旋进旋涡湿气计量工艺现场适应性研究

为明确旋进旋涡湿气计量工艺在川西气田的适应性,以川西气田常规致密气井和含凝析油气井的生产特征为基础,通过分析不同工况下旋进旋涡流量计的误差范围,明确旋进旋涡湿气计量工艺在川西气田的应用界限为水气比<3 m3/104 m3.该工艺在川西气田常规致密气井和含凝析油气井的现场应用适应性较强,能满足现场湿气计量要求.初步形成了替代轮换计量和单井分离计量的湿气计量工艺推广方案,可省去分离器、轮换阀组等设备,大大简化站场流程,有利于站场建设降本增效,可在其他区块开展试验并推广应用.

基于槽式孔板和旋进漩涡流量计的湿气计量研究

槽式孔板用于湿气计量时,差压值会因气液相间作用而产生"过读",而采用旋进漩涡流量计时,旋进频率会因液相增大而产生"欠读"。通过分析槽式孔板"过读"和旋进漩涡流量计"欠读"的影响因素,以空气-水为介质开展了一系列两相流量计量实验,建立了各自的两相流量计量模型。将2种模型相结合建立了稳态计量模型。测试结果表明,在本文实验条件下,当液相流量小于1.0m3/h时,利用本文模型计算得到的气相流量相对误差在5%以内。

3种节流装置对湿气计量的实验研究

为了提高湿气的生产效率,减少水合物生成,通过室内实验环道对文丘利管、标准孔板和非标准孔板3种不同节流装置的湿气计量进行了实验研究。分别探索了差压信号、压损信号与工作压力的关系;差压信号、压损信号与干度的关系。结果表明,只有压损信号和干度间存在明显的线性关系,结合压损信号和干度之间的规律,最终求得湿气流量计算公式。对比公式计算值和真实值发现:文丘利喷管模型误差为±7.8%,孔板的误差为±9.5%,非标准孔板的误差为±11.7%。该实验结论在压力为0.5 MPa以下时成立,对湿气计量的研究具有指导意义。

国内外天然气湿气计量技术和相关技术标准现状及发展浅析

在气田开采过程中，大多数情况下，天然气的产出总是伴随着液态烃、游离水和饱和水蒸气的产出。因此，天然气在从单井开采到多井集输、净化处理、增压输送的过程中，均或多或少地涉及湿气计量。由于单井产量计量与开采方的经济利益密切相关。而且单井的计量数据也是油气田管理方了解气井生产能力、生产状况的重要数据，直接影响到气藏控制和管理水平，并进一步涉及贸易交接计量的准确度，因此，提高湿气计量的准确性和可靠性也越来越受到世界上各大石油公司的重视。

川西气田单井带液湿气计量适应性分析

针对川西气田单井的生产特征,开展了不分离湿气带液计量工艺的试验研究,优选智能旋进漩涡流量计开展现场试验,通过与标准孔板节流计量的对比探讨了该工艺在川西气田运用的可行性,通过对不同工况下误差的跟踪分析界定了工艺适用的工况条件,并结合新井和老井不同的生产特征,制定了相应的现场推广应用方案:对于新井初期可采用湿气计量与临时分离计量并联的方式运行,待气井生产稳定后拆除临时分离撬;而对于老井可直接进行带液湿气计量改造。

油田湿气计量仪表的应用分析

介绍了油田湿气计量技术发展状况 ,全面分析了油田湿气计量各种仪表的特点和应用问题 ,特别谈到当前在油田湿气计量中推广应用的旋进旋涡流量计的原理和特点 。

中转站湿气计量方式分析

通过对大庆油田采油六厂中转站过去和现在的两种湿气计量方式在投资、现场应用效果及维护方面的分析对比,找出了过去湿气计量方式存在估值问题的原因,并解决了中转站湿气计量的连续周期短的弊端,提出了适合油田可持续发展的湿气计量方式。

旋进旋涡气体流量计在天然气湿气计量中的应用

旋进旋涡气体流量计具有管理方便、功能强大、操作方便、结构紧凑等优点,被广泛地推广和应用在众多领域的气体计量工作中,尤其是在天然气湿气计量中。但是,旋进旋涡气体流量计在应用的过程中会出现若干问题,如果没有及时采取措施进行处理,将会影响计量结果的准确性和可靠性。因此,针对旋进旋涡气体流量计的工作原理进行了分析,并探析了旋进旋涡气体流量计在天然气湿气计量中的应用。

差压式流量计安装方式对湿气计量准确度的影响与对策

差压式流量计是当前应用的较为广泛的一种系列化流量计,有着结构简单、应用广泛、便于维修以及标准件容易生产等优点,因此被广泛应用于石油石化行业。但是其安装方式不同,对计量准确度会有不同的影响。该文简要介绍了国内外湿气计量研究现状,重点分析了在湿气计量条件下,差压式流量计安装方式对流量计量准确度的影响,并通过在导压管上安装沉降器,经现场比对试验和数据分析,阐明了沉降器对差压式流量计湿气计量准确度改善应用的可行性。

湿气不分离式多相计量技术及其应用进展

多相流体流量的准确计量是不分离计量装置面临的重要问题。阐述湿气不分离计量技术发展现状及应用情况,对湿气流量计量测试误差的产生原因进行分析,确定了多相流组成复杂、流态变化多样、测量模型适用性较低等为主要因素,并提出改进测量准确度的建议,为湿气不分离计量准确度的提高提供研究思路。

高准确度湿气计量

为了经济地开发北海南部的几个边缘气田 ,需与其他合作者共用输气管线 ,因此 ,在气体混合之前进行准确计量是必要的。传统的孔板流量计量要求气体为干气 ,所以需用昂贵的分离设备 ,因此 ,这种气田的开发是不经济的。一种替代方法可以使得油田的开发节省很多资金。这种方法是 ,首先安装文丘里流量计测量每口井的湿气量 ,然后累加每口井的气量读数 ,给出不确定度为 1%左右的总量 ,这类似于常规的贸易计量站。对于一个典型的气田 ,用这种方法计量与用分离器进行分离计量相比较 ,前者可节约 2 0 0 0万英镑。本文论述了计量系统的设计、应用实践和测量不确定度的评估。

崖城13-4气田湿气贸易计量系统设计与应用

针对崖城13-4气田的来气是未脱水、脱烃的湿气以及海管段塞流、溶解气对油水计量精度的影响等问题,借鉴多相流量计计量原理,采用GLCC气液分离器+段塞流捕集器+贸易计量的整橇设计方案,设计了该气田湿气贸易计量系统,并对系统分离设备和计量设备进行了选取,实现了多种类型分离器及流量计组合的不进行脱水、脱烃的湿气在线计量,并达到了气、油、水三相计量不确定度低于3%的要求。崖城13-4气田湿气贸易计量系统的成功应用可为今后类似气田开发贸易计量提供借鉴经验。

低渗致密气井井口楔形流量计应用研究

掌握低渗致密气藏在开发生产过程中的变化趋势,通过产量核实制定和验证间歇生产制度的合理性,并持续优化调整,气井井口的流量计在气井动态管理中发挥着重要作用。但是,井口天然气进入地面管线时,属于湿气,含有凝析水或油、饱和水蒸气、轻烃类以及固体杂质。不同区块、不同层位气井湿气构成和组分也不相同,井口工况比较复杂,在用的大部分流量仪表受到出液的复杂因素影响,自动计量并上传的气井产量数据误差都比较大,导致动态管理不能准确地监测气井实际生产情况或措施作业效果。针对此问题,本文提出应用新型楔形流量计,在现场安装试验并修正计算参量后,量程比可达15∶1,差压精度0.075%,年故障率为0.3%,在低渗致密气井井口计量中有较好的适应性,为推动气田动态管理数字化转型提供优质的基础数据。

井丛自动选井及气液两相流量计量装置的研发和应用

延XX井区位于鄂尔多斯盆地天然气富集区的南缘,属于致密气田,气井生产过程中产水,水气比范围为0~9 m^(3)/10^(4) m^(3),构成“湿气”工况。项目气井单井计量工艺为单相(纯气)计量,主要有旋进漩涡流量计、孔板差压流量计等,单相流量仪表受到出液的影响,无法准确计量气井的气液产量,导致无法准确监测气井生产动态,制约着气井的科学、精细管理。因此,实时在线气液两相流量计量装置的研发和应用就尤为迫切。研发的气液两相流量计量装置是适用于湿气工况条件的气液两相流量计,可以在气液不分离的状态下,对气井产出的气液流量进行实时连续测量,适用于环状流、段塞流等常见流态。将其与多路阀相结合,该装置可远程控制自动选井/倒井,同时实现井丛多口井自动选井及气液两相计量,实时采集信号并进行数据处理传输,输出气量、液量、气液比、温度、压力等参数。室内实验和现场试验结果对比显示,气相、液相测量的结果相对偏差分别为-4.82%、-8.47%和7.69%、20.00%,满足现场工况的计量要求。

气液两相流动态差压信号分析

对垂直上升管道气液两相流动态差压信号进行了分析,提出了管道差压信号均方差与气液两相流其他参数(总质量流量,干度,气液密度等)之间的函数关系。

苏里格气田南区块天然气集输工艺技术

鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强,属于典型的低渗透致密岩性气藏。针对该区块的地质特征和特殊的开发方式(采用井间与区块相结合的接替方式开发),采用了以下天然气集输工艺:①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺;②管道不保温;③中压集气;④井口带液连续计量;⑤常温分离;⑥两次增压;⑦气液分输;⑧集中处理。形成了"中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交接计量"等一系列工艺技术,有效降低了地面工程的投资成本,提高了气田开发项目的经济效益,对类似气田的开发建设具有借鉴意义。

长庆气田单井计量方法研究

一、单井计量现状1．技术标准的制定情况为了进一步提高单井计量的准确性和可靠性．美国和挪威发布了湿气计量相关技术建议——美国石油学会（API）于2005年9月发布的APIRP86Recom—mendedPracticeforMeasurementofMuhiphaseFlow．挪威油气计量学会于1995年首次发布、2005年3月修订的《多相流计量手册））HandbookofMultiphaseFlowMetering。国际标准化组织（IS0）也T2008年7月投票成立了ISOTCl93SC3／WG2~作组，负责起草湿气测量的技术报告。