管式油井气液两相流量计的研制与应用

杜怀栋 王宏伟 李高峰

(胜利油田技术检测中心，山东 东营 257000)



管式油井气液两相流量计的研制与应用

杜怀栋 王宏伟 李高峰

(胜利油田技术检测中心，山东 东营 257000)

通过分析胜利油田现有单井计量技术的优缺点，基于传统立式分离器玻璃管液位计油井计量装置测量原理，设计研制了一种价格低廉、稳定可靠、可直接安装在油井井口的管式油井气液两相流量计。现场试验证明，该流量计适用于低产、波动、间歇、低气液比、稠油等各种类型的油井，液相计量误差小于±3%，气相计量误差小于±5%，造价低于2万元。该流量计计量性能优良，在油田开发中具有十分广阔的应用前景。

油井 流量计 液位计 传感器 计量技术 监控系统

0 引言

为解决油井气、液计量问题，国内外研究机构相继研制了多种三相流量计[1-2]，如西安交大研制的文丘里管式三相流量计。但这些三相流量计，均存在适应性差等缺陷。示功图油井远程计量监控系统实现了对游梁式抽油机油井产液量的计量，但该系统受电机功率因数等不确定因素的影响，存在误差大等计量缺陷，且无法解决电潜泵、螺杆泵油井的液量和气量计量问题。

通过对各计量方式的现场应用和对比测试，认为计量油井气、液较有效的方法是通过立式分离器玻璃罐液位计进行计量。因此，深入分析研究立式分离器玻璃管液位计的工作原理，研发稳定可靠、价格低廉、能直接安装在井口的气液流量计，对油田的开发和数字化建设具有重要意义[3]。

1 立式分离器玻璃管液位计的工作原理

立式分离器玻璃管液位计油井计量装置已成功应用于油田50余年。据初步统计，90%以上的油井计量站仍沿用立式分离器玻璃管液位计完成油井的量液和测气工序。

立式分离器玻璃管液位计油井计量装置的工作原理是：井排来液，然后来液通过计量间的阀组进入分离器。混合流体在分离伞的作用下，液体中的气体被分离出来，此时若打开阀门F1，分离器中的液位会不断上升，分离器底部水包中的水在液体的作用下，使玻璃管内水的液位上升，读取玻璃管液位从刻度1到刻度2的时间t1。当玻璃管液位上升到刻度2时，关闭阀门F1，油井来液中的气体在分离器上部聚集，致使分离器的液位不断下降；同样地，玻璃管内的液位也会随之下降，读取玻璃管液位计从刻度2到刻度1的时间t2。利用相关计算公式，即可得到油井的产液量和产气量，实现油井的气液两相计量[4]。

根据流体虹吸原理，分离器液体产生的压力等于玻璃管水柱的压力[5]，则：

ρ油h油=ρ水h水

(1)

油井在t1时间内产出的液体质量为：

M=ρ油V=ρ油πr2h油=πr2ρ水h水

(2)

因此，油井每天的产液量为:

(3)

式中：k为分离器的罐常数；ρ水为玻璃管内水的密度，一般情况下，4 ℃时水的密度为1 kg/cm3;h水为玻璃管液位从刻度1到刻度2所变化的高度。

同样可得，油井在t2时间内产出的伴生气体积为：

V=πr2h油≈απr2h水

(4)

因此油井每天的产气量为：

Q气=86 400αkP1h水/t2

(5)

式中：P1为分离器内的工作压力；α为含水率修正系数。当含水率为90%时，α约为0.99；当含水率为80%时,α约为0.98，依次类推。

从式(3)和式(5)可以得出，只要读取玻璃管液位上升(下降)高度和时间，即可测量出油井的产液量和产气量。

立式分离器玻璃管液位计油井计量装置通常使用的立式分离器直径为800mm，高为2 000mm。分离器内部用作计量的容积腔可以看作是一定直径的圆筒，从结构上看，分离器内部在测量过程中无任何可传动部件，与质量流量计或刮板流量计相比，其计量性能不受油井流体中杂质的影响。另外，尽管分离器存在结蜡和结垢现象，可能使计量段容积变小，但在一段时间内计量段容积变化量较小，因此立式分离器玻璃管液位计油井计量装置的计量稳定性高、故障率低，无需经常进行周期校准。玻璃管液位计作为计量装置的显示部件，其工作稳定可靠、故障率极低。

立式分离器玻璃管液位计凭借其独特的技术特点，在油田油井计量中始终处于经久不衰的地位。大庆、胜利、辽河、克拉玛依、中原等各大油田目前仍使用立式分离器作为油井计量的主要装置。

但立式分离器玻璃管液位计油井计量装置存在低伴生气油井量液测气困难、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，难以实现自动化计量。另外，立式分离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，且单套造价在十万元左右，因此在每口油井安装一套立式分离器玻璃管液位计并不现实。

2 管式油井气液两相流量计的设计原理

针对立式分离器玻璃管液位计在生产使用中存在的不足，胜利油田技术检测中心在立式分离器玻璃管液位计工作原理的基础上，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。经过近两年的现场应用，其计量准确性、工作稳定性均达到了油田的生产要求，以良好的计量性能得到了采油厂的认可。

2.1 管式油井气液两相流量计工作原理

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DN159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。

图1 测量原理图

油井井口来液(含气)进入管式气液两相流量计，当三通阀F1处于左通右关、F2处于左关右开的状态时，井口来液首先导入测量管A，随着油井产出的液体不断流进测量管A，测量管A中的液位会不断上升，分离出的气体从测量管A的上部进入测量管B，促使测量管B中的液体排出。当测量管A中液体质量达到设定质量时，三通阀F1、F2同时换向，井口来液则导入测量管B，随着测量管B中液位的不断上升，分离出的气体从测量管B的上部进入测量管A，促使测量管A中的液体排出，完成一个循环。

在测量管A和测量管B分别安装差压传感器，若A中液柱上升，则P0与P1增大、P2与P3减小；若B中液柱上升，则P0与P1减小、P2与P3增大。通过测量管段的差压，计算出油井的液体流量和气体流量。

根据液柱压强的定义：

ΔP1=P0-P1=ρAghA

(6)

而液柱的质量为：

M=ρAV=ρAπr2hA=πr2ΔP1/g

(7)

则油井产出的液体流量为：

(8)

在测量管A液位上升和分离出的气体的双重作用下，测量管B液位下降。油井产出的气体流量推导如下[6]。

依据液柱压强的定义：

ΔP2=P2-P3=ρBghB

(9)

B管内液柱的高度为：

hB=ΔP2/ρBg

(10)

在t′时间内,B中的液柱从最高下降到0,下降的高度[7]为：

h-hB=hA+h气

(11)

h气=h-hA-hB=h-(ΔP1+ΔP2)/ρg

(12)

式中：h为设定值。

为计算方便,对油井气体计量的准确度要求不高。一般认为，A、B管的液体密度基本一致，可根据油井的含水率设定该值。

油井产气流量为[7]：

(13)

从式(8)和式(13)可以看出，油井的产液量和产气量只与A、B管液柱差压有关，只要准确测量管段液位的差压，就可以得到油井的液体流量和气体流量。

2.2 管式油井气液两相流量计的加工制造

综合考虑油井的产液量、流量计的准确度(计量误差)和电动三通阀的换向频次，可计算出A、B管段的设计高度和差压传感器两个引压点的位置。

胜利油田分为抽油机油井、电潜泵油井、螺杆泵油井，一般抽油机油井的产液量在100 t/d以下，电潜泵和螺杆泵油井的产液量则高达400 t/d。对于中低产油井，选用的油井气液两相流量计是双管；对于高产油井，考虑到电动三通阀换向过于频繁且对于计量准确度有一定要求，因此选择通过增加管段的方法延长换向时间，选用的油井气液两相流量计是四管的。四管的油井气液两相流量计，每两个测量管段为一组。为确保液位基本平衡一致，同组中的两管之间加装了连通管。

2.3 管式油井气液两相流量计的自动化设计

管式油井气液两相流量计主要通过控制两个电动三通阀，实现A、B两测量管段交替进液和排液的过程。通过采集管段上下两点的差压，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硬件结构如图2所示[8-10]。

图2 流量计硬件结构图

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：

①实时监测井口温度、压力等参数；

②准确计量气-液两相瞬时流量、累计流量；

③设备故障自诊断报警；

④历史数据曲线成图及存储输出；

⑤计量数据无线传输；

⑥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：含气率为0～100%；液体测量量程为0～500 t；气量误差不大于±5.0%，液量计量误差不大于±3.0%；公称压力分为1.6 MPa 、2.5 MPa、 4.0 MPa 、6.4 MPa；信号可通过GPRS远距离传输。

3 管式油井气液两相流量计的现场应用

管式油井气液两相流量计样机经过不断完善和改进，克服了矿化水腐蚀、结垢和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，其计量的准确性、稳定性、适应性和故障率均得到了充分验证。

3.1 现场应用条件

胜利油田30 000多口油井的工况相差很大，有含水率10%左右的低含水油井，有含水率98%的高含水油井，有高产油井、低产油井，有超稠油井(原油黏度大于10 000 mPa·s)，有气液比为10：1的油井。

目前，油田地面工艺流程大部分采用计量站为中心、多口油井汇集到计量站的模式(偏远油井采取单井高架罐或多功能罐的工艺流程模式)，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。

3.2 现场安装

将管式油井气液流量计直接安装在油井井口，油井采出液(含气)从井口流出，经过管式流量计进入计量站。因此，立式分离器玻璃管液位计和管式流量计形成了封闭的串联结构，可以通过比对，评价管式油井气液两相流量计的准确性。

3.3 现场对比测试及数据分析

将立式分离器玻璃管液位计油井计量装置作为对比标准，通过比对管式油井气液两相流量计与其之间的差值，来评定管式油井气液两相流量计的计量准确度。

(14)

表1、表2列出了T61-X708 、T61-X202这两口井的产液量、产气量对比数据，对应的误差分布如图3所示。

表1 产液量试验数据对比表

表2 产气量试验数据对比表

图3 油井产液/产气量误差曲线

3.4 结果分析

通过油井T61-X708 、T61-X202对比数据可以看出，液量试验误差最大为2.67%，气量试验相对误差绝对值最大为-3.21%。

对其他6口油井同样进行了对比测试(由于数据较多未一一列出)。在所有测试对比数据中，有98.2%的测试数据点液量相对误差在±3%以内、气量试验相对误差均在±5%以内，说明管式油井气液两相流量计的计量准确度达到了液相计量误差小于±3%、气相计量误差小于±5%的水平。

4 结束语

管式油井气液两相流量计具有计量准确可靠、适用性强、安装方便、价格低廉(单台造价2万元)的优点。该管式油井气液两相流量计自应用到油田生产以来，故障率小于1.5次/年，良好的性能得到了广大用户的普遍好评。

该流量计很好地解决了油田油井气液自动化计量的难题，对促进油田的开发和数字化建设具有十分重要的意义，有着广阔的应用前景。

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Development and Application of the Tubular Gas-liquid Two-phase Flowmeter Used in Oil Wells

By analyzing the advantages and disadvantages of existing single-well metering technology in Shengli Oilfield，and on the basis of the measuring principle of traditional oil well metering device using vertical separator glass tube level gauge,a kind of flowmeter called tubular gas-liquid two-phase flowmeter used in oil wells which is inexpensive,reliable,and can be installed directly in the wellhead is designed.The field test shows that this flowmeter can be adapted to various types of oil wells,such as low yield,fluctuated,intermittent,low gas-liquid ratio,thick oil and etc.,the liquid phase measurement error is less than ±3%,gas phase measurement error is less than ±5%,and the cost is less than 20 000 yuan.The flowmeter has excellent measurability,and it has very broad application prospects in the development of oilfields.

Oil well Flowmeter Liquidometer Sensor Metering technology Monitoring system

杜怀栋(1964—)，男，1987年毕业于华东石油学院测井专业，获硕士学位，高级工程师；主要从事油田计量与防腐技术方向的研究。

TH814;TP216+.1

A

10.16086/j.cnki.issn 1000-0380.201611022

修改稿收到日期：2016-04-18。