位于我國南海的DF1C1氣田有4個生產平臺（D、E、A、B）共28口生產井（1口大斜度井和27口水平井），氣田設計產量規模為27×10⁸m³/a。氣田不同氣組、不同區塊單井的產能和天然氣組分都存在較大差異，各井無阻流量為（10～570）10⁴m³/d。非烴組分主要為CO₂和N₂，各井純烴摩爾百分含量為23%～83%，CO₂含量為0.3%～73%，N₂含量為4%～35%，且CO₂和N2含量存在此高彼低的規律，各井產出天然氣相對密度為0.64～1.28。氣田投產3_a多來，除一口井產出天然氣組分在緩慢發生改變外，其余生產井天然氣組分基本穩定。

    圖1為氣田生產處理及天然氣流量計量流程示意圖。圖中D平臺為氣田中心處理平臺，其余3個井口平臺（E、A和B）生產的天然氣集中在D平臺脫水處理后，經海底管線輸送到陸上終端處理廠，在處理廠，大部分天然氣直接輸送到化工用戶，其余天然氣經脫CO₂流程處理后，供給燃料用戶。氣田各主要節點均設有孔板流量計，監測、記錄各節點的瞬時流量或累積產量（圖1中的M1～M11）。氣田平臺和終端都配有在線和離線色譜組分分析儀器，可隨時對各節點的天然氣組分進行實時在線監測分析。

    氣田日常生產操作的核心是保持氣田外輸混合天然氣產量和組分穩定，難點是當下游用氣量發生變化時，如何快速、合理地調整單井配產，在調整外輸氣量的同時維持外輸混合天然氣組分的穩定。

    如果氣田各節點孔板流量計，特別是各平臺測試流量計（M5、M7、M9和M11）計量精度足夠高，則可以通過對各單井進行變工作制度（油嘴尺寸）產量計量確立各生產井配產模型，進而建立氣田各平臺及單井的天然氣產量和組分計算模板，利用此模板即可模擬預測不同單井工作制度對應的氣田外輸天然氣產量和組分的變化，指導氣田在各種情況下對外輸天然氣產量和組分進行快速、準確的調配。

    一、產量計量誤差對生產管理的影響

    自氣田投產以來，氣田各平臺及單井的產量分配模式見圖2。過程如下：

    （1）氣田陸上終端用于貿易交接計量的流量計M1和M3經過國家法定單位定期檢定，誤差小，而氣田外輸總流量計M2非標準孔板流量計，且未考慮流體物性對流量的影響，誤差大。因此，以終端接收氣量（包括銷售氣量及燃燒、放空氣量）來標定氣田外輸流量計計量值，以此作為氣田的總產量值。

    （2）再根據各平臺總流量計M4、M6、M8和M10計量的值，將標定后的氣田外輸總產量按比例分配給各平臺，作為各平臺總產量值。

    （3）對于單井，通過用測試分離器流量計M5、M7、M9和M11進行變油嘴尺寸下的產量計量，建立各井油嘴、井口壓力和產量關系模型（單井配產模型），根據各井的井口壓力或油嘴開度，采用配產模型計算各井的理論產量值。最后將平臺總產量根據各井理論產量值按比例分配到各井。

    上述方法配產結果的準確性主要取決于氣田各節點孔板流量計（特別是各平臺測試分離器流量計）的準確度。

    DF1C1氣田生產系統壓力、壓力差和溫度都不高（流程壓力小于8MPa、油嘴后生產流程的壓力差小于1MPa、流程溫度小于70℃），油、水產量低，流程中氣、液間的相態轉化可以忽略^[1C2]_。因此，配產結果的正確與否，可以通過對比各節點（根據計量結果配產后）計算的混合天然氣組分與實測混合天然氣組分的差異進行檢驗。若差異大，即表明節點流量計計量結果存在較大相對誤差（不同組分流體誤差不一致）;若差異小，說明節點流量計計量結果相對誤差小。稱此過程為產量分配結果的組分校驗。

    如果各平臺產量（Q_p）分配（比例）正確，則各平臺混合氣組分（G_p）經Q_p加權計算后的氣組分應該與實測的氣田外輸混合氣組分（G_f）基本一致;如果各單井產量（Q_w）分配（比例）正確，則不僅各平臺單井組分（G_w）經Q_w加權計算后的混合氣組分應該與實測的該平臺G_p基本一致，而且氣田所有單井組分經產量加權計算后的氣組分也應該與G_i基本一致。相關校驗過程見公式（1）～（4）。

    式中：G_w為單井天然氣組分（純烴、CO₂或N₂）的摩爾百分含量;G_p為分平臺混合天然氣組分（純烴、CO₂或N₂）的摩爾百分含量;G_f為氣田總的外輸混合天然氣組分（純烴、CO₂或N₂）的摩爾百分含量;Q_w為單井分配產量;Q_p為分平臺分配產量;Q_f為氣田外輸總產量（標定后）;n為某平臺井數;N為氣田總井數;m為氣田平臺數。

    圖3為DF1C1氣田投產以來單井產量分配后的組分校驗結果對比曲線，可以看出，氣田各單井配產后加權計算的混合天然氣組分與氣田實測外輸混合天然氣組分相比，CO₂含量和純烴含量差距平均在±2%以上，且基本上都是計算的混合天然氣CO₂含量偏高，純烴含量偏低。這說明流量計計量的高含CO₂井的產量值明顯偏大。

    各平臺和單井產量分配的準確性不夠，不僅影響了氣藏動態資料的準確性，也影響了氣田產量和組分配產計劃的準確性。由于配產結果可參考性差，在日常生產中，當需要調整外輸天然氣產量，或者需要調整某口生產井的工作制度時（例如需對某井進行系統試井時），為了同時保持外輸天然氣組分的穩定，現場操作人員只能緩慢地同時調整幾口井的工作制度，逐步地實現調產目的，一次調產過程往往需要30～60min，使得調產時間長、風險大、計劃性差。

    二、DF1C1氣田原有流量計量設備存在的問題

    DF1C1氣田各節點孔板流量計（見圖1）按準確度要求高低可分為3類。類流量計為終端貿易交接流量計M1和M3，屬標準孔板流量計，經過國家法定機構鑒定合格，準確度高;第二類流量計為分別D、E、A和B等4個平臺的測試分離器氣相流量計M5、M7、M9和M11，用于定期、輪換計量單井的氣產量，要求有較高的準確度;第三類流量計分別為氣田外輸天然氣總流量計和各平臺天然氣總流量計M2、M4、M6、M8和M10，都用于實時監測的過程計量，準確度要求不高。在氣田工程設計、安裝時，假定氣田各節點流量變化不大、天然氣組分基本一致，因此，氣田第二類和第三類流量計孔板尺寸都固定不可更換，而計量模塊也為固化的，無法根據實際計量流體物性的差異改變流量計算參數。其設計的計量流體相對密度約0.70。

    根據國標SY/T6143C2004，孔板計量天然氣質量流量計算基本公式如下^[3]_：

    天然氣在標準條件下（20℃，1個標準大氣壓下）的體積流量計算基本公式為：

    上述公式中的C、β、ε、d和Δp等參數主要與計量工況及計量設施有關，流體性質對它們的影響較小，而Z₁、Z_n、ρ₁和ρ_n為計量流體的物性參數，它們直接決定著孔板流量計的計量結果。對于這種固定流體物性參數的流量計，在實際使用中，若計量流體的相對密度大于0.7，這種流量計實測流量值將偏大;若相對密度小于0.7，實測流量值將偏小。

    以DF1C1氣田產出天然氣組分存在差異的幾口井為例，假設各井測量工況下除流體物性參數不同外，其余計量工況及設施參數都一致（D=202.64mm，d=76.15mm，p₁=7.24MPa，Δp=28.8kPa，T=49℃），計算的各井流量值見表1。從表1中可看出，由于設計為固定流體物性參數的模式，對氣田不同天然氣組分的生產井來說，流量計的計量值相對誤差可達25%。

    氣田一期開發的D、E平臺多數為高含CO₂生產井，將造成多數井測試產量偏高。由此可以預測，根據這種流量計的計量結果進行單井配產，配比出的混合天然氣CO₂含量必然比實際值高，而純烴含量必然比實際值低。

    另外，對應的孔板直徑只能保證對應流量范圍的精度，流量超出此范圍，誤差必然增大。氣田單井產能差異大，都采用同樣的孔板進行產量計量，誤差大小必然不一樣。

    因此，為了確保氣田配產結果的準確性，以便指導現場的產量和組分調配工作，必須對氣田各節點孔板流量計進行改造。

    三、對測試流量計進行改造，建立流量計量結果檢驗模板

    從組分校驗過程可以看出，各平臺測試流量計是影響單井配產準確性的關鍵設備。若對M5、M7、M9和M11等測試流量計進行改造，降低單井產量計量的相對誤差，即使M2、M4、M6、M8和M10的計量值相對誤差大，也可以通過終端貿易交接流量計計量結果的校核，確保氣田各單井及各平臺產量分配（配產）的準確性。另一方面，M2、M4、M6、M8和M10等總流量計的計量工況與相關計量標準相比存在較大差距，改造難度也大。

    為此，生產部門于2005年提出將4個平臺的單井產量測試流量計改造成可輸入流體組分及物性參數、可更換孔板的流量計（丹尼爾孔板流量計），全部改造和調試工作于2006年6月完成。

    筆者根據SY/T6143C2004及其附錄^[3]_，編寫了流量計算程序作為單井產量計量結果的檢驗模板，該程序同時集成了天然氣物性參數及熱值計算、在線壓縮因子計算等模塊，可同時計算出天然氣質量流量、體積流量和能量流量。測試流量計計算模塊顯示流量值與流量計算程序的計算結果吻合較好，偏差在2%以內。現場操作人員可利用該程序對測試流量計的計量結果進行檢驗，避免測試時由于數據錄入或儀表信號等原因給計量結果帶來誤差。

    用新測試流量計對所有生產井重新進行變油嘴產量計量后發現，高含CO2井計量產量比原流量計計量值明顯變小，而高含烴井產量則變化不大，見圖4。這一結果與前述分析相吻合。

    四、新配產模式的建立

    各平臺單井測試流量計改造后，氣田單井產量計量的準確度得到提高。而各平臺總流量計仍然未改造，存在較大誤差。通過分析研究，建立了氣田新的產量分配模式，歸納為：以測試流量計計量的單井產量建立單井配產模型，進而確定氣田各節點（單井及各平臺）天然氣產量，以終端接收天然氣量核定氣田各節點的最終分配產量。

    一方面，將單井配產模型、各節點產量分配模式、以及各節點產量分配結果的組分校驗過程編程，植入開發生產數據庫，實現了生產數據的入庫、準確配產及其配產結果的校驗。另一方面，以EXCEL表格形式將單井配產模型、分配模式和校驗過程直接嵌入到氣田生產日報模板中。在日報中錄入當日各單井油嘴尺寸、井口壓力、溫度、生產時間、標定后的氣田外輸產量等參數，模板即可自動給各單井和各平臺配產，并對配產結果進行組分驗證。

    五、應用效果

    新的配產模式已在氣田現場生產和氣藏動態管理方面使用了近一年時間，從組分校驗結果看，采用新的配產模式后，計算的氣田外輸混合天然氣組分與實測混合氣組分之間的差異明顯變小，平均小于0.5%，見圖5。各平臺計算與實測混合天然氣組分也吻合較好，偏差在1%以內。證明單井測試流量計經改造后，計量結果的準確度得到明顯提高，配產方法的改進不僅提高了氣田配產結果的準確性，建立了配產結果的校驗方法，還避免了氣田各平臺總流量計的缺陷對氣田生產管理造成的影響。

    在一定時期內、氣田系統和管匯壓力變化不大的情況下，只需在新的日報模板中人為改變單井工作制度，即可較為準確地模擬預測氣田外輸天然氣產量和組分。因此，該模板可以用于指導氣田現場人員進行快速、準確的天然氣產量和組分調配。氣田調產時間從原來的30～60min縮短至5～10min。

    六、結論

    （1）DF121氣田原有產量分配結果存在較大誤差的主要原因是原有測試流量計誤差大，配產模式不合理。

    （2）根據孔板流量計測量天然氣流量計算的基本公式（行標SY/T614322004），在認真分析導致原有測試流量計誤差較大的技術原因的基礎上，對氣田4個平臺的單井產量測試流量計進行了改造，編寫了孔板流量計計算程序，改造后可根據產量大小合理選擇丹尼爾孔板，同時還可以將實測流體組分及物性參數輸入流量計算軟件中，實現了對新測試流量計計量結果的檢驗。

    （3）改進了氣田配產模式，避免了各平臺總流量計存在的誤差對氣田配產結果造成影響。建立了新的產量分配模板及相應的配產結果的組分校驗模板，顯著地提高了氣田產量分配結果的準確性，明顯地縮短了氣田調產時間，減小了調產風險，極大地方便了氣田的生產管理。

    參考文獻

    [1]李士倫。天然氣工程[M]。北京：石油工業出版社，2003。
    [2]何更生。油層物理[M]。北京：石油工業出版社，1991。
    [3]中華人民共和國國家員會。SY/T614322004用標準孔板流量計測量天然氣流量[S]。北京：中國標準出版社，2004。