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1、,单井远程在线计量与分析系统 概述及基本理论,计量的作用 传统意义的计量-商品交易 单井液量的计量-？ -反映油井的产能 -反映油井能力动态变化 -反映油井抽油设备的工作情况 -反映措施作业的效果 因此，计量是手段 搞清油井工作状况是目的,目 录,油井计量技术的发展 系统组成及功能 抽油机井在线计量的原理 高气液比抽油机井的计量 电泵井在线计量的原理 体会及建议,油井计量技术的发展,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：国内各油田普遍采用的传统方法，约占油井总数的90%以上。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%
2、。 翻斗量油孔板测气：翻斗量油装置主要由量油器、计数器等组成。一个斗装满时翻到排油，另一个斗装油，这样反复循环来累积油量。这种量油装置结构简单，具有一定计量精度。 两相分离计量法 三相分离计量方法等。,油井计量技术的发展,油井计量技术的发展,各种液量计量方式优缺点对比,油井计量技术的发展,油井计量技术的发展方向 （1）向新技术方向发展 随着技术的进步及各种气体和液体流量计量新技术的广泛应用，油井产量计量中必然越来越多地使用操作简单、及时方便的计量方法。 （2）向准确反映油井动态变化方向发展 我国油田多进入开发后期，需要准确及时地了解油井的生产状况，为生产管理提供真实可信的数据，对能准确反映油井
3、动态变化的要求必然越来越高。 （3）向快速化方向发展 为了及时掌握油井的生产状况，需要缩短油井计量周期，对油井进行更加频繁和及时的测量，因此必须提高油井计量速度。 （4）向自动化方向发展 自动化技术的发展为降低劳动强度和提高劳动生产率提供了可靠保证。同时，为了实现油井准确、快速的测量，也必须采用自动化的测量方法。,油井计量技术的发展,油井远程在线计量的关键技术 抽油机井-示功图法 自喷井-压差法 电泵井-压差法、特征曲线修正法、系统损耗分析法 螺杆泵井-转速法 符合油井计量发展的方向,目前该技术能较好地解决常规井的计量，应加大的特殊井况油井计量研究： 井身结构：斜井、定向井； 流体物性：高气液
4、比、油稠、结蜡、出砂、乳化等； 工况故障：油管漏失、抽喷井、断脱等； 功图特征不明显井、多种故障重叠； 低产、低效井等。,油井计量技术的发展,单井远程在线计量与分析系统 组成及功能,单井远程在线计量与分析系统是以采油工程技术、通信技术和计算机技术相结合的系统，具有油水井自动监测和控制、实时数据采集、油井工况诊断优化设计、油水井液量、电量计量等功能。 该装置是单井集群单井远程自动监测系统，与专门的油井计量软件结合，构成了油井远程监控、液量自动计量及分析优化系统，替代或简化计量流程，以降低产能建设投入和运行成本。,组成及功能,系统组成,系统工作流程,该解决方案包括井口监测设备和诊断计量分析设计软件
5、平台的智能化、网络化操作。通过选择适当的通信和网络系统，可以实现24小时对油井工况实时监测，诊断分析计量设计软件对接收信息和数据进行分析，提供出一个更有效地解决方案来优化油井生产，进而对单井直至整个油田生产现场的优化操作作出正确决策。,组成及功能,1油井工况检测功能 对自喷井、抽油机井、电潜泵井、螺杆泵井采集电压、电流、功率、载荷、冲次、冲程、井口压力、油温、生产时率、曲柄销子、转速、扭矩及巡井时间等生产参数。,系统功能,1油井工况检测功能 对自喷井、抽油机井、电潜泵井、螺杆泵井采集电压、电流、功率、载荷、冲次、冲程、井口压力、油温、生产时率、曲柄销子、转速、扭矩及巡井时间等生产参数。,系统功
6、能,2注水井工况监测功能 对注水井采集井口压力、温度、注水量等生产参数。,系统功能,3 数据管理功能 通过对生产参数的采集、过滤和处理，根据生产需要自动生成各种生产报表和生产曲线。,系统功能,4、生产数据分析功能：地层压力、流动压力、含水、产液量、产油量、油井生产能力分析、动液面等变化分析。,系统功能,系统功能,5 报警功能 系统可对油井工况监控和故障诊断结果进行实时报警，可以设置报警的种类、各种报警的展现方式（如报警信息的颜色、声音），并可以选择报警的井范围。安装PES油井工况监控与分析系统实时报警软件的任何计算机终端都能实时收到故障的语音、颜色、闪烁报警。,系统功能,6 抽油井工况诊断功能
7、,软件能自动诊断油井的故障类型：连抽带喷、固定凡尔卡死（不能打开）、泵严重磨损（不能关闭）、抽油杆断脱、气锁、完全液击、气体影响、供液不足、柱塞脱出工作筒、固定凡尔漏失、游动凡尔漏失、液体或机械摩阻、泵筒弯曲、泵上下碰等。,系统功能,7 系统效率与损耗分析功能,8油井产量、电量计量功能 在油井正常运行期间，能够实现远程测试数据的自动录取，根据采集的压力、转速、地面示功图、电量等数据，应用油井量油技术，计算油井产液量，实现在无人值守情况下能及时掌握油井的动态变化和用电情况。,系统功能,9油井生产系统分析与优化决策功能 根据检测数据，进行生产井参数优化设计、在线诊断、抽油井系统效率分析等。,系统功
8、能,10网络查询功能 通过IE浏览器和专用的视频播放软件，在油田信息网上可随时浏览各油水井的各个监控画面、实时生产数据、液量计量、工况诊断、优化设计等结果，查询有关生产报表及分析结果。,系统功能,抽油机井在线计量的原理,在线计量的原理,地面 功图诊断,泵功图诊断,泵功图诊断 单井在线计量,功图测试技术,功图测试技术 波动方程（解泵功图） 计算机技术（几何特征）,功图测试技术 通信技术（实时功图） 波动方程（求解泵功图） 计算机技术（综合诊断） 单井系统计量技术,简单定性,定性半定量,完全定量,技术手段,现场实现,技术本质,抽油机井在线计量的原理,抽油机功图技术发展历程,抽油机井在线计量的原理,
9、“功图法”油井计量技术是依据游梁机-深井泵工作状态与油井产液量变化关系，即把有杆泵抽油系统视为一个复杂的振动系统，该系统在一定的边界条件和一定的初始条件（如周期条件）下，对外部激励（地面功图）产生响应（泵功图）。然后对此泵功图进行分析，确定泵的有效冲程、泵漏失、充满程度、气影响等，计算井下泵排量，进而求出地面折算有效排量。,抽油机井在线计量的原理,抽油机井在线计量的原理,“示功图法”计量关键技术是通过计算机模型成功地实现了对泵功图的获取与识别，可以准确地确定凡尔的开启、关闭四个关键点，描述出泵功图的关键点、关键线和关键面积等的几何特征，计算出产液量，并且准确地运用几何特征、矢量特征、神经网络方
10、法实现对泵功图故障正确诊断。 该技术的本质是通过泵功图来实现泵的有效排量计算，泵功图故障正确诊断是油井工况分析的前提，正确的油井工况诊断是油井产液量计算的基础。,抽油机井在线计量的原理,常见油井故障泵功图的几何特征主要表现在8个点、2条线和3个面积上，如图所示。其中，固定凡尔、游动凡尔的开启、关闭点的是判断的关键性指标。,抽油机井在线计量的原理,油井计量的精度同时受特殊井况的影响 井身结构：斜井、定向井； 流体物性：高气液比、稠油、结蜡、出砂、乳化等； 工况故障：油管漏失、泵漏失、抽喷井、断脱等； 功图特征不明显井、多种故障重叠； 低产、低效井等。,高气液比抽油机井的计量问题,高气液比抽油机井
11、的计量问题,（一）、中高气液比油井产液量计量现状 1、中高气液比功图量液方法有优势； 2、“气液比究竟是多少”并不重要； 3、过高的气液比会出现“功图特征无法识别”！,高气液比抽油机井的计量,（二）、气液比高井的计量界限问题 软件自动判断出凡尔开启点比较困难。究竟多高的气液比才不能计量目前还不能找到明显的界限，但至少认识到不能由产气量和气液比简单地划分界限，因为气体对泵效的影响与饱和压力、含水、套压、沉没度均有关系。,高气液比抽油机井的计量,（二）、气液比高井的计量界限问题其他因素 （1）振动载荷对功图的判断有一定的影响； （2）泵沉没度（连抽带喷）对功图的判断有一定的影响； 部分刚刚转抽的高
12、气井可能会存在计量问题，刚刚转抽的高气井 可能经历连喷带抽和气体影响特征不明显两个阶段；,高气液比抽油机井的计量,（二）、气液比高井的计量界限问题 初步认为一般气体影响因子（泵入口压力下的气液比）在6-8以上就可能出现“供液不足/气体影响特征无法识别”的情况。 采用了套管定压放气装置和气锚的井，其临界气体影响因子一般可以放到原来的1.5-2倍以上。 也就是说原来没有放气的井出现特征无法识别的情况，可以通过套管放气而变为可以识别的井。,高气液比抽油机井的计量,（二）、气液比高井的计量界限问题 如气油比500，含水80%，那么气液比为100，套压2MPa，沉没度300米，则影响因子在2.0以下，一
13、般是不会有问题的。 而气油比500，含水0%，那么气液比为500，套压1MPa，沉没度100米，影响因子在15-20之间，就可能会出现不能准确计算的情况。 在大港油田采油四厂白二站应用13井，没遇到“供液不足/气体影响特征无法识别”的情况，说明采油四厂白二站所谓的高含气并没有达到“供液不足/气体影响特征无法识别”的临界气液比，我们不用过分担心高气液比情况算不准。,高气液比抽油机井的计量,（二）、气液比高井的计量界限问题,高气液比抽油机井的计量,（三）传统方法高气液比油井的计量误差也很大； （1）气体分离不干净； （2）计量时地面集油管线内压力平衡打破，管线内气体压缩或膨胀，井口流量和分离器流量
14、不一致； （3）分离器不同刻度段对应的计量产液量差异较大，这一点在先导性试验中也已经有所总结； （4）流量计适应性不好。,高气液比抽油机井的计量,（四）、气液比高井的计量具有相对优势 （1）一般高气液比油井往往也是产量波动较大井； （2）传统方法高气液比油井的瞬时计量误差也很大； （3）应该说：在没有达到“排液段信息不明显”，即“无法识别”的高气液比界限时，我们是不用担心“气液比不准确”对抽油机井产液量的影响的。,高气液比抽油机井的计量,（四）、气液比高井的计量具有相对优势,高气液比抽油机井的计量,（四）、气液比高井的计量相对优势对比,量油方法的相对优势区间,高气液比抽油机井的计量,（五）、通
15、过优化设计可以改善计量状况 改善方法： 1）套管放气要实施减少泵的气体质量通过量； 2）井下分离有意义减少泵的气体质量通过量； 3）合理的下深，适当的加深泵挂减少泵的气体质量通过量； -减小气体在泵入口压力下的体积比； 4）大泵强采增加举升高度；,高气液比抽油机井的计量,（五）、通过优化设计可以改善计量状况,通过优化设计功图量油的相对优势区间扩大,高气液比抽油机井的计量,（六）、油井气液比对液量的影响有多大? 目前的软件适应范围是多少? 答：气液比对液量的影响很小。实际上气体影响分两部分，一部分是泵入口压力下的自由气，一般占产气量的绝大部分；另一部分是泵入口压力下的仍处于溶解状态的溶解气。因为
16、功图上有明确的自由气气体对液量的影响结果信息，所以自由气体积究竟是多少并不关键。 溶解气量的计算与饱和压力、气油比有关，如饱和压力15MPa, 泵入口压力1 MPa,则只有约1/15的气体仍处于溶解状态，这需要在井下排量算出后在修正成地面标准状况下产液量时考虑。,高气液比抽油机井的计量,电泵井的计量,电泵井的计量,电泵井的计量方法 -压差法 -特征曲线修正法 -系统损耗分析法,电泵井压差法-经验公式,气液比R是敏感参数，而现场无法得到准确的数据，因此，误差较大，有时甚至很离谱,电泵井的计量,电泵井的计量,电泵井压差法-欧洲流量计标准模型,电泵井的计量,电泵井压差法-欧洲流量计标准模型,这里，气
17、液比R不再是敏感参数,应用情况评价 （1）达到了和孔板压差流量计混相计量的相同计算准确度； （2）未经标定情况下，估算90%以上的井的计算误差可以保证在15%以内； （3）可以通过标定进一步提高计算准确度； （4）能够反映产液量的变化趋势； （5）考虑了天然气没有完全析出成为自由气的情况； （6）模型有坚实的物理理论基础，使用范围基本没有限制。,电泵井的计量,电泵井压差法-欧洲流量计标准模型,关于“孔板压差/涡轮流量计混相计量”的认识 （1）压差法产液量计量技术其实质还是孔板压差流量计混相计量。 （2）孔板压差流量计和涡轮流量计计量水较准确，误差可以在2%以内； （3）孔板压差流量计和涡轮流量
18、计不同，涡轮流量计测量的是流体速度，会存在相对速度滑移，尤其粘度小的气体或低速状态下速度误差会较大，涡轮流量计测试多相流的时候导致其不准的主要原因是气体的比重与相对滑脱不知道。,电泵井的计量,关于“孔板压差/涡轮流量计混相计量”的认识 （4）石油工业中孔板压差流量计用来计量油气等混合液体多不准，不准的原因并不是模型本身误差很大或者适应面太窄，而主要是因为以下几个原因造成的： 1）公式需要混合液密度数据，而工业用的一般孔板压差流量计根本没有采集混合液密度的功能，而只是出厂前预设一个水的密度值,根本不管应用中气体量对混合液密度的影响； 2）即使是专门用于混相计量的情况，一般也是人工估计的一个密度值
19、或者提供一个初次应用的标定， 3）有些昂贵的流量计可能含有密度采集换算的功能，但是现有的技术水平是很难在流动状态下算准流体密度的； 4）流量计生产企业不可能对每一个流量计应用前分别调研其使用条件下的压力、气体含量等参数而换算出密度，只能是预设一个密度值； 5）有的电子流量计计算很准确就是因为表盘上可以在使用中输入气体百分比或密度值。,电泵井的计量,实际上，一般气体较多的电潜泵井都要采用井下气体分离和套管放气工艺，电潜泵正常工作的泵入口状态下的自由气体体积不能超过10%，而实际上在超过13%之前早已经欠载停机了。 也就是说，对于泵入口压力小于8MPa的电泵井来说，由于输入气油比的误差（50%）导
20、致的产液量计算误差不会超过10%，即使是泵入口压力达到10MPa的电泵井，产液量计算误差也不会超过15%。,孔板压差法流量混相计量误差分析,电泵井的计量,得出以下结论： （1）电泵井压差法计量模型可以保证绝大多数井产液量计量误差在10%以内； （2）适当地减小油嘴直径，增大油压，对量油的准确度是大有好处的，电费增加不多！一般电泵排出口压力都能达到10MPa以上，如增加0.5MPa的油压还不到总输出压力的5%，电费增加量不会超过3%。 （3）特别大的气液比时计算误差趋于恒定，不管气液比如何增加，误差增加很少，主要影响因素是输入气油比的错误程度，也就是说，压差法计量模型对于极高气液比的自喷井中应用
21、时，能够通过相对搞准气液比值或者标定的方法得到相对较准确的计算值。,孔板压差法流量混相计量误差分析,电泵井的计量,压差法计量目前的主要问题,（1）地面节流压差法模型本身还是比较准确的，但是因为气液比不能较准确地获知，或者不能实时获知气液比变化情况，致使地面节流压差法不能准确地计算电泵井液量； （2）解决办法： 1）滩海电泵准确地获知泵排出压力，可以应用电泵伴侣采集的泵排出压力实时计算出气液比，再依据该气液比计算出电泵井产液量； 2）一般陆上电泵井因为没有电泵伴侣实时采集的泵排出压力，需要应用通过改变气液比使后文中的三个方法耦合收敛，反推出气液比，计算出三个方法的对应产液量和加权平均产液量。,电
22、泵井的计量,电泵井的计量,特征曲线修正法 -已知泵扬程（排出压力），从泵的特征曲线查得产液量,泵特征曲线修正,电泵井的计量,泵特征曲线修正,电泵井的计量,塔尔萨大学实验电泵及采集传感器,泵特征曲线修正,电泵井的计量,泵特征曲线修正,电泵井的计量,泵特征曲线修正,电泵井的计量,泵特征曲线修正,电泵井的计量,1、流量相似关系 2、压头相似关系 3、功率相似关系,泵特征曲线修正,可变频调速设计,电泵井的计量,泵特征曲线修正与宏观运行合理性分析,电泵井的计量,泵特征曲线修正与宏观运行合理性分析,电泵井的计量,电泵井的计量,特征曲线修正法-需要的数据 -泵的特征曲线、油套压、管柱组合、流体物性； -或泵
23、排出压力（电泵伴侣能提供），泵的特征曲线、流体物性。,具体技术思路 泵输出功率=质量产液量 泵排出压力 泵排出压力=泵的实际扬程（包括油管损失）,电泵井的计量,系统损耗分析法,-电泵井系统效率损耗计算,电泵井的计量,系统损耗分析法,电泵井的计量,系统损耗分析法,-需要的数据 -泵的特征曲线、油套压、管柱组合、流体物性、电参数、设备（电缆、电机、分离器等）数据； -或泵排出压力（电泵伴侣能提供），泵的特征曲线、流体物性、电参数、设备数据。,综合法产液量计量技术,具体技术思路,电泵井的计量,综合法产液量计量技术,实际上可以得到三个产液量，系统损耗法计算的产液量、粘度含气校正算得产液量和压差法计算的
24、产液量，这三个液量用哪一个呢？怎样在一起应用能够更加准确地计算出产液量呢？,电泵井的计量,-需要的数据 -泵的特征曲线、油套压、管柱组合、流体物性、电参数、设备（电缆、电机、分离器等）数据； -或泵排出压力（电泵伴侣能提供），泵的特征曲线、流体物性、电参数、设备数据。,（1）现单井远程在线计量技术之所以能成功应用，是因为建立了以工况诊断为核心的功图法计量模型的结果，是对硬件及软件不断调整完善的结果，是现场精细管理的结果。 （2）以抽油机井”功图法”计算液量方法、电泵井以”压差法”计算液量为核心的技术思路是正确的,通过不断加深特殊井况油井的模型修正和电泵井系统损耗分析法、特征曲线修正法的研究应用
25、,必将对单井远程在线计量技术有一个较好的提高。 （3）实践证明，单井远程在线计量技术使油井连续计量成为现实，在线给出的油井诊断结果，可为现场分析和管理提供有力的技术支持。 （4）现有的单井远程在线计量系统仍需要补充、完善、发展，通过应用新技术、精细研究和现场验证，一定能形成一套经得起考验的油井计量和分析系统。,几点体会,1 开展油井特殊井况液量计量的技术研究。主要包括： （1）任意井眼轨迹油井杆、管、液柱空间三维耦合振动与柱塞动态变化规律研究 （2）特殊流体性质（稠油、结蜡、出砂、乳化等）油井的阻尼系数计算方法 （3）特征不明显功图的成因和工况识别研究 （4）电泵井压差法、特征曲线修正法、系统
26、损耗分析法三种液量计算方法对比研究 （5）螺杆泵井由转速法、电参法向扭矩负荷综合分析法延伸研究,建议,2 开展油井特殊井况液量计量的现场示范区试验。主要包括： 抽油机井: （1）选一个高含气区块，所选井覆盖较大的气液比范围，研究确定“气体影响特征无法识别”的高气液比界限及对该界限的影响因素量化指标； （2）开展油井工作参数优化设计工作，验证优化设计工作对提高计量准确度和泵效率的影响。,建议,2 开展油井特殊井况液量计量的现场示范区试验。主要包括： 电泵井: (1）滩海电泵能准确地获知泵排出压力，可以应用电泵伴侣采集的泵排出压力实时计算出气液比，再依据该气液比计算出电泵井产液量； (2）陆上电泵井因为没有电泵伴侣实时采集的泵排出压力，需要应用通过改变气液比使三个方法计算液量耦合收敛，反推出气液比。,建议,2 开展油井特殊井况液量计量的现场示范区试验。主要包括： 螺杆泵井: 在现有井口采集装置基础上,加装载荷扭矩一体化传感器，采集杆柱轴向力和扭矩数据，实现计量由转速法、电参法向扭矩负荷综合分析法的转变，保证计量精度和故障诊断准确率的提高。,建议,汇报完毕 谢谢大家,