井下多相流测量技术综述

郑永建，马勇新，曾 桃，潘艳芝，赵军林

1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司生产部（广东湛江524057）

2.兰州海默科技股份有限公司技术中心（甘肃兰州730010）

■计量

井下多相流测量技术综述

郑永建1，马勇新1，曾 桃1，潘艳芝2，赵军林2

1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司生产部（广东湛江524057）

2.兰州海默科技股份有限公司技术中心（甘肃兰州730010）

井下多相流量数据对于进行层间产量分配、定位生产异常、确定生产率指数及多层合采具有重要意义，尤其是对于开发成本较高的深水井和分支井等具有重要的价值。多相流测量一直是一个世界性的难题，由于井下环境的特殊性，将多相流量计用于井下流量和温度压力的测量，对多相流量计的设计、加工和应用又提出了新的挑战。调研了国内外井下多相流计量技术的研究现状，列举了目前较为成熟的几种井下多相流测量技术，分析了井下多相流测量所面临的挑战和未来的发展趋势。

井下多相流；多相流量计；动态监测

随着油田开发和管理技术的不断发展，建设全自动化的“智能油田”正逐步成为当前石油工业发展的一个趋势。井下多相流测量是智能油田不可或缺的一项技术，井下实时数据的获得对于油田管理、生产优化具有非常重要的价值[1]。尤其是对于开发成本较高的深水井和分支井来说更是如此。井下流量数据可以用于层间产量分配、确定和定位生产异常、确定生产率指数、指导多层合采等[2]。另外，通过井下流量测量还可以减少地面测井次数和地面设施。与间歇式测量相比，井下实时连续的数据更能诊断实时井况，避免不必要的损失[3]；与地面测试相比，井下的高压环境大大减小了混合流体的含气率，从而为多相流量测量创造了有利的条件。

目前井下流量动态监测大多采用单相流量测量仪表如涡轮流量计、井下多普勒流量计等。前者通过计算涡轮的转速获得井下流体的流量，而后者利用了声学多普勒效应测量流体流量。这2种流量计没有对相分率进行测量，无法提供多相流中各相的流量，从而影响了多相流的测量精度和效果。当下，只有国外极少数公司能够提供井下多相流测量的解决方案，在国内井下多相流量计的应用几乎还是空白。

1 井下多相流测量技术

1.1 井下温度和压力的测量

由于井下工况和地面工况之间存在较大的差异，因此井下多相流的测量离不开井下温度和压力的测量。目前用于井下温度和压力测量的仪表主要有两大类：一类是电子传感器，另一类是光纤传感器。

电子传感器中最典型的是电子石英传感器。石英的化学性质稳定，在井下高温高压等恶劣环境中能够保持较好的传感特性，将石英传感器和必要的电子元件配合使用能够实现较大温度范围和压力范围内的高分辨率测量。在20世纪80年代石英传感器出现以前，井下压力测量系统都是通过应变计来测量压力的，这种应变计与石英传感器相比分辨率低（0.07kPa）、漂移大（＞68.9 kPa/a），难以满足井下环境对仪表超高稳定性和可靠性的要求[4]。常用井下石英传感器大致包括以下几类：石英电容传感器，压电传感器和谐振梁式传感器等。其中谐振梁式传感器应用较多，测量精度较高，在非光纤类传感器中，谐振梁式石英传感器已经成为井下压力测量的基本传感器。

井下极端环境对工业用传感器的可靠性和稳定性提出了苛刻的要求。为了满足市场的需求，出现了尺寸更小、能承受更高压力和温度的传感器。这些能够承受高温高压的传感器适用于井眼尺寸随深度而减小的深海环境。此外，对测量精确度的要求还催生了井下双压力传感器，安装在井下的压力传感器由1个变成了2个，2个传感器可以互相验证或者在其中1个仪表失效的情况下互为备用。

目前石油工业测井技术领域应用的电子类井下压力传感器的测量精度可以达到0.015%～0.02%的满量程，分辨率达到了0.07kPa左右，最高压力测量范围达到172～207MPa；温度传感器的测量精度可以达到0.15℃左右，最高能够承受200℃左右的高温。表1给出了部分厂家的井下温度压力传感器参数。

表1 世界部分厂家的温度压力传感器性能参数

在过去的几年中，井下光纤传感器在石油工业中得到了广泛的应用。光纤无可动部件，抗电磁干扰能力强，耐高压、耐腐蚀，在井下极端环境中具有极强的适应性、可靠性。

应用于井下温度和压力测量的光纤传感器主要有以下几种：布拉格光栅传感器（FBG）、法布里-珀罗干涉传感器、分布式温度监测系统（DTS）等，其中FBG和法布里-珀罗传感器主要用于单点温度和压力采集，而DTS则可用于井下不同位置的多点分布式温度测量。国外某公司生产的井下光纤传感器压力测量精度可以达到0.01%的满里程，分辨率达到0.2kPa，温度测量精度达到了0.1℃，分辨率为0.02℃。这种光纤传感器能够适应井下150℃的高温和137.9MPa的高压。

尽管现在预言光纤传感器将取代电子类传感器在井下的应用还为时尚早，但光纤传感器在恶劣环境中的适应性却被广大的研究者和应用者普遍看好。

1.2 井下多相流的测量

井下多相流的测量与地面多相流的测量思路基本是一致的，即通过一定的方式分别测量出多相流体的总流量和各单相的相分率（体积相分率或质量相分率），结合滑移模型计算出各单相流体在工况条件下的体积流量或质量流量，再借助一定的PVT模型将工况相流量转换到标准状况条件下。

井下流量计可分为两大类：短时型与永久型。短时型井下流量计在井下的工作时间一般是几个小时至几天的时间，而永久型井下流量计工作寿命要达到几年甚至十几年。

1.3 井下光纤流量计

通过在一根光纤上集成多个FBG传感单元，可以测量出光纤传感器处管壁所受到的压力扰动信息。这里的扰动由两方面原因造成，一是紊态管流所产生的涡流给管壁造成的压力扰动，二是管道内声波沿管道向上下游传播对管壁造成的压力扰动。运用声纳处理技术可以将这两种扰动区分开来，从而实现流速和声速的测量。根据压强扰动的相关信号可以得到混合流体在管道中流动的速度，即混合物流速；根据声速可以计算出流体的混合密度，再结合测得的温度、压强等信息就可以推断出被测处油水混合物的组分比例和速度等信息[3]，如图1所示。

图1 井下光纤流量计原理及实物图

美国某公司研制的光纤多相流传感器可进行多相流组分（包括含水率、含气率）和流速的测量，含水率、流速测量误差在测量范围内都小于±5%。两相流传感器的工作温度0～150℃；工作压力0～103MPa。2000年该公司在位于墨西哥湾的某深水油井内安装了基于布拉格光栅原理的流量传感器。传感器的下放深度最大超过6 400m，环境压强达48.3～58.6 MPa，工作温度54～65℃。在此环境下，传感器可以实时向地面传送高精度的井内流速、含水率、压力和温度等信息。

国外某公司官网上提供了一种基于光纤技术的井下多相流量计产品。由于声波的速度与混合物中油、气、水三相的体积分数有直接联系，其核心技术为基于管中流速以及声波在混合物中传播速度的测量。该产品适用于直径从136.5mm到139.7mm的管道。该流量计应用于油水两相流的流量测量，精度达到了5%，应用于气液两相流的流量测量精度为5%（含气率＜30%或含气率＞90%）到20%（含气率在30%～90%）,已安装了16台于近海油田，至今已正常工作3年以上。

国内光纤流量计的研究尚处于起步阶段，一家光纤传感技术重点实验室研究了一种光纤干涉流量计[6]。当流体流过管壁时可由湍流产生振动，紧密缠绕在油管外壁的光纤能够感应振动信息，通过管壁振动频率特性范围内确定出的由湍流诱发管壁振动加速度脉动值标准方差与平均流量的量化关系，即可求解出相应的流量。目前实验完成了5～60m3/h的较大流量量程的监测，测量精度为±5%。这是最接近国外永久型井下光纤流量计的研究工作，然而其仅在实验室进行了水流量的实验测试，距离井下多相流的测量还有很多工作要做。

光纤流量计具有抗腐蚀、耐高压、抗电磁干扰、无电子原件等优点，在井下应用中具有明显的优势。但是这种流量计的测量范围有限，作为永久性安装流量计来说，随着油田的进一步开发，必然伴随着含气率的变化，当含气率超出量程范围时，其测量精度将大打折扣，这也就限制了该流量计在特定工况下的应用。

1.4 文丘里比重流量计

美国某公司是最早涉足井下多相流计量领域。1994年，该公司第一套FloWatcher系统实现了油田现场安装。这种流量计采用文丘里差压来计算井下多相混合流体的总流量，采用重力式差压计来测量井下混合流体的密度[7-8]，进而推算出各相的相分率,如图2所示。

这个系统包括一个带有长直管段的文丘里喷嘴和3个永久安装的压力传感器。压力传感器2和压力传感器3用来测量流体的混合密度，压力传感器1和压力传感器2用来测量流体的流量。压力传感器2和压力传感器3之间的差压是由两部分引起的，一部分是重力作用形成的静水差压，另一部分是由流体与管壁之间摩擦产生的摩阻损失。据此可计算出流体的混合密度。

图2 美国某公司井下多相流量计示意图

这种流量计结构和原理简单，依靠静水压力测量混合流体密度进而求的相分率，但是对传感器的精度和分辨率要求较高，在高井斜和水平井中无法应用。

1.5 文丘里伽马流量计

国外某两家公司在1997年曾合作开发过一种文丘里与伽马密度计相结合的井下多相流量计[9-10]。该流量计使用2个绝压表测量文丘里喉部和入口直管段的压力，进而求得混合流体流过节流件时的压降。位于下游的以Ba133为放射源的伽马密度计可以测量出介质的混合密度，结合压力表测得的差压可以得到混合物总流量。如果标定出气-液或油-水的单相密度，则根据混合密度公式就能求出各相的相分率。

这种井下流量计只有3个传感器组成，可同时测量多相流量和相分率。与文丘里比重流量计相比，这种流量计不再依赖静水压力来获得相分率，因而适用于高井斜的井和水平井。2000年，流量计原型机在某油田安装试用，安装深度5 273m，井斜88°，井底压力17.5MPa，温度60℃，可同时上传温度、压力、流量、密度、相分率等。通过这些数据，可以监测泡点压力、水侵、气锥的出现。

1.6 有望用于井下湿气测量的双差压文丘里湿气流量计

利用多级差压技术可实现湿气在线测量[11]。在ISO/TR 11583:2012[12]中对差压式湿气流量计的设计和模型已有说明。文丘里湿气流量计是常见的一种多级差压式湿气流量计，由于没有可动部件，结构简单，可以适应含砂摩擦、强腐蚀等各种恶劣的工况条件。

这种流量计在文丘里喉部和上下游管段分别取一个压力，然后依据两级差压之间的关系建立一定的虚高模型，通过迭代求解的方法确定出混合流体中气相和液相的流量，如图3所示。

图3 多级差压式湿气流量计

目前多级差压式湿气流量计在地面的应用已经得到了现场验证和石油运营公司的认可，国外公司更是将这种技术用到了水下。国内某高校在多级差压式湿气流量计的研究方面取得了一系列的成果，2010年，该高校研发的基于DTD-VV双节流三差压原理的凝析天然气两相流量计开始应用于国内某气田，截至目前已经完成了1 500余次测试，取得了显著的经济效益和社会效益。2013年1月起基于双差压长喉颈文丘里DLV技术方案的凝析天然气两相流量计开始在国内某油气田测试，由于其结构简单，工作可靠，运行稳定，也取得了较好的测试效果。

文丘里流量计由于结构简单，对井下极端工况具有较好的适应性。同时，文丘里结构与井筒类似，较容易在井下实现空间布局和传感器集成。而且，此项技术在国内已经有了较好的基础，因此，对国内井下流量计研发而言，将双差压文丘里湿气流量计从地面到井下的移植具有较高的可行性。

2 井下多相流计量面临的挑战

从多相流测量的角度来说，多相流由于其固有的复杂性，测量精度往往受到流型、滑差、介质性质变化的影响。理想的多相流测量技术应该是直接测量各相流量，但是目前这样的技术并没有出现，至少还在理论和实验室研究阶段，如何避开滑差、PVT参数影响，提高多相流测量精度是多相流测量（包括地面、井下和水下）所面临的一个问题。

井下恶劣的测量环境和有限的空间也对整套井下测量装置的可靠性和空间结构提出了较高的要求。井下与地面不同，流量计安装之后维修和回收所需的技术和成本过高，因此通过技术手段提高井下流量计的可靠性是井下流量计发展的一大挑战。

对国内而言，井下多相流量计的关键技术仍掌握在少数几个国际大公司手中，售价昂贵，井下多相流量计国产化是一个趋势。但是国内相关研究仍在起步阶段，国内研究机构和多相流量计厂商要解决井下多相流量计在设计、制造、安装、维护、标定、防腐等问题方面还有很长的路要走。

另有文献研究称，在重油开采过程中，目前的技术还不足以对其进行井下流量测量[13]，井下流量计在特殊环境中的应用仍然存在困难。

[1]冯定,尹松,王鹏.井下流量实时计量与控制技术研究进展[J].石油天然气学报,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.应用于石油测井的新型光纤干涉流量计的研究[J].光电子：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]张强,徐英,张涛.基于长喉径文丘里管的双差压湿气流量测量[J].天津大学学报（自然科学与工程技术版）, 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]冯定,徐冠军,袁咏心,等.多相流量计的现状以及发展趋势[J].机械与电子,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

学敏

2015-09-23

郑永建（1971-），男，高级工程师，主要从事研究方向为油气田动态监测与动态分析。