濕氣是氣液兩相流動的一種特殊形態, 廣泛存在于石油天然氣工業中。通常認為, 在氣液兩相流動中, 氣相的體積分數不斷增加, 液相的體積分數不斷減少, 直到氣相為連續相, 液相為離散相時的流動狀態即為濕氣。在天然氣工業中, 未經過脫水、凈化和輕烴回收處理的氣田采出的天然氣, 由于含液量較高, 通常稱之為濕氣, 其主要成分為天然氣、水和輕質烴類。“濕氣”在工業領域經常被提及, 但目前尚沒有統一的標準和定義, 不同的研究人員、組織或公司都有不同的理解。一些研究工作者采用體積含氣率 (GVF) 定義濕氣, 如英國Shell石油公司認為GVF大于95%的氣液兩相流為濕氣[1], 也有研究者將這個界限定在GVF為90%甚至98%[2-3]。然而, 以GVF界定濕氣有明顯的不足, 因為濕氣是氣液兩相流流動的一種狀態, 它跟流動現場工況, 特別是工況壓力、被測介質等參數聯系緊密, 用一個體積含氣率顯然無法概括所有的情況。美國機械工程師學會 (American Society of Mechanical Engineering) 將濕氣界定為Lockhart-Martinelli參數 (L-M參數) 小于0.3的氣液兩相流[4], 這一界定為目前大多數研究工作者所采用。由于濕氣流動的復雜性, 傳統的單相氣體流量計在面對濕氣時, 往往無法正常工作, 甚至損壞, 因此對于濕氣的測量需要采用分離法測量或專門的濕氣流量計進行測量。

濕氣計量在天然氣工業上游領域非常廣泛。對于天然氣上游領域的單井試采計量、集氣站單井計量或集氣站外輸計量, 均為濕氣計量。對于常規天然氣開發, 隨著氣田開發年限的增加, 產水井的數量以及氣井的產水量大都呈現明顯增長的趨勢。對于頁巖氣開發, 頁巖氣所處的頁巖層并不產出水, 亦沒有輕質烴類產出, 但由于頁巖氣開采對頁巖氣儲層進行改造時, 注入了大量的壓裂液, 頁巖氣在生產過程中都伴隨了大量的返排液。濕天然氣的準確計量對于及時評估氣井的產能、了解地層動態信息、制定合理的開采方案以及氣田生產決策的***優化都具有非常重要的意義。

目前在氣田現場, 對于濕天然氣計量方面的處理主要有以下3種方式:利用傳統的分離器進行遠端分時計量;利用傳統的單相儀表進行粗略的估測;直接忽略單井產量的計量, 依據經驗通過氣田總體的產量對單井產量進行估計。顯然, 利用傳統單相儀表估測以及依據經驗估計具有很大的隨機性和不可靠性, 無法滿足油氣田生產過程中對地層信息的及時了解以及對系統資源的控制和管理。采用***為廣泛的方法是通過分離法計量, 具體實現是將所有氣井產物通過管道輸送到中心集氣站, 統一由氣液分離設備進行分時輪換計量。這種計量方式的生產工藝流程復雜, 設備占地龐大, 油氣田的開發建設成本高, 為了實現單井計量, 每一口氣井都需要有獨立的管線進行流體輸送, 且無法實現每一口單井的實時計量, 計量效率低下。此外, 還需要專業的人員對分離設備進行實時維護, 維護成本高昂。

隨著氣田低成本、高效率開發的需求, 優化濕天然氣計量工藝, 簡化上游領域地面建設工藝流程, 降低氣田的開發成本, 提高氣田的管理水平是上游領域建設和管理的發展趨勢, 對濕天然氣計量技術提出了較為迫切的需求。與傳統的分離測量技術相比, 濕氣流量計在技術經濟性和運行管理上都具有明顯的優勢, 可大規模地降低上游集輸管線的鋪設數量和集氣站的建設數量, 而且可實現單井的無人化值守和遠程實時監控, 從而極大地降低油氣田上游開發成本和運行管理費用。如果濕氣流量計測量準確度可滿足油田內部集輸的需要, 則是濕天然氣***為理想的計量方式。因此, 目前各油田公司都開展了濕氣流量計的現場試驗和推廣應用工作。

濕氣測量系統的目的是要實現濕氣中氣液兩相流量的實時測量。目前, 已有的或在研的濕氣流量計按照測量方法和技術路線大致可分為以下幾種。

對于單相儀表, 尤其是差壓式的儀表在濕氣測量中的特性已有大量的研究工作, 并總結了相應的虛高修正關系式[5], 然而這些虛高修正關系式都需要在已知液相含量的情況下實現對虛高的修正。因此, 采用其他相應的直接測量手段獲得液相含率即可實現氣相的測量。其中, 液相含率所采用的測量手段主要有微波技術、射線技術和示蹤技術。采用這一測量思路的濕氣流量計主要有Solartron公司的DualstreamⅠ型濕氣流量計、Roxer公司的濕氣流量計、Schlumberger公司的濕氣流量計 (三相流量計) 以及國內Haimo公司的濕氣流量計。采用這種測量原理的濕氣流量計, 對液相含率測量的準確度以及虛高模型的準確度都有較高的要求, 這兩方面的因素都會對測量結果造成直接的影響。

Solartron公司的DualstreamⅠ型濕氣流量計以文丘里管作為測量主體, 采用示蹤技術測量液相含率, 并采用Murdock模型對氣相虛高流量進行修正[6]。示蹤技術由Shell公司在20世紀90年代開發, 1994年Deleeuw在報告中首次對其進行了描述[7], 其測量的基本方法是通過在管道上游以一個已知的流量將一種只溶于液相的化學示蹤物注射到濕氣體的氣流中, 在管道下游約150D (D為管道直徑) 處采樣, 再將采出的液體樣本與示蹤物本身進行對比, 以確定液相流量。

Roxer公司的濕氣流量計采用內錐流量計作為測量主體, 利用微波含水分析儀測量液相含率, 其中微波含水分析儀內嵌在錐體上, 如圖1所示。同時, 利用伽馬密度計測量流體密度作為液相測量的輔助手段。這一設計在濕氣測量上具有一定的優勢, 由于在相同工況和相同節流比情況下, 內錐流量計的虛高值要比文丘里管的虛高要低, 因此其對液相測量精度的依賴程度要低, 使得測量準確度有所提高。

Schlumberger公司的濕氣流量計采用文丘里管作為測量主體, 液相含率的確定通過雙能伽馬射線以及成像技術實現, 其中雙能伽馬射線裝置位于文丘里管喉部, 如圖2所示。

Haimo公司的濕氣流量計以及多相流量計的技術方案與Schlumberger公司類似, 其測量主體同樣采用文丘里管, 其濕氣流量計的液相含率測量采用的是單伽馬射線, 多相流量計的含率測量采用的則是雙能伽馬射線, 與Schlumberger公司所不同的是, 其伽馬射線裝置位于文丘里管上游。

由于示蹤技術測量結構較為復雜, 且對現場操作人員要求較高, 其現場的應用受到了較大的限制。而對于采用射線技術進行含率測量的濕氣流量計, 由于涉及到了放射源的使用, 受國內環保安全方面的管制, 難以推廣使用。因此, 開發基于電容、電導或其他非放射性的含率測量技術的濕氣流量計是目前國內濕氣流量計研發的一個趨勢。

采用兩個或多個傳統單相儀表相組合的方式是目前濕氣流量計***為廣泛和主流的設計, 不需要借助直接的含率測量技術, 不涉及放射源的使用。其基本的測量原理較為簡單, 利用串聯安裝在管道中的兩個或多個單相儀表提供兩個或兩個以上相互獨立的信號即可實現氣液兩相的測量[8-9]。當測量介質為單相氣體時, 不同的單相儀表會給出相同的測量結果;當測量介質變化為濕氣體時, 由于不同的單相儀表在結構和原理上都存在一定的差異, 在濕氣測量中將給出不同的測量結果, 且隨著液相含率的不同, 測量結果的差異程度也是不同的, 利用測量結果的差異即可實現對液相含率的分辨和推算, 再結合濕氣測量虛高修正模型進而實現氣液兩相的測量, 如圖3所示。采用這種設計的濕氣流量計, 其測量特性對兩種不同流量計在濕氣測量特性上的差異有較高要求, 差異越大, 測量結果越好。目前, 按照組合儀表的方式劃分, 大致有雙差壓式儀表的組合和差壓式與速度式儀表的組合, 此外還有差壓式與容積式儀表的組合。采用這一技術路線的濕氣流量計主要有Solartron公司、Agar公司、Weatherford公司、Instromet公司的濕氣流量計, 以及國內天津大學研發的濕氣流量計[10]。

Solartron公司的DualstreamⅡ型和天津大學雙差壓濕氣流量計采用的均是雙差壓式儀表的組合。其中, Solartron公司的DualstreamⅡ型濕氣流量計的測量元件采用的是“混合器+文丘里管+第二節流裝置”的組合方式。圖4為Solartron公司DualstreamⅡ型濕氣流量計實物圖, 其中混合器的作用使得氣液兩相混合均勻, 減小兩相間的滑差, 使得位于后端的節流裝置獲得更加穩定的差壓信號。其中, 文丘里管和第二節流裝置都是經過特殊設計的, 例如文丘里管的入口角度、喉部長度等與標準文丘里管相比都具有較大的改型 (由于商業原因, 其具體結構并未對外公開) 。國內天津大學開發的濕氣流量計, 其基本測量原理與Solartron公司的DualstreamⅡ型濕氣流量計的原理類似, 即利用長喉頸文丘里管的前、后差壓及總壓損等多個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, 通過迭代算法實現了濕氣中氣液兩相流量的測量。

采用這一思路設計的濕氣測量系統, 從技術原理上來講仍屬于分離測量法, 通過對濕氣的簡單或部分分離, 再利用單相儀表進行分相測量。由于簡化分離系統的分離效果有限, 與傳統的分離計量系統相比, 其準確度有所降低。簡化分離系統設備的尺寸和造價都介于小型的濕氣流量計和傳統的分離測量系統之間, 對于傳統的分離計量系統, 其在尺寸和價格上具有優勢, 相對于濕氣流量計而言, 可實現氣液分輸是其主要的優勢。如果簡化分離系統的測量準確度能滿足需求, 對于一些氣液兩相分離計量后需要氣液分輸的場合是較為適用的。典型的產品有國內的GLCC高效分離計量系統以及中國石油工程建設有限公司西南分公司的“取樣式”氣液兩相計量橇。

由于濕氣流動的復雜性, 眾多的因素都對測量特性有較大的影響, 實際的測量算法要比理想化的基本原理復雜得多, 為了獲得較高的測量準確度, 都需要一套的修正模型和測量算法對測量結果進行修正。修正模型是濕氣流量計測量特性的數學描述[11], 是以大量實驗數據為基礎通過一定的理論分析建立的, 是濕氣流量計測量技術的核心。

石油天然氣大流量計量站成都分站 (以下簡稱成都分站) 在2017年建成了濕天然氣流量的測試裝置, 并開展了濕氣流量計測試和性能研究工作。該濕天然氣流量測試裝置通過向天然氣中定量地加注水, 形成測試用濕天然氣流, 用于開展相關的測試和研究工作。裝置設計壓力為6.3 MPa、運行壓力為1.5~4.0 MPa、氣相流量測試范圍為8~650m3/h、液相流量測試范圍為0.05~8 m3/h。濕天然氣流量測試裝置如圖5所示。

從現有的濕氣流量計測試情況來看, 濕氣流量計直接用于濕天然氣測試時, 還存在一定的偏差, 液相含率較低時, 氣相測量結果的偏差相對較小, 而液相含率較高時, 氣相測量的偏差則較大, 都需要對其測量模型進行重新擬合和校準, 以適應濕天然氣的測試工況。圖6和圖7分別為某濕氣流量計的氣相和液相測試結果。

圖6和圖7的測試結果顯示, 在其中部分流量條件下 (氣相流速為72m3/h、108m3/h) , 測試的濕氣流量計具有較好特性, 氣相偏差大致在±3%以內, 而對于另外兩個氣相測試點 (氣相流速為36 m3/h、130m3/h) , 除干氣測試點外, 氣相流量的測量結果表現出較為明顯的正偏差, 且偏差隨著液相含率的增大而增大。可以看出, 濕氣流量計的偏差表現出以下3個特點:

(1) 液相含率越高, 濕氣流量計的偏差越大。從現有濕氣流量計的技術原理分析可知, 其測量原理是通過對單相流量計濕氣測量的偏差實現對濕氣流量的測量, 液相含率越高, 偏差越大。當測量模型出現偏差無法對氣體含液率引入的偏差進行準確修正時, 液相含率越高, 測量結果的偏差也越大。這也是高含液時, 濕氣流量計測量難度增加的主要原因。

(2) 氣相偏差和液相偏差往往表現為相反的偏差方向。濕氣流量計的測量算法首先對氣體中含液率大小進行分析和測量, 再以此為依據給出相應的氣相修正值對氣體進行測量, 若含液率測量偏小, 則相應給出的氣體修正值偏小, 使得對氣體測量的虛高修正不足, 造成氣相測量偏大, 反之亦然。

(3) 濕氣流量計用于純干氣測量時, 其測量準確度要低于傳統的單相流量計。由于濕氣流量計的測量算法將干氣當作濕氣來處理, 首先對干氣的含液率進行測量, 再對氣體流量進行測量, 氣相測量的結果中包含了液相含率的測量結果, 因此準確度低于單純的干氣測量。

濕氣流量計測試結果偏差的本質原因還是其測量算法在濕天然氣測量時存在一定的偏差。目前, 國內開發的這些濕氣流量計的測量模型和測量算法都是采用低壓濕空氣進行測試獲得的。從濕天然氣的測試結果可以看出, 由于低壓濕空氣的流動與高壓濕天然氣的工況條件和介質特性存在巨大的差異, 以空氣和水為實驗介質開發的測量模型用于濕天然氣測量時, 其計量準確度難以保證, 用于濕天然氣測量時仍需對測量模型進行修正和校準。

對于常規氣田的開發, 從2000年左右開始, 濕氣流量計在國內塔里木油田、長慶油田、西南油氣田等各大油田公司都有試用[12], 但一方面由于現有濕氣流量計的技術還未完全成熟, 另一方面由于常規氣田在單井生產過程中產水量遞增, 且液相中含有凝析油, 流動狀態非常復雜, 采用不分離測量的技術難度非常大。總體而言, 濕氣流量計在常規氣田應用的效果都還不理想, 還無法滿足油氣田開發的需要。

近年來, 在頁巖氣的生產開發中, 為了降低頁巖氣的生產開發成本, 一些新型的濕氣流量計開始在頁巖氣生產平臺進行了試用, 如威遠、涪陵等生產區塊。頁巖氣生產表現為氣量遞減、產水量遞減、壓力遞減的特性, 具有一定的規律性, 到生產后期幾乎不產水, 對于濕氣流量計而言其測量的難度隨著產水量遞減而逐漸降低。且頁巖氣生產過程中并沒有烴類液體的產出, 氣液兩相介質組分較為固定和簡單, 屬于氣液兩相流中較為簡單的特例。因此, 相較于常規氣田, 濕氣流量計在頁巖氣上的應用具有相對較大的可能性。目前, 濕氣流量計在頁巖氣上的試用都集中在頁巖氣井生產的中后期, 在這一生產階段, 頁巖氣井的產水量已很低, 通常情況下小于2m3/d, 一些情況甚至接近于干氣, 由于氣體含液引入的誤差已很小, 因此測量難度則相對較低。將濕氣流量計在頁巖氣上的試用與現場分離器后的孔板流量計進行比對評估, 從現場比對的情況來看, 濕氣流量計通過比對測試數據, 對其測量模型的參數進行一定的修正和調整后, 測量結果與分離后的孔板測量數據具有較好的一致性。但是, 目前濕氣流量計在頁巖氣上試用的工況范圍還比較單一和有限, 主要都集中在生產中后期含液低且平穩、測量較簡單的工況, 而頁巖氣生產周期內工況變化范圍相當大, 因此目前的測試還不足以判斷其在整個頁巖氣生產周期工況的適用性。

從實驗測試以及現有濕氣流量計的測量原理分析可以看出, 現有濕氣流量計的測量性能與具體的測量工況密切相關, 測量對象的含液率越高, 其測量難度越大, 測量準確度就越低。此外, 濕天然氣的流動狀態與工況壓力、工況流速等相關, 這些因素對濕天然氣的測量也會產生影響。因此, 應根據具體的使用工況對其準確度進行分析和判斷。以目前的頁巖氣生產開發為例, 在頁巖氣整個生產周期內, 單井的產氣量可從30×104 m3/d降低到1×104 m3/d, 產液量從500m3/d以上降低到不足1m3/d, 工況壓力從15 MPa降低到1 MPa左右。應針對不同的生產階段工況分別進行試驗, 分析濕氣流量計在不同工況條件下的適用性, 總結評價濕氣流量計所能適應的工況范圍。

濕氣流量計測量技術是近十幾年來發展起來的新型測量技術, 總體還不夠成熟, 仍處于發展階段, 國際和國內均還沒有濕氣計量的相關標準, 亦沒有濕氣流量計的檢測評價方法。目前, 對于濕氣流量計測量準確度的了解主要還是來自流量計廠家產品在現場試用的一些數據報告。然而, 目前濕氣流量計現場試用所采用的比對實驗方法不盡相同且相對較粗糙, 比對流程往往存在系統偏差且沒有通過專業測試機構的分析和確認, 通常采用日累積量進行統計分析, 同時在測試過程中還伴隨著實驗樣機的調試和校準等, 在比對測試方法的科學性、嚴謹性以及數據報告的公信度方面都還相對欠缺, 都還不足以對濕氣流量計的性能進行有效的評價。因此, 有必要規范濕氣流量計的檢測評價方法, 包括現場適用性的評估方法, 并形成相應的標準和規范, 同時根據油氣田生產的需要制定相應的準入要求標準, 為濕氣流量計在油氣田的準入提供標準和參考。

濕氣流量計主要用于井口生產的監測。由于井口流動工況復雜, 井口的壓力、流量、氣液含率等工況參數波動變化, 同時氣井的產出物中還伴有砂粒、鐵屑等固體顆粒, 這使得安裝在井口的濕氣流量計長時間處于非常惡劣的工作環境, 在使用過程中容易因磨損等因素, 造成其結構參數發生變化。由于濕氣流量計是通過測量模型的復雜修正實現氣液兩相的測量, 對于流量計結構參數等較為敏感, 細微的結構磨損可能導致濕氣流量計計量性能的急劇變化[13]。而對于目前的頁巖氣開采而言, 不同生產階段的氣井出砂量、產水量和產氣量都有較大的差異。因此, 對于不同階段氣井出砂對濕氣流量計性能變化的影響還需要進一步的評估和分析, 跟蹤不同開采階段濕氣流量計性能變化的規律, 確定相應的檢測校準周期, 同時配套形成相應的測試校準方法, 以確保濕氣流量計現場使用處于可控的狀態。

與傳統的分離計量技術相比, 濕氣在線計量技術對于降低油田的開發和運行成本, 以及提高油氣田的生產效率和科學管理水平都有較大的優勢。過去的十多年, 濕氣在線不分離測量技術得到了較大的發展, 出現了多種不同測量原理的濕氣流量計, 一些濕氣流量計也都進入了現場適用階段。然而總體而言, 濕氣流量計測量技術還處于起步階段, 目前在現場的試用工況范圍還非常有限, 對于濕氣流量計在現場所能適應的工況范圍, 濕氣流量計的測試校準和準入標準以及濕氣流量計長期使用性能變化和周期維護等, 都還是濕氣流量計推廣應用尚未解決的技術難題, 還需要開展相應的研究工作, 通過大量的實驗數據來進行分析和總結。

目前, 成都分站已建成了國內首套濕天然氣流量測試裝置, 可在天然氣實流條件下開展濕氣流量計的測試和研究工作。因此, 根據目前濕氣測量技術的研究現狀, 可充分利用該裝置分階段開展以下兩個方面的研究工作, 以逐步推動濕天然氣測量技術的進步。

(1) 利用濕天然氣流量測試裝置, 選擇技術相對較成熟的濕氣流量計, 開展濕氣流量計的測試和校準研究, 并選擇測試和校準工況范圍內的現場開展應用研究, 對濕氣流量計現場測量準確度適應性進行科學客觀的評價, 并形成相應的評價方法, 規范濕氣流量計的測試方案和準入標準。

(2) 通過濕氣流量計在測試裝置的實驗測試以及在現場長期試用的跟蹤評價, 分析濕氣流量計在不同工況條件的特性以及長時間使用計量性能的變化規律, 總結濕氣流量計較為合適的工作范圍, 并形成相應的標準和規范, 解決現場的使用維護等技術難題, 為濕氣流量計的推廣應用提供技術基礎。