湿气流量计现场使用技术难点分析

张强 宋彬 刘丁发

1.中国石油西南油气田公司天然气研究院 2.中国石油天然气集团公司天然气质量控制和能量计量重点实验室 3.国家石油天然气大流量计量站成都分站

1 湿气概述

湿气是气液两相流动的一种特殊形态，广泛存在于石油天然气工业中。通常认为，在气液两相流动中，气相的体积分数不断增加，液相的体积分数不断减少，直到气相为连续相，液相为离散相时的流动状态即为湿气。在天然气工业中，未经过脱水、净化和轻烃回收处理的气田采出的天然气，由于含液量较高，通常称之为湿气，其主要成分为天然气、水和轻质烃类。“湿气”在工业领域经常被提及，但目前尚没有统一的标准和定义，不同的研究人员、组织或公司都有不同的理解。一些研究工作者采用体积含气率(GVF)定义湿气，如英国Shell石油公司认为GVF大于95%的气液两相流为湿气[1]，也有研究者将这个界限定在GVF为90%甚至98%[2-3]。然而,以GVF界定湿气有明显的不足，因为湿气是气液两相流流动的一种状态，它跟流动现场工况，特别是工况压力、被测介质等参数联系紧密，用一个体积含气率显然无法概括所有的情况。美国机械工程师学会(American Society of Mechanical Engineering)将湿气界定为Lockhart-Martinelli参数(L-M参数)小于0.3的气液两相流[4]，这一界定为目前大多数研究工作者所采用。由于湿气流动的复杂性，传统的单相气体流量计在面对湿气时，往往无法正常工作，甚至损坏，因此对于湿气的测量需要采用分离法测量或专门的湿气流量计进行测量。

2 湿气测量技术现状与需求

湿气计量在天然气工业上游领域非常广泛。对于天然气上游领域的单井试采计量、集气站单井计量或集气站外输计量，均为湿气计量。对于常规天然气开发，随着气田开发年限的增加，产水井的数量以及气井的产水量大都呈现明显增长的趋势。对于页岩气开发，页岩气所处的页岩层并不产出水，亦没有轻质烃类产出，但由于页岩气开采对页岩气储层进行改造时，注入了大量的压裂液，页岩气在生产过程中都伴随了大量的返排液。湿天然气的准确计量对于及时评估气井的产能、了解地层动态信息、制定合理的开采方案以及气田生产决策的最优化都具有非常重要的意义。

目前在气田现场，对于湿天然气计量方面的处理主要有以下3种方式：利用传统的分离器进行远端分时计量；利用传统的单相仪表进行粗略的估测；直接忽略单井产量的计量，依据经验通过气田总体的产量对单井产量进行估计。显然，利用传统单相仪表估测以及依据经验估计具有很大的随机性和不可靠性，无法满足油气田生产过程中对地层信息的及时了解以及对系统资源的控制和管理。采用最为广泛的方法是通过分离法计量，具体实现是将所有气井产物通过管道输送到中心集气站，统一由气液分离设备进行分时轮换计量。这种计量方式的生产工艺流程复杂，设备占地庞大，油气田的开发建设成本高，为了实现单井计量，每一口气井都需要有独立的管线进行流体输送，且无法实现每一口单井的实时计量，计量效率低下。此外，还需要专业的人员对分离设备进行实时维护，维护成本高昂。

随着气田低成本、高效率开发的需求，优化湿天然气计量工艺，简化上游领域地面建设工艺流程，降低气田的开发成本，提高气田的管理水平是上游领域建设和管理的发展趋势，对湿天然气计量技术提出了较为迫切的需求。与传统的分离测量技术相比，湿气流量计在技术经济性和运行管理上都具有明显的优势，可大规模地降低上游集输管线的铺设数量和集气站的建设数量，而且可实现单井的无人化值守和远程实时监控，从而极大地降低油气田上游开发成本和运行管理费用。如果湿气流量计测量准确度可满足油田内部集输的需要，则是湿天然气最为理想的计量方式。因此，目前各油田公司都开展了湿气流量计的现场试验和推广应用工作。

3 现有湿气测量系统的基本测量原理

湿气测量系统的目的是要实现湿气中气液两相流量的实时测量。目前,已有的或在研的湿气流量计按照测量方法和技术路线大致可分为以下几种。

3.1 直接测量液相含率与虚高修正模型相结合

对于单相仪表，尤其是差压式的仪表在湿气测量中的特性已有大量的研究工作，并总结了相应的虚高修正关系式[5]，然而这些虚高修正关系式都需要在已知液相含量的情况下实现对虚高的修正。因此，采用其他相应的直接测量手段获得液相含率即可实现气相的测量。其中，液相含率所采用的测量手段主要有微波技术、射线技术和示踪技术。采用这一测量思路的湿气流量计主要有Solartron 公司的DualstreamⅠ型湿气流量计、Roxer公司的湿气流量计、Schlumberger公司的湿气流量计(三相流量计)以及国内Haimo公司的湿气流量计。采用这种测量原理的湿气流量计，对液相含率测量的准确度以及虚高模型的准确度都有较高的要求，这两方面的因素都会对测量结果造成直接的影响。

Solartron 公司的DualstreamⅠ型湿气流量计以文丘里管作为测量主体，采用示踪技术测量液相含率，并采用Murdock模型对气相虚高流量进行修正[6]。示踪技术由Shell公司在20世纪90年代开发，1994年Deleeuw在报告中首次对其进行了描述[7]，其测量的基本方法是通过在管道上游以一个已知的流量将一种只溶于液相的化学示踪物注射到湿气体的气流中，在管道下游约150D(D为管道直径)处采样，再将采出的液体样本与示踪物本身进行对比，以确定液相流量。

Roxer公司的湿气流量计采用内锥流量计作为测量主体，利用微波含水分析仪测量液相含率，其中微波含水分析仪内嵌在锥体上，如图1所示。同时，利用伽马密度计测量流体密度作为液相测量的辅助手段。这一设计在湿气测量上具有一定的优势，由于在相同工况和相同节流比情况下，内锥流量计的虚高值要比文丘里管的虚高要低，因此其对液相测量精度的依赖程度要低，使得测量准确度有所提高。

Schlumberger公司的湿气流量计采用文丘里管作为测量主体，液相含率的确定通过双能伽马射线以及成像技术实现，其中双能伽马射线装置位于文丘里管喉部，如图2所示。

Haimo公司的湿气流量计以及多相流量计的技术方案与Schlumberger公司类似，其测量主体同样采用文丘里管，其湿气流量计的液相含率测量采用的是单伽马射线，多相流量计的含率测量采用的则是双能伽马射线，与Schlumberger公司所不同的是，其伽马射线装置位于文丘里管上游。

由于示踪技术测量结构较为复杂，且对现场操作人员要求较高，其现场的应用受到了较大的限制。而对于采用射线技术进行含率测量的湿气流量计，由于涉及到了放射源的使用，受国内环保安全方面的管制，难以推广使用。因此，开发基于电容、电导或其他非放射性的含率测量技术的湿气流量计是目前国内湿气流量计研发的一个趋势。

3.2 利用两个或多个传统仪表相组合

采用两个或多个传统单相仪表相组合的方式是目前湿气流量计最为广泛和主流的设计，不需要借助直接的含率测量技术，不涉及放射源的使用。其基本的测量原理较为简单，利用串联安装在管道中的两个或多个单相仪表提供两个或两个以上相互独立的信号即可实现气液两相的测量[8-9]。当测量介质为单相气体时，不同的单相仪表会给出相同的测量结果；当测量介质变化为湿气体时，由于不同的单相仪表在结构和原理上都存在一定的差异，在湿气测量中将给出不同的测量结果，且随着液相含率的不同，测量结果的差异程度也是不同的，利用测量结果的差异即可实现对液相含率的分辨和推算，再结合湿气测量虚高修正模型进而实现气液两相的测量，如图3所示。采用这种设计的湿气流量计，其测量特性对两种不同流量计在湿气测量特性上的差异有较高要求，差异越大，测量结果越好。目前，按照组合仪表的方式划分，大致有双差压式仪表的组合和差压式与速度式仪表的组合，此外还有差压式与容积式仪表的组合。采用这一技术路线的湿气流量计主要有Solartron 公司、Agar公司、Weatherford公司、Instromet公司的湿气流量计，以及国内天津大学研发的湿气流量计[10]。

Solartron公司的DualstreamⅡ型和天津大学双差压湿气流量计采用的均是双差压式仪表的组合。其中，Solartron 公司的DualstreamⅡ型湿气流量计的测量元件采用的是“混合器+文丘里管+第二节流装置”的组合方式。图4为Solartron 公司DualstreamⅡ型湿气流量计实物图，其中混合器的作用使得气液两相混合均匀，减小两相间的滑差，使得位于后端的节流装置获得更加稳定的差压信号。其中，文丘里管和第二节流装置都是经过特殊设计的，例如文丘里管的入口角度、喉部长度等与标准文丘里管相比都具有较大的改型(由于商业原因，其具体结构并未对外公开)。国内天津大学开发的湿气流量计，其基本测量原理与Solartron 公司的DualstreamⅡ型湿气流量计的原理类似，即利用长喉颈文丘里管的前、后差压及总压损等多个差压信号随气液两相流量变化的关系，建立相应的测量模型，通过迭代算法实现了湿气中气液两相流量的测量。

3.3 简易分离或部分分离测量系统

采用这一思路设计的湿气测量系统，从技术原理上来讲仍属于分离测量法，通过对湿气的简单或部分分离，再利用单相仪表进行分相测量。由于简化分离系统的分离效果有限，与传统的分离计量系统相比，其准确度有所降低。简化分离系统设备的尺寸和造价都介于小型的湿气流量计和传统的分离测量系统之间，对于传统的分离计量系统，其在尺寸和价格上具有优势，相对于湿气流量计而言，可实现气液分输是其主要的优势。如果简化分离系统的测量准确度能满足需求，对于一些气液两相分离计量后需要气液分输的场合是较为适用的。典型的产品有国内的GLCC高效分离计量系统以及中国石油工程建设有限公司西南分公司的“取样式”气液两相计量橇。

由于湿气流动的复杂性，众多的因素都对测量特性有较大的影响，实际的测量算法要比理想化的基本原理复杂得多，为了获得较高的测量准确度，都需要一套精确的修正模型和测量算法对测量结果进行修正。修正模型是湿气流量计测量特性的数学描述[11]，是以大量实验数据为基础通过一定的理论分析建立的，是湿气流量计测量技术的核心。

4 湿气流量计当前应用情况分析

4.1 实验室湿天然气性能测试分析

国家石油天然气大流量计量站成都分站(以下简称成都分站)在2017年建成了湿天然气流量的测试装置，并开展了湿气流量计测试和性能研究工作。该湿天然气流量测试装置通过向天然气中定量地加注水，形成测试用湿天然气流，用于开展相关的测试和研究工作。装置设计压力为6.3 MPa、运行压力为1.5～4.0 MPa、气相流量测试范围为8～650 m3/h、液相流量测试范围为0.05～8 m3/h。湿天然气流量测试装置如图5所示。

从现有的湿气流量计测试情况来看，湿气流量计直接用于湿天然气测试时，还存在一定的偏差，液相含率较低时，气相测量结果的偏差相对较小，而液相含率较高时，气相测量的偏差则较大，都需要对其测量模型进行重新拟合和校准，以适应湿天然气的测试工况。图6和图7分别为某湿气流量计的气相和液相测试结果。

图6和图7的测试结果显示，在其中部分流量条件下(气相流速为72 m3/h、108 m3/h)，测试的湿气流量计具有较好特性，气相偏差大致在±3%以内，而对于另外两个气相测试点(气相流速为36 m3/h、130 m3/h)，除干气测试点外，气相流量的测量结果表现出较为明显的正偏差，且偏差随着液相含率的增大而增大。可以看出，湿气流量计的偏差表现出以下3个特点：

(1) 液相含率越高，湿气流量计的偏差越大。从现有湿气流量计的技术原理分析可知，其测量原理是通过对单相流量计湿气测量的偏差实现对湿气流量的测量，液相含率越高，偏差越大。当测量模型出现偏差无法对气体含液率引入的偏差进行准确修正时，液相含率越高，测量结果的偏差也越大。这也是高含液时，湿气流量计测量难度增加的主要原因。

(2) 气相偏差和液相偏差往往表现为相反的偏差方向。湿气流量计的测量算法首先对气体中含液率大小进行分析和测量，再以此为依据给出相应的气相修正值对气体进行测量，若含液率测量偏小，则相应给出的气体修正值偏小，使得对气体测量的虚高修正不足，造成气相测量偏大，反之亦然。

(3) 湿气流量计用于纯干气测量时，其测量准确度要低于传统的单相流量计。由于湿气流量计的测量算法将干气当作湿气来处理，首先对干气的含液率进行测量，再对气体流量进行测量，气相测量的结果中包含了液相含率的测量结果，因此准确度低于单纯的干气测量。

湿气流量计测试结果偏差的本质原因还是其测量算法在湿天然气测量时存在一定的偏差。目前，国内开发的这些湿气流量计的测量模型和测量算法都是采用低压湿空气进行测试获得的。从湿天然气的测试结果可以看出，由于低压湿空气的流动与高压湿天然气的工况条件和介质特性存在巨大的差异，以空气和水为实验介质开发的测量模型用于湿天然气测量时，其计量准确度难以保证，用于湿天然气测量时仍需对测量模型进行修正和校准。

4.2 现场应用情况分析

对于常规气田的开发，从2000年左右开始，湿气流量计在国内塔里木油田、长庆油田、西南油气田等各大油田公司都有试用[12]，但一方面由于现有湿气流量计的技术还未完全成熟，另一方面由于常规气田在单井生产过程中产水量递增，且液相中含有凝析油，流动状态非常复杂，采用不分离测量的技术难度非常大。总体而言，湿气流量计在常规气田应用的效果都还不理想，还无法满足油气田开发的需要。

近年来，在页岩气的生产开发中，为了降低页岩气的生产开发成本，一些新型的湿气流量计开始在页岩气生产平台进行了试用，如威远、涪陵等生产区块。页岩气生产表现为气量递减、产水量递减、压力递减的特性，具有一定的规律性，到生产后期几乎不产水，对于湿气流量计而言其测量的难度随着产水量递减而逐渐降低。且页岩气生产过程中并没有烃类液体的产出，气液两相介质组分较为固定和简单，属于气液两相流中较为简单的特例。因此，相较于常规气田，湿气流量计在页岩气上的应用具有相对较大的可能性。目前，湿气流量计在页岩气上的试用都集中在页岩气井生产的中后期，在这一生产阶段，页岩气井的产水量已很低，通常情况下小于2 m3/d，一些情况甚至接近于干气，由于气体含液引入的误差已很小，因此测量难度则相对较低。将湿气流量计在页岩气上的试用与现场分离器后的孔板流量计进行比对评估，从现场比对的情况来看，湿气流量计通过比对测试数据，对其测量模型的参数进行一定的修正和调整后，测量结果与分离后的孔板测量数据具有较好的一致性。但是，目前湿气流量计在页岩气上试用的工况范围还比较单一和有限，主要都集中在生产中后期含液低且平稳、测量较简单的工况，而页岩气生产周期内工况变化范围相当大，因此目前的测试还不足以判断其在整个页岩气生产周期工况的适用性。

5 湿气流量计现场应用技术难点

5.1 湿气流量计现场工况适应范围

从实验测试以及现有湿气流量计的测量原理分析可以看出，现有湿气流量计的测量性能与具体的测量工况密切相关，测量对象的含液率越高，其测量难度越大，测量准确度就越低。此外，湿天然气的流动状态与工况压力、工况流速等相关，这些因素对湿天然气的测量也会产生影响。因此，应根据具体的使用工况对其准确度进行分析和判断。以目前的页岩气生产开发为例，在页岩气整个生产周期内，单井的产气量可从30×104m3/d降低到1×104m3/d，产液量从500 m3/d以上降低到不足1 m3/d，工况压力从15 MPa降低到1 MPa左右。应针对不同的生产阶段工况分别进行试验，分析湿气流量计在不同工况条件下的适用性，总结评价湿气流量计所能适应的工况范围。

5.2 湿气流量计检测评价和准入标准

湿气流量计测量技术是近十几年来发展起来的新型测量技术，总体还不够成熟，仍处于发展阶段，国际和国内均还没有湿气计量的相关标准，亦没有湿气流量计的检测评价方法。目前，对于湿气流量计测量准确度的了解主要还是来自流量计厂家产品在现场试用的一些数据报告。然而，目前湿气流量计现场试用所采用的比对实验方法不尽相同且相对较粗糙，比对流程往往存在系统偏差且没有通过专业测试机构的分析和确认，通常采用日累积量进行统计分析，同时在测试过程中还伴随着实验样机的调试和校准等，在比对测试方法的科学性、严谨性以及数据报告的公信度方面都还相对欠缺，都还不足以对湿气流量计的性能进行有效的评价。因此，有必要规范湿气流量计的检测评价方法，包括现场适用性的评估方法，并形成相应的标准和规范，同时根据油气田生产的需要制定相应的准入要求标准，为湿气流量计在油气田的准入提供标准和参考。

5.3 现场使用对湿气流量计性能的影响

湿气流量计主要用于井口生产的监测。由于井口流动工况复杂，井口的压力、流量、气液含率等工况参数波动变化，同时气井的产出物中还伴有砂粒、铁屑等固体颗粒，这使得安装在井口的湿气流量计长时间处于非常恶劣的工作环境，在使用过程中容易因磨损等因素，造成其结构参数发生变化。由于湿气流量计是通过测量模型的复杂修正实现气液两相的测量，对于流量计结构参数等较为敏感，细微的结构磨损可能导致湿气流量计计量性能的急剧变化[13]。而对于目前的页岩气开采而言，不同生产阶段的气井出砂量、产水量和产气量都有较大的差异。因此，对于不同阶段气井出砂对湿气流量计性能变化的影响还需要进一步的评估和分析，跟踪不同开采阶段湿气流量计性能变化的规律，确定相应的检测校准周期，同时配套形成相应的测试校准方法，以确保湿气流量计现场使用处于可控的状态。

6 结论与建议

与传统的分离计量技术相比，湿气在线计量技术对于降低油田的开发和运行成本，以及提高油气田的生产效率和科学管理水平都有较大的优势。过去的十多年，湿气在线不分离测量技术得到了较大的发展，出现了多种不同测量原理的湿气流量计，一些湿气流量计也都进入了现场适用阶段。然而总体而言，湿气流量计测量技术还处于起步阶段，目前在现场的试用工况范围还非常有限，对于湿气流量计在现场所能适应的工况范围，湿气流量计的测试校准和准入标准以及湿气流量计长期使用性能变化和周期维护等，都还是湿气流量计推广应用尚未解决的技术难题，还需要开展相应的研究工作，通过大量的实验数据来进行分析和总结。

目前，成都分站已建成了国内首套湿天然气流量测试装置，可在天然气实流条件下开展湿气流量计的测试和研究工作。因此，根据目前湿气测量技术的研究现状，可充分利用该装置分阶段开展以下两个方面的研究工作，以逐步推动湿天然气测量技术的进步。

(1) 利用湿天然气流量测试装置，选择技术相对较成熟的湿气流量计，开展湿气流量计的测试和校准研究，并选择测试和校准工况范围内的现场开展应用研究，对湿气流量计现场测量准确度适应性进行科学客观的评价，并形成相应的评价方法，规范湿气流量计的测试方案和准入标准。

(2) 通过湿气流量计在测试装置的实验测试以及在现场长期试用的跟踪评价，分析湿气流量计在不同工况条件的特性以及长时间使用计量性能的变化规律，总结湿气流量计较为合适的工作范围，并形成相应的标准和规范，解决现场的使用维护等技术难题，为湿气流量计的推广应用提供技术基础。