地面测试技术简介

地面测试技术简介
王运喜
(大庆油田有限责任公司试油试采分公司)
摘要：本文简要介绍了油气井地面测试技术，以及在地面测试过程中遇到的问题，并结合实际经验提出了一些解决方法,对地面测试工作具有一定的借鉴和指导意义。

主题词：地面测试; 分离器; 流体处理; 解决方法
1 前言
地面测试是勘探过程中油藏评价的重要技术手段，通过对地层流体的分离、计量，从而得到油藏的一些重要参数，如地层流体的性质、稳定产量、油气比、压缩系数等。

本文结合实际介绍了油气井地面测试技术，以及在测试过程中遇到的生产问题，并提出了一些解决方法。

2 地面测试技术简介
地层产出的流体多数情况下是多相流体，即油、气、水的混合液，地面测试主要是利用专用的承压设备组成一套从井口到分离装置、最后到放喷出口的密闭流程。

通过井口测试树和油嘴管汇的将地层流体安全的引入分离器，分离器根据多相流体之间的互不相容性和密度不同，将地层流体分离成单相的油、气、水，根据各种仪器、仪表测得的参数，使用计量公式分别求得各自的产量，并通过改变油嘴大小求得几个不同流压下的稳定产量。

2.1地面测试主要设备
2.1.1三相分离器
三相分离器是地面测试的最主要设备，是一个能承受高压的筒式容器。

按主体容器的外形可分为卧式、立式和球式三种类型，最常用的是卧式三相分离器。

它是根据多相流体之间的彼此不相容性，利用重力将多相流体分离成单相流体，并分别计量。

分离后的油、水采用涡轮流量计或标准计量罐进行计量，气计量采用巴顿记录仪，它与丹尼尔孔板流量计配合使用，记录分离器的静压、孔板前后的压差、温度，并通过相应测气公式进行计算。

三相分离器上装有油、水液位控制仪，当液位调到固定位置之后，可自动控制罐体内油、水的排放计量，从而始终保持分离器内部的压力稳定。

确定分离器工作状态的主要工作参数有3个：
1）分离器的内部压力；
2）分离器的内部温度；
3）分离内部的气、液界面。

要获得高效的分离，一旦选择好了工作体积，以上参数必需保持不变，使气、液相达到动态平衡，以便能得到正确的油、气产量值。

油、气、水的分离过程包括：
1）气体从液体中分离出来；
2）油从水中分离出来。

油、气分离后的产量计算公式如下：
1）原油产量计算公式
()()1hr W &S K K S 1B 196V ⋅⋅-⋅-⋅=油Q
作者简介:王运喜(1967-),男,工程师,现从事试油、地面测试等现场工作.
Q 油 —原油日产量； Ｖ—每15 min 油流量计读数之差； B S&W —原油含水百分数； S hr —原油收缩率；
K — 体积变化系数； K 1 —油流量计校正系数。

2） 气产量计算公式
w f pv tf g b P H F F F F 24⋅⋅⋅⋅⋅⋅=气Q （ft 3/d ）
或 w f pv tf g b P H F F F F 67968.0⋅⋅⋅⋅⋅⋅=气Q （m 3
/d ） Q 气 —天然气日产量； F b —孔板系数；
F g — 相对密度系数； F tf — 流动温度系数
F pv —压缩系数； H f —测气孔板前后压差
P w —测气装置上流绝对压力。

2.1.2 油嘴管汇
油嘴管汇通常由五阀组成，一侧装有可调油嘴，用于测试开始时的早期流动控制。

另一侧装有固定油嘴，用于流动稳定之后的测试流动通道。

中间是直通，用于油井放喷和洗井。

2.1.3蒸汽热交换器
蒸汽热交换器分直接加热交换器和间接加热交换器，主要是用于高压、高产气井，对进入分离器之前的流体进行升温处理，一是防止水化物形成，避免堵塞流动通道；二是提高油水的分离效果。

交换器内部装有很多盘管，可充分对流体加热。

2.1.4缓冲计量罐
缓冲罐是一种标准的计量罐，它与分离器油出口连接，对分离器分离出来的原油精确计量。

并且对分离器出来的原油提供一个缓冲，便于用罐的压力而不是分离器的压力将原油输送到其它地方。

缓冲罐也可作为二级分离器使用，将分离器分离不完善的原油进一步油气分离计量。

2.1.5 ESD 紧急关闭系统
ESD 紧急关闭系统是地面测试流程的重要安全保障系统，它由地面安全阀、井口测试树、ESD 控制面板、远程控制按扭、高低压传感器组成。

ESD 控制面板与井口测试树、地面安全阀的液控阀以及装在其它主设备上的高低压传感器连接，当流程中任何一处压力超出设定范围（高压或低压），系统很快将这一信号迅速传到控制面板，在2秒中内测试树和安全阀上的液控阀迅速被关闭，从而起到保护整个系统的作用。

多个远程控制按扭可以同时和ESD 控制面板连接，在不同地方实行远程控制。

2.1.6数据采集系统
数据采集系统是通过安装在油嘴管会数据头上的温度、压力传感器，以及安装在分离器上的流量传感器自动采集流动过程中的压力、温度、流量等数据，并由计算机自动计算出产量。

2.2其它辅助设备
除以上地面主设备之外，地面测试辅助设备主要包括：化学注入泵，多传感器安全泄压阀（MSRV ），油、气分流管汇，数据头，计量罐，蒸汽发生器，原油传输泵，燃烧器，探砂仪，除砂器，H 2S 检测报警装置，实验室设备等。

3 地面测试过程中的实际问题
3.1 原油除水
在地面测试过程中，对于油、水同出的井，要想将原油产量准确计量出来，就必需将水从原油中完全分离出去，可以使用三相（油、气、水）分离器将油、水分离。

通常油和水在分离器中的分离可以通过自然沉淀和使用化学药剂的方法来完成，但是对于油水乳化液的分离有时比较困难，在这种情况下，一般采用乳化液处理器来完成油水的分离，这种设备可以对油水乳化液加热、储电和化学处理，用电控制水分子，增加它们的吸引力和结合力，达到水从乳状液分离的效果；对于高密度、低API比重的原油中的除水多使用破乳剂来完成。

3.2泡沫原油的分离、计量
当地层产出的原油到达地面时，压力降低，气体以微小的薄膜气泡形式从原油中释放出来，导致原油起泡、产生泡沫，就是所说的泡沫原油，另外原油的粘度和表面张力也可以使气体保持在原油当中，也可引起类似泡沫似的影响。

原油最可能产生泡沫的条件是：
1）API比重<40
2）工作温度<160o F
3）油的粘度>53cp
原油中的泡沫能大大降低油气分离器的分离能力，因为油气分离和稳定要求较长的停留时间（多于20 min）。

容积式流量计和常规体积计量罐不能精确计量泡沫原油，不适当的分离和不准确的计量都将导致油藏评价的失误。

要解决这些问题，在计量之前就要将泡沫破坏掉，采用特殊设计的分离器来分离计量。

而这种特殊分离器就是将分离器的规格、形状、内部尺寸、结构构造设计成能够满足将泡沫在分离器里破坏的那种。

有助于处理泡沫油的主要方式有：搅动、加热、化学处理。

这些减少和处理泡沫原油的方法也可以用来除去以气泡形式存在原油中的其它气体。

3.3不是地层流体分离不完全
分离器在工作时，首先要保证地层产出流体在分离器内有一定的停留时间，停留时间的长短决定分离效果的好坏，对于比较容易分离的流体，在很短的时间内（1-2min）就能将流体完全分离。

而针对某些特殊井产出的流体，在处理过程中，需要进行特殊处理才能分离计量。

3.4凝析气的分离计量
凝析气藏产出的气体在适当的压力、温度条件下，凝析油不断地从气中凝析出来，那么针对凝析气如何使用分离器分离计量，才能使更多的凝析油从中分离出来。

3.5高含蜡原油的处理方法
高含蜡原油在进入分离器处理过程中，蜡可能粘附在罐内表面，或者堵塞分离器的扑雾器和流体通道，一旦蜡层形成就不易清除掉，更严重的是会降低分离器的分离效果。

要避免这种情况，针对高含蜡原油，最好的解决方法是通过对进入分离器之前的上游流体进行蒸汽加热和加药化学处理，防止蜡在罐体内沉积。

另一个方法，在很多情况也是比较有效的，就是在分离器内表面附上一层塑料，减少蜡的沉淀和粘附，蜡的自身重量可以使它在分离器内表面形成有害沉积垢之前从塑料膜上脱落下来。

3.6气井中的水化
在气井的生产、测试过程中，当外界的压力条件和液性条件改变，流体温度降到了水化点时，此时在流动系统中的任何地方都可形成碳氢化合物的冰结晶体和水化物。

水化、“结冰”严重对正常的生产、测试有很大的影响，如不及时采取措施很有可能造成生产、测试终止。

通常在地面流动系统中易结水化物的地方有：油嘴、阀门、孔板和管线弯曲处和缩径处。

通常水化温度随着压力的升高而升高，另外也与气体中甲烷含量有关，随着碳含量的增加水化温度升高。

对于一定的流体，在相同温度下，降低系统的压力可以防止水化物的生成。

另外还可以增加加热器的温度，选择上游作为抑制剂注入点，注入有效的水化抑制剂，通常采用甲醇和乙醇作为水化物抑制剂。

对于高产、高压气井，水化问题是经常会遇到，如果产气过程中伴随产出少量液体，一般来讲，这种井不会产生严重的水化问题，也不会影响正常的测试，因为产出的液体包含一定的热量，可以抵消水化产生的温降。

但是有些特殊井，即使有液体随气体产出，也不能消除水化的产生，如在大庆卫深-5气井测试过程中，该井是一口压后测试井，压后井口压力高达3800psi，气无阻流量103×104m3/d，开井测试时，随气产出一些压裂液，但在油嘴管汇上、下油的管线外面仍能观察到结一层厚厚的冰，此时无疑流程内部也一定结大量的水化物，为了防止水化物过多堵塞油嘴，在油嘴管汇上游数据头上的针阀不停地注入乙二醇来缓解水化物地生成，同时对进入分离器的流体进行加热处理，保证了测试的正常进行。

在地面测试系统中观察到任何结冰水化迹象之前，井下的生产管柱已经开始结水化物。

最初在油管壁上和环空产生水化物，使井口控制头的流动压力降低，流动减慢，然后出现井口流温的快速降低。

只要观察到气体流速和流动压力在不正常降低，就可以判断出井内已经结水化物了，因此不断地监测井口温度是非常重要的。

对于无封隔器的井，在整个流动期，往井口控制阀（油管闸门或套管闸门）注入甲醇水化抑制剂，可以防止井内生产管柱中水化。

如果井内下有封隔器将油管和套管封隔开来，更应注意防止油管被结冰完全堵死，一旦发生水化现象要及时关井，注入一桶甲醇除去开始在油管壁上形成的固体水化物。

（在这之前监测记录井口压力和温度是非常重要的。

）因为一旦水化结冰堵塞油管，就很难除去堵塞物。

对于套管未被封住的井，比较容易解决，只要往环空内泵入热油就可以解冻油管上的水化物。

若水化塞恰巧很短，则可以通过高泵压将堵塞物打掉，这个泵压值依据井口的压力来决定。

对于有严重的结水化物倾向的套管井，必须更改测试工序，可通过提高流速（增加油嘴）使流动管线变热这样的流动工序来达到以上目的，或者在测试开始时向油管内注入甲醇（最多1桶），然后打开流动产生最大程度压降，在高压降范围内进行生产、测试，同时不断进行的温度检测，直到在油管内水化开始形成时通过压降和温度降低显示出来。

3.7 气井压井
当气井测试结束之后，在进行后续操作施工之前，首先要进行压井作业，因为压井涉及到重要的施工安全问题，所以这一工序历来受到现场施工人员的普遍重视。

压井应本着“压而不死，活而不喷”的原则，认真分析井况，根据井底压力、气产量确定合理的压井液比重和压井方法，制订合理可行的压井施工方案。

一般来讲，对于无封隔器的生产管柱和环空内的压井不会产生其它的问题。

但是，一旦出现其它问题的话，那么这种井就很特别，需认真分析井的实际情况。

井中没有封隔器，井口最初流出的液体所显示的可能是不正常的井下关井的井口压力，或者是井口油套之间较大的压差。

此时可通过降低井口流动压力，伴随着降低流速，（井内无封隔器，套管内的流体进入油管内，或次级凡尔），可保持井的相对平稳状态，但此时必须利用所有相关资料做出判断井下是否憋压，或开始结水化物，因为井口压力在这两种情况下有同样的显示。

随后必须频繁、仔细地观察井口温度，因为憋压通常不会产生一个明显的降温，如果结水化物的话，这时流动管线的节流处水化物迅速增加，同时会出现快速的温度降低。

情况判断清楚之后，根据实际情况迅速决策，合理的处理。

在一口趋向于憋压的井上，是不可能进行标准的递增四点测试的，因为每一点都受到流动管线内的回压影响，这种回压是由增加的液体量引起的。

在这种情况下，有时可应用低无阻流量液位试井。

然后，高液位开始降低时，试井在递减的稳定试井顺序下完成，这时液体
可以不停地被释放出来。

通过增加回压降低流速，用不少于4～6 h分段方式和适当的每一速率较长的持续时间，以较小的5%～10%的压力增量直到井被压住。

对于可成功地降低流速到一个稳定状态的井，可进行有效的回压测试，同时也可进行低无阻流量试井。

3.8 除去砂子、泥浆、盐等固体颗粒
在高产气井中最可能发生出砂，砂子可能来源于地层出砂，也可能来源于压裂支撑剂。

高速流动的砂子能引起油嘴、弯脖、加热器和热交换器处的盘管迅速磨损，甚至刺坏设备，容易酿成安全事故。

如：大庆外围卫深-5井，该井压后放喷，由于井口压力高，含砂量大，在放喷时将井口处的两个管线弯头冲击出小洞，幸亏及时关井，避免了重大事故的发生。

若在流动过程中，不断产出砂子、泥浆、盐和其它固体颗粒，那么在流体进入分离器之前，必须通过沉淀、离心、过滤等方法将它们除去。

中等颗粒少量的砂子，可以在立式分离器中沉淀除去，这种分离器带有圆锥形的底部，可定期地排放罐内的残渣。

如果知道一口井出砂严重，或者已经完成了压裂加砂，要完成这样一口井测试，在测试过程中必须使用特殊设备。

通常在油嘴的上游安装上一个高压除砂器，将砂子过滤出去，但成本很高。

也可以通过控制放喷流速来尽量降低地层的吐砂，加大放喷管线的外径，同时尽量减少不必要的弯头在流程中的使用，使用预定的弯头和三通，减小对设备的冲击。

在放喷和测试过程中要降低砂子对设备的损害，可以用固定油嘴代替可调油嘴。

因固定油嘴能承担更大的冲蚀，并且更换成本较低。

此外，在流动测试过程中，分离器应该调整在最低液位下生产，减少砂子在分离器内的沉积，加快砂子的排放。

出砂量随着压降的增大而增加，为了确定地层的合理压降，必须了解油田的录井数据和其它井的出砂情况。

通过计算采用最小合理的压降，减少出砂量。

在地面可以通过以下方法监测到含砂量：
1)通过油嘴管汇处的沉积物和水样，定时从离心样内检测到含砂量。

2)油嘴管汇处的磨损探测：在流动早期通过对油嘴下游的磨损探测能得出含砂量，
磨损探头放置在油嘴管汇和加热器之间，观察磨损情况可知道含砂量和对地面设
备的影响。

3)利用探砂仪来检测流体的含砂量：探砂仪是通过测量砂子冲击磨损探测器和流程
管壁产生的噪音从而得出含砂量。

另外，在测试期间，每个弯脖处的壁厚应定期地检测和记录，以便进行比较。

悬浮在油中的盐可以通过离心、沉淀、加清水的方式除去。

与油混合的盐，可通过先用水吸收盐，然后，再通过适当的方式除去水除掉。

3.9测试过程中计量数据不准确
以往油气井测试是使用单相流量计来计量油、气、水，这些流量计被安装在标准分离器或缓冲罐的油、气、水出口。

每种流量计只能计量单一的流体，使用单相流量计时，较差流体的分离和流量表的校准问题常常影响油、气、水流量的精确计量。

并且由于大分离器内的流动液面具有不稳定性，流量计没有足够的分辨力识别较小的流动和微小的变化，从而影响数据的准确性。

另外，高流量和重油能引起乳化膨胀和泡沫的形成，使测量的流动数据不准确。

因此，采用常规的单相流量计测量方法是很难得到反应油井和周围油藏的准确数据的，为消除这些不利因素，保证精确的计量，在测试过程中使用多相流量计。

3.9.1多相流量计工作原理
多相流量计采用的是VX技术，这种技术是将两种计量技术组合成一种简单的无移动件计量装置。

一种双能组合计量仪表安装在文丘里管（一种流量计测定装置）的窄路部分，可以在不考虑内部流动通道的情况下测量三相流体流速。

这种流量计的计量部分有两个主要元件：
1)用压差传感器测量总集中流量的文丘里管；
2)装有辐射化学原的双能光谱伽码射线探测器，测量油、气、水部分。

组合计量装置的设计可以高频测量，使仪表不受流动通道的影响，由于是一种绝对的测量技术，所以，在现场不像其它油井测试方法要求流动校验。

3.9.2多相流量计的优点
多相流量计同传统的单相流量计设备相比，具有重量轻，体积小等优点。

多相流量计可连续测量油、气、水每一相流体流量，而不需要预先分离，消除了对于大分离器的内部不稳定问题。

数据质量还可以通过改变多相流量计上的回压得到控制，乳状液和泡沫也不会影响到流量的测量精度。

此外，采用单相流量计从分离器和测试罐获得的数据是不连续的，列表形式的流量和压力数据。

而多相流量计测量的连续数据更好地反映了油井、油藏特性。

此外，通过多相流量计瞬时和连续流量的测量，有助于决定和缩短流动期及测试周期，节省时间和费用。

4 结论
在地面测试过程中，许多探井的情况各不相同，产出的流体差别也很大，在施工之前需收集各种资料，认真分析，并结合现场实际经验采用合理有效的处理方法，保证地面测试施工的顺利进行，保证设备、人员的安全。

本文提到的一些生产问题均为多年施工过程中遇到的比较典型的问题，并提出了相应的解决办法，可以为今后地面测试施工提供一些借鉴和指导。

参考文献: [1] 2002年美国《石油杂志》
[2]《科学试油系统工程》油气井测试编辑部出版
[3]《现代完井工程》第二版石油工业出版社
[4]《井下工程》石油工业出版社。