CN105888646A - 毛细管测压电泵井在线流量实时计量系统与方法 - Google Patents

Abstract

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。

Description

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

本发明属于石油开采领域，具体地，涉及一种毛细管测压电泵井在线流量实时计量系统与方法。

背景技术

随着油田对电泵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。

2011年，SCHLUMBERGER公司公布了一种基于功率平衡法的电泵井流量计算方法(US20110088484A1)，该方法需要安装一套电泵伴侣采集井下泵入口压力、泵入口温度、泵出口压力等数据，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泵井，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泵井在线流量实时计量方法。

发明内容

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泵井在线流量实时计量系统及方法。

为实现上述目的，本发明采用下述方案：

毛细管测压电泵井在线流量实时计量系统，包括：潜油泵、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：潜油泵连接在油管底端，潜油泵位于套管内并下入液面以下一定深度处；潜油泵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，潜油泵、气体分离器、保护器和潜油电机组成电泵井下机组系统；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泵井井口套压值，通过井口套压数据线将电泵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泵井的井口油压值，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泵井的井口温度值，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。

相对于现有技术，本发明的有益效果在于：

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。

2、该方法无需安装“电泵伴侣”，仅需要安装井下毛细管单点测压装置。

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泵井在线流量实时计量。

附图说明

图1为毛细管测压电泵井在线流量实时计量系统示意图；

图2为毛细管测压电泵井在线流量实时计量方法示意图；

图中：101、潜油泵；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

如图1所示，毛细管测压电泵井在线流量实时计量系统，包括：潜油泵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：潜油泵101连接在油管202底端，潜油泵101位于套管201内并下入液面以下一定深度处；潜油泵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，潜油泵101、气体分离器102、保护器103和潜油电机104组成电泵井下机组系统；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为潜油泵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泵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。

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。

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测量电泵井井口套压值，通过井口套压数据线501将电泵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。

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测量电泵井的井口油压值，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。

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测量电泵井的井口温度值，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。

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。

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。

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。

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、潜油泵特性数据、潜油电机特性数据和电缆特性数据。

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、潜油泵特性数据、潜油电机特性数据和电缆特性数据，计算该电泵井的实时流量，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。

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、电泵型号、电机型号、电缆型号、下泵深度、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。

所述的潜油泵特性数据包括描述流量与泵效、流量与扬程、流量与电机功率之间关系的数据，最高泵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。

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。

如图2所示，毛细管测压电泵井在线流量实时计量方法，具体步骤如下：

步骤1：收集电泵井静态资料及设备资料

(1)电泵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、电泵型号、电机型号、电缆型号、下泵深度、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)设备资料包括潜油泵特性数据、潜油电机特性数据和电缆特性数据。

所述的潜油泵特性数据包括描述流量与泵效、流量与扬程、流量与电机功率之间关系的数据，最高泵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：获取电泵井实时生产测量数据

所述的电泵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。

所述的电泵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

根据潜油泵特性曲线，从泵效曲线上取得最高泵效点对应的流量Q_BEP；取一系列泵效～流量数据点(η_p～Q_P)，由方程计算无因次流量Q_n，然后计算得到一系列的对应关系数据。

步骤4：计算潜油泵入口压力和潜油泵出口压力

假设一个流量，根据已知的稳压筒下入深度、下泵深度、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泵入口压力和潜油泵入口温度；根据已知的下泵深度、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泵出口压力和潜油泵出口温度。

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。

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，

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。

$\mathrm{\β}=\sqrt{\frac{{I_m}^2-{I_0}^2}{{I_e}^2-{I_0}^2}}---\left(2\right)$

其中，I_e是潜油电机额定电流，A；I₀代表着空载电流，A；I_m为潜油电机的工作电流，A。

如不能提供空载电流值，可由式(3)计算：

其中，ξ是系数，时，ξ＝2.1；时，ξ＝2.15。

在控制柜处测得的电流I_d即为潜油电机电流I_m。

求出潜油电机功率因数后，计算值以及无功功率因数

步骤6：计算潜油电机电压和效率η_m

电缆中的电压损失a采用式(4)计算：

其中，L为电缆长度，km；r为导体有效阻抗，Ω/km；为功率因数；x为导体电抗，Ω/km；为无功功率因数；T_m为潜油泵入口温度，℃；T_i为井口温度，℃。

潜油电机电压V_m等于地面测量电压V_d减去电缆中的电压损耗，采用式(5)计算，

V_m＝V_d-a×I_d (5)

不同负载情况下潜油电机效率η_m采用式(6)计算，

${\mathrm{\η}}_m=\frac{1}{1+\frac{A}{\mathrm{\β}}+B\mathrm{\β}}---\left(6\right)$

A、B为两个系数，采用式(7)和式(8)计算。

$A=\frac{P_0}{P_N}---\left(7\right)$

$B=\frac{P_{KN}}{P_N}=\frac{P_{Cu1}+P_{Cu2}+P_S}{P_N}---\left(8\right)$

其中，P₀为空载磁化损耗，kW；P_N为潜油电机额定功率，kW；P_KN为额定负载时的负载损耗，kW；P_KN由三部分组成：定子铜耗P_Cu1，kW；转子铜耗P_Cu2，kW；杂散损耗P_S，kW。

步骤7：计算泵效/流量比值

基于功率平衡方法，采用式(9)计算泵效/流量比值

其中，ΔP为流体流过潜油泵的压差，即潜油泵出口压力与潜油泵入口压力之差；I_m为潜油电机的工作电流；V_m为潜油电机的工作电压；η_m为潜油电机的效率；Q_EEP为泵效曲线上取得最高泵效点对应的流量；为潜油电机功率因数。

步骤8：确定无因次流量Q_n

根据步骤7计算得到的泵效/流量比值利用步骤3确定的对应关系，通过插值确定相应的无因次流量Q_n。

步骤9：计算未校正的流量Q_P

根据步骤8得到的无因次流量Q_n，利用公式计算得到未校正的流量Q_P。

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Q_P，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Q_S，则根据测量的实际流量Q_S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。

J＝Q_S/Q_P (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Q_P，得到校正后的流量Q′_P，式(11)所示。

Q′_P＝Q_P×J (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泵井流量计算结果。

Claims (9)

1.一种毛细管测压电泵井在线流量实时计量系统，包括：潜油泵、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：潜油泵连接在油管底端，潜油泵位于套管内并下入液面以下一定深度处；潜油泵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，潜油泵、气体分离器、保护器和潜油电机组成电泵井下机组系统；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泵井井口套压值，通过井口套压数据线将电泵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泵井的井口油压值，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泵井的井口温度值，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泵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泵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泵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、潜油泵特性数据、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泵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、潜油泵特性数据、潜油电机特性数据和电缆特性数据，计算该电泵井的实时流量，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泵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、电泵型号、电机型号、电缆型号、下泵深度、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泵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泵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泵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泵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：收集电泵井静态资料及设备资料

(1)电泵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、电泵型号、电机型号、电缆型号、下泵深度、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)设备资料包括潜油泵特性数据、潜油电机特性数据和电缆特性数据

所述的潜油泵特性数据包括描述流量与泵效、流量与扬程、流量与电机功率之间关系的数据，最高泵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：获取电泵井实时生产测量数据

所述的电泵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；

所述的电泵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

根据潜油泵特性曲线，从泵效曲线上取得最高泵效点对应的流量Q_EEP；取一系列泵效～流量数据点(η_P～Q_P)，由方程计算无因次流量Q_n，然后计算得到一系列的对应关系数据；

步骤4：计算潜油泵入口压力和潜油泵出口压力

假设一个流量，根据已知的稳压筒下入深度、下泵深度、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泵入口压力和潜油泵入口温度；根据已知的下泵深度、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泵出口压力和潜油泵出口温度；

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；

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，

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；

$\mathrm{\β}=\sqrt{\frac{{I_m}^2-{I_0}^2}{{I_e}^2-{I_0}^2}}---\left(2\right)$

其中，I_e是潜油电机额定电流，A；I₀代表着空载电流，A；I_m为潜油电机的工作电流，A；

如不能提供空载电流值，可由式(3)计算：

其中，ξ是系数，时，ξ＝2.1；时，ξ＝2.15；

在控制柜处测得的电流I_d即为潜油电机电流I_m；

求出潜油电机功率因数后，计算值以及无功功率因数

步骤6：计算潜油电机电压和效率η_m

电缆中的电压损失a采用式(4)计算：

其中，L为电缆长度，km；r为导体有效阻抗，Ω/km；为功率因数；x为导体电抗，Ω/km；为无功功率因数；T_m为潜油泵入口处温度，℃；T_i为井口温度，℃；

潜油电机电压V_m等于地面测量电压V_d减去电缆中的电压损耗，采用式(5)计算，

V_m＝V_d-a×I_d (5)

不同负载情况下潜油电机效率η_m采用式(6)计算，

${\mathrm{\η}}_m=\frac{1}{1+\frac{A}{\mathrm{\β}}+B\mathrm{\β}}---\left(6\right)$

A、B为两个系数，采用式(7)和式(8)计算；

$A=\frac{P_0}{P_N}---\left(7\right)$

$B=\frac{P_{KN}}{P_N}=\frac{P_{Cu1}+P_{Cu2}+P_S}{P_N}---\left(8\right)$

其中，P₀为空载磁化损耗，kW；P_N为潜油电机额定功率，kW；P_KN为额定负载时的负载损耗，kW；P_KN由三部分组成：定子铜耗P_Cu1，kW；转子铜耗P_Cu2，kW；杂散损耗P_S，kW；

步骤7：计算泵效/流量比值

基于功率平衡方法，采用式(9)计算泵效/流量比值

其中，ΔP为流体流过潜油泵的压差，即潜油泵出口压力与潜油泵入口压力之差；I_m为潜油电机的工作电流；V_m为潜油电机的工作电压；η_m为潜油电机的效率；Q_EEP为泵效曲线上取得最高泵效点对应的流量；为潜油电机功率因数；

步骤8：确定无因次流量Q_n

根据步骤7计算得到的泵效/流量比值利用步骤3确定的对应关系，通过插值确定相应的无因次流量Q_n；

步骤9：计算未校正的流量Q_P

根据步骤8得到的无因次流量Q_n，利用公式计算得到未校正的流量Q_P；

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Q_P，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Q_s，则根据测量的实际流量Q_s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；

J＝Q_S/Q_P (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Q_P，得到校正后的流量Q′_P，式(11)所示；

Q′_P＝Q_P×J (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泵井流量计算结果。