摘 要：对双能γ多相流量计计量误差产生的原因进行了分析,结合在PL19-3油田使用双能γ多相流量计的经验,从双能γ多相流量计的选型、安装、日常使用和维护等方面提出了降低计量误差的措施。
油气水计量是油气田生产过程中非常重要的一个环节。传统的计量方法一般是先对油气水进行分离然后再计量。三相计量分离器体积大且对稠油的分离效果不好，因此其应用受到了一定的限制。多相流量计具有占用空间小、投资少、对分离效果要求低等特点，在海洋石油生产上得到越来越广泛的应用，但是在应用中发现使用多相流量计计量误差比较大。笔者对PL19-3A平台安装的双能γ多相流量计产生误差的原因进行了分析，并提出了降低计量误差的措施。
1 计量误差原因分析
1.1 文丘里流量计计量误差原因分析
（1）超量程。双能γ多相流量计是通过文丘里流量计来进行总流量计量的。用文丘里流量计进行计量时，是将流出系数（CD）视为定值（C0），而在实际计量过程中，流出系数是随雷诺数变化的。图1是流出系数与雷诺数的关系曲线，可以看出，当雷诺数较小时，流出系数变化比较大；当雷诺数大于107时，流出系数基本为一常数。因此，计量过程“大管小流量”时产生的误差就比较大。
（2）差压系统零点漂移。当停止计量确认流量计流量为零时，差压计读数真正示值为零的并不多，出现零点漂移，导致计量误差。出现零点漂移的主要原因是差压信号在传送过程中失真和引压管存在堵塞；此外，隔离液（硅油）的液位高度不相等，正负压引压管坡度不合理，管内介质密度不相等，三阀组积液等也会导致零点漂移。
（3）计量时油井生产状态不稳定。当油井导入计量流程进行计量时，系统回压升高，直接影响井底的流压，在流程转换的一段时间内，油井生产处于不稳定状态，容易造成总流量计量误差。
1.2 γ探头测量误差原因分析
（1）高含气的影响。多相流中气含量过高时，容易导致部分液体分散在气相中，超高的气液比是计量不准的主要原因。液体、气体测量的不确定性关系如图2所示。从图2可以看出，当含气率（Rg）较低时（<65%），对液体计量误差相对较低，而对气体计量的误差较高，有时基本没有参考价值；相反，当含气率较高时（>90%），液体的计量误差就会较大，有时会高于50%。
（2）标定误差。标定误差主要来源于气体标定和生产水标定过程中产生的误差。由于伴生气的气体特征（包括密度和对γ射线的吸收系数等）与空气有着很大的差别，但海上油田受条件限制，用空气的空管计数作为多相流量计γ探头标定的伴生气的计数，在测量含气率时就会导致比较大的误差，测量误差zui大达到60%（图3）。
（3）高含水的影响。当被测流体高含水时，被测的油量就会产生较大的误差，同样当低含水时，被测水量的误差就比较大，其主要原因是非高精度仪表对微量的计量误差会更明显。图4是纯油量测量的不确定性与含水率之间的关系。从图4可以看出，当单井的含水大于80%时，对油的计量产生的误差大于15%。
（4）被测介质性质变化引起的误差。被测介质性质变化的影响是指当前测量介质的性质和用于标定的样品性质不同对测量带来的误差，包括油密度的变化、水矿化度的变化以及地层出砂等对测量结果造成的误差。
（5）传感器的计数漂移。油井中的流体含有CO2等腐蚀性介质并且含砂，使得传感器容易被腐蚀或冲蚀，造成传感器的计数漂移；另外，受到震动或电子元器件老化也能引起传感器的计数漂移。这些都会导致误差的产生。
2 降低计量误差的措施
在对计量误差原因进行分析的基础上，结合PL19-3油田使用情况，我们在降低双能γ多相流量计计量误差方面提出了一些措施，实践结果表明，采取措施后，油的计量误差由zui初的15%~20%降低到3%~5%，伴生气的计量误差从40%~60%降低到30%~40%，水的计量误差从zui初的30%~50%降低到15%~30%，但伴生气和生产水的误差仍然较大。
2.1 多相流量计选型时降低误差的措施
（1）考虑单井产量的计量范围。不同产层，其产液量可能从每天几十m3到几千m3，因此在油田建设设计阶段，要根据流量的范围选择一组文丘里流量计，以适合较宽的单井流量变化。如PL19-3油田在A平台和C平台均采用一组2根文丘里流量计分别计量低液量和高液量的流体，这样能有效地降低在总流量计量过程中产生的误差。
（2）考虑油藏气油比的大小。对于高气油比的井要考虑增加预分离器，并在进行总流量计量和含气率测量后进行天然气的预分离，将流体的含气率控制在80%以下，然后进行含水的测定，这样才能提高含水率的计量精度。
（3）考虑介质的腐蚀性。测试探头被腐蚀后会严重影响所测参数的准确性。PL19-3油田实施酸化后就发生过探头被酸液腐蚀而产生计量误差的问题，后来将探头材料由不锈钢更换成双相不锈钢后该问题得到了很好的解决。所以，在设计阶段一定要考虑流体介质对探头的腐蚀性。
2.2 调试过程中降低误差的措施
（1）考虑流体的高压物性。流体计量时是处于一定的压力和温度状况下，要得到标准状况下的计量结果，需要进行不同状态的转换，所以要对单井流体的高压物性数据予以考虑而不是简单利用状态方程转换。PL19-3油田实践结果表明，利用流体高压物性资料将测试状态的数据转换为标准状态的数据，能够有效地降低误差。
（2）用油井的实际油样进行计数的标定。在油田投产初期，要尽可能地用油井产出的油、水、气样进行标定。PL19-3油田原油的标定就是用该井原油样品进行标定的，所以油计量的误差较小。
2.3 生产过程中降低误差的措施
（1）计量过程中要有足够的稳定时间。在生产过程中进行计量时，应在将井导入计量系统0.5h后再进行计量，使井流物有足够的时间对计量系统进行冲洗并使流态稳定，这是降低误差的主要措施之一；稳定时间因井的产量不同而有所不同，一般产量大的井稳定时间可以短。
（2）定期标定。随着时间的推移，油田产出液的液体组分及其含量会发生变化，同时流量计差压表的零点经过一段时间后也会发生漂移，所以要定期对流量计进行标定。从PL19-3油田计量结果的回配系数（图3）可以看出，对流量计进行标定后其油气水的误差有明显的下降趋势。经过实践，建议是3个月标定1次，至少要半年标定1次。对新投产的井或测量值出现明显偏离的井，一定要进行重新标定。
（3）定期检查仪表的零点情况。进行差压测量的引压管流体是通过硅油进行压力测量的，当长期运行后，井的流体会与硅油进行交换，这样就会产生差压表零点的漂移，所以在操作过程中要定期检查差压计的归零情况，同时要定期更换硅油以保持引压管畅通。
（4）降低探头的腐蚀风险。在对酸化井进行返排时，要待流体pH值大于6.5时再进行计量，同时当计量结束后再用其他非腐蚀性井液进行冲洗，降低对探头腐蚀的风险。
3 结论
（1）双能γ多相流量计计量误差的影响因素主要有多相流流量大小、组分及其含量、流体性质及流动特征，差压计零点漂移，流体中砂等固相颗粒和腐蚀性介质对测量元件的腐蚀，以及标定过程中样品的代表性等。
（2）减少双能γ多相流量计计量误差的措施主要包括在油田的建设设计阶段重视流量计的选型和文丘里管、γ探头的选材，在使用过程中要对多相流量计进行定期的检验和标定，尤其是当流体的密度发生改变时，要重新标定，并对差压表进行标零。
