油井系统功图法计量技术论文

摘要：在油田现场日常生产中，量油核产工作十分重要。虽然井口安装有四化设备，实现了油水井数字化管理模式，各采油生产单位建立了集生产监控、报警预警、生产动态、调度运行、生产管理、应急处置六大模块的一体化生产指挥平台但是，四化设备上传的量油数据仍存在不足，最准确的数据还是需要人工量油核产。下面是小编精心推荐的《油井系统功图法计量技术论文(精选3篇)》相关资料，欢迎阅读！

油井系统功图法计量技术论文 篇1：

油田生产中的自动化计量技术

【摘要】 随着科学技术的不断进步，油田生产技术水平也在不断跟进，并越来越呈上升趋势，目前各大油田都急需引进功能先进、能提高工人的劳动生产工作效率和油田生产技术管理水平的自动化程度高的油水井计量设备。

【关键词】量油 精度 自动化 油井自动化计量

油井液量的计量历来是油田日常生产管理中的一项主要工作，其对油田日常生产中的重要指导和参考意义也是显而易见的，准确、及时的对油井日常产量进行计量，对技术人员掌握各油藏状况，严格制定油田生产方案，并为进一步开发油田均奠定了坚实的基础。

1 目前国内油井产量计量方法

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，油田生产技术水平也在不断跟进，并越来越呈上升趋势。各大油田运用的先进的自动化测量仪器也是多种多样。

国内石油工业常见的几种量油方法分别是电极液位量油、玻璃管量油、液面恢复法量油、功图法、翻斗量油量油五种。其中玻璃管量油约占油田油井使用总数的90%以上，国内各油田普遍采用的传统方法之一。其原理是在油气分离器上装有一根长80厘米左右并与分离器构成连通管的玻璃管液面计。分离器内一定重量的油将水压倒玻璃管内，根据玻璃管内水上升的高度得到分离器内油的重量，由此测得玻璃管内液面上升高度所需要的时间，即可折算出油井的产量。该方法装备简单、投资少，但由于采用间歇量油的方式来折算产量，导致原油系统误差为10% ～20%。电极液位量油，是在玻璃管液面计量油的基础上，在规定的量油高度H上、下各安装一个电极，当水上升到下电极时，计时电表接通开始计时，水上升到上电极时，电表切断停止走动，记录水上升H高的时间t，则可按照玻璃管液面计量油的方法计算出油井的产量。其基本原理仍然是玻璃管量油。而其它三种量油方法，其计量精度均不高。

2 以往国外油井计量方法

那么国外石油工业油井的计量状况又如何呢，欧洲和美国在油田井口计量中，低含水期采用两相分离，中高含水期采用三相分离，定时连续计量。计量站设置计量分离器和生产分离器两套装置，生产分离器用来计量整个计量站的油、气、水总产量，油井计量中的选井多采用多通阀。另外，采用三相分离器计量大多与仪表配套使用，如配备流量计和在线含水分析仪可实现连续计量。同时，计量站二次表基本智能化、数字化、流量、含水率等数据的采集、处理、运算、输出都采用微机，可随时显示、定时打印、输出净油、净水、气量、含水率等数据。

3 采油井地面平台自动计量罐的应用

由此可见，油田生产中的这种早期的油井计量技术，势必要向未来的趋势，即向高精度、自动化、快速化、仪表化方向发展，鉴于此，目前我厂投入开发的采油平台全自动计量罐，便成为全自动计量系统的核心设备。通过计量后的液体同混输的其他油井气液一起管输到转油站或者联合站，自动完成计量与输油任务。这种油井全自动计量技术的原理，是一种全新的采油系统计量与输油方式。采用“站内集中掺液，平台分散计量”的生产方式，翻斗计量的原理是应用两斗式翻斗分离器工作原理，随着正在计量的工作斗的液面逐渐升高，整个翻斗系统重心也逐渐偏移，当液体进入到其中一个计量翻斗时，随着进入流体的不断增多，则这个翻斗的力矩不断的增加，当达到了翻斗翻转的条件是，当系统重心偏移过轴的中心以后，原有平衡将被打破，计量斗自动翻倒，将斗内液体倾倒在罐内，同时另一个工作斗开始工作。这样，两个翻斗依次交替进行，精确测量每斗净重，依次往复循环计量，这样就可以将采油平台上的所有油井全部自动化计量。

由传统的计量方法所得到的产量，无论是使用分离器常数换算还是差压液位换算，始终还是由测量液体体积，通过密度折算出来的产液量，由于其密度的差异所得到的产液量是存在一定误差的。与之相比，翻斗计量采用每斗测量净重方式，利用数学积分模型，可精确计量出每斗液体重量。

4 计量含水的现场应用

为了了解含水分析仪系统在现场的实际使用效果。我们对该系统的使用情况进行跟踪。具体的方法是：分高含水（≥85%）和低含水（<75%）两个区间验证，在现场取样进行人工蒸馏化验，并将化验结果与含水分析仪测量数据进行对比（表1）。

通过以上数据证明，含水分析仪测量高含水和低含水时，与人工化验对比误差范围基本是在±3%以内，而且稳定性比较好，基本反映了实际的含水情况，但是使用6个月后发生零漂现象（针对这一情况，规定每半年进行一次标定，保证计量的精度） 。

5 采油井自动化计量技术的逐渐完善和发展

采油井自动化计量技术是对平台集输技术的进一步完善和发展，不仅提高了液量的计量精度，直接采用称重计量，使得平台集输技术中的量油环节有了很大的飞跃和进步。而且自动化程度高，真正实现了无人化管理，是石油行业的计量与集输模式的一种新突破和飞跃。彻底打破原有的计量与集输概念。该技术突出的技术创新点是彻底改变了体积法量油的方式，改为精确称重测量；

利用选井阀自动化选井，性能可靠；自动化程度高，野外环境适应能力强；先进的计量与输油技术思路，达到国际领先水平。

在油田的新区块开发建设中，不断应用油井自动平台计量和集输技术，在油井平台上实施了油井平台气液直输。采油平台油井自动化计量技术是一种计量精确、使用范围广泛、功能强、自动化程度高、计量精确、使用范围广泛的新型实用技术，打破原有的计量与集输理念。

参考文献

[1] 陈祥光姜波李海华. 储罐自动化计量技术在油田联合站中的应用[J]. 自动化仪表，2003，（02）

作者：张义萍

油井系统功图法计量技术论文 篇2：

影响量油准确性的因素分析与对策

摘要：在油田现场日常生产中，量油核产工作十分重要。虽然井口安装有四化设备，实现了油水井数字化管理模式，各采油生产单位建立了集生产监控、报警预警、生产动态、调度运行、生产管理、应急处置六大模块的一体化生产指挥平台但是，四化设备上传的量油数据仍存在不足，最准确的数据还是需要人工量油核产。如果油井发生泵漏、油管漏等情况，油井供液会越来越好，导致井口产液数据偏高，出现井口数据与实际盘库结果有差距的情况。输差大小直接体现出一个单位的管理水平。油井的产液计量对于分析油田生产运行的动态分析，制定科学的油田开发及调整方案，对各种油田增产措施的效果检验，实现对油田生产经营管理绩效的量化考核都具有重要意义。

关键词：油田现场;输差;量油

在油田现场日常生产中，保障量油的准确率、降低输差非常重要。量油与降输差直接决定了单位的现场管理水平。做好相关工作，就能最大限度地降低输差。本文基于油田日常生产中量油工作展开研究，列举了几种常见的计量方式，并对如何保证量油数据的准确率做了探讨，为今后相似现场管理提供了理论指导与实践经验。

1.油井产量计量的重要性

油井产量计量的意义在于及时掌握单井的生产情况，分析地下储量的变化情况，通过开发数据来制定方案，实现合理开发和动态调整。对于提高油藏的采收率，科学规范的管理油田以及实现效益开发的最大化具有重要意义。油井的日产量和生产运行情况会通过计量数据反映出来，从而能够最大限度地保障油田的正常开发，实现了精细管理、稳定生产、高效运营。油井计量核产在油田的开发生产和经营管理过程中的重要性主要体现在以下三个方面：

（1）准确的计量数据能够掌握每口井的产能情况，获得单井油、气和水的生产数据，通过数据可以掌握生产动态的变化，便于躺井后进行扶井或者产能不足的时候上作业进行增产;（2）了解油田各个单元的生产情况，通过计量数据可以大体估算油藏的采出程度，分析剩余油的分布，指导油田进行开调整，利于下步制定剩余油挖潜、增储建产、群挖群扶等方案的制定和实施。实施后井口数据为检验各种调整方案和措施的效果提供了重要依据，实现油田转型，由粗放型经营向科学规范的精细化管理转变;（3）当油井出现计量误差和产出油损耗时，能够及时发现，并进行处理，可以最大限度地降低油井不必要的产量损失。解决油田各单位和部门之间的原油交接纠纷，使原油的生产、储运等各个环节更加协调顺畅。

2.油井量油技术

2.1玻璃管量油

玻璃管量油从原理上来讲，属于一种容积法量油技术。在油田生产现场的计量中，大部分情况下使用立式两相分离器与玻璃管液位计结合的方式。在分离器侧壁上，安装有承压玻璃管。承压玻璃管内装有水，与分离器相连通;分离器内的介质为待测的油井采出液。与连通器原理类似，当分离器内的液面上升时，人工读取玻璃管内水柱上升至一定高度花费的时间，水柱上升高度即液面上升高度，从而计算出油井的日产油量。

2.2液位自动量油

与玻璃管量油相比，液位自动量油的原理大同小异。区别在于液位自动量油不需要人工操作，实现了液位检测、时间记录、进出油阀门开关的自动化运行，这些环节都有专门仪表负责控制，省去了人工控制。液位自动量油可以看作是玻璃管量油技术的升级优化，实现了自动化量油。

2.3功图法量油

功图法量油是依据井下抽油泵工况和油井产液量变化的关系，通过示功图分析并计算出油井产液量的一种计量技术。便携式功图量液仪可用于油井产量的活动计量，固定安装的功图法量油系统其原理与便携式功图量油系统相同，只是现场安装的传感器将采集的数据通过无线通信系统传输到集中布置的后台计算机，进行处理和计算。

3.如何保障量油的准确性

3.1加强动态分析

虽然许多生产单位借助自动化设备，实现了自动量油。受油井生产状态的影响，许多泵漏、油管漏现象发生时，自动化设备提交的油井井口数据就显得不真实。积少成多、长此以往，井口与实际的数据差值会越来越大，造成输差越来越大。影响了对真实生产情况的把控。如何利用手中既有的四化数据来分析井口数据，判断真假呢？在对油井生产动态进行分析时，功图起到了非常重要的作用。（1）对功图进行叠加，一般以一个月内为准，看功图变化，如果注采关系、生产参数未变动的情况下出现供液变好的趋势，则有可能是泵漏或者油管漏失;标准功图为平行四边形，受出砂、地层伴生气等因素影响，功图不可能处于理想状态，但是形状怪异的功图则说明井下情况发生变化，需要及时处理。（2）结合井口温度横向对比，一般夏季井口温度不会出现大幅度的下滑，如果出现了，及时人工量油核产;冬季随着气温大起大落，井口温度下滑幅度较大，不易做出判断。可以结合往年同期数据进行对比，比如今年1月份的井口液量较去年一月份的井口液量增加了许多，但是井口温度却下滑非常大，此时可以判断液量数据属于虚数，需要人工量油核产。

3.2建立一套人工计量标准

受各种因素影响，自动化计量出的井口数据与真实数据相比可能存在偏差。因此需要建立量油管理制度，防止工作人员未及时发现造成的输差放大现象的出现。在油井井数较多的情况下，可以本着抓重点的原则，对于重点井以及高产井，增加人工量油核产频次，对于非重点井，可以将核产周期设定的长一些。定期人工核产，与四化量油数据相差较大时，应当全面精确地对生产状态进行分析，或者加密核产。

3.3建立测试专业化队伍

随着油田改革的深入，减亏止损成了一大任务。而油田成本的开支中，人工成本占了很大的比例。近几年来，油田一改以往有多少子女就招聘多少人的思路，改为扎口袋，只要专业对口的高素质人才。而前线生产单位的老龄化现象十分严重，近几年就要迎来一波退休高峰期，前线人越来越少，作量却只增不减。以往各个单位的人员素质参差不齐，操作熟练的采油工零散地分布在各个基层单位中，可以将熟练地采油工挑选出来，专业的人干专业的事，成立测试专业化队伍，专门负责生产区块的量油核产任务，對于保障油田的正常生产具有重要意义。

4.结论

在油田开发生产中，油井的产量计量是一项关键的基础工作，计量的准确性对于及时掌握生产的动态变化具有重要意义。依据计量数据，可以检验增产措施的有效性，对油田日后的开发生产进行科学调整与指导。不同的油田面临着不同的生产情况，应当根据现场实际情况来制定最适合的计量方法，提高管理水平。国际油价的跌宕起伏、新能源的发展都对石油行业造成了不小的冲击，不能再走粗放经营的老路子，转而走精细管理的新路子。油井产量计量技术必然向仪表化、小型化、快速化、高精度化、连续化和自动化方向发展，以提高计量工作效率。

参考文献

[1] 彭岗桂. 单井称重式自动计量装置设计与分析[D]. 成都： 西南石油大学， 2015.

[2] 陈巍芳. 高含水时期的油井计量技术[J]. 化学工程与装备， 2011， 34（8）： 81-83.

作者：潘承文

油井系统功图法计量技术论文 篇3：

油田高含水期油气集输与处理工艺技术探讨

【摘 要】随着油气开采行业的不断发展 ，新开发油田数量增加，对生态安全的要求变得更加严格，使得油气水的开采、输送和处理必须采用更加完善的工艺体系。油田高含水期集输系统主要存在地面系统与油气集输工艺两方面的问题。为此， 应加强集输与处理工艺技术研究， 推广应用新技术、新设备及新工艺。

【关键词】油气集输与处理工艺；高含水原油；集输；稠油；脱水

1.油气集输工艺存在的问题

1.1传统的计量方式是制约了集输工艺的发展

油气集输是把分散的原料集中、处理使之成为油田产品的过程，是继油藏勘探，油田开发、采油工程之后的重要生产阶段，工程建设技术要求高，综合性强，工程投资大，对于集输管网系统，成功的设计必须是技术与经济的和谐统一体，其中技术是工程的基础与手段而经济效益是工程的核心与目的。目前，国内许多油田的科研人员对油气集输系统进行了广泛深入的研究，油田地面集输工艺有了很大的发展。

传统的量油分离器计量需人工进行量油操作、 液位计读数、 取样化验等。因此，需在计量站内进行油井计量；称重翻斗计量装置虽然减少了部分人工操作程序，自动化程度得到提高，但很多采油厂，都紧邻村庄，人为破坏非常严重，计量站仍不能放弃。

1.2高耗低效运行是影响生产成本的关键所在

由于原油含水的不断上升，产液量和产水量增加，输送能耗及处理费用逐年增加。随着单井产油量降低，百万吨产量需要的油水井数不断增加，使机采系统和集油系统的热力及动力消耗增加。另外，部分高耗能、低效率设备的在线运转，部分早期建成的各种站场在流程或布局上不适应油田的生产和发展，站内设备多、工艺流程复杂，维护工作量大。这些因素导致了油田生产单位能耗上升速度加快，控制难度增大。目前，效率要求逐年上升，如何简化流程、选择高效低耗能设备、优化系统，降低单位能耗指标是设计中面临的难题。

2.对策与思路

针对目前集输系统存在问题及现状，在以后编制产能建设方案的过程中，新技术、新设备及新工艺应该被推广，做好地面工程的简化、优化工作，降低工程投资，节能降耗，可主要在以下几个方面开展工作。

2.1优化地面集输系统流程

传统的单井计量技术是简化集输流程的一大障碍。目前“油井在线远传计量技术”已解决了这一问题。该技术依据油井深井泵工作状态与油井液量变化关系，建立抽油杆、油管、泵功图的力学和数学模型， 通过获取示功图数据，计量油井产液量。功图法油井计量技术具有以下特点：通过实时测得多个功图计算的产量叠加获得油井全天产量， 避免了双容积以数小时量油折算日产量带来的系统误差；能够实时采集处理数据、监控油井工况；自动化程度高，每个数据处理点可管理油井40口，现场无须人工操作；系统扩展性优良，通过增加控制模块，可实现抽油机远程监测、启停控制、节能运行等功能，有利于提高油井生产自动化和信息化管理水平。这一技术改变了油井液量需管输至计量站才能实现单井计量的传统计量模式，使油区内的各油井集输管道实现串接，解决了简化集输流程的障碍。

2.2高效设备的专项调研与应用

针对油田部分现有设备效率低、能耗高、老化严重等现实情况，为了给油田提供高效率、低能耗的适应油田发展的新型设备，分别对加热炉、分水器、高黏原油输送设备、脱水器及换热器等设备进行专项调研。在调研、分析国内外先进技术的基础上，结合油田产能的实际需要，筛选出适合各个油田油品性质的高效、节能设备。

2.2.1高效三相分离器

高效三相分离器是油田采出液高效处理设备，采用来液旋流预脱气、水洗破乳、高效聚结和油水界面控制等数项技术，使含水原油经一次处理即达到合格原油的标准。工作原理：油、气、水混合液进入预分离筒，在离心力作用下分出大量的伴生气；油水混合液（夹带少量气体）通过预分离筒下部分配器进入分离器，经过整流板整流和在含有破乳剂的活性水层内洗涤破乳，流入沉降分离室沉降分离，脱水原油进入油室， 水相靠压力平衡经导管进入室气体进入上部气体空间。

2.2.2多功能组合处理装置

该装置适合于难动用板块油田分散、单井产量低和产品性质差的特点。装置由油气分离、沉降、加热、电脱水和缓冲5个部分组成，简称“五合一”装置。

多功能组合处理装置原理结构多功能合一装置的应用大幅度简化了站内原油处理工艺，使脱水站的单一多台设备的功能集为一体， 适应外围小区块低产油田的脱水处理。该装置的设备规格可根据处理站来液量的需要进行设计。

2.2.3新型高效加热炉

新型高效加热炉是最新一代油田加热设备。该设备通过应用高效烟管强化传热、优选添加剂、整体结构优化、实现了油田加热炉的高效化和小型化。

该高效加热炉与常规加热炉相比，热效率由83%提高到90%以上， 钢材耗量由14t/MW降低到6t/MW 左右，综合性能指标达到国际先进水平。该项技术的推广应用，不但可以降低工程造价，而且可以大幅度降低加热炉的运行成本，自控系统完备，具有广阔的市场应用前景。

2.3稠油降黏输送技术的研究

选择稠油集输方式，虽然粘度是首要决定因素，但是油藏特性、开发方案、采油工艺、油品其他物性、地理环境等因素也需考虑。因此，选择何种集输方式，必须经技术经济论证确定。稠油的集输方式主要有如下几种：

2.3.1局部加热集输

这种集输方式就是对油井产出液中不掺入其他热介质（例如热水、稀油、蒸汽等），而是在井口等地方设置加热设施，集油管道采取适当放大管径、低流速集输，一般称之为单管热输。

2.3.2掺液集输

常用的掺液有稀油、活性水、脱出污水。掺液的作用：一是使稠油降黏，满足集输过程中的水力条件；二是借助掺液的热量，提高稠油的温度，满足集输过程中的热力条件。

2.3.3掺蒸汽集输

在井口油嘴后向稠油中通入蒸汽，提高稠油温度， 使稠油黏度降低，满足集输过程中水力、热力条件的要求。

2.3.4稠油改质集输

稠油改质是利用加氢、减黏裂化等工艺技术， 将稠油变成稀油的一种新技术。适用于黏度较高（10Pa·s以上），又不能进行热采，周围又没有可供回掺的稀油资源等情况的稠油油田。

2.4进一步对稠油脱水工艺技术的研究

由于稠油具有较小水油密度差、高黏度的性质，水滴在稠油中的沉降速度比一般原油要小得多，极不利于油水分离。目前国内针对稠油脱水没有特别有效的技术，大多综合采用传统的原油脱水方法，如重力沉降脱水、离心力脱水、化学破乳剂脱水、电脱水等。电脱水常作为稠油脱水的首选方法或脱水的最后环节，以满足脱水标准的要求。这些脱水方法综合运用会大大增加设备的投资及运行费用，而且由于稠油的高电导率，也会大大降低电脱水器的效率，无疑增大了电能的损耗。

3.结论

油田开发建设经历了从“地上”服从“地下”转变到“地上”、“地下” 相结合、共同服从经济效益的过程。今后地面工程在系统优化调整过程中，在对建设及运行现状与油藏工程相结合的研究基础上，要确定既能满足油田产量接替需要，又有利于地面工程系统优化调整的开发建设方案。要使“地上”、“地下”反复结合，不断调整地面建设规模，优化布局，简化工艺， 推广新技术，积极开展科研攻关及现场试验，将新成果在系统优化调整中进行应用，使系统优化调整后的地面工程和工艺更加优化，不断提高地面工程的术水平，以实现油田优化简化、节能降耗、减少投资、降低运行成本的目标。 [科]

【参考文献】

[1]冯叔初.油气集输[M].东营：石油大学出版社，1988.

[2]刘扬.石油工程优化设计理论和方法[M].北京：石油工业出版社，1994.

[3]王晓瑜.浅谈油气集输管网的优化设计[J].油氣田地面工程，2004，23（7）：44.

[4]刘利群，刘春江.长庆低渗透油田油气集输发展工艺技术发展综述[J].石油工程建设，2008，34（2）：41-45.

作者：高静