本实用新型涉及一种天然气井口产量计量装置，尤其涉及一种天然气井口计量节流一体化装置。
背景技术：
在天然气开采过程中，为确定各井的产量，了解地层油气水含量及地层结构的变化，需要对各井产出的气、油、水进行连续计量。通过实时计量数据，为生产管理提供参考，并在产量动态分析、优化生产参数、提高采收率等方面起到重要作用。天然气单井的产量计量通常为油、气、水三相的多相计量，根据是否在计量过程中将气相和液相流体进行分离，计量方法在广义上可分为分离计量和非分离计量。
分离计量是一种在生产现场广泛采用的传统方法，先将井口产出物节流后在测试分离器中进行分离，然后采用成熟的单相计量技术分别对油、气、水三相进行计量。该方法的计量精度和可靠性较高，但工艺流程复杂、装置体积庞大、投资和维护成本较高，且现有技术还不能实现海上气田水下井口的分离计量。在实际工程中，为降低油田的开发成本，特别对低产井(如页岩气井)，常采用多井共用一套测试分离系统，进行轮换计量。当气田的井数较多、产量不稳定、气藏边水、底水较为活跃时，这种“周期性间隙”计量可能在一定程度上“失真”。此外，当各井之间的产量差别较大时，还存在轮换计量器具不能完全覆盖每路气井的流量范围，需要频繁更换流量计等问题。
非分离计量包括实体多相流量计(MFM)和虚拟多相流量计(VFM)两种类型。实体多相流量计直接将计量装置安装在流体管道上，在不对流体完全分离的前提下进行信号测量计量。目前在工业界较有影响的中高端多相流量计有：美国Agar公司的MPFM300/400、挪威Flutenta公司的MPFM900/1900/1000、挪威Framo Engineering/AS&Daniel公司的Framo多相流量计、挪威Multi-Fluid/ASA&Multi-Fluid公司的FMI多相流量计、英国Solartron公司的DualStream流量计、意大利TEA公司的VEGA流量计、中国海默公司的MPM2000等。这些流量计的价格昂贵、维护复杂，在限定工况下能够以90％的置信概率达到10％以内的气液相测量精度，但计量精度及可靠性受现场分相含率等实际变化的影响较大，超出适用范围可引起较大误差。此外，还衍生出一系列简化的多相计量装置，如双槽式孔板型混输计量装置、孔板差压的天然气气液两相在线计量装置等，由于工况变化适应性等原因，现场应用业绩较少。虚拟多相流量计是针对目标气田的流体特性参数，基于流动系统中的温压传感器、油嘴开度等实时在线采集的数据，进行模型计算的软件计量。迄今在国际上公认的达到商品化程度并且在气田实际生产中有所应用的产品有：挪威SPT公司的OLGAonline、美国FMC公司的Flow Manager、挪威Kongsberg公司的Production Management System、美国ABB公司的VFM System、法国Schlumberger公司的Decide！等。虚拟多相流量计的价格较低，安装、操作、维护相对方便，但在计量精度和可靠性方面，仍存在气田的选择性强、校准频率高、用户认可度低等问题，有待进一步的发展。
技术实现要素：
本实用新型的目的是提供一种天然气井口计量节流一体化装置。
本实用新型的目的是通过以下技术方案实现的：
本实用新型的天然气井口计量节流一体化装置，包括通过法兰依次密封连接而成的1#温压测取直管、可调式节流阀、2#温压测取直管、固定式节流阀、3#温压测取直管、标定接头直管；
所述1#温压测取直管、2#温压测取直管、3#温压测取直管分别设有温压传感器，所述温压传感器和可调试节流阀均安装有变送器，各变送器与控制装置连接。
由上述本实用新型提供的技术方案可以看出，本实用新型实施例提供的天然气井口计量节流一体化装置，利用组合式节流阀进行节流和计量，在井口节流调压的同时实现单井油气水三相产量的实时、在线、连续、不分离计量，属于一种计量和节流功能兼备的复合型器具，主要用于天然气开采过程中。
附图说明
图1为本实用新型实施例提供的天然气井口计量节流一体化装置的结构示意图。
图2为本实用新型实施例的计量实施流程图。
图中：
1—1#温压测取直管；2—可调式节流阀(角式针阀、笼套阀等)；3—2#温压测取直管；4—固定式节流阀(油嘴)；5—3#温压测取直管；6—标定接头直管；7—远程计算机工作站(或设备上安装的单片机)；D—管道内直径；d—固定式油嘴孔径；P1、P2、P3—测取点压力；T1、T2、T3—测取点温度；CD—油嘴开度；Qg、Qo、Qw—气、油、水产量。
具体实施方式
下面将对本实用新型实施例作进一步地详细描述。本实用新型实施例中未作详细描述的内容属于本领域专业技术人员公知的现有技术。
本实用新型的天然气井口计量节流一体化装置，其较佳的具体实施方式是：
包括通过法兰依次密封连接而成的1#温压测取直管、可调式节流阀、2#温压测取直管、固定式节流阀、3#温压测取直管、标定接头直管；
所述1#温压测取直管、2#温压测取直管、3#温压测取直管分别设有温压传感器，所述温压传感器和可调试节流阀均安装有变送器，各变送器与控制装置连接。
所述控制装置设有温压数据和可调式节流阀开度数据的采集和传输单元。
所述可调式节流阀包括角式针阀或笼套阀，所述控制装置包括远程计算机或在装置上配置的单片机。
所述固定式节流阀包括多个几何形状规整、固定的不同孔径的节流元件，所述可调式节流阀包括两组可调节流元件，所述可调式节流阀的开度处于30～80％区间。
所述固定式节流阀的节流元件与所述可调式节流阀的两组可调节流元件组合得到三组独立的计量初值，对三组独立的流量计量初值分配相应的权重系数优化整合得到实时产量。
所述三组独立流量计量初值对应的权重系数u1、u2、u3按如下方法确定：
将油气水三相的体积流量换算为质量流量，即：
根据最小二乘法原理，利用n组标定数据对权重系数进行拟合，令单次实测的质量流量为计算的质量流量为则u1、u2、u3按式(2)进行拟合得到：
本实用新型是一种计量和节流功能兼备的复合型器具，在天然气井口节流调压的同时，实现单井油气水三相产量的实时、在线、连续、不分离计量，既可满足油田管理内部计量在精度及可靠性方面的要求——根据《气田集输设计规范GB 50349-2015》，气井产出的水和天然气凝液的计量准确度应根据生产需求确定，允许偏差应为±10％；天然气生产计量属于二级计量系统，允许偏差应为±5.0％，又能大幅度降低计量成本，并具有数据自动采集及远传功能，为低油价背景下气田的“降本增效”、打造无人值守井站/平台、数字化气田建设创造条件。
本实用新型的优越性在于：
(1)以较小的代价实现了天然气单井油气水三相产量的实时、在线、连续、数字化、不分离计量。
(2)本装置结构简单，各部件均为市场上容易购置的通用部件，制造、安装、运行、维护成本较低，无放射性元件污染环境。
(3)计量所需主体硬件借助于节流硬件实现，大大降低了计量成本。
(4)在可调试节流阀之后设置固定式节流阀，一方面，将高速气流区转移到固定式节流阀，减缓了对价格较高、结构性能较复杂的可调试节流阀的冲刷磨损，延长了使用寿命；另一方面，通过两级节流组合的方式可以得到三组独立的计量数据，且固定式节流阀的节流元件几何形状规整、固定，与计量数学模型高度吻合，能够显著地提高计量精度和可靠性。
(5)设置了标定接头，可方便地采用移动计量装置在不停产的条件下对本装置进行在线调试和定期标定；也可以采用下游生产分离器在启停井期间对本装置进行校准。
(6)固定式节流阀通过法兰连接，可根据气田实际产量压力的变化更换不同孔径的节流元件。
(7)本装置的计量范围不受限制且性能稳定，不仅适用于陆上或海上平台的干式井口，同时也能够适用于浅水、深水、超深水的水下湿式井口。
具体实施例：
如图1所示，本实用新型提供的天然气井口计量节流一体化装置，包括1#温压测取直管1；可调式节流阀2(角式针阀、笼套阀等)；2#温压测取直管3；固定式节流阀4(油嘴)；3#温压测取直管5；标定接头直管6；远程计算机工作站7(或设备上安装的单片机)。
本实用新型的节流功能，由可调式节流阀2和固定式节流阀4共同配合完成。通过选取或更换固定式节流阀4的节流元件，使可调式节流阀2的开度长期处于30～80％区间，确保可调式节流阀2能够实现最优的调节性能，并尽可能减少阀芯精密部件的磨损，延长使用寿命。当可调式节流阀2的开度低于30％时，将固定式节流阀4的节流元件更换为较小孔径的节流元件；当可调式节流阀2的开度大于80％时(气田生产后期除外)，将固定式节流阀4的节流元件更换为较大孔径的节流元件；在气田生产后期，如果井口压力衰减较大而不需要较多节流时，固定式节流阀4的节流元件可取消，可调式节流阀2的开度允许大于80％。
本实用新型的计量功能，由实时在线采集的1#、2#、3#温压传感器及可调式节流阀2的开度数据，通过计量模型在线演算完成。计量实施流程如图2所示，其中，相平衡热力学计算和多相流动力学计算可选用文献公开发表的经典成熟的模型，例如SRK模型和Hydro模型的组合，在此细节无需赘述。本实用新型利用两级节流的数据模拟得到三组独立的流量，Qg1、Qo1、Qw1为通过1#、2#温压测取装置和可调式节流阀2采集数据得到的流量值，Qg2、Qo2、Qw2为通过2#、3#温压测取装置和固定式节流阀4采集数据得到的流量值，Qg3、Qo3、Qw3为通过1#、3#温压测取装置和可调式节流阀2串联固定式节流阀4采集数据得到的流量值。在理论上三组流量均对应天然气井口的实时产量，然而因节流元件结构特性及节流过程中流体压力温度变化范围的不同，流量数据也有所差异。例如，固定式节流阀4与可调式节流阀2相比，节流元件的几何形状规整、固定，同计算模型高度吻合，一般更容易实现较高的计量精度。因此，需对三组流量分配不同的权重系数u1、u2、u3，天然气井口的气、油、水三相的实时产量分别按式(3)～(5)得到
Qg＝u1Qg1+u2Qg2+u3Qg3 (3)
Qo＝u1Qo1+u2Qo2+u3Qo3 (4)
Qw＝u1Qw1+u2Qw2+u3Qw3 (5)
由此可见，本实用新型的计量数据是在三组独立的计量初值基础上优化整合得到的，这无疑显著提高了计量的精度和可靠性。需要指出的是，在某温压传感器(如1#、2#或3#)或某节流阀(如可调式节流阀2或固定式节流阀4)不能正常工作或因故取消的条件下，该装置仍然可以输出一组计量数据而不至于计量中断。
流量权重系数根据现场定期标定的数据进行调整，具体确定方法如下：
将油气水三相的体积流量换算为质量流量，即
根据最小二乘法原理，利用n组标定数据对权重系数进行拟合，令单次实测的质量流量为计算的质量流量为则u1、u2、u3按式(2)进行拟合得到
为确保计量始终处于较高精度水平，需定期对装置进行标定。根据计量性能的实际表现，标定周期一般为1～3年。两种可选的计量标定数据来源如下：
(1)拆下标定接头6，连接移动计量装置(如车载或船载旋风分离计量撬)的软管接头，该计量装置和本实用新型同时计量该井产量。
(2)关井，测量稳定后下游生产分离器(多井共用)的流量；然后启井，测量稳定后下游生产分离器(多井共用)的流量。启、停井期间下游分离器的流量差值即为该井的实测产量，启井阶段本实用新型同时计量该井产量。
上述各实施例仅用于说明本实用新型的基本情况，其中通过两级或多级节流实现湿天然气计量的各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，凡是在本实用新型技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本实用新型的保护范围之外。
以上所述，仅为本实用新型较佳的具体实施方式，但本实用新型的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本实用新型披露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本实用新型的保护范围之内。因此，本实用新型的保护范围应该以权利要求书的保护范围为准。