气田单井计量要求以及国内气田单井计量的方式

油气计量基础知识

油气计量基础知识油气计量是指对石油和天然气流量的测定。

在油气田生产过程中，从井口到外输间主要分为油气井产量计量、外输流量计量与交接数量计量3种。

1.油气井产量计量油气井产量计量是指对生产井所生产的油量和气量的测定，它是进行油气井管理掌握油气层动态的关键资料数据。

油气井产量计量又可分为单井计量和多井计量。

单井计量是指每口井单独设置一套计量装置，用于产量高的油气井的计量。

多井计量适用于产量低的油气井的计量，通常8~12口油井共用一套计量装置，对每口油井生产的油、气、水日产量要定期、定时、轮换进行计量。

油气井产量计量通常采用分离计量法与不分离计量法。

前者是利用油气分离器将油井产物分离成气相和液相，或者气相、油和水，然后分别计量各相的流量；后者是混相状态下自动分析检测油井产物的组成或流量，进而测定油井的产油量、产气量和产液量。

分离计量法的特点是计量精度容易控制，特别是目前最新型的小型集成化撬装三相计量装置，又解决了传统分离计量法体积大成本高的缺点，具有体积小、精度高、操作方便等特点，是计量发展的方向。

2.外输流量计量外输流量计量是对石油和天然气输送流量的测定，它是输出方与接收方进行油气交接经营管理的基本依据。

计量要求有连续性，仪表精度高。

外输原油一般采用高精度的流量仪表连续计量出体积流量，再乘以密度，减去含水量，求出质量流量综合计量误差一般要求在±0.35%以内。

这就要求原油流量仪表要有较高的精度同时也应定期进行标定。

3.交接数量计量交接数量计量是指油田内部各采油单元之间进行的油品输送流量的计量。

它是衡量各采油单元完成生产指标情况，进而进行经济核算的依据。

从计量方法上看，交接数量计量与外输流量计量基本相似，但由于这种计量是发生在油田内部各采油单元之间的，因此其计量精度不如外输流量计量高。

4.油气在线计量仪表ALF18型油气水三相计量装置，主要应用于油田计量间实现多路单井来液的油气水三相混合液体的液量、油量、气量、水量和含水率的计算，ALF18型油气水三项计量装置具有以下两项重大技术优势：●柱状旋流分离器的主动气液界面控制技术，可有效提升气液分离的效率，消除传统旋流分离器气路窜液或气路堵塞等问题；●内置ALC05型井口含水仪，充分适应液路夹带部分气泡的工况特性，确保含水率测量精度，用以计算油产量和水量；另外ALC05型井口含水仪还能测量液路夹带气体的比例，用于修正气体和液体流量计的计量结果。

单井效益评价

数理统计方法
对油田单井产量以及总产量进行预测和分析，可以在很大程度上为油田单井效益的评价工作提供有力的数据支持和坚实的信息基础。
（1）选取统计指标，搜集基础性资料。选择单井的含水率以及产出投入比两个指标进行分析；
（2）采用抽样调查的方法，抽取油田企业中的油井作为研究的样本，并收集其产液量、产油量、产水量、含水率、成本、费用等原始资料以及收益的基本情况；
期间费勘探费
用
用
上交税费
总成本费用
分类的作用
（1）单井效益从以往效益一类单井为主向效益二类、三类单井转变，提质增效成为当务之急；
（2）找出边际无效单井存在的原因，对影响单井效益的各因素进行深入分析；
（3）对低效、无效单井进行治理。
内容提要
一、单井效益评价概述二、油气田单井效益评价分类三、单井效益评价原则和方法四、单井效益评价技术五、单井效益评价管理系统
无效益井是指油气井在评价期内的油气及伴生产品的税后收入等于或小于该井的最低运行费用。
效益分类与成本费用类型关系
无效井（S税后<Cmin）
最低运行费用;Cmin）
Ⅲ类井（C生>S税后>C操）
操作成本C操
折旧折耗
Ⅱ类井（C全>S税后>C生） Ⅰ类井（S税后>C全）
生产成本C生完全成本C全
采油矿资产岗提供录入，厂资产科审核采油矿生产组提供，厂技术监督科审核。
采集（维护）周期及方式信息变动时。由采油矿效益分析员采集维护。录入方式采用直接录入或数据库（表）导入。
备注
销售油品
油田销售公司提供
评价单元
油田地质院提供，油田效益评

低渗透气藏单井动态储量计算方法分析

37一、前言徐深气田低渗透储层主要发育于登娄库组、营城组和沙河子组，埋藏深度从3000m到5000m左右，储层致密（统计密度大于2.52g/cm3占70%、渗透率小于0.1md 占65%、孔隙度均小于10%），埋藏越深储层物性越差。

为求取储层物性参数，编制开发方案，上交储量通常进行短期试采（开井30-90天），为准确求得地层参数往往还进行长期试采（180天以上），据统计单井压后长期试采（180天以上）处于不稳定流状态，很难达到拟稳定流动状态或边界控制流动状态，不但浪费了大量的天然气资源，还难以达到试采目的，确定储量。

因此，探索低渗透气井储量计算可靠方法，具有重要经济意义。

表1 试采井统计分析数据表二、常规气井储量计算方法分析气藏动态储量的计算方法主要有4大类[1]：一是物质平衡法（压降法、流动物质平衡法），二是通过试井方法预测（弹性二相法、油藏影响函数法、气藏探边测试法、试凑法、压力恢复试井法），三是经验法（经验公式法、产量累计法、衰歇曲线法、水驱曲线法），四是典型曲线特征法（Blasingame典型曲线分析法、A-G典型曲线分析法、NPI典型曲线分析法、不稳定典型分析法）。

在开发早期计算动态储量的常用压降储量分析法，但此法需有足够的试采资料，即三次以上的关井压力恢复数据，此外，借助一次压力恢复试井资料，也可求得影响半径和控制储量；在开发后期，气井进入递减期，可以釆用递减法和其它数学法进行动态储量计算；但每一种算法都有一定的局限性，有的不适应于气藏开发初期，有的要求开井前压力稳定或者关井前已生产了很长时间，压力已趋于稳定，有的算法要求有很高的压力计量精度和苟刻的测试条件；试井方法计算储量也是受多解性的影响比较严重，经验法计算的储量往往误差比较大。

其中应用较广泛的是物质平衡法(压降法)、弹性第二相法、典型曲线法。

三、储量计算改进方法针对低渗透气井物质平衡法计算储量关井压力难以获得的问题，以及典型曲线法边界控制流动很难出现的问题，分别制定了两种不同的方法，下面以XS9-1井为例进行说明计算储量思路。

气井产能确定方法归类总结

气井产能确定法气井产能是进行气井合理配产、评价气田生产能力的重要依据，其评价结果的可靠与否，直接关系到气田能否实现安全平稳生产。

目前常用的气井产能确定法可分为六大类：一、无阻流量法气井绝对无阻流量是反映气井潜在生产能力的主要参数之一。

利用气井绝对无阻流量百分比大小确定气井产能的法称为无阻流量法，该法通常用于新井产能的确定。

气井绝对无阻流量值可通过气井产能测试直接求取，如多点的系统试井（或称为回压试井、稳定试井）、等时试井、修正等时试井及单点测试等法。

某些条件下，对未进行产能测试的井，可应用已知气井绝对无阻流量与其地层系数或与其储能系数统计回归得到的经验关系式（q AOF ~Kh 、q AOF ~φhS g ）来估算，还可采用简化试气经验判别法。

（一）产能测试法有关不同产能测试法的适用条件及气井绝对无阻流量值求取的法，请参见行业标准《SY/T 5440 试井技术规》。

另外，在采用单点测试法求取气井绝对无阻流量时，除利用已有的一点法公式外，还可根据各自气田的实际情况，建立适合于本地区气田的一点法产能公式，其原理与法如下：气井的无量纲IPR 曲线的表达式为：()21D D D q q P αα-+= (1)也可变形为：D D D q q P )1(/αα-+= (2)式中： ()222/R wf R D P p p P -= (3)AOF g D q q q /= (4))/(AOF Bq A A +=α (5)（5）式中的A 、B 为气井二项式产能程系数A 、B 。

由（1）式得： ()αααα-⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎣⎡-⎪⎭⎫⎝⎛-+=1211412D D p q (6)将（4）式代入（6）式得：()⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎣⎡-⎪⎭⎫⎝⎛-+-=1141122D gAOF p q q αααα (7)上面式中的α值，可通过其他井多点产能测试资料计算的二项式产能程系数A 、B 统计回归确定，见图1。

图1、2分别为某气田多点产能测试资料的统计回归曲线，根据回归曲线即可得到该气田的二项式和指数式产能程。

油气计量的现状及计量方式的选择

油气计量的现状及计量方式的选择张连社;赵庆勇【摘要】@@%原油生产计量工作涉及到生产的各个方面,是生产及控制的基础.单井计量是指对单井所生产的液量、油量和生产气量的测定,它是原油生产的首次计量,也是最基础的一项工作.目前油田普遍采用分离器加玻璃管/磁翻转液位计计量、功图法在线计量、旋流分离加质量流量计计量和翻斗称重式计量四种计量方式.称重式计量方式准确度高,可靠性好,投资少,对各种油井有良好的适应性,建议计量站单井计量选用该方式.质量流量计特别适应三相分离、低含水原油的计量,在联合站大多选择三相分离器加质量流量计的计量方式.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2012(031)005【总页数】2页(P58-59)【关键词】单井计量;计量节点;计量精确度;计量方式【作者】张连社;赵庆勇【作者单位】中国地质大学(北京);胜利油田鲁明公司【正文语种】中文原油生产计量工作涉及到生产的各个方面，是生产及控制的基础。

原油计量分为静态计量和动态计量两类，其中静态计量包括油罐、罐车、磅秤计量；动态计量包括容积式、速度式、质量式流量计计量。

计量的主要参数包括流量、体积、温度、压力、密度、含水和黏度。

（1）油田采油集输工艺流程。

油井生产的油气水混合原油分路汇集到计量站，在计量站内对各单井产量进行计量。

计量站汇总后，或输送至接转站，或直接输送至联合站。

在接转站或联合站内，汇总混合原油进入分离器进行油、气、水分离，经一次沉降罐、二次沉降罐沉降后，进入油罐，最后形成低含水原油外输。

（2）计量节点。

油田采油集输生产过程涉及单井计量、分队（线）计量、污水计量、注水计量、分矿计量、油田内部原油交接计量、油田原油外销计量、井口天然气计量、联合站湿气计量、油田内部天然气交接计量和油田城市生活用气外销计量。

计量项目包括油气水三相计量、原油天然气流量计量、原油取样含水与密度化验、原油含水在线计量和油罐原油静态计量（又包括液位、油水界面、原油含水、原油密度等参数的测量）。

长庆气田天然气单井计量技术

＊方鹂，女，１９７１年生，工程师。

１９９４年毕业于西安石油学院工业电气自动化专业，现主要从事油气田、长输管道、炼油和天然气处理的仪表、自控系统的科研设计工作。

通信地址：陕西省西安市兴隆园小区长庆勘察设计研究院，７１００２１　苏丹原油长输管道系统中的一个泵单元的压力保护回路采用ＳＩＬ３配置，达到了ＳＩＬ３等级（见图３）。

　控制方案是采用双重的停机信号去控制管道泵单元。

控制的顺序是逻辑控制单元产生一个正常的停泵信号，如果这个正常的停泵信号失败，则紧急停机信号将被激活。

通过这样的配置，去掉泵出口的安全阀后，限制系统以最大操作压力运行的问题就解决了，同时保证了管道的安全运行。

通过一年的实际运行，管道的最大输送量达到了２３０　０００ bbl ／ｄ，且运行稳定，实现了改造的目标。

实践证明，采用ＨＩＰＰＳ系统，既不增加控制系统的复杂性，又提供了简单可靠的控制功能，还有利于将来设备的增加。

节省了投资，又完善了安全保护功能。

收稿日期：２００２－１０－１７　编辑：郭洁敏　长庆气田是迄今我国陆地发现的最大复合连片整装气田，１９９６年气田正式进入开发生产阶段，长庆气田根据低渗透、低丰度、中低产、地域跨度大、单井产量偏低的现状和特点，在前期开发试验的基础上，本着以提高经济效益为目的、合理开发自然资源、尽量降低地面建设工程造价和生产运行成本的原则，确定了单井计量采用“以周期性间歇计量方式为主，部分采用连续计量方式”的天然气单井计量总体设计原则。

长庆气田单井计量主要包括单井天然气产量计量和单井液量计量。

　１单井计量工艺技术　长庆气田依据自身气藏的特点及生产运行管理的实际，集气工艺采用了多井常温高压集气流程。

即井口不增加任何处理设施，各气井生产的高压天然气（约２０～２５　ＭＰａ）经高压采气管线，直接输送到其相应的集气站，在集气站内经加热、节流降压、气液分离、计量和脱水后进入集气干线。

集气站一般管辖８～９口天然气井，站内计量分离器的数量，一般按配产气量相对接近的每３～４口井共用一套计量装置进行设置。

单井计量材料

采油四大队油井单井计量、取样化验规定1、测产要求：单井每月测产至少三次，根据上液管线进罐情况，在间抽停井时段交替开抽测产单井。

即每天间抽停井时段井场必须有一口以上开抽单井测产，做到单井单罐测产。

测产结果及时上报班组，班组汇总后上报区队，区队汇总后报大队统计。

并罐井需要倒管线测产的由区队组织倒管线，采油工配合；2、取样要求：正常生产油井每5天取样化验一次，每次取样：按间隔4小时取相同数量，共取三次，每次取样330毫升，三次取样总量为1000毫升。

间隙上液的井在上液时分段取样、管输井井口分时段取样；新井、二压井、技改井每天取样化验至含水稳定不变，再按5天间隔取样化验；熔蜡后的油井72小时内不取样化验；3、化验要求：所取油样必须混合均匀后在进行化验，具体由班长进行监督化验，汇总结果上报。

化验方法按照《西区采油厂油井计量实施细则》执行。

4、计量要求：采油工每日8:00、16:00、20:00定期根据罐号丈量罐内库存量，付液前后丈量库存量，如实准确填写至库存登记表，汇总计算后按时向班组、区队汇报库(罐)存量、发液量、脱水量，数据核实无误后再填写厂统一的油井生产报表。

5、报表填写要求：采油工填写报表按《延长油田股份有限公司原油生产报表填报说明》及大队计量要求及时、准确、整洁，文字书写一律采用仿宋体，报表页面保持整洁、完好、无污损，摆放整齐。

6、单井计量考核：厂每月定期考核一次，不定期检查考核次数不定，大队每月考核两次，不定期检查考核次数不定；5、奖惩责任：按照油田公司及厂里文件精神，采油队大队长、区队长为单井计量考核责任人，采油工计量不准确、填写不规范的，第一次批评，第二次警告、罚款，第三次正式工待岗培训一个月，扣50%年终奖，聘用工解除劳动合同。

采油四大队2013年。

各种油井计量方式的特点及改进方向探讨

各种油井计量方式的特点及改进方向探讨郝洪峰（中国石化胜利油田分公司孤东采油厂采油管理三区山东东营257237）摘要：油井计量准确度关系到生产管理和技术人员对油井生产情况的把握度，解决好油田井口计量问题是提高管理水平的关键。

目前，国内油田使用较多的单井计量方法是分离器自动玻璃管计量、人工玻璃管计量、油井计量车、油井三相计量装置等，都具有各自的特点。

介绍了目前油井计量现状及其原理，分析了计量存在的问题，阐述了今后改进方向。

关键词：油井计量；计量原理；特点改进方向0 引言原油产量的准确计量是石油、天然气生产中必不可少的重要环节。

油井计量的方法较多，现场上常用的量油方法从基本原理方面可分为容积法和重力法两种；从密闭程度方面可分为低压放空量油和高压密闭量油两种；从控制方式方面则可分为手动控制和自动控制量油两种。

目前孤岛油区的计量方式有五种，分别是玻璃管手动量油分离器、称重式油井计量器、多功能移动计量车、桶标以及功图量油。

最常用的是玻璃管手动量油分离器和称重式分离器，其余十座为玻璃管手动量油分离器，这是一种传统的计量方式。

1 目前油井计量现状在采油生产中，为了准确地了解油气水井生产变化情况，进行生产分析和动态分析，合理地控制和协调生产过程，及时地调整各项开发指标，要对生产过程中各项参数进行连续或定期测量，而油气水计量是每天每班必做的工作，它在采油生产中占有特殊地位。

目前我队6座计量站采用的计量方式主要是分离器量油。

其中1座计量站的部分油井使用全自动称重式油井计量系统，接转站实现无源控制多相计量。

2 各种计量方式的原理2.1 玻璃管手动量油分离器的工作原理：由分离器的结构可知，在分离器侧壁装一高压玻璃管和分离筒构成连通器，根据连通器原理，分离器内液柱压力与玻璃管内水柱压力相平衡，因此，当分离器内液柱上升到一定高度时，玻璃管内水柱也相应上升一定高度，但因液、水密度不同，分离器内液柱和玻璃管中的水柱上升高度也不相同。

油气田自动化水平及仪表选用

纪红仪表自动化技术作为信息化技术的一部份，也是当代高新技术中发展最快的领域之一，几十年来随着世界自动化技术的飞速发展，我国油气田自动化技术也得到了快速提高。

为油气田开辟生产过程自动化系统提供准确的数据，就需根据油气田生产工艺及介质的特点合理的选用自动化仪表。

如对原油、天然气、水和蒸汽的流量测量，对计量分离器、地下水池、污油池、污水池、缓冲罐、原油罐、轻质油罐、液化气罐的液位测量等。

(1) 自控仪表选型应符合国家及行业有关标准、规范和有关技术规定。

(2) 选用的仪表应满足技术先进、性能可靠、操作维护方便、经济合理等原则；应采用满足所处工艺条件和在工业应用中被证明的成熟产品。

(3) 选用仪表的精确度等级应按工艺过程的要求和变量的重要程度选择；计量仪表的精确度等级应符合国家和行业现行标准规范的要求。

(4) 应根据国家和行业现行标准规范的有关要求，按照工艺场所的爆炸危（wei）险类别和范围以及爆炸混合物的级别、组别，确定爆炸和火灾危（wei）险区内安装的各类电动仪表设备的防爆类型；所选用的仪表设备必须具有公认的权威机构颁发的符合有关标准的防爆合格证书。

(5) 选用的仪表设备应根据所处环境条件确定相应的防护等级。

(6) 现场仪表的接液部份温度范围必须满足仪表使用部位的工艺介质的温度范围；现场仪表的环境温度范围必须满足仪表使用地区的极端环境温度,当不能满足要求时,应采取措施。

(7) 现场仪表的耐压等级应高于或者等于仪表使用部位的设备、工艺部件的压力等级，同类仪表的压力等级应尽可能统一。

(8) 现场仪表应根据介质物性选用合适的材质。

接液部份的材质，在创造厂标准中选择高于或者等同于仪表安装部位的工艺管线或者设备的材质；非接液部份的材质，在满足当地气候和环境条件下，可采用创造厂标准材质。

(9) 同一工程中，所选用的仪表类型、规格应尽可能统一。

(10) 为了防止感应雷对现场重要仪表设备的伤害，现场重要仪表设备应具有防雷保护功能。

气井产能确定方法归类总结

气井产能确定方法气井产能是进行气井合理配产、评价气田生产能力的重要依据，其评价结果的可靠与否，直接关系到气田能否实现安全平稳生产。

目前常用的气井产能确定方法可分为六大类：一、无阻流量法气井绝对无阻流量是反映气井潜在生产能力的主要参数之一。

利用气井绝对无阻流量百分比大小确定气井产能的方法称为无阻流量法，该方法通常用于新井产能的确定。

气井绝对无阻流量值可通过气井产能测试直接求取，如多点的系统试井（或称为回压试井、稳定试井）、等时试井、修正等时试井及单点测试等方法。

某些条件下，对未进行产能测试的井，可应用已知气井绝对无阻流量与其地层系数或与其储能系数统计回归得到的经验关系式（q AOF ~Kh 、q AOF ~φhS g ）来估算，还可采用简化试气经验判别法。

（一）产能测试法有关不同产能测试方法的适用条件及气井绝对无阻流量值求取的方法，请参见行业标准《SY/T 5440 试井技术规范》。

另外，在采用单点测试方法求取气井绝对无阻流量时，除利用已有的一点法公式外，还可根据各自气田的实际情况，建立适合于本地区气田的一点法产能公式，其原理与方法如下：气井的无量纲IPR 曲线的表达式为：()21D D D q q P αα-+= (1)也可变形为：D D D q q P )1(/αα-+= (2)式中： ()222/R wf R D P p p P -= (3)AOF g D q q q /= (4))/(AOF Bq A A +=α (5)（5）式中的A 、B 为气井二项式产能方程系数A 、B 。

由（1）式得： ()αααα-⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎣⎡-⎪⎭⎫⎝⎛-+=1211412D D p q (6)将（4）式代入（6）式得：()⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎣⎡-⎪⎭⎫⎝⎛-+-=1141122D gAOF p q q αααα (7)上面式中的α值，可通过其他井多点产能测试资料计算的二项式产能方程系数A 、B 统计回归确定，见图1。

单井计量操作规程1

一、单井计量操作规程（一）使用范围和编制依据本规程是用来规范和指导现场生产操作的指导性文件，以保证试采单井计量操作的正常。

本规程适合塔中试采单井的计量流程切换操作。

（二）危害识别及风险控制措施1、可能存在危害和风险：油气泄漏、中毒、着火、爆炸、机械伤害、触电、静电、高温烫伤等。

2、控制措施：a)严格按照操作规程操作，持证上岗；b)规范劳保着装、使用防爆工具；c)开井前检查检测仪、呼吸器是否完好并佩戴至现场；d)操作阀门时站在阀门侧面缓慢操作；e)上下梯子时及台阶时注意脚下，手扶好护栏；f)严禁携带烟火、手机等非防爆物品进入油气生产区域；（三）计量操作1、计量前准备1)确认试采流程畅通、无渗漏，阀门开关状态；2)确认多项流流量计调试合格并正常使用；3)确认计量流程是否有单井正在进行计量；4)确认配备的个人防护、急救用品是否到位；5)确认各种防爆工具齐全；2、计量操作（1）按照单井计量计划表，按照先开后关的原则，打开原计量单井生产流程阀门，关闭原计量井计量阀门，将原单量井倒回生产流程；（2）导通现计量分离器进出口流程，打开现计量井计量阀门，关闭现计量井生产阀门，将现计量井计量流程倒入；（3）确定正常进油后，开始计量，记录开始计量时间及流量计计量前数据，按照规定将所有数据填入计量报表；（4）计量结束，重新倒换生产流程，并做好记录；（5）把单量情况记录在日报表上；（6）单井计量必须在8小时以上；（7）上报相关部门（项目部试采队西部调度XXXXXXX、采油运行部调度室XXXXXXX）；（四）应急处理原则：只要出现问题，操作人员佩戴正压式呼吸器，将计量流程倒入生产流程，其他人员迅速撤离现场（五）注意事项1.现场所有人员熟悉操作规程、逃生路线（现场确定）；2.操作人员必须经过培训，具有岗位操作证、安全资质证、压力容器资质证，并经过能力评估合格具备突发情况的处理能力；3.人员尽量站在上风口，严防油气中毒；4.操作人员全程必须佩带正压式呼吸器，携带硫化氢检测仪；5.操作过程中人员站在阀门侧边、缓慢操作。

单井计量方式对比与选用

区域治理综合信息一、油井计量工作的意义油井计量的主要任务，在于准确掌握油井产量，及时掌握和分析油井生产工况的变化，分析储油层的变化情况，科学地制定油田开发方案；建立各种制度，提高管理水平，合理地组织生产运行，实现长期稳定生产。

油井的单井计量根据油田的地理位置、布井的方式、原油物性以及其他方面条件的不同，对有关计量的工艺要求也不同。

该项工作涉及到生产的方方面面，是油田各项工作的基础。

二、河南油田采油二厂油井计量方式河南油田采油二厂共有油井2719口，开井1386口。

其中：热采井2206口，占总井数的81.13%；常采井513口，占油井总数的18.87%。

目前，采油二厂主要拥有3种计量方式，分别是：分离器量油计量（含油气分离器计量、高架罐检尺计量、集油器计量）、称重式计量器量油、CMS系列油气分离计量。

其中：集油器计量及CMS系列量油车计量主要在单井点使用。

油井自动计量技术主要采用的是油井称重计量、CMS系列油气分离计量，采油二厂现场共应用28台。

三、油井计量方式介绍（一）分离器量油计量分离器量油（包括玻璃管量油计量、集油器计量、高架罐检尺计量等常压计量罐）是根据连通器原理，在分离器侧壁装一高压玻璃管与分离器构成连通器，分离器内液柱的压力应与玻璃管内水柱压力相平衡。

当分离器内进油后液面上升一定高度时，玻璃管内水柱也上升一定高度，计量一定时间后，通过公式即可计算出产量。

（二）称重量油计量称重量油技术是在传统的翻斗计量基础上，实现自动称重、自动切换计量流程、自动实现计量数据处理的计量方式。

主要结构由翻斗称重装置、多通道自动分配阀、液位控制装置、盘管加热装置、操作台及攀梯、电脑等组成，计量罐整体封闭，原油进入计量罐通过称重装置计量每斗重量折算出全天产液量。

称重（翻斗）量油利用杠杆平衡原理：两个等腰三角形的斗联在一起、两侧各装一个圆轴，支承在翻斗的固定轴座内，一个斗进油后,使原来的重心偏移,当超过重量时，就翻转将油排掉，同时另一斗处于装油位置。

中国石油煤层气地面集输工程设计指导意见

编制单位：中国石油勘探与生产分公司中国石油规划总院西安长庆科技工程有限责任公司
主要起草人：汤林杨莉娜巴玺立苗新康班兴安胡玉涛王红霞王予新梅友贵张维智杜立辉朱景义卢朝辉刘晓东许茜郭简王明聂华李剑钊
目
次
1 总则 ................................................................. 1 2 术语 ................................................................ 1 3 基本规定 .............................................................. 2 4 建设规模 .............................................................. 3 5 总体布局 .............................................................. 3 6 集输工程 .............................................................. 4
集气站之间，以及集气站至处理厂间的输气管道。 2.7 集气站 Gas gathering stations
对煤层气进行收集、分离、增压、计量、输出等功能作业的站场。
1
2.8 煤层气集输 coal bed methane gathering and transportation 将从煤层采出的煤层气汇集、分离、增压、处理、计量和输送的全过程。
平整的管道。 2.12 火炬 flare

单井计量实施方案

单井计量实施方案一、前言。

单井计量是指对油田中的每口油井进行生产数据的监测和计量，通过对产量、注入量、压力等参数的实时监测，可以及时发现问题并采取相应措施，确保油田的高效、安全生产。

本文档旨在制定一套科学有效的单井计量实施方案，以确保油田生产数据的准确性和可靠性。

二、实施目标。

1. 提高生产数据的准确性和可靠性，为油田生产管理提供可靠的数据支持。

2. 通过实施单井计量，及时发现井下问题，减少生产事故的发生，确保油田安全生产。

3. 优化生产过程，提高油田的生产效率和经济效益。

三、实施步骤。

1. 确定计量参数，根据油田实际情况，确定需要监测和计量的参数，包括产量、注入量、井口压力、井底压力等。

2. 选择计量设备，根据计量参数的要求，选择合适的计量设备，确保设备的精度和稳定性。

3. 安装计量设备，在每口油井的生产管线上安装计量设备，并确保设备安装的牢固和稳定。

4. 联网监测，将计量设备与油田监控系统进行联网，实现对生产数据的实时监测和远程管理。

5. 数据分析与应用，对监测到的数据进行分析，及时发现问题并采取相应措施，保障油田的安全生产。

6. 定期维护，对计量设备进行定期维护和检修，确保设备的正常运行和准确计量。

四、实施要求。

1. 确保计量设备的准确性和稳定性，提高数据的可靠性和精度。

2. 严格按照国家相关标准和规定进行计量，确保计量的合法合规。

3. 加强对计量设备的管理和维护，延长设备的使用寿命，降低设备故障率。

4. 建立健全的数据管理体系，确保生产数据的安全和完整性。

五、实施效果。

1. 提高了生产数据的准确性和可靠性，为油田生产管理提供了可靠的数据支持。

2. 通过及时发现问题并采取相应措施，减少了生产事故的发生，确保了油田的安全生产。

3. 优化了生产过程，提高了油田的生产效率和经济效益。

六、总结。

单井计量是油田生产管理的重要环节，通过科学有效的实施方案，可以提高生产数据的准确性和可靠性，确保油田的安全高效生产。

天然气计量误差及优化措施研究

天然气计量误差及优化措施研究对于天然气的计量来说，其之所以会产生不同程度的差异，主要就是因为天然气剂量仪表、天然气成分以及人为因素等相关原因的影响，这样一来就导致天然气的计量出现误差。

为了能够是天然气计量数据更加具有准确性，从而为天然气的销售和井口数据的分析提供有效的凭证与依据，应该根据现场计量的实际情况着手分析。

基于此，本文主要对苏里格南计量系统为例，阐述了具体的天然气计量的现状，介绍了计量设备，深入的分析了误差发生的原因，并且提出有效的优化措施，其中主要包括设备的维护、数据的录入与及时分析、实时监控、数据运行的管理以及监控管网等多种措施。

标签：天然气;计量;误差;优化;措施0 前言随着社会与经济的快速发展，天然气资源因为其自身所具备的低污染、绿色、低碳以及洁净等优势成为了我国能源领域开发工作中的佼佼者。

在快速发展的前提下，也对天然气的计量方面提出了更高的要求，而如何降低天然气计量的误差，有效地提高天然气计量的准确性，降低天然气的损害也成为了重点的发展内容。

因此，本文主要对苏里格南计量系统为例，深入地分析天然气计量的现状、影响计量准确性的因素以及优秀的解决措施，从而提高新能源开发的效果，促进我国经济和社会的进一步发展。

1.发展天然气计量的重要意义从上个世纪90年代至今，我国的天然气工业在经历了多年的发展后已经取得了非常大的成果。

现阶段，随着经营管理观念的转变和油气田的制度改革发展，天然气生产与输送部门之间传统的管理与调度关系也发生了巨大的变化，二者之间在不断的发展过程中，已经建立了各自的追求目标，并且形成了一种商业利益的供求关系。

这种改变也提高了人们对天然气计量技术发展与研究的重视程度。

对于天然气计量来说，其已经成为了制约天然气工业发展的主要因素，也是天然气企业在完成经济分析、贸易交易以及规划成本的主要依据，与企业的经济效益有直接的关系。

所以，在进行天然气计量时，必须要确保其实时性、准确性以及经济性，其主要体现在以下几个方面：①精确计量：通过精确计量能够确保交易的公平性与公正性，并且对天然气的消费与供给进行有效的管理，合理的控制天然气的库存量，降低天然气计量差，提高服务的质量。

气田开发管理与生产动态分析

月度、季度动态分析以气井生产动态为主，半年和年度动态分析以气田开发动态分析为主。
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
阶段动态分析的主要目的是为编制中长期开发规划和气田开发调整方案提供依据。分析的主要内容包括气藏地质特征再认识与气藏地质模型修正、储量动用状况、剩余储量分布及开发潜力分析、边底水活动情况、开发技术政策的适应性、开发趋势及预测、方案设计指标符合程度及开发效果评价、开发经济效益评价、开发存在的主要问题、调整对策与措施等。
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
第五十五条：油田公司应按月、季、半年、年度和阶段进行气田动态分析，并编写分析报告。
动态分析的主要内容包括气井与气藏的动态特征、产量计划完成情况、各种工艺措施效果、产量变化及原因、地层压力变化趋势、气藏边底水活动情况及气田生产设施的适应性等。动态分析应指出开发中存在的问题，提出改进措施。
第五十四条：生产监测包括气藏动态监测、井下技术状况监测、地面生产系统监测等。建立适合气藏特点和开发方式的监测系统，根据不同开发阶段的特点，制定生产动态监测计划，取全、取准各项资料。其中：
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
(1)气藏动态和井下技术状况监测项目包括气藏地层压力、井底流压、井口温度、井口压力、油气水产量、产出剖面、流体性质与组分、油气水界面、井筒内液面与砂面、井下设施的腐蚀及运行情况等。
一、气田开发管理的主要任务
什么是气田开发过程？
简单讲：就是气田自投入开发一直
产量
到报废这一漫长过程。这一个过程
基本函盖了气田开发的所有内容，
也是现代气藏经营管理的主要内容，
同时也是气田开发的投入收获期和
效益体现期。气田开发管理主要任务有：

气田单井计量要求以及国内气田单井计量的方式

气田单井计量要求以及国内气田单井计量的方式
气田单井计量要求以及国内气田单井计量的方式
单井计量技术方案的选取不但影响地面工程投资,而且计量精度是否满足各方面要求也非常关键,因此单井计量技术方案的选取显的尤为重要。

根据《油气集输设计规范》
GB50350-2005中“9.4气井产量计量”中规定,气井集输流程分离器后的天然气、水应分别计量,以满足生产动态分析的需要。

并且规定了对一部分气井宜采用连续计量,对采用周期性计量的气井计量周期为5～10d。

目前在国内气田应用的单计量方式有多种,每种计量方式有各自的适用范围。

从适合单井或多井集气流程与否角度出发有以下计量方式: 方式一:单井连续计量。

适合单井或多井集气流程。

井口设孔板流量计,连续计量气井产气量,对于气井产液量,或通过将气液分离后总液量按各井产气量大小折算求出单井产液量,或通过移动计量撬计量单井产液量。

目前在长北气田及克拉2气田均采用此方式。

长北气田采用的是井口孔板流量计+移动计量撬计量方式;克拉2气田采用的是引进进口文丘里流量计进行气液两相流计量。

方式二:计量管道+CPF集气装置轮换计量。

适合单井集气流程,非连续计量方式。

方式三:单井非连续分离计量。

适合单井集气流程。

采用车载移动计量撬对单井气、液量分离计量。

方式四:站内轮换计量。

适合单多井集气流程。

采用计量分离器实现气、液分离计量,非连续计量方式。

目前在涩北气田应用。

天然气藏天然气田不同分类标准

天然气藏天然气田不同分类标准
(1)按千米井深的单井稳定天然气产量划分标准：
千米井深稳定产量［104m3/(km•d)］
(2)天然气田储量丰度划分标准：
天然气储量丰度(108m3/km2)
(3)天然气田总储量划分大小标准：
天然气田总储量(108m3)
(4)按气藏埋藏深度划分标准：
此外，还有特殊天然气储量，例如：
非烃类天然气储量：二氧化碳、硫化氢及氦气。

低经济储量：指达到工业气流标准，但在目前技术条件下，开发难度大、经济效益低的天然气储量。

至于石油天然气勘探生产技术指标，目前的行业标准已对各专业技术工种规定了生产指标(如计划完成率、平均队年工作量……)和技术指标(如地震专业的地震剖面品质合格率、空炮率、废品率等)。

这是各专业技术工种的具体工作标准，是为油气勘查工业标准的基础。

石油、天然气计量方法及管理办法

石油、天然气计量方法及管理办法
一、概述：
二、石油、天然气计量方法：
1.天然气计量
（1）计量方法：
➢体积量计量法:
以标准参比条件下的天然气体积量作为结算单位.采用的主要流量计类型有：孔板、涡轮、超声
波、旋进旋涡等.
➢质量计量法:
以天然气重量作为结算单位。

采用的主要流量计为：科里奥里质量流量计。

➢能量计量
以天然气发热量作为结算单位。

采用的主要流量计为:体积或质量流量计+在线色谱分析仪（天然
气全组分分析)。

（2）天然气流量的标准孔板计量方法(SY/T 6143—1996）
➢天然气流量计算实用公式：
Q n=A S CEd2F GεF Z F T SQRT(P1△p)
2.原油计量
（1）静态计量
（2）动态计量
三、石油、天然气计量管理办法:
四、工程应用：。