反映油井含水變化的趨勢(shì)，該在線含水分析儀適用于油田各類油井含水率的自動(dòng)監(jiān)測(cè)，準(zhǔn)確性能夠滿足生產(chǎn)監(jiān)測(cè)計(jì)量要求。

3 結(jié)束語(yǔ)

經(jīng)過(guò)大量的試驗(yàn)驗(yàn)證，所研制的管式油井氣液兩相流量計(jì)液量計(jì)量相對(duì)誤差在±3.0%以內(nèi)，氣量計(jì)量相對(duì)誤差在±5.0%以內(nèi)，具有氣液兩相瞬時(shí)、累積等多種計(jì)量模式和自動(dòng)采集傳輸功能，具有計(jì)量準(zhǔn)確可靠、適應(yīng)性強(qiáng)、安裝方便及投資維護(hù)成本低等優(yōu)點(diǎn)。

單井在線含水儀測(cè)量結(jié)果與人工化驗(yàn)相比誤差可控制在±5.0%以內(nèi)，能夠滿足生產(chǎn)監(jiān)測(cè)計(jì)量要求，具有適應(yīng)性強(qiáng)、安裝簡(jiǎn)單、實(shí)時(shí)跟蹤及自動(dòng)統(tǒng)計(jì)分析等特點(diǎn)，其推廣應(yīng)用前景十分廣闊。但是由于油田尚不具備對(duì)在線原油含水儀的評(píng)價(jià)技術(shù)手段，人工化驗(yàn)比對(duì)方法難以保證被測(cè)樣品與含水儀監(jiān)測(cè)樣品的一致性，比對(duì)結(jié)果不能對(duì)含水儀進(jìn)行準(zhǔn)確評(píng)價(jià)。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(dòng)配比全量程多相流校準(zhǔn)裝置，以實(shí)現(xiàn)油井在線含水儀和標(biāo)產(chǎn)車(chē)、多相流量?jī)x表的檢測(cè)、校準(zhǔn)和評(píng)價(jià)，為油田生產(chǎn)信息化建設(shè)提供有力支持。

總之，單井油氣水的在線自動(dòng)監(jiān)測(cè)計(jì)量是油田轉(zhuǎn)型發(fā)展的大勢(shì)所趨，油田研制的管式油井氣液兩相流量計(jì)和在線含水儀配合使用，很好地解決了油田單井氣液自動(dòng)計(jì)量和單井含水在線測(cè)量的難題，實(shí)現(xiàn)了單井油氣水的自動(dòng)計(jì)量，真正實(shí)現(xiàn)從傳統(tǒng)的人工切換流程、取樣化驗(yàn)向無(wú)人值守的自動(dòng)計(jì)量轉(zhuǎn)變，對(duì)促進(jìn)油田開(kāi)發(fā)和智能油田建設(shè)具有重要的作用，有著廣闊的應(yīng)用前景。

參 考 文 獻(xiàn)

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（收稿日期：2022-11-19，修回日期：2023-06-06）