井下多相流測量技術綜述

鄭永建，馬勇新，曾 桃，潘艷芝，趙軍林

1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司生產部（廣東湛江524057）

2.蘭州海默科技股份有限公司技術中心（甘肅蘭州730010）

■計量

井下多相流測量技術綜述

鄭永建1，馬勇新1，曾 桃1，潘艷芝2，趙軍林2

1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司生產部（廣東湛江524057）

2.蘭州海默科技股份有限公司技術中心（甘肅蘭州730010）

井下多相流量數據對于進行層間產量分配、定位生產異常、確定生產率指數及多層合采具有重要意義，尤其是對于開發成本較高的深水井和分支井等具有重要的價值。多相流測量一直是一個世界性的難題，由于井下環境的特殊性，將多相流量計用于井下流量和溫度壓力的測量，對多相流量計的設計、加工和應用又提出了新的挑戰。調研了國內外井下多相流計量技術的研究現狀，列舉了目前較為成熟的幾種井下多相流測量技術，分析了井下多相流測量所面臨的挑戰和未來的發展趨勢。

井下多相流；多相流量計；動態監測

隨著油田開發和管理技術的不斷發展，建設全自動化的“智能油田”正逐步成為當前石油工業發展的一個趨勢。井下多相流測量是智能油田不可或缺的一項技術，井下實時數據的獲得對于油田管理、生產優化具有非常重要的價值[1]。尤其是對于開發成本較高的深水井和分支井來說更是如此。井下流量數據可以用于層間產量分配、確定和定位生產異常、確定生產率指數、指導多層合采等[2]。另外，通過井下流量測量還可以減少地面測井次數和地面設施。與間歇式測量相比，井下實時連續的數據更能診斷實時井況，避免不必要的損失[3]；與地面測試相比，井下的高壓環境大大減小了混合流體的含氣率，從而為多相流量測量創造了有利的條件。

目前井下流量動態監測大多采用單相流量測量儀表如渦輪流量計、井下多普勒流量計等。前者通過計算渦輪的轉速獲得井下流體的流量，而后者利用了聲學多普勒效應測量流體流量。這2種流量計沒有對相分率進行測量，無法提供多相流中各相的流量，從而影響了多相流的測量精度和效果。當下，只有國外極少數公司能夠提供井下多相流測量的解決方案，在國內井下多相流量計的應用幾乎還是空白。

1 井下多相流測量技術

1.1 井下溫度和壓力的測量

由于井下工況和地面工況之間存在較大的差異，因此井下多相流的測量離不開井下溫度和壓力的測量。目前用于井下溫度和壓力測量的儀表主要有兩大類：一類是電子傳感器，另一類是光纖傳感器。

電子傳感器中最典型的是電子石英傳感器。石英的化學性質穩定，在井下高溫高壓等惡劣環境中能夠保持較好的傳感特性，將石英傳感器和必要的電子元件配合使用能夠實現較大溫度范圍和壓力范圍內的高分辨率測量。在20世紀80年代石英傳感器出現以前，井下壓力測量系統都是通過應變計來測量壓力的，這種應變計與石英傳感器相比分辨率低（0.07kPa）、漂移大（＞68.9 kPa/a），難以滿足井下環境對儀表超高穩定性和可靠性的要求[4]。常用井下石英傳感器大致包括以下幾類：石英電容傳感器，壓電傳感器和諧振梁式傳感器等。其中諧振梁式傳感器應用較多，測量精度較高，在非光纖類傳感器中，諧振梁式石英傳感器已經成為井下壓力測量的基本傳感器。

井下極端環境對工業用傳感器的可靠性和穩定性提出了苛刻的要求。為了滿足市場的需求，出現了尺寸更小、能承受更高壓力和溫度的傳感器。這些能夠承受高溫高壓的傳感器適用于井眼尺寸隨深度而減小的深海環境。此外，對測量精確度的要求還催生了井下雙壓力傳感器，安裝在井下的壓力傳感器由1個變成了2個，2個傳感器可以互相驗證或者在其中1個儀表失效的情況下互為備用。

目前石油工業測井技術領域應用的電子類井下壓力傳感器的測量精度可以達到0.015%～0.02%的滿量程，分辨率達到了0.07kPa左右，最高壓力測量范圍達到172～207MPa；溫度傳感器的測量精度可以達到0.15℃左右，最高能夠承受200℃左右的高溫。表1給出了部分廠家的井下溫度壓力傳感器參數。

表1 世界部分廠家的溫度壓力傳感器性能參數

在過去的幾年中，井下光纖傳感器在石油工業中得到了廣泛的應用。光纖無可動部件，抗電磁干擾能力強，耐高壓、耐腐蝕，在井下極端環境中具有極強的適應性、可靠性。

應用于井下溫度和壓力測量的光纖傳感器主要有以下幾種：布拉格光柵傳感器（FBG）、法布里-珀羅干涉傳感器、分布式溫度監測系統（DTS）等，其中FBG和法布里-珀羅傳感器主要用于單點溫度和壓力采集，而DTS則可用于井下不同位置的多點分布式溫度測量。國外某公司生產的井下光纖傳感器壓力測量精度可以達到0.01%的滿里程，分辨率達到0.2kPa，溫度測量精度達到了0.1℃，分辨率為0.02℃。這種光纖傳感器能夠適應井下150℃的高溫和137.9MPa的高壓。

盡管現在預言光纖傳感器將取代電子類傳感器在井下的應用還為時尚早，但光纖傳感器在惡劣環境中的適應性卻被廣大的研究者和應用者普遍看好。

1.2 井下多相流的測量

井下多相流的測量與地面多相流的測量思路基本是一致的，即通過一定的方式分別測量出多相流體的總流量和各單相的相分率（體積相分率或質量相分率），結合滑移模型計算出各單相流體在工況條件下的體積流量或質量流量，再借助一定的PVT模型將工況相流量轉換到標準狀況條件下。

井下流量計可分為兩大類：短時型與永久型。短時型井下流量計在井下的工作時間一般是幾個小時至幾天的時間，而永久型井下流量計工作壽命要達到幾年甚至十幾年。

1.3 井下光纖流量計

通過在一根光纖上集成多個FBG傳感單元，可以測量出光纖傳感器處管壁所受到的壓力擾動信息。這里的擾動由兩方面原因造成，一是紊態管流所產生的渦流給管壁造成的壓力擾動，二是管道內聲波沿管道向上下游傳播對管壁造成的壓力擾動。運用聲納處理技術可以將這兩種擾動區分開來，從而實現流速和聲速的測量。根據壓強擾動的相關信號可以得到混合流體在管道中流動的速度，即混合物流速；根據聲速可以計算出流體的混合密度，再結合測得的溫度、壓強等信息就可以推斷出被測處油水混合物的組分比例和速度等信息[3]，如圖1所示。

圖1 井下光纖流量計原理及實物圖

美國某公司研制的光纖多相流傳感器可進行多相流組分（包括含水率、含氣率）和流速的測量，含水率、流速測量誤差在測量范圍內都小于±5%。兩相流傳感器的工作溫度0～150℃；工作壓力0～103MPa。2000年該公司在位于墨西哥灣的某深水油井內安裝了基于布拉格光柵原理的流量傳感器。傳感器的下放深度最大超過6 400m，環境壓強達48.3～58.6 MPa，工作溫度54～65℃。在此環境下，傳感器可以實時向地面傳送高精度的井內流速、含水率、壓力和溫度等信息。

國外某公司官網上提供了一種基于光纖技術的井下多相流量計產品。由于聲波的速度與混合物中油、氣、水三相的體積分數有直接聯系，其核心技術為基于管中流速以及聲波在混合物中傳播速度的測量。該產品適用于直徑從136.5mm到139.7mm的管道。該流量計應用于油水兩相流的流量測量，精度達到了5%，應用于氣液兩相流的流量測量精度為5%（含氣率＜30%或含氣率＞90%）到20%（含氣率在30%～90%）,已安裝了16臺于近海油田，至今已正常工作3年以上。

國內光纖流量計的研究尚處于起步階段，一家光纖傳感技術重點實驗室研究了一種光纖干涉流量計[6]。當流體流過管壁時可由湍流產生振動，緊密纏繞在油管外壁的光纖能夠感應振動信息，通過管壁振動頻率特性范圍內確定出的由湍流誘發管壁振動加速度脈動值標準方差與平均流量的量化關系，即可求解出相應的流量。目前實驗完成了5～60m3/h的較大流量量程的監測，測量精度為±5%。這是最接近國外永久型井下光纖流量計的研究工作，然而其僅在實驗室進行了水流量的實驗測試，距離井下多相流的測量還有很多工作要做。

光纖流量計具有抗腐蝕、耐高壓、抗電磁干擾、無電子原件等優點，在井下應用中具有明顯的優勢。但是這種流量計的測量范圍有限，作為永久性安裝流量計來說，隨著油田的進一步開發，必然伴隨著含氣率的變化，當含氣率超出量程范圍時，其測量精度將大打折扣，這也就限制了該流量計在特定工況下的應用。

1.4 文丘里比重流量計

美國某公司是最早涉足井下多相流計量領域。1994年，該公司第一套FloWatcher系統實現了油田現場安裝。這種流量計采用文丘里差壓來計算井下多相混合流體的總流量，采用重力式差壓計來測量井下混合流體的密度[7-8]，進而推算出各相的相分率,如圖2所示。

這個系統包括一個帶有長直管段的文丘里噴嘴和3個永久安裝的壓力傳感器。壓力傳感器2和壓力傳感器3用來測量流體的混合密度，壓力傳感器1和壓力傳感器2用來測量流體的流量。壓力傳感器2和壓力傳感器3之間的差壓是由兩部分引起的，一部分是重力作用形成的靜水差壓，另一部分是由流體與管壁之間摩擦產生的摩阻損失。據此可計算出流體的混合密度。

圖2 美國某公司井下多相流量計示意圖

這種流量計結構和原理簡單，依靠靜水壓力測量混合流體密度進而求的相分率，但是對傳感器的精度和分辨率要求較高，在高井斜和水平井中無法應用。

1.5 文丘里伽馬流量計

國外某兩家公司在1997年曾合作開發過一種文丘里與伽馬密度計相結合的井下多相流量計[9-10]。該流量計使用2個絕壓表測量文丘里喉部和入口直管段的壓力，進而求得混合流體流過節流件時的壓降。位于下游的以Ba133為放射源的伽馬密度計可以測量出介質的混合密度，結合壓力表測得的差壓可以得到混合物總流量。如果標定出氣-液或油-水的單相密度，則根據混合密度公式就能求出各相的相分率。

這種井下流量計只有3個傳感器組成，可同時測量多相流量和相分率。與文丘里比重流量計相比，這種流量計不再依賴靜水壓力來獲得相分率，因而適用于高井斜的井和水平井。2000年，流量計原型機在某油田安裝試用，安裝深度5 273m，井斜88°，井底壓力17.5MPa，溫度60℃，可同時上傳溫度、壓力、流量、密度、相分率等。通過這些數據，可以監測泡點壓力、水侵、氣錐的出現。

1.6 有望用于井下濕氣測量的雙差壓文丘里濕氣流量計

利用多級差壓技術可實現濕氣在線測量[11]。在ISO/TR 11583:2012[12]中對差壓式濕氣流量計的設計和模型已有說明。文丘里濕氣流量計是常見的一種多級差壓式濕氣流量計，由于沒有可動部件，結構簡單，可以適應含砂摩擦、強腐蝕等各種惡劣的工況條件。

這種流量計在文丘里喉部和上下游管段分別取一個壓力，然后依據兩級差壓之間的關系建立一定的虛高模型，通過迭代求解的方法確定出混合流體中氣相和液相的流量，如圖3所示。

圖3 多級差壓式濕氣流量計

目前多級差壓式濕氣流量計在地面的應用已經得到了現場驗證和石油運營公司的認可，國外公司更是將這種技術用到了水下。國內某高校在多級差壓式濕氣流量計的研究方面取得了一系列的成果，2010年，該高校研發的基于DTD-VV雙節流三差壓原理的凝析天然氣兩相流量計開始應用于國內某氣田，截至目前已經完成了1 500余次測試，取得了顯著的經濟效益和社會效益。2013年1月起基于雙差壓長喉頸文丘里DLV技術方案的凝析天然氣兩相流量計開始在國內某油氣田測試，由于其結構簡單，工作可靠，運行穩定，也取得了較好的測試效果。

文丘里流量計由于結構簡單，對井下極端工況具有較好的適應性。同時，文丘里結構與井筒類似，較容易在井下實現空間布局和傳感器集成。而且，此項技術在國內已經有了較好的基礎，因此，對國內井下流量計研發而言，將雙差壓文丘里濕氣流量計從地面到井下的移植具有較高的可行性。

2 井下多相流計量面臨的挑戰

從多相流測量的角度來說，多相流由于其固有的復雜性，測量精度往往受到流型、滑差、介質性質變化的影響。理想的多相流測量技術應該是直接測量各相流量，但是目前這樣的技術并沒有出現，至少還在理論和實驗室研究階段，如何避開滑差、PVT參數影響，提高多相流測量精度是多相流測量（包括地面、井下和水下）所面臨的一個問題。

井下惡劣的測量環境和有限的空間也對整套井下測量裝置的可靠性和空間結構提出了較高的要求。井下與地面不同，流量計安裝之后維修和回收所需的技術和成本過高，因此通過技術手段提高井下流量計的可靠性是井下流量計發展的一大挑戰。

對國內而言，井下多相流量計的關鍵技術仍掌握在少數幾個國際大公司手中，售價昂貴，井下多相流量計國產化是一個趨勢。但是國內相關研究仍在起步階段，國內研究機構和多相流量計廠商要解決井下多相流量計在設計、制造、安裝、維護、標定、防腐等問題方面還有很長的路要走。

另有文獻研究稱，在重油開采過程中，目前的技術還不足以對其進行井下流量測量[13]，井下流量計在特殊環境中的應用仍然存在困難。

[1]馮定,尹松,王鵬.井下流量實時計量與控制技術研究進展[J].石油天然氣學報,2007,29(4):148-150.

[2]Tor K.Kragas.F.X.Bositick,III.,et al.Downhole Fiber-Optic Multiphase Flowmeter:Design,Operating Principle, and Testing[J].SPE 77655,2002.

[3]F.X.Bostick III.Commercialization of Fiber Optic Sensor for Reservoir Monitoring[J].OTC 15320,2003.

[4]Risi Jadesola Omotosho.Permanent Sensors in Today’s Petrolium Industry[R].Texas:Risi Jadesola Omotosho,2004.

[5]O.H.ünamis,E.S.Johansen,L.w.Perry.Evolution in Optical Downhole Multiphase Flow Measurement:Experience Translates into Enhanced Design[J].SPE 126741,2010.

[6]王昌.應用于石油測井的新型光纖干涉流量計的研究[J].光電子：激光,2012,23(6)：1072-1076.

[7]Younes Jalali，Alain Charron.A Permanent System for Measurement of Downhole Flowrates-North Sea Examples[J].SPE 50670,1998.

[8]M.P.Tibold,S.Simonian,M.Chawla,M.Akbar.Well Testing with a Permanent Monitoring System[J].SPE 63079,2000.

[9]M.Zakharov,S.H Eriksen,I.Raw,A.Ridez.Permanent Real Time Downhole Flow Rate Measurements in Multilateral Wells Improve Reservoir Monitoring and Control[J].SPE 107119,2007.

[10]Fitzgerald,K.E.Stephenson.Multiphase Well Surveillance with a Permanent Downhole Flowmeter[J].SPE 90024,2004.

[11]張強,徐英,張濤.基于長喉徑文丘里管的雙差壓濕氣流量測量[J].天津大學學報（自然科學與工程技術版）, 2012,45(2):147-153.

[12]Measurement of wet gas flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits：ISO/TR 11583：2012[S].

[13]馮定,徐冠軍,袁詠心,等.多相流量計的現狀以及發展趨勢[J].機械與電子,2010(2):77-79.

Downhole multiphase flow data is important to the production distribution of different layers,the determination of production anomaly,the determination of productivity index and the combination production of several layers,and especially it has important value to the development of deep wells and multilateral wells with high cost.Multiphase flow measurement is always a difficult problem in the world,the requirements of the multiphase flow meter used for the measurement of downhole flow,temperature and pressure in the design,processing and application are high because of the particularity of the downhole environment.The domestic and international research status of the multiphase flow metering technology is investigated,the currently mature several downhole multiphase flow measurement techniques are listed,and the challenges and the future trend of the downhole multiphase flow measurement are and are analyzed.

downhole multiphase flow;multiphase flow meter;dynamic monitoring

學敏

2015-09-23

鄭永建（1971-），男，高級工程師，主要從事研究方向為油氣田動態監測與動態分析。