毛细管测压电泵井在线流量实时计量系统与方法
【专利摘要】本发明属于石油开采领域，涉及一种毛细管测压电泵井在线流量实时计量的系统和方法。流量实时计量系统包括潜油泵、潜油电机、稳压筒、控制柜、地面数据采集与分析系统、井口套压测量装置、井口油压测量装置、井口温度测量装置、毛细管测压系统地面装置；控制柜通过电缆向潜油电机供电；稳压筒连接在潜油电机下端一定距离处，并通过毛细管与毛细管测压系统地面装置相连；地面数据采集与分析系统采集、保存井口油压、套压、温度和稳压筒处液柱压力以及地面电流和电压，实时计算、显示电泵井流量。本发明仅需要安装井下毛细管单点测压装置和井口压力温度测量装置，结合功率平衡法和井筒多相流计算方法，实现电泵井在线流量实时计量。
【专利说明】
毛细管测压电泵井在线流量实时计量系统与方法
技术领域
[0001] 本发明属于石油开采领域，具体地，涉及一种毛细管测压电栗井在线流量实时计 量系统与方法。
【背景技术】
[0002] 随着油田对电栗井计量水平要求的提高，两相或三相流量计被用于生产计量，但 其高昂的成本制约了流量计的大面积推广应用。近年来，"智能油田"建设推动了自动化计 量的需求和发展。其方法是采用自动化装置实时采集油井生产相关数据，然后借助于数学 模型进行实时、在线液量计量。这种方法成本低，准确度较高，而且能实现远程计量，特别适 合于偏远井、海上井的生产计量。
[0003] 2011年，SCHLUMBERGER公司公布了一种基于功率平衡法的电栗井流量计算方法 (US20110088484A1)，该方法需要安装一套电栗伴侣采集井下栗入口压力、栗入口温度、栗 出口压力等数据，成本较高;此外，该方法计算过程中将电机功率因数和电机效率按常数处 理，与实际生产存在一定差距。针对仅安装有井下毛细管测压系统的电栗井，结合功率平衡 法和井筒多相流计算方法，提出了一种毛细管测压电栗井在线流量实时计量方法。
【发明内容】
[0004] 为克服现有技术存在的上述缺陷，本发明提供一种基于井下毛细管单点测压系 统、将电机效率和电机功率因数当作变量、结合功率平衡方法和井筒多相流计算方法来实 现电栗井在线流量实时计量系统及方法。
[0005] 为实现上述目的，本发明采用下述方案：
[0006] 毛细管测压电栗井在线流量实时计量系统，包括:潜油栗、气体分离器、保护器、潜 油电机、稳压筒连接件、稳压筒、控制柜、地面数据采集与分析系统、毛细管、井口套压测量 装置、井口油压测量装置、井口温度测量装置、毛细管测压系统地面装置;其中：潜油栗连接 在油管底端，潜油栗位于套管内并下入液面以下一定深度处;潜油栗下部连接气体分离器， 气体分离器下部连接保护器，保护器下部连接潜油电机，潜油栗、气体分离器、保护器和潜 油电机组成电栗井下机组系统;所述的稳压筒通过稳压筒连接件连接在潜油电机下端一定 距离处，以测量该深度处的井内液柱压力;所述的潜油电机与控制柜通过电缆相连，由控制 柜为潜油电机供电；稳压筒通过毛细管与毛细管测压系统地面装置相连;毛细管测压系统 地面装置过井下毛细管压力数据线与地面数据采集与分析系统相连;所述的毛细管测压系 统地面装置通过毛细管采集稳压筒处井内液柱压力值，并将该井内液柱压力值通过井下毛 细管压力数据线传递给地面数据采集与分析系统，实现稳压筒处井内液柱压力的实时采 集;井口套压测量装置位于井口采油树装置的套管闸门处，与油管和套管之间的环形空间 连通;井口套压测量装置通过井口套压数据线与地面数据采集与分析系统相连，所述的井 口套压测量装置测量电栗井井口套压值，通过井口套压数据线将电栗井井口套压值传递给 地面数据采集与分析系统，实现井口套压的实时采集;井口油压测量装置位于井口采油树 装置的油嘴前与油管连接的位置处;井口油压测量装置通过井口油压数据线与地面数据采 集与分析系统相连，所述的井口油压测量装置测量电栗井的井口油压值，通过井口油压数 据线将井口油压值传递给地面数据采集与分析系统，实现井口油压的实时采集;井口温度 测量装置位于井口采油树装置的油嘴后与外输管线连接的位置处;井口温度测量装置通过 井口温度数据线与地面数据采集与分析系统相连，所述的井口温度测量装置测量电栗井的 井口温度值，通过井口温度数据线将井口温度值传递给地面数据采集与分析系统，实现井 口温度的实时采集;控制柜通过控制柜电流-电压-频率采集系统与地面数据采集与分析系 统相连，所述的控制柜电流-电压-频率采集系统采集控制柜处输出的电流、电压以及电源 频率，并将电流、电压和电源频率传递给地面数据采集与分析系统，实现控制柜输出电流、 电压以及电源频率的实时采集。
[0007] 相对于现有技术，本发明的有益效果在于：
[0008] 1、将电机效率、电机功率因数视为变量，减小了流量计量的误差。
[0009] 2、该方法无需安装"电栗伴侣"，仅需要安装井下毛细管单点测压装置。
[0010] 3、将功率平衡法与井筒多相流计算方法相结合，采用迭代方法实现电栗井在线流 量实时计量。
【附图说明】
[0011]图1为毛细管测压电栗井在线流量实时计量系统示意图；
[0012] 图2为毛细管测压电栗井在线流量实时计量方法示意图；
[0013] 图中：101、潜油栗；102、气体分离器；103、保护器；104、潜油电机；105、稳压筒连接 件；106、稳压筒;201、套管；202、油管；301、电缆;401、控制柜;402、地面数据采集与分析系 统;501、井口套压数据线;502、井口油压数据线;503、井口温度数据线;504、控制柜电流-电 压-频率数据线;505、井下毛细管压力数据线;601、毛细管;701、井口采油树装置；1、井口套 压测量装置;2、井口油压测量装置;3、井口温度测量装置;4、毛细管测压系统地面装置。
【具体实施方式】
[0014] 如图1所示，毛细管测压电栗井在线流量实时计量系统，包括:潜油栗101、气体分 离器102、保护器103、潜油电机104、稳压筒连接件105、稳压筒106、控制柜401、地面数据采 集与分析系统402、毛细管601、井口套压测量装置1、井口油压测量装置2、井口温度测量装 置3、毛细管测压系统地面装置4;其中：潜油栗101连接在油管202底端，潜油栗101位于套管 201内并下入液面以下一定深度处;潜油栗101下部连接气体分离器102,气体分离器102下 部连接保护器103,保护器103下部连接潜油电机104,潜油栗101、气体分离器102、保护器 103和潜油电机104组成电栗井下机组系统;所述的稳压筒106通过稳压筒连接件105连接在 潜油电机104下端一定距离处，以测量该深度处的井内液柱压力;潜油电机104为潜油栗101 提供动力，保护器103保护潜油电机104,气体分离器102将油井生产流体中的自由气分离出 来以减少气体对潜油栗101的影响;所述的潜油电机104与控制柜401通过电缆301相连，由 控制柜401为潜油电机104供电。
[0015] 稳压筒106通过毛细管601与毛细管测压系统地面装置4相连;毛细管测压系统地 面装置4通过井下毛细管压力数据线505与地面数据采集与分析系统402相连;所述的毛细 管测压系统地面装置4通过毛细管601采集稳压筒106处井内液柱压力值，并将该井内液柱 压力值通过井下毛细管压力数据线505传递给地面数据采集与分析系统402,实现稳压筒 106处井内液柱压力的实时采集。
[0016]井口套压测量装置1位于井口采油树装置701的套管闸门处，与油管202和套管201 之间的环形空间连通;井口套压测量装置1通过井口套压数据线501与地面数据采集与分析 系统402相连，所述的井口套压测量装置1测量电栗井井口套压值，通过井口套压数据线501 将电栗井井口套压值传递给地面数据采集与分析系统402，实现井口套压的实时采集。 [0017]井口油压测量装置2位于井口采油树装置701的油嘴前与油管连接的位置处;井口 油压测量装置2通过井口油压数据线502与地面数据采集与分析系统402相连，所述的井口 油压测量装置2测量电栗井的井口油压值，通过井口油压数据线502将井口油压值传递给地 面数据采集与分析系统402，实现井口油压的实时采集。
[0018]井口温度测量装置3位于井口采油树装置701的油嘴后与外输管线连接的位置处； 井口温度测量装置3通过井口温度数据线503与地面数据采集与分析系统402相连，所述的 井口温度测量装置3测量电栗井的井口温度值，通过井口温度数据线503将井口温度值传递 给地面数据采集与分析系统402,实现井口温度的实时采集。
[0019] 控制柜401通过控制柜电流-电压-频率采集系统504与地面数据采集与分析系统 402相连，所述的控制柜电流-电压-频率采集系统504采集控制柜401处输出的电流、电压以 及电源频率，并将电流、电压和电源频率传递给地面数据采集与分析系统402，实现控制柜 401输出电流、电压以及电源频率的实时采集。
[0020] 所述的控制柜401输出电流、电压以及电源频率即是潜油电机104的地面输入电 流、地面输入电压以及电源频率。
[0021] 所述的地面数据采集与分析系统402实时采集井口套压测量装置1处井口套压、井 口油压测量装置2处井口油压、井口温度测量装置3处井口温度、稳压筒106处井内液注压力 以及潜油电机104的地面输入电流、电压和电源频率，并保存在地面数据采集与分析系统 402内置的存储介质中。
[0022] 所述的地面数据采集与分析系统402中预先存储有油井生产基础数据、油井流体 物性数据、潜油栗特性数据、潜油电机特性数据和电缆特性数据。
[0023] 所述的地面数据采集与分析系统402利用实时采集的井口套压测量装置1处井口 套压、井口油压测量装置2处井口油压、井口温度测量装置3处井口温度、稳压筒106处井内 液注压力、潜油电机104的地面输入电流、潜油电机104的地面输入电压和电源频率以及预 先存储的油井生产基础数据、油井流体物性数据、潜油栗特性数据、潜油电机特性数据和电 缆特性数据，计算该电栗井的实时流量，并在地面数据采集与分析系统402的显示屏上以数 据表和曲线形式实时显示流量计算结果。
[0024] 所述的油井生产基础数据包括油层压力、油层温度、油层深度、套管外径、套管内 径、油管外径、油管内径、电栗型号、电机型号、电缆型号、下栗深度、稳压筒下入深度。
[0025] 所述的油井流体物性参数包括原油饱和压力、原油相对密度、天然气相对密度、水 相对密度。
[0026] 所述的潜油栗特性数据包括描述流量与栗效、流量与扬程、流量与电机功率之间 关系的数据，最高栗效点及其对应流量数据。
[0027] 所述的潜油电机特性数据包括电机型号、额定负载时的负载损耗、空载磁化损耗、 电机额定功率、电机额定功率因数、电机额定电流。
[0028] 所述的电缆特性数据包括电缆型号、电缆长度、导体电抗与导体有效阻抗。
[0029] 所述的实时采集可以为每隔10分钟、30分钟、60分钟采集一次，也可以每3个小时、 6小时、12小时采集一次。
[0030]如图2所示，毛细管测压电栗井在线流量实时计量方法，具体步骤如下：
[0031 ]步骤1:收集电栗井静态资料及设备资料
[0032] (1)电栗井静态资料包括油井生产基础数据和油井流体物性数据。
[0033] 所述的油井生产基础数据包括油层压力、油层温度、油层深度、套管外径、套管内 径、油管外径、油管内径、电栗型号、电机型号、电缆型号、下栗深度、稳压筒下入深度。
[0034] 所述的油井流体物性参数包括原油饱和压力、原油相对密度、天然气相对密度、水 相对密度。
[0035] (2)设备资料包括潜油栗特性数据、潜油电机特性数据和电缆特性数据。
[0036] 所述的潜油栗特性数据包括描述流量与栗效、流量与扬程、流量与电机功率之间 关系的数据，最高栗效点及其对应流量数据。
[0037] 所述的潜油电机特性数据包括电机型号、额定负载时的负载损耗、空载磁化损耗、 电机额定功率、电机额定功率因数、电机额定电流。
[0038] 所述的电缆特性数据包括电缆型号、电缆长度、导体电抗与导体有效阻抗。
[0039] 步骤2:获取电栗井实时生产测量数据
[0040] 所述的电栗井实时生产测量数据包括潜油电机的地面输入电流、潜油电机的地面 输入电压、电源频率、井口温度、井口套压、井口油压、稳压筒处井内液柱压力。
[0041] 所述的电栗井实时生产测量数据还包括利用地面流量计定期测试的井口流量、含 水和生产气油比。该定期测试的井口流量与利用测试当天的油井生产测量数据通过数学模 型计算出的流量进行对比，用于确定流量校正系数;该流量校正系数用于对当前测试时间 到下一个测试时间之间的、利用油井生产测量数据通过数学模型计算出的流量进行校正。 该定期测试的含水和生产气油比假设从当前测试时间到下一个测试时间期间保持不变。
[0042] 所述的定期测试时间可以是半个月、一个月或一个季度，也可以是任意间隔天数。
[0043] 步骤3:计算无因次曲线
[0044] 根据潜油栗特性曲线，从栗效曲线上取得最高栗效点对应的流量QBEP;取一系列栗 效~流量数据点(％~Qp)，由方程^十算无因次流量Qn，然后计算^；，得到 一系列的^~心对应关系数据。
[0045] 步骤4:计算潜油栗入口压力和潜油栗出口压力
[0046] 假设一个流量，根据已知的稳压筒下入深度、下栗深度、油管内径、油管外径、套管 内径、套管外径、油层深度、油层温度、油井流体物性参数以及测得的稳压筒处井内液柱压 力，采用井筒多相流模型和井筒温度场模型计算得到潜油栗入口压力和潜油栗入口温度； 根据已知的下栗深度、油管内径、油管外径、套管内径、套管外径、油层深度、油层温度、油井 流体物性参数以及测得的井口套压、井口油压和井口温度，采用井筒多相流模型和井筒温 度场模型计算得到潜油栗出口压力和潜油栗出口温度。
[0047] 所述的井筒多相流模型可以是Beggs-Brill计算模型、Orkiszewski计算模型、 Hagedron-Brown计算模型，或者其它多相流经验模型或机理模型。
[0048] 步骤5:计算潜油电机功率因数變和无功功率因数货
[0049] 功率因数采用式(1)计算，
[0050]
.⑴.
[0051] 其中，为潜油电机额定功率因数;β为潜油电机负载率，可采用式(2)计算。
[0052]
⑵
[0053]其中，Ie是潜油电机额定电流，Α; Ιο代表着空载电流，A;Im为潜油电机的工作电流， A〇
[0054] 如不能提供空载电流值，可由式(3)计算：
[0055]
(33
[0056] 其中，ξ是系数，忍< 翁.JS时，ξ = 2 · 1; > G 时，ξ = 2 · 15。
[0057] 在控制柜处测得的电流Id即为潜油电机电流Im。
[0058] 求出潜油电机功率因数微總擎后，计算-值以及无功功率因数
[0059] 步骤6:计算潜油电机电压和效率％
[0060]电缆中的电压损失a采用式(4)计算：
[0061]
(4)
[0062] 其中，L为电缆长度，km;r为导体有效阻抗，Ω/km;.變为功率因数;X为导体电 抗，Ω /km; SM變为无功功率因数;Tm为潜油栗入口温度，°C ; Ti为井口温度，°C。
[0063] 潜油电机电压Vm等于地面测量电压Vd减去电缆中的电压损耗，采用式(5)计算，
[0064] Vm=Vd-aXId (5)
[0065] 不同负载情况下潜油电机效率％采用式(6)计算，
[0066]
(6)[0067] A、B为两个系数，采用式(7)和式(8)计算。
[0068] (!)
[0069] (8)
[0070]其中，Po为空载磁化损耗，kW; PN为潜油电机额定功率，kW; PKN为额定负载时的负载 损耗，kW; PKN由三部分组成:定子铜耗PCul，kW;转子铜耗PCu2，kW;杂散损耗Ps，kW。
[0071 ]步骤7:计算栗效/流量比值；
[0072] 基于功率平衡方法，采用式(9)计算栗效/流量比值;1^7。
[0073]
(9)
[0074]其中，ΔΡ为流体流过潜油栗的压差，即潜油栗出口压力与潜油栗入口压力之差； Im为潜油电机的工作电流;Vm为潜油电机的工作电压;Ik为潜油电机的效率;Qeep为栗效曲线 上取得最高栗效点对应的流量；为潜油电机功率因数。
[0075] 步骤8:确定无因次流量^
[0076] 根据步骤7计算得到的栗效/流量比值;;^了，利用步骤3确定的·$·厂对应关 系，通过插值确定相应的无因次流量Qn。
[0077] 步骤9:计算未校正的流量QP
[0078] 根据步骤8得到的无因次流量Qn，利用公式浴X (?. + ：!.)计算得到未校 正的流量Qp。
[0079] 步骤10:比较流量计算误差
[0080] 将步骤9计算得到的未校正的流量与步骤4假设的流量进行相对误差比较，如果相 对误差在允许误差范围内，则确定出最终的未校正流量Qp，转入步骤11;否则以步骤9计算 得到的未校正的流量作为新的假设流量，转入步骤3，重复步骤4至步骤10计算过程，直到满 足允许误差为止。
[0081 ]步骤11:计算流量校正系数
[0082] 如果油井生产参数测量当天采用油气水三相分离器或多相流量计测得了该井当 天的实际流量Qs，则根据测量的实际流量Qs和步骤10确定出的最终的未校正流量Q P，使用式 (11)计算出它们之间的比值，即校准比J;否则转入步骤12。
[0083] J = Qs/Qp (10)
[0084] 步骤12:校正计算流量
[0085]将最近一次利用油气水三相分离器或多相流量计测试获得的校准比J乘以步骤10 确定的最终的未校正流量Qp，得到校正后的流量V p，式（11)所示。
[0086] Q/p = QpXJ (11)
[0087] 步骤13:通过计算机屏幕以曲线和数据表方式实时展示电栗井流量计算结果。
【主权项】
1. 一种毛细管测压电栗井在线流量实时计量系统，包括:潜油栗、气体分离器、保护器、 潜油电机、稳压筒连接件、稳压筒、控制柜、地面数据采集与分析系统、毛细管、井口套压测 量装置、井口油压测量装置、井口温度测量装置、毛细管测压系统地面装置;其特征在于:潜 油栗连接在油管底端，潜油栗位于套管内并下入液面以下一定深度处;潜油栗下部连接气 体分离器，气体分离器下部连接保护器，保护器下部连接潜油电机，潜油栗、气体分离器、保 护器和潜油电机组成电栗井下机组系统;所述的稳压筒通过稳压筒连接件连接在潜油电机 下端一定距离处，以测量该深度处的井内液柱压力;所述的潜油电机与控制柜通过电缆相 连，由控制柜为潜油电机供电;稳压筒通过毛细管与毛细管测压系统地面装置相连;毛细管 测压系统地面装置过井下毛细管压力数据线与地面数据采集与分析系统相连;所述的毛细 管测压系统地面装置通过毛细管采集稳压筒处井内液柱压力值，并将该井内液柱压力值通 过井下毛细管压力数据线传递给地面数据采集与分析系统，实现稳压筒处井内液柱压力的 实时采集;井口套压测量装置位于井口采油树装置的套管闸门处，与油管和套管之间的环 形空间连通;井口套压测量装置通过井口套压数据线与地面数据采集与分析系统相连，所 述的井口套压测量装置测量电栗井井口套压值，通过井口套压数据线将电栗井井口套压值 传递给地面数据采集与分析系统，实现井口套压的实时采集;井口油压测量装置位于井口 采油树装置的油嘴前与油管连接的位置处;井口油压测量装置通过井口油压数据线与地面 数据采集与分析系统相连，所述的井口油压测量装置测量电栗井的井口油压值，通过井口 油压数据线将井口油压值传递给地面数据采集与分析系统，实现井口油压的实时采集;井 口温度测量装置位于井口采油树装置的油嘴后与外输管线连接的位置处;井口温度测量装 置通过井口温度数据线与地面数据采集与分析系统相连，所述的井口温度测量装置测量电 栗井的井口温度值，通过井口温度数据线将井口温度值传递给地面数据采集与分析系统， 实现井口温度的实时采集;控制柜通过控制柜电流-电压-频率采集系统与地面数据采集与 分析系统相连，所述的控制柜电流-电压-频率采集系统采集控制柜处输出的电流、电压以 及电源频率，并将电流、电压和电源频率传递给地面数据采集与分析系统，实现控制柜输出 电流、电压以及电源频率的实时采集。2. 根据权利要求1所述的毛细管测压电栗井在线流量实时计量系统，其特征在于:所述 的控制柜输出电流、电压以及电源频率即是潜油电机的地面输入电流、地面输入电压以及 电源频率。3. 根据权利要求1-2所述的毛细管测压电栗井在线流量实时计量系统，其特征在于:所 述的地面数据采集与分析系统实时采集井口套压测量装置处井口套压、井口油压测量装置 处井口油压、井口温度测量装置处井口温度、稳压筒处井内液注压力以及潜油电机的地面 输入电流、电压和电源频率，并保存在地面数据采集与分析系统内置的存储介质中。4. 根据权利要求1-3所述的毛细管测压电栗井在线流量实时计量系统，其特征在于:所 述的地面数据采集与分析系统中预先存储有油井生产基础数据、油井流体物性数据、潜油 栗特性数据、潜油电机特性数据和电缆特性数据。5. 根据权利要求1-4所述的毛细管测压电栗井在线流量实时计量系统，其特征在于:所 述的地面数据采集与分析系统利用实时采集的井口套压测量装置处井口套压、井口油压测 量装置处井口油压、井口温度测量装置处井口温度、稳压筒处井内液注压力、潜油电机的地 面输入电流、潜油电机的地面输入电压和电源频率以及预先存储的油井生产基础数据、油 井流体物性数据、潜油栗特性数据、潜油电机特性数据和电缆特性数据，计算该电栗井的实 时流量，并在地面数据采集与分析系统的显示屏上以数据表和曲线形式实时显示流量计算 结果。6. 根据权利要求1-5所述的毛细管测压电栗井在线流量实时计量系统，其特征在于:所 述的油井生产基础数据包括油层压力、油层温度、油层深度、套管外径、套管内径、油管外 径、油管内径、电栗型号、电机型号、电缆型号、下栗深度、稳压筒下入深度。7. 根据权利要求1-6所述的毛细管测压电栗井在线流量实时计量系统，其特征在于:所 述的油井流体物性参数包括原油饱和压力、原油相对密度、天然气相对密度、水相对密度。8. 根据权利要求1-7所述的毛细管测压电栗井在线流量实时计量系统，其特征在于:所 述的实时采集可以为每隔10分钟、30分钟、60分钟采集一次，也可以每3个小时、6小时、12小 时采集一次。9. 一种毛细管测压电栗井在线流量实时计量方法，采用权利要求1-8所述的毛细管测 压电栗井在线流量实时计量系统，其特征在于，具体步骤如下： 步骤1:收集电栗井静态资料及设备资料 (1) 电栗井静态资料包括油井生产基础数据和油井流体物性数据 所述的油井生产基础数据包括油层压力、油层温度、油层深度、套管外径、套管内径、油 管外径、油管内径、电栗型号、电机型号、电缆型号、下栗深度、稳压筒下入深度； 所述的油井流体物性参数包括原油饱和压力、原油相对密度、天然气相对密度、水相对 密度； (2) 设备资料包括潜油栗特性数据、潜油电机特性数据和电缆特性数据 所述的潜油栗特性数据包括描述流量与栗效、流量与扬程、流量与电机功率之间关系 的数据，最高栗效点及其对应流量数据； 所述的潜油电机特性数据包括电机型号、额定负载时的负载损耗、空载磁化损耗、电机 额定功率、电机额定功率因数、电机额定电流； 所述的电缆特性数据包括电缆型号、电缆长度、导体电抗与导体有效阻抗； 步骤2:获取电栗井实时生产测量数据 所述的电栗井实时生产测量数据包括潜油电机的地面输入电流、潜油电机的地面输入 电压、电源频率、井口温度、井口套压、井口油压、稳压筒处井内液柱压力； 所述的电栗井实时生产测量数据还包括利用地面流量计定期测试的井口流量、含水和 生产气油比。该定期测试的井口流量与利用测试当天的油井生产测量数据通过数学模型计 算出的流量进行对比，用于确定流量校正系数;该流量校正系数用于对当前测试时间到下 一个测试时间之间的、利用油井生产测量数据通过数学模型计算出的流量进行校正。该定 期测试的含水和生产气油比假设从当前测试时间到下一个测试时间期间保持不变； 所述的定期测试时间可以是半个月、一个月或一个季度，也可以是任意间隔天数； 步骤3:计算无因次曲线 根据潜油栗特性曲线，从栗效曲线上取得最高栗效点对应的流量Qeep;取一系列栗效~ 流量数据点（nP~Qp)，由方程计算无因次流量Qn，然后计算得到一 系列吋应关系数据； 步骤4:计算潜油栗入口压力和潜油栗出口压力 假设一个流量，根据已知的稳压筒下入深度、下栗深度、油管内径、油管外径、套管内 径、套管外径、油层深度、油层温度、油井流体物性参数以及测得的稳压筒处井内液柱压力， 采用井筒多相流模型和井筒温度场模型计算得到潜油栗入口压力和潜油栗入口温度;根据 已知的下栗深度、油管内径、油管外径、套管内径、套管外径、油层深度、油层温度、油井流体 物性参数以及测得的井口套压、井口油压和井口温度，采用井筒多相流模型和井筒温度场 模型计算得到潜油栗出口压力和潜油栗出口温度； 所述的井筒多相流模型可以是Beggs-Bri 11计算模型、Orki szewski计算模型、 Hagedron-Brown计算模型，或者其它多相流经验模型或机理模型； 步骤5:计算潜油电机功率因数和无功功率因数 功率因数采用式(1)计算，(1) 其中，?为潜油电机额定功率因数;β为潜油电机负载率，可采用式⑵计算；_) 其中，是潜油电机额定电流，A; Io代表着空载电流，A; Im为潜油电机的工作电流，Α; 如不能提供空载电流值，可由式(3)计算：⑶ 其中，ξ是系数，SS 11.8§吋，ξ = 2.1; > OJBS时，ξ = 2.15; 在控制柜处测得的电流Id即为潜油电机电流Im; 求出潜油电机功率因数穸后，计算f值以及无功功率因数Sfef; 步骤6:计算潜油电机电压和效率Ik 电缆中的电压损失a采用式(4)计算：(4) 其中，L为电缆长度，km;r为导体有效阻抗，Ω/km; CW梦为功率因数;X为导体电抗，Ω/ km; SfH-为无功功率因数;Tm为潜油栗入口处温度，°C ; Ti为井口温度，°C ; 潜油电机电压Vm等于地面测量电压Vd减去电缆中的电压损耗，采用式(5)计算， Vm=Vd-aX Id (5) 不同负载情况下潜油电机效率^采用式(6)计算， (6) (7)(8):A、B为两个系数，采用式(7)和式(8)计算；其中，Po为空载磁化损耗，kW; Pn为潜油电机额定功率，kW; Pkn为额定负载时的负载损耗， kW; Pkn由三部分组成:定子铜耗Pcul，kW;转子铜耗Pcu2，kW;杂散损耗Ps，kW; 步骤7:计算栗效/流量比{1基于功率平衡方法，采用式(9)计算栗效/流量比(9) 其中，A P为流体流过潜油栗的压差，即潜油栗出口压力与潜油栗入口压力之差山为潜 油电机的工作电流;Vm为潜油电机的工作电压;nm为潜油电机的效率;Qeep为栗效曲线上取得 最高栗效点对应的流量;變为潜油电机功率因数； 步骤8:确定无因次流量^ 根据步骤7计算得到的栗效/流量比彳」1?用步骤3确定的对应关系，通 过插值确定相应的无因次流量Qn;步骤9:计算未校正的流量Qp 根据步骤8得到的无因次流量Qn，利用公： 十算得到未校正的 流量Qp; 步骤10:比较流量计算误差 将步骤9计算得到的未校正的流量与步骤4假设的流量进行相对误差比较，如果相对误 差在允许误差范围内，则确定出最终的未校正流量Qp，转入步骤11;否则以步骤9计算得到 的未校正的流量作为新的假设流量，转入步骤3,重复步骤4至步骤10计算过程，直到满足允 许误差为止； 步骤11:计算流量校正系数 如果油井生产参数测量当天采用油气水三相分离器或多相流量计测得了该井当天的 实际流量Qs，则根据测量的实际流量Qs和步骤10确定出的最终的未校正流量QP，使用式（11) 计算出它们之间的比值，即校准比J;否则转入步骤12; J=Qs/Qp (10) 步骤12:校正计算流量 将最近一次利用油气水三相分离器或多相流量计测试获得的校准比J乘以步骤10确定 的最终的未校正流量Qp，得到校正后的流量吖p，式（11)所示； Q7p = QpXJ (11) 步骤13:通过计算机屏幕以曲线和数据表方式实时展示电栗井流量计算结果。
【文档编号】E21B47/00GK105888646SQ201610463315
【公开日】2016年8月24日
【申请日】2016年6月23日
【发明人】刘均荣, 李博宇, 史伟新, 罗明良
【申请人】中国石油大学(华东)