油井技术下计量技术论文

【摘要】本文通过对现有海上油田单井计量的主要方法现状的研究，分析其工作原理及存在问题，了解研究国内外先进的单井计量技术，探索适合海上油井单井计量的最佳模式，对标国际一流大油田的计量管理体系，提出意见建议，努力实现海上油田的率先发展。下面是小编为大家整理的《油井技术下计量技术论文(精选3篇)》的文章，希望能够很好的帮助到大家，谢谢大家对小编的支持和鼓励。

油井技术下计量技术论文 篇1：

功图法油井计量技术的实践应用及优化

【摘 要】功图法量油作为一种基于生产数据管理较为成熟的油井计量技术。通过多年在各油田得以充分应用，现针对实际应用中出现的问题，结合实际应用，总结并完善相关制度标准，从而得到客观真实的数据，为提升总体油田基础信息技术管理水平，提供技术支持。

【关键词】功图量油;系数标定;目标管理

一、应用效果评价

截止2020年12月长庆油田采油三厂总计13个作业区应用功图法油井计量系统，已成功对5790余口油井进行产能计算分析。共安装油井数5790口，采集井数5664口，上线率97.8%，开井数5663口，成功分析井数5653口，分析成功99.8%，未分析成功因素主要有停电、设备故障、数据计算错误等。技术维护人员每日及时对故障井进行现场恢复。

1.1功图法计量的标定系数K值的分级划分

在功图计量现场应用过程中，由于硬件、软件以及管理等因素都会对计量精度产生影响，结合现场生产实际情况，在充分发挥油井功图计量效能的前提下，对功图上线油井进行规律统计，结合cms移动单量装置及井组大罐单量，对姬源油田主力生产层的功图计量进行系数K值标定，标定按照层位分级及液量划分（鄂尔多斯盆地姬塬油田三叠系延长组）（实际产液量=功图计量液量×标定系数）。

（1）长9层开发油井功图计产标定系数统计

产液量<2m3的油井功图计产标定平均系数为1.17;2m3≦产液量<3m3的油井功图计产标定平均系数为2.15;产液量≧3m3的油井功图计产标定平均系数为1.19。

（2）长8层开发油井功图计产标定系数统计

产液量<1m3的油井功图计产标定平均系数为1.02;1m3≦产液量<2m3的油井功图计产标定平均系数为1.03;2m3≦产液量<3m3的功图计产标定平均系数为1.45;产液量≥3m3的油井功图计产标定平均系数为0.96。

（3）长4+5层开发油井功图计产标定系数统计

产液量<1m3的油井功图计产标定平均系数为0.95;1m3≤产液量<3m3的油井功图计产标定平均系数为1.02。

1.2受控影响

“功图法”油井计量系统是借助安装于井口的载荷和位移传感器来完成示功图数据录取的，是基于示功图测试数据正确的基础上进行泵功图分析及产液量计算的。在数据采集过程中，由于传感器的精度及元器件的稳定性，测试方法、测试条件、测试环境等因素进行分析并提出对常见故障的判断与处理方法。

针对相关特殊工况条件下的软件工作状况，特此做出以下特殊要求和技术规范：

（1）油井作业（检泵、措施等）后5天内更新功图计产系统中油井静态数据（管柱组合、泵径、泵挂等），旬度测井录取后，1天内更新油井动态数据（动液面、含水等）。

（2）每月至少采用活动单量车标定一次（条件允许可加密），每次单量时间不少于 6 小时，间开井，每次单量一个开井周期（从开抽至停抽）。

（3）单井功图计产结果延用最多不超过5天。

（4）单量变化较大油井（日产大于15m3的超过20%，日产10～15m3的超过30%，日产5～10m3的超过40%，日产小于5m3的超过50%），需重新单量。

（5）新投产和措施后的油井：开抽24小时内必须用流程或活动计量车单量，单量时间不小于8小时，并连续单量至液量平稳（符合液量变化要求），之后按每5天单量一次，投产满一个月后按正常生产采油井资料录取要求执行。

二、优化与推广

2.1功图标定系数的确定及误差修正

结合现场应用實际，功图标定系数是以单井、井组标定液量为准，应用功图产量，进行单井标定系数计算。

（1）单井功图标定系数=标定液量/单井功图液量×100%

（2）井组功图标定系数=标定液量/井组单井功图液量和×100%

（3）区块功图标定系数=标定液量/区块单井功图液量和×100%

（4）当井组内单井无法单独进行单井系数标定时，井组内单井应用统一的井组标定系数作为单井标定系数;当无法单个井组进行标定时，应用多个井组或区块进行标定，多个井组或区块内单井应用统一的标定系数作为单井标定系数;当单井或井组标定结果与功图误差超过规定范围时，在功图设备及系统运行正常的情况下，进行单井或井组系数修正。

标定误差=（功图液量-标定液量）/标定液量×100%

（1）单井功图标定误差范围：日产液<5m3，误差<±50%;5m3≤日产液<10m3，误差<±30%;日产液>10m3，误差<±20%。

（2）井组功图标定误差范围：误差<±20%。

2.2实现目标

油井计量比率：95%;

油井计量精度：日产液<1m3，误差小于40%;1m3≤日产液<3m3，误差小于30%;3m3≤日产液<5m3，误差小于20%;日产液≥5m3，误差小于10%。能够有效反映单井产油动态变化趋势。

参考文献：

[1]杨瑞，黄伟，辛宏，王永全，李明江.功图法油井计量技术在长庆油田的应用[J]. 油气田地面工程，2010.（2）doi：10.3969/j.jssn.1006-6896.2010.02.029.

[2]严长亮，彭勇. 泵示功图单井自动量油技术研究[J]. 西安石油大学学报（自然科学版），2006，（6）：92-95：10.3969/j.1673-064X.2006.06.023.

[3]高银中，雷小强，杨江天. 基于泵示功图的抽油机井井口产量计算[J]. 石油矿场机械，2008，（5）：88-92：10.3969/j.1001-3482.2008.05.021.

[4]余国安，邬亦炯.有杆泵抽油井的三维振动[J].石油学报，1989，10（2）：76～83.

[5]欧阳传湘，刘一江.一种识别抽油机示功图的新方法[J].江汉石油学院学报，2000，22（3）：76～78.

作者：李彤蔚

油井技术下计量技术论文 篇2：

提高海上油田单井计量水平 加快实现率先发展

【摘要】本文通过对现有海上油田单井计量的主要方法现状的研究，分析其工作原理及存在问题，了解研究国内外先进的单井计量技术，探索适合海上油井单井计量的最佳模式，对标国际一流大油田的计量管理体系，提出意见建议，努力实现海上油田的率先发展。

【关键词】单井计量 海上油田 分离器 流量计

1 概述

油井产量的计量是油田生产管理中的一项重要工作，对油井产量进行准确、及时的计量，对掌握油藏状况，制定生产方案，具有重要的指导意义。目前国内各油田采用的油井产量计量方法主要有玻璃管量油孔板测气、翻斗量油孔板测气、两相分离密度法和三相分离计量方法等。随着科学技术的不断进步，油田越来越需要功能强、自动化程度高、精确连续计量的计量新技术来提高油田单井计量水平。特别是对于受海洋外部环境、空间等诸多限制的海上油田，更需要不断的提高海上油田单井计量水平，加快实现海上油田的率先发展。

埕岛油田自1993年建成第一座海洋采油平台以来，油井计量系统经过十多年的不断完善和发展，已经日益走向成熟，实现了以分离器玻璃管计量为主，流量计为副的基本计量模式。但在海上油田单井计量实际应用中，因流量计自身故障率高及适应性、准确性、可靠性、稳定性等客观条件的限制，现投入实际应用的平台相对较少。目前，主要采用还是分离器玻璃管量油方式对单井进行计量。

2 计量方法及原理

2.1 分离器计量装置的结构和工作原理

自1995年开始，埕岛油田单井计量形成了较为成熟的模式，计量分离器与质量流量计及旋进旋涡流量计组成了完成的单井计量系统。该装置主要由两相油气分离器、油气调节阀、质量流量计、旋进漩涡气体流量计等组成。

目前，卫星平台广泛使用的是Φ800、Φ1000、Φ1200立式分离器，经分离器分离的气体经气管线流经旋进旋涡流量计实现气体的计量，分离的原油流经质量流量计实现液体的计量，在分离器的一侧还装有一套玻璃管计量系统，用于量油测气，可以与流量计相互验证。

玻璃管量油是根据连通管平衡的原理，采用定容积计量。分离器内液柱压力与玻璃管内压力相平衡，分离器液柱上升到一定高度，玻璃管内水柱相应上升一定高度。因油水密度不同，上升高度也不同。知道了水柱的上升高度，就可换算出分离器内油柱上升的高度，记录水柱上升高度所需时间，计算出分离器单位容积，就可求得日产量。

2.2 质量流量计和工作原理

由于流体的密度随工况条件而变化，即当温度和压力等变化时，其密度也发生变化，则体积流量也随之发生变化。而质量是国际标度，质量流量是不随工况条件变化的，因此质量流量是表示流量的最好方法。质量流量计以科氏力为基础，在传感器内部有两根平行的T型振管，中部装有驱动线圈，两端装有拾振线圈，质量流量计直接测量通过流量计的介质的质量流量，还可测量介质的密度及间接测量介质的温度。

目前海上的质量流量计均安装在分离器流程之后，分离器将油气分离，分离出的液进入质量流量计流程进行计量的。

2.3 旋进旋涡流量计和工作原理

旋进旋涡流量计工作原理：当流体通过由螺旋形叶片组成的旋涡发生器后，流体被迫绕着发生体轴剧烈旋转，形成旋涡。当流体进入扩散段时，旋涡流受到回流的作用，开始作二次旋转，形成陀螺式的涡流进动现象。该进动频率与流量大小成正比，不受流体物理性质和密度的影响。检测元件测得流体二次旋转进动频率，就知道了流量。

目前海上的旋进漩涡流量计均安装在分离器流程之后，分离器将油气分离，分离出的气进入旋进漩涡流量计流程进行计量的。

3 目前海上单井计量存在问题

目前，海上平台单井计量主要采用的是计量分离器玻璃管量油，其可靠性相对较高，使用也最为普遍，下面重点介绍该种计量方式在海上油田单井计量过程中存在的各种实际问题。

3.1 计量分离器玻璃管量油存在问题

（1）计量时会因来液粘度矿化度等物性因素造成系统误差。由于埕岛油田馆陶组原油粘度高，海一生产管理区原油平均粘度151.28mPa.s，含水57%，原油在分离器罐体内部会出现挂壁现象，导致罐体的横截面积变小，量油高度增加。

（2）实际量油时来液为油水混合物，由于矿化度的影响，底水密度应当根据不同的计量单元配制适当密度的底水，但我们在量油公式计算中，一般取底水密度为1.0g/cm3。

（3）玻璃管读数计量会因人工读数（量油高度、量油时间）等因素造成随机误差。

（4）计量误差与油井生产情况有关，产量平稳的油井，计量误差在10%以内，产量波动大的油井或间歇出油的油井，计量误差会增大。

（5）对于间歇性出油或出油不稳定的波动井、低产井使用玻璃管量油计量时间较长，受出海工作时间的限制，非住人平台无法按照油井计量标准对低产井进行计量。

（6）在高含水期，特别是在特高含水期，对于气液比低的油井计量后的排液十分困难，对玻璃管量油操作造成很大不便。

（7）冬季海上气温较低，分离器底水无法完全排除，易造成玻璃管存水结冻，损坏计量分离器玻璃管。因此，冬季海上平台油井计量存在较大困难。

（8）部分平台计量分离器投用时间较长，设备老化严重，安全性、准确性、可靠性不能达到要求。

3.2 流量计量油存在问题

（1）由于海上平台采用多井计量方式，各油井原油自身物性的差异及多相流体本身的复杂性，受密度、粘度、温度、压力、含水率、含气率等因素影响，使多相流量计对原油不分离计量存在着无法克服的局限性。

（2）流量计存在问题主要为瞬时值、累计值波动大，与玻璃管对比误差大，压力损失较大。

（3）流量计设备故障率较高，目前使用率较低。根据已有资料统计海上平添质量流量计故障率为31.2%，旋进旋涡流量计故障率为43.7%，其他类型的流量计的故障率也都较高。

（4）价格昂贵，售后维修无法得到保障。

4 下步改进措施及建议

油井计量管理工作是油田管理的一项重要工作，是掌握油井的生产动态，分析油井产量的变化情况，科学制定油井管理方案的重要依据，是为其它管理工作提供正确基础数据的保证，是一切现场管理的基础。离开油井计量管理，现场管理就是“无水之鱼，无根之树” ；脱离现场管理，油田的长久发展就是纸上谈兵，夯实油井计量管理就是落实海上油田长久生存的根本。

为不断的提高单井计量水平，降低劳动强度，实现海上油田的自动化、数字化，应重点研制油井自动监测与计量系统，实现海上平台单井计量的自动化、快速化、精确化，以达到海上油井计量的连续性、实时性、准确性。目前，大庆油田、安塞油田、大港油田等陆上油田都已成功研制出油井远程在线计量系统。同时在技术创新上，不断对标国际一流大油田，加快实现率先发展。

参考文献[1] 潘兆柏，杨晓方.油田矿场计量技术综述，石油工业技术监督，第17 卷，第6 期，2001年6 月

[2] 王在强等.油井自动监测与计量技术在西峰油田的应用，断块油气田，200年11月第12卷第6期

作者：曹少保 郝明辉 高飞

油井技术下计量技术论文 篇3：

油井计量技术及发展趋势

摘 要：油田油井计量主要指在油气生产过程中对油井采出油气水的产量计量，是科学合理考核各级单位生产任务完成、能耗情况、及时全面掌握区块产能动态的重要参数。该文简单介绍了国内油田主要采用的几种油井计量方法、特点及适用范围，并阐述油井计量技术的发展趋势。

关键词：油井 计量 趋势

1 国内油井计量技术

1.1 玻璃管（或磁翻转液位计）量油

玻璃管量油方法是国内油田早期普遍采用的一种传统油井计量方法，约占油井计量设备总数90%以上。其主要设备组成有：油气分离器、玻璃管。后来随着仪表及自控技术的发展，玻璃管逐渐被磁翻转液位计所代替。

特点：装备简单，投资少，但因人工间歇量油、人工取样分析含水率折算日产量，对产量波动较大的油井，其产量计量误差达到20%以上。适用于低产井的产量计量。

1.2 分离器翻斗量油

分离器翻斗量油是由油气分离器、计量翻斗、液位控制机构及电信号控制器4部分组成。计量翻斗是一个面为等腰三角形的容器，中间用隔板分为两个对称的计量斗。

特点：该方法结构简单，操作方便，可以实现自动连续计量，但计量准确度低。影响翻斗计量准确度的主要原因有两点：其一是翻斗在翻转过程中，漏失量是不可避免的；其二是当油井含气量较高时，由于气液初级分离不彻底，一定量的气体被带入分离器下部而产生气冲现象，使翻斗乱翻，造成一些假数据。翻斗频繁翻转及转动将加速转轴磨损。并且不适用于产液量、产气量较高及产量波动较大的油井计量。

1.3 智能TM卡油气积算仪量油装置

智能TM卡油气积算仪量油装置是在玻璃管量技术发展起来的，采用智能TM卡油气积算仪替代了玻璃管量油。

特点：能够自动完成量油的检测和计算，流程简单实用，投资少，计量数据存储在智能TM卡上，存储的数据量大。但量油结束后，仍然需要人工压液面，未能解决针对某一口单井，自动连续加密测试的要求，且测试数据需要人工将TM卡送至队部读取，不能实时上传。

1.4 两相分离定压控制仪表计量

该设备主要有油气分离器、自立式调节阀、浮子液位调节阀、气体计量仪表、容积式流量计及密度计等组成。

工作原理：采用油气两相分离器，将油井采出液分离成液体和天然气；液体用体积流量计和密度计计量原油和水的产量，天然气用气体流量计计量；液体计量后进入浮子液位油气调节阀，通过调节阀调节液体流通量来控制分離器的液面；气体计量后进入自立式调节阀，通过自立式调节阀来控制分离器的压力；液体和气体在两个调节阀后合流外输。

特点：（1）分离器的压力和液位采用两路控制，其压力控制为定压控制；（2）自立式调节阀在工作前需要人工给定压力值，等集油管网压力波动时，需要人工重新整定调节阀的压力值，给生产管理带来不便；（3）油井两相分离定压控制仪表计量方法实现了油井自动计量，计量精度较玻璃管量油和翻斗量油要高。

1.5 油井两相分离变压控制仪表计量装置

油井两相分离变压控制仪表计量装置是胜利油田胜利设计科技开发公司1995年研制的一种新的油井计量技术，2000年获得国家发明专利（专利号96116031.4）。

装置组成：主要由油气分离器、浮子液位油气调节阀、质量流量计和气体流量计等组成，如图1所示。

特点：（1）该装置油气分离器的压力、液面控制采用浮子液位油气调节阀控制，液位控制稳定，且大大简化了油井计量设备的工艺流程，减少了管阀件的数目；（2）浮子液位油气调节阀的执行机构为机械式连杆机构，其安装维修方便；（3）浮子液位油气调节阀的调节范围宽，在油井产气量非常小的情况下，浮子液位油气调节阀可进行憋压排油，仍能对分离器的液面进行控制，装置可工作在气量很小和气量很大的情况之下；（4）该装置计量油井的产量范围大，产液量计量范围为10～500 t/d， 产气量计量范围为100～60 000 Nm3/d，几乎能覆盖油田所有油井的产量范围，可以用于油田开采初期到高含水和特高含水的油田开采后期。

1.6 三相分离仪表计量

胜利油田和大庆油田在20世纪80年代开发研制了三相分离仪表计量装置，该计量方法防为适应开发后期高含水期和特高含水期的油井计量。其主要组成是三相分离器、气体计量仪表、容积式流量计、含水分析仪、水表、浮子液位调节阀、自立式调节阀，电动调节阀、自动控制仪表及微机系统等组成，如图2所示。

技术特点：（1）计量方法适用于含水期和特高含水期，经三相分离器分离后原油含水较低（一般在30%以下），其原油系统计量误差≤5%，因此不受油井含水率变化的影响；（2）工艺流程复杂，所需的设备仪表多、投资大、管理操作难度大、维修费用高；（3）不适用于重质原油的油井计量，因重质原油的密度高，油水密度差小，油水分离困难，分离器出口油中含水和水中含油达不到规定的指标要求，因此，对重质稠油油井计量误差较大。

1.7 油井远程计量技术

油井远程计量技术是大港油田在改造地面工程老系统中依靠通讯技术进步和计算机处理技术派生出的一种功图法油井计量技术。根据抽油机井、电泵井、螺杆泵井不同的工作原理，通过功图法、压差法和容积法建立相应的计量数学模型，借助计算机进行数据处理，得到产液量等数据，实现了抽油机井、螺杆泵井、电泵井和自喷井的在线远传计量，从而改变了传统的计量模式，取消计量站和配水间，简化工艺管网，减少工程量和投资，节省占地，实现单井生产的数字化管理，提高管理水平。

2 发展趋势

（1）向仪表化方向发展。（2）向高精度方向发展。（3）向快速化方向发展。（4）向自动化方向发展。

参考文献

[1] 万仁溥.采油工程手册[M].石油工业出版社，2003.

[2] 薛国民，沈毅.油井计量方法及关键技术发展方向[J].工业计量，2006，16（4）：14-16.

作者：董焕晓　仪云云