頁巖氣井口濕氣流量計現場使用性能評價研究

劉丁發 張強 王輝

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院2.中國石油天然氣集團公司天然氣質量控制和能量計量重點實驗室

在石油天然氣領域，濕氣主要指從井口直接產出，沒有經過脫水處理和凝液回收的天然氣，通常主要由天然氣、水和輕質烴類混合組成[1]。目前，在濕氣計量領域，尚沒有對“濕氣”中氣液含量的界定標準定義，不同機構、企業和研究人員大多持不同意見，主要有兩種分類方式:一種為采用體積含氣率(GVF)或質量含氣率(GMF)來界定，當體積含氣率大于95%或98%且小于100%時認為是濕氣；另一種由美國機械工程師學會提出，通過引入一個與氣液質量流量和密度相關的Lockhart-Martinelli(L-M)參數來界定濕氣，當L-M參數小于0.3時為濕氣兩相流[2-4]。

與常規天然氣開采相比，頁巖氣單井產氣量、產液量以及氣井壓力都隨著開采時間的增加而逐漸降低。因此，需要對頁巖氣氣井產量進行動態監測，以便及時地了解地層動態信息，科學評估氣井產能，為合理制定開采方案和生產決策的最優化提供技術依據，而隨著我國頁巖氣大規模勘探開發，頁巖氣井口濕氣準確計量的需求也越來越大。當前，頁巖氣大都采用平臺化的叢式井組方式進行開采，在平臺進行氣液分離后再通過集氣管線輸至集氣增壓站或大型集氣處理中心，在地面計量工藝方面，主要采用單井氣液分離的連續計量方式，即每個氣井都配置有氣液分離裝置，以及氣相計量儀表和液相計量儀表，這種方式可以滿足對單個頁巖氣氣井的生產動態進行實時監控的技術需求，但地面建設投入成本高，占地面積大。與傳統的單井氣液分離計量方式相比，采用濕氣流量計進行氣液不分離計量，并在完成平臺各單井計量后共用一套氣液分離工藝，即可實現單井的實時產量監測，也可實現整個平臺氣液分離集輸的需要，對于油氣田頁巖氣開采具有較為明顯的降本增效優勢[4-6]。

鑒于濕氣流量計在頁巖氣井口產量監測和降低地面計量工藝建設成本方面的重要性，有必要對濕氣流量計的性能進行科學有效的測試評價，以確保其滿足頁巖氣生產需要。本研究依托自主設計研制的兩相流量計現場比對測試橇，選擇現有市場上具有代表性的濕氣流量計，在典型的頁巖氣氣井對濕氣流量計進行性能評價。

1 頁巖氣井口濕氣測量特點

頁巖氣是蘊藏于頁巖層可供開采的非常規天然氣資源，其本身并不含水或其他輕質烴類，而頁巖氣氣井產氣的含液特性主要是開采時對地質巖層改造而大量使用壓裂液的返排，因此其生產特征非常明顯。通常來說，頁巖氣的開采周期可分為4個階段，其中排液生產初期一般持續45天左右，其井口壓力可達到26～40 MPa，產氣量為(25～30)×104m3/d，產液量為200～500 m3/d；而后進入產量和壓力快速衰減的正常生產早期，井口壓力降至10～26 MPa左右，產氣量降為(10～25)×104m3/d，產液量降為20～200 m3/d；約8個月后，產量和壓力進入緩慢衰減的生產中期，井口壓力降至5～10 MPa，產氣量降為(5～25)×104m3/d，產液量降為2～20 m3/d；1～2年后，井口壓力和氣液流量進一步降低，進入生產末期，井口壓力降至5 MPa以下，產氣量降至2×104m3/d以下，產液量降至2 m3/d以下[7-8]。

表1 頁巖氣井口生產工況特點生產階段時間井口壓力/MPa產氣量/(104 m3·d-1)產液量/(m3·d-1)生產初期0～45天26～4025～30200～500生產早期45天～8個月10～265～2520～200生產中期8個月～2年52～101～10生產末期2年以后≤5≤2≤1

從頁巖氣的整個生產周期可以看出，與濕氣流動狀態極為相關的壓力、流量和氣液含率隨著開采時間的增加持續快速衰減，要實現井口氣液產量的準確實時監測，對濕氣流量計不同濕氣流態的適應性，以及適用壓力范圍、氣液測量準確度和量程比等技術性能特征指標有較高要求。

2 濕氣流量計頁巖氣井口測試評價

2.1 實驗工藝流程設計

頁巖氣井口測試評價主要依托“兩相流量計現場比對測試橇”開展實驗，比對測試橇安裝流程示意圖(見圖1)，橇裝整體作為頁巖氣生產平臺原有計量工藝的旁路安裝在“平臺除砂器”和“平臺氣液分離器”之間，被測試評價濕氣流量計安裝在“兩相流量計現場比對測試橇”的“氣液分離器”上游，“氣液分離器”下游安裝有參比標準氣相和液相計量儀表。

測試時，關閉閥門V2，打開閥門V1和V3，頁巖氣井口濕氣經“平臺除砂器”后流經被測濕氣流量計，而后經氣液分離器進行氣液分離，氣相和液相分別流經參比標準氣相和液相儀表進行流量測量，測量完成后混合返回頁巖氣原生產平臺工藝的“平臺氣液分離器”上游，也可通過調節閥門V2的開度來調整流經“兩相流量計現場比對測試橇”的氣液總流量，最終通過對比被測濕氣流量計與參比標準氣相和液相儀表的測量結果來評估其性能特征。

“兩相流量計現場比對測試橇”整體采用DN80 mm管道設計，設計標況(20 ℃，101.325 kPa)最大流量為30×104m3/d，以頁巖氣井口5.0 MPa的計量壓力換算，工況流量約為250 m3/h；參比標準氣相儀表采用規格型號為DN100 mm口徑的高級孔板閥，根據實際流量大小進行不同內徑尺寸孔板的選用；參比標準液相儀表采用規格型號為DN25 mm口徑的電磁流量計，最大流量為17 m3/h。經評定，“兩相流量計現場比對測試橇”氣相測量不確定度為1.18%(k=2)，液相測量不確定度為0.62%(k=2)[9-11]。

2.2 被測濕氣流量計

濕氣流量計屬于近10年發展起來的新型濕氣不分離測量技術，目前市場上在研或已推廣應用的濕氣流量計主要有兩種類型：一種是采用氣液含率測量手段結合單相計量儀表，通過后期實驗數據修正模型來實現濕氣兩相流量的測量，氣液含率的測量方式通常有微波技術、射線技術和示蹤技術，這種類型的濕氣流量計相對來說技術實現難度較大；另一種是基于流體流動的連續性原理，采用2個或2個以上單相計量儀表進行組合的類型，利用不同單相測量儀表對干氣測量結果相同，而對濕氣測量結果不同的規律，結合兩者測量結果進行數據分析來實現氣液兩相含率的分辨和流量的推算，再通過測量模型的修正來實現濕氣兩相流量的測量，這種類型的濕氣流量計關鍵在于單相測量儀表的選擇和后期測量模型的完善，相對來說技術實現較易，市場上應用較多[12-15]。

本次選擇的被測濕氣流量計基于傳統文丘里的結構進行優化改進設計，在測量管內進行二次節流，形成兩級差壓測量，屬于采用2個單相計量儀表組合的類型，通過兩級差壓信號隨氣液兩相流量變化的關系，建立相應的測量模型實現對氣液兩相流量的測量。被測濕氣流量計設計口徑為DN80 mm，設計壓力為10 MPa，氣相工況測量范圍為30～150 m3/h，液相測量范圍為0～4 m3/h，廠家宣稱測量相對示值誤差為氣相±5%、液相±10%。

2.3 實驗方案

實驗選擇處于生產早期的瀘州某頁巖氣生產平臺，通過井口節流降壓后計量壓力為3.7～5.3 MPa，最大產量為16×104m3/d，測試流量根據被測試濕氣流量計的氣液流量范圍進行調節，整體以氣相流量調節為主，在產氣量分別為16×104m3/d、10×104m3/d和5×104m3/d 3種工況條件下進行測試，液相流量隨氣相調節而跟隨變化。

以每日8:00至次日8:00之間的日累積計量結果進行比對評價，3種流量工況的測試時間各5天，現場實驗測試過程的所有數據記錄均采用“兩相流量計現場比對測試橇”配置的數據采集系統進行自動采集。

以參比標準儀表氣液兩相的日累計流量為標準量值，通過比對被測濕氣流量計的測量結果偏差進行性能評價。氣相評價指標主要參考Q/SY 1858-2015《頁巖氣地面工程設計規范》設置，單井氣計量屬于三級計量系統，氣相準確度應在±10%以內[16]；液相流量主要用于了解壓裂液返排情況和生產工藝參數調整，尚無明確技術指標要求，結合生產需求，準確度暫定為優于±30%。

2.4 實驗結果

(1) 測試氣相流量為16×104m3/d時，實際井口計量壓力為3.7～5.2 MPa，氣相標況流量為(16.2～16.6)×104m3/d，氣相工況流量約為133 m3/h，液相流量為20.1～22.5 m3/d。經數據處理，被測濕氣流量計氣相偏差為-0.16%～0.82%，液相偏差為-17.95%～-8.33%，氣液均滿足評價指標要求。

(2) 測試氣相流量為10×104m3/d時，實際井口計量工況壓力為4.5～4.9 MPa，氣相標況流量為(9.3～9.9)×104m3/d，氣相工況流量約為83 m3/h，液相流量為8.1～8.9 m3/d。經數據處理，被測濕氣流量計氣相偏差為-2.97%～-2.00%，液相偏差為-24.91%～-1.96%，氣液均滿足評價指標要求。

(3) 測試氣相流量為5×104m3/d時，實際井口計量工況壓力為4.4～5.1 MPa，氣相標況流量為(4.9～5.1)×104m3/d，氣相工況流量約為40 m3/h，液相流量為0.0～3.0 m3/d。經數據處理，被測濕氣流量計氣相偏差為-6.07%～-5.14%，液相偏差為61.67%～96.49%，氣相滿足評價指標要求，液相與評價指標要求有較大差距。

不同工況下的氣相和液相測試評價結果分別如圖2和圖3所示，在測試工況范圍內，被測濕氣流量計的氣相偏差為-6.07%～0.82%，液相偏差為-24.91%～96.49%，氣相可以滿足評價指標要求，液相在部分工況與評價指標要求有較大差距，且隨著頁巖氣井口氣相和液相流量的降低，氣相測量結果偏差逐漸增大，而液相流量在較小產液量0.0～3.0 m3/d時測量偏差急劇增大。

3 結論與建議

依托頁巖氣生產平臺的實際工況，對市場上具有代表性的濕氣流量計進行性能評價實驗。結果表明，濕氣流量計的實際測量性能與頁巖氣生產平臺的氣相和液相流量等工況條件極為相關，且在不同工況條件下性能波動較大。

(1) 在濕氣流量計的被測流量范圍內，部分工況氣相和液相的測量結果偏差與廠家宣稱的氣相為±5%和液相為±10%存在一定差距，且未能滿足暫定頁巖氣生產技術指標要求，建議加強濕氣流量計的出廠測試評價，并參考常規干氣流量計引入分界流量來對不同流量范圍的測量技術指標進行區分。

(2) 隨著頁巖氣井口氣液流量的降低，被測濕氣流量計的氣液兩相流量偏差逐漸增大，在接近濕氣流量計流量測量下限時偏差最大，還需進一步完善濕氣流量計在較小氣相和液相流量工況下的測量模型，或重新評估氣液兩相的最佳宣稱流量范圍。

(3) 油氣田公司應根據頁巖氣生產需求，盡快制定明確的濕氣流量計的技術指標要求，并對當前市場上濕氣流量計的性能進一步測試評價，以便確定濕氣流量計的現場應用準入條件，更好地實現井口濕氣流量的監測，支撐頁巖氣勘探開發的提質增效。