采气工艺技术.docx

采气工艺技术.docx

《采气工艺技术.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《采气工艺技术.docx（43页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

采气工艺技术

第九章采气工艺技术

天然气是指在不同地质条件下生成、运移，并以一定压力储集在地下岩层中的气体。

有的与原油伴生称为伴生气，有的单独存在称为非伴生气。

非伴生的天然气藏大约占60％。

天然气的主要成分是气态烃类，还含有少量非烃类气体。

通式CnH2n+2是目前已发现的大部分天然气的主要成分，其中以甲烷（CH4）为主。

在四川已发现的气藏中，甲烷含量均在80％以上。

在常压下，20℃时，甲烷、乙烷、丙烷、丁烷为气态，戊烷以上为液态，直至固态。

在天然气中，庚烷（C7H16）以上的烷烃含量极少。

除烃类外，天然气中还含有非烃类气体，如二氧化碳、氮气、硫化氢、氦气和氩气。

一般非烃类气体含量很低，但也有的天然气非烃类气体含量很高，在我国已发现一些以二氧化碳为主的天然气藏。

天然气在世界上仅次于石油和煤，为第三大能源。

进入90年代以来，随着剩余石油资源日趋减少和由于使用石油能源造成的环境污染问题，世界各国越来越重视开发、利用天然气资源，从而使得天然气在能源结构中的地位不断上升。

天然气的主要用途是工业和民用燃料，再就是化工原料。

随着科学技术的发展，天然气产量中用作化工原料的比例正在增大

我国已发现的天然气藏的地质特点和储层特性给天然气开发、开采带来很大困难。

目前已探明的以中小型气田居多（南海西部、塔里木、陕甘宁的一些大气田的发现使这一情况正在改变），这一特点决定了我国天然气开发的分散性和复杂性。

我国已探明气田的埋藏深度大多在3000～6000m之间。

气层偏老，埋藏又深，四川二叠系以下地层天然气探明储量占总储量的70．04％，深层气藏开发占主导地位，其开发、开采的难度必然增大。

我国天然气储层大多属于中、低渗透储层，而且低渗、特低渗储层占了相当的比例，这些储层非均质明显，孔隙度低、连通性差，水敏、酸敏性突出，水锁贾敏效应严重，自然产能低，要达到经济而有效地开发，必须进行气层改造。

水驱气田已投入开发的气田中占相当的比重，这一问题四川气田尤为突出，据已投入的73个气田的不完全统计，水驱气田占总数的85％，出水井数在44％以上。

第一节概述

一、天然气开发发展前景

多年来，有三个数字长期压在我国天然气工作者的心头，这就是：

中国天然气在能源构成、能源消费中不到2％；中国油气当量产量比为10：

1；中国天然气勘探程度不到7％。

现在天然气的快速发展，已引起了人们高度的重视。

从改善我国能源结构、减轻大气污染，以及开发大西北的长远利益出发，天然气将是各集团公司新的经济增长点，“西气东输”将列为中国石油天然气集团公司的重点发展战略，这是极为必要的，也是可行的。

因为：

1、天然气以改善能源结构，是国内外能源发展的大趋势。

从20世纪70年代初到90年代初的20年间，全世界天然气储量、产量快速增长，天然气储量在1991年已超过原油，天然气产量增幅达64％，大大超过原油8％的增幅。

据世界权威机构预测，到2015年，世界天然气在总能源构成中将达到29％～30％，超过煤炭和石油，成为世界第一大能源。

目前我国一次能源中煤炭石75．3％，原油17．5％，水电5．3％，天然气仅为1．9％。

由于我国能源长期依赖煤炭，加上城市机动车辆急速增加，造成相当一部分大中城市大气环境质量恶化。

为彻底改善这种状况，改善能源结构，提高居民生活环境质量，大力发展洁净的天然气能源，将成为本世纪的一个极其重要的战略任务。

据初步调查，仅长江三角洲地区、环渤海湾地区、中南地区、中西部地区和川渝等地，到2010年天然气需求总量将达655×108m2，全国则高达1000×108m3。

广阔的市场交带来良好的发展机遇。

2、天然气资源探明程度低，储量增长潜力大。

预计在今后一个时期内，天然气储量将处于一个高峰增长时期，年均新增储量将达到（1300～1800）×108m3（不包括中国海洋石总公司和中国石油化工集团公司），在2015年前后探明储量的增长将达到高峰。

3、我国中西部地区天然气资源丰富，但就目前的经济发展状况，天然气市场需求有限，估计到2010年天然气产能会有200×108m3以上的富余量。

二、天然气开发技术

依靠科技进步，天然气开发已形成了一系列实用技术，目前能基本适应气田开发的需要。

下面着重介绍产生较大影响的几项实用技术。

1．开发地震技术在气田开发中的应用与推广取得了较显著的效果

一旦探井取得工业产量后，针对复杂气藏条件，为了有效地确定开发井位及开发程序，应用开发地震技术能少打空井、少打低产井，能最大限度地提高气藏采收率和提高开发效果，这是实现气田高效开发的一项重要措施。

东部复杂构造及断块油气藏，应用地震等技术，已形成了一套滚动勘探开发的程序。

长庆中部气田采用高分辨率地震、古地貌和微构造相结合的精细解释技术来搞清奥陶系风化壳的沟槽展布和上古地层的成组砂岩厚度变化。

川东石炭系高陡背斜构造气藏，应用地质模式与地震成像结合。

解决了高陡构造的圈闭评价问题，使五百梯开发井钻井成功率达到85％以上。

中原文23气田，在开发实施阶段，以三维地震人机联作为主，综合运用36口钻井和18口地层倾角测井资料，准确地确定了地层边界和内部断层，查明了构造形态，划分了断块区，核实了储量，为气田开发打下了很好的基础。

2．气藏描述与数值模拟技术的发展，推动了气田开发水平的提高

在开发地震、测井、试井、岩心描述及分析等取得气藏第一性资料的基础技术方面，进行了完善和配套。

大港、吐哈、华北、塔西南、塔里木和中原文23等凝析气田，应用气藏描述、数值模拟等技术编制方案，指导开发全过程，促进了气田开发水平的提高。

四川大天池、大池干井气田在勘探开发初期，进行了气藏描述和数值模拟，形成了一套系统工程的计算方法，在三维空间上对气藏形态、储集体展布、储层参数、沉积有利相带的变化及储量分布等进行了综合描述，搞清了气藏地质特征，为开发设计提供了较为准确的参数分布和编制依据。

3．现代试井与储层综合研究技术在气田开发前期预测及产能评价中发挥了重要作用

通过几十年的发展，试井技术已逐步成为气藏动态分析的核心，成为确定物性参数、核实气藏动态储量和评价气井产能的重要手段。

近几年来，在试井资料录取和试井解释方法上都有较大提高，资料录取上采用了高精度电子压力计，基本上满足了试井方法的要求；试井解释方法以图版法为核心。

广泛应用电子计算机技术，形成了一整套现代试井分析方法。

如长庆气田，首先利用修正等时试井，采用延时生产短期试采的方法，核实了产量，计算了绝对无阻流量；其次，通过压力恢复试井，对储层参数及平面变化进行了分析，结合气藏数值模拟，对气藏稳产条件进行了预测；第三，通过干扰试井，帮助了解气藏内部连通情况，为井网部署提供了依据。

4．凝析气田循环注气开发的实施填补了我国空白

凝析气田是介于干气气藏和油藏之间的一种特殊气藏，从中同时产出干气和凝析油。

由于存在反凝析现象，易发生地层凝析油的损失。

为提高凝析油采收率，采用循环注气的开发方式，开采技术也比较复杂，如油气相态分析技术、多组分数值模拟技术、采气注气及地面集输技术和气藏动态监测技术等，经过几年的研究和实践，我国已初步掌握了气田循环注气技术，已在大港大张坨和塔西南柯克亚顺利地实施了循环注气的开发方案。

实现了零的突破，并取得了比较显著的效益。

现又在塔里木牙哈凝析气田成功实施高压循环注气。

在凝析气田开发的研究方面还取得了一系列可喜成绩。

近年来，塔里木和北京石油勘探开发科学研究院编制了第一个高温高压、深层富含凝析油的牙哈凝析气田开发方案。

吐哈和西南石油学院开展了凝析气田开发的系列研究。

凝析气田的开发正在走上科学、合理开发的道路。

在油气相态理论实验研究等方面取得了重大进展，西南石油学院、石油大学、石油勘探开发科学研究院、大港、吐哈、塔里木、华北和中原等许多单位都作了有益的研究。

西南石油学院对相态研究已从不考虑多孔介质转向考虑多孔介质的影响，从静态研究转向动态研究，从两相转到多相研究等，这样将岩石多孔介质的界面性质（吸附、毛管凝聚和润湿性等）与流体相态性质结合起来进行研究。

在凝析气井试井方法的研究方面也取得了重要进展。

油气取样工作得到了各有关油田的充分重视，均引进配备了精良的实验分析装备。

凝析气井开采工艺也日趋完善。

在吸收国外先进技术的基础上，独创与引进相结合，提高了油气加工的水平。

5．低渗透气田采取经济有效的配套技术，改善和提高了开发效果

加砂压裂和酸化压裂技术的整体水平有了很大的提高，现已发展到针对储层特点，以气藏工程为基础，通过对开发层位的整体措施改造，把增加可采储量、提高采收率和储量动用程度作为评价增产措施效果的衡量标准。

适应不同储层条件的配套工艺技术日趋成熟，包括：

机理性试验研究、工作液评价、压裂地质及施工效果评价、工艺设计与参数优选、压裂监测、完井及压裂手段等都有较大进步。

四川自20世纪50年代以来，先后在近200个构造约3000口气井进行了酸化压裂作业，增加的产能占当年新增产能的1／3～1／4。

近年来又发展了稠化酸、前置液、泡沫酸等酸化压裂技术和多级注入闭合酸化压裂技术，使酸蚀缝长由10～20m增到40～50m。

·

长庆和廊坊分院合作，针对长庆下古孔隙度和渗透率低、地层温度高的特点，开展多种酸压技术攻关，如低粘酸、前置液及多级注入闭合酸化压裂等，使增产幅度有较大的提高。

6．老气田通过调整挖潜技术和滚动勘探开发，取得了显著的经济效益

一是对已开发气田进行老井复查，提出挖潜措施；二是加大滚动勘探开发力度，努力寻找新储量。

针对水驱气藏开发后期低压、小产、大量剩余气储量被水封隔和采收率低的特点，逐步形成完善的“排水采气”技术，减少裂缝含水饱和度，改善气相渗透率，排除井底和井附近储层的积水，增加采气量。

工艺方面发展了机械抽油、泡沫、电动潜油泵、气举和小油管排水等技术系列，提高了气井排水量，使处于低压小产的气藏获得了较大的增产效果。

四川气区经过排水采气，累计增加气量54．8×108m3。

仅川西南威远震旦系气藏预计增加可采储量56×108m3。

受排水采气的启发，四川又发展了一套排水找气技术，依靠地层天然能量，排出封隔天然气的水体，使产水井变成工业气井，从而找到了隐蔽性裂缝性气藏。

仅在“九五”前3年，四川川南矿区通过“排水找气”，新获地质储量28．8×108m3，经济效益显著。

就中国石油天然气集团公司范围内，含硫气田占已动用气层气储量的43％。

在发展脱水、脱硫化氢、抗硫钢材等防腐技术的基础上，又发展了气液两相缓蚀剂、涂层油套管、玻璃钢油管、硫化氢腐蚀专用涂料、防腐侧钻修井和H2渗透检测等技术。

四川磨溪气田雷一1气藏应用两相缓蚀荆、涂层油套管和玻璃钢油管等防腐技术后，有效地防止了井下管材腐蚀。

7．气田内部集输建设，形成了从设计到施工的配套技术

开发建设有一半的投资花在地面工程建设上。

随着不同类型气田投入开发，地面集输技术也在不断完善和发展，在天然气计量设备改造、小型撬装分离装置、高压与低压气分输、利用大罐收气与套管气收集等方面发展了一批实用技术，提高了地面集输的整体水平。

近年来，在常压集气工艺基础上又发展了高压集气工艺，减少了单井节流、加热、分离、计量和值班等配套设施，实现了低成本集输。

8．采气工艺技术水平的提高，为气田稳产、高产发挥了重要作用

目前已形成了10项采气工艺技术，它们是：

1）以保护气井产能为目标的气层保护及完井技术；

2）以提高产能为目标的高效射孔技术；

3）低渗、致密气藏压裂、酸化技术；

4）水驱气藏见水生产井排水采气工艺技术；

5）气井试井及动态监测技术；

6）采气作业安全控制技术；

7）开采后期低压气井集输工艺技术；

8）气井井下作业、修井技术；

9）气井防腐、防水合物技术；

lO）一井双管采气技术。

三、气田开发的主要特点

天然气既是驱动能量，又是开采对象。

天然气是不可再生的一次性洁净的、优质的能源。

主要包括如下特点。

1．生气成因的广泛性

生气母质腐泥质、腐植质干酪根均可；陆相、海相地层均产气；深浅层均产气；气体类型众多：

有油气共生气、煤成气、煤层气、生物气、裂解气等。

2．盖底层的严密性

保存条件要求比油更严格。

3．气体显示的隐蔽性

光靠岩屑录井不易发现气层，要采用综合的方法。

4．气体流动的活跃性

气体粘度约比水小100倍，流动性大。

5．气体的压缩性

理想气体体积与压力成反比，气体压缩性比岩石、液体大得多。

若p<14．18MPa（2000Psi），渗流方程中用p2表示；若p>24．82MPa（3500Psi），用p表示（也有认为>20．7MPa）；一般说，气体渗流方程中最好用拟压力表示。

6．开发配套的同步性

地面、地下一致性；天然气开发与地面集输、加工紧密相连。

7．开发效益性

气藏的采收率高。

8．钻并工艺的复杂性

压力控制要求高，井身结构耐压、严密性要求高；气体喷射的迅猛性；含硫化氢、二氧化碳气的腐蚀性。

9．气井开采的安全性

井身结构、井口、井场设备的耐压性、密闭性要求高；防火、防爆、安全可靠性要求高；专有水合物防治问题；脱去硫化氢和二氧化碳，以符合国家气质标准。

10．储存运输的系统性

气层一气井一矿场一输气干线一用户形成一个大系统。

天然气开发直接与用户相连。

天然气开发直接依赖于天然气市场的发展。

第二节完井方式对气流人井的影响

钻井打开气层，产气层段的井底结构称为完井方式。

基本的完井方式有三种：

裸眼完井、射孔完井和射孔一砾石衬管完井。

气体流入井中除了受气层渗流阻力、表皮效应和紊流等因素的影响外，完井方式和完井质量的好坏也是气体流人井中的重要控制因素。

例如，一口射孔完成的井，如果所有子弹都没有射穿气层，气一点也流不到井底。

完井方式对气流人井的影响主要是完井方式本身产生的各种附加阻力，产能方程仍可用达西定律和非达西定律二式项表示。

但是，对于不同的完井方式，层流系数A和紊流系数B有其不同的内涵。

分析完井方式对气体流入井的影响，对于完善完井工艺、优化气井生产系数，都有重要的现实意义。

下面逐一进行讨论。

一、裸眼完井

气体流入井的地层能量主要消耗于地层，根据产能方程式，仅在某些符号上另加注脚表示

裸眼井的流入动态曲线是根据式（9—1）得出。

二、射孔完井

钻穿气层后，循环钻井液起出钻具，下油层套管注水泥固井，要求水泥上返一定高度。

待水泥凝固后，下入射孔器对准气层射孔。

子弹射穿套管和水泥环，并射进气层一定深度，使气层与井底连通，这样的完井工艺称为射孔完井。

目前的射孔器有子弹射孔器和聚能射孔器两种（表9—1）。

弹间夹角有多种类型（0°、90°、120°、180°）．按压井液分还有正压射孔和过油管负压射孔之别。

但是，上述完井的工艺程序基本相同。

过油管负压射孔方法是将射孔枪直接连在油管下端，用油管把枪带入井下。

射孔后直接诱喷开井生产。

射孔管柱适合于气井投产前的射孔。

可实现负压射孔后不起管柱直接进行生产。

射孔、完井管柱合二为一，避免了射孔压井及下油管完井工序。

射孔完井的井底结构和渗流场如图9一1所示。

气体流人井的地层能量主要消耗于气层、射孔孔眼及其附近，产能公式可写为

式中Ap——射孔孔眼层流系数（单向）；

Bp——射孔孔眼紊流系数（单向）。

射孔孔眼层流部分的能量消耗取决于射孔孔数、射孔器类型、所用钻井液性能和由于射孔对孔眼周围岩石的压实程度等因素。

McleOd提出

式中sp——反映流线向孔眼汇集影响的系数；

sdp——反映流体通过孔眼周围压实区和钻井液污染区影响的系数。

计算Ap的困难在于如何确定sp和sdp，Saidikowski提出如下的计算式

式中h——地层总厚度，m；

hp——射孔段厚度，m；

ko——水平渗透率，10-3。

µm2；

kv——垂向渗透率，10-3。

µm2。

对于Sdp，McleOd提出如下的计算式

射孔井的绝大部分压降是由压实环的非达西流动和孔眼的紊流所引起的，用下式计算其值

利用上式计算Ap、Bp时有些参数难以确定，诸如kd、kdp、rdpLp、rd等。

这些参数应由射孔公司试验提供，如无法获得试验资料，可按Mcleod的下述建议确定。

对于在钻井液压井条件下进行的射孔

式中，kc/k为射孔压实带渗透率与射孔前岩心渗透率之比值，通常由射孔公司试验提供。

如无法获得，可参考表9一2。

对于一口射孔井，气体流人井可设想为两段流程。

首先，从外界流到Pwfs，然后，再流到Pwf。

因此，式（9—4）可分为两个方程

气流入井的总压降Ap为地层径向流压降A—pR与射孔完井单向流压降App之和。

在图9—2中，清楚地画出了这三个压降的变化。

当地层参数一定时，地层径向流压降△p仅与流量有关。

根据式（9—10）可画出相当于裸眼井的气体流入动态曲线（图中曲线1）。

射孔完井单向流压降△p。

，直接受N、Lp、rp及射孔工艺条件的影响。

其中，N的影响最大，电是人为可控制的主要因素。

固定其它参数不变，仅以N为变量，根据式（9—11）可画出一组不同N的△Pp一qsc。

关系曲线（图中曲线2）。

射孔井总的流入动态曲线△p一qsc。

由上面两条曲线叠加而得（图中曲线3）。

从图9一2中可看出：

pR一定，在同一Pwf下，孔数少产量低。

因此，增加新井孔密度、对老井进行补孔以及改善射孔压井条件，提高射孔有效率等技术措施，对气井增产具有重要意义。

三、射孔一砾石衬管完井

在射孔井段再下一带筛眼的衬管，并在衬管与油管之间充填砾石，这种完井方式称之为射孔砾石衬管完井。

产能方程可以写为

这种完井方式多用于高渗透性、胶结疏松的砂层，孔眼周围压实环的渗透性要好一些。

但被砾石充填的孔道单相渗透的阻力明显增加。

在式（5—93）中，比式（5—84）多了AG和BG。

与射孔完井相比，这种完井方式多了ΔpG一项附加压降。

从AG、BG的表达式中可以看出，KG对△pG影响显著。

因此，正确选择砾石直径具有十分重要的意义。

根据上述三种完井方式的数学模型，可以得出如下启示：

1）对碳酸盐岩裂缝性气层或坚硬的砂岩气层，裸眼完井气层面积暴露最充分。

如钻开气层能采取保护性措施（例如，采用快速钻进和优质钻井液等），尽可能减小钻井液对气层的害，对保持高产是有利的：

2）多产气层气田广泛采用射孔完井，这对分层开采、酸化、压裂都是必要的。

对于非裂缝性均质储层，采用增加射孔密度、提高射孔有效率、加深弹道深度、改善射孔钻井液品质和采用负压射孔等工艺，有利于减小射孔部分的附加阻力；

3）砾石衬管完井，无论衬管是置放于裸眼，还是置放于射孔井段，为有效地达到防塌防砂和减少砾石部分的压降，必需合理选择砂粒直径。

既不能强调防砂而忽视砾石过细缯大流动阻力，也不能为了降低压降而达不到防塌防砂的目的。

本节介绍了三种典型完井模型，不包括气田现有的全部完井方式。

但分析这三种完井方式的思路和结论，无疑具有普遍指导意义。

第三节气井井场地面集输

输气站是输气管道系统的两个组成部分之一，主要功能包括调压、净化、计量、清管、增压和冷却等。

其中调压的目的是保证输入、输出的气体具有所需的压力和流量；净化的目的是为了脱除天然气中固体质杂，以免增大输气阻力，磨损仪表设备，污染环境，毒害人体；计量是气体销售、业务交接必不可少的，同时它也是对整个管道系统进行自动控制的依据；清管的目的是通过发送清管器以清除管内积液和污物或检测管道的损伤；增压的目的是为天然气提供一定的压能；而冷却是使由于增压升高的气体温度降低下来，保证气体的输送要求。

根据输气站所处的位置不同，各自的作用也有所差异。

输气首站一般在气田附近，如果地层气压较高时，首站可暂不建压缩机。

仅靠地层压力输到第二站甚至第三站，待气田后期气压降低后再适时投建压缩机。

首站一般要进行调压、计量、除尘、发送清管器、气体组分分析等。

中间站主要进行气体增压、冷却以及收发清管器。

但如果中间站为分输站时，也要考虑分输气的调压、除尘、计量等。

末站是输气站终点。

气体通过末站，供应给用户。

因此，末站具有调压、除尘、计量、清管器接收等功能。

此外，为了解决管道输送和用户用气不平衡问题，还设有调峰设施，如地下储气库、储气罐等。

除此之外，各输气站内还具有流程切换、自动监测与控制、安全保护、污油储存与阴极保护等功能。

一、单井集气站流程

单井集气流程是气田开采初期使用的内部集气流程，井口到分离器三管伴热（图9—3）

这种流程的特点是每口井具有自己完整的分离处理设备，管理方便，但建设投资较大。

集气站流程是经过不断摸索和完善形成的适应低产气田的集气流程（图9—4），井口到分离器三管伴热，气体计量和预处理在集气站进行。

多井集中建站，管理方便、节约人力、节省建设费用。

二、输气站工艺流程

输气站按工艺流程和各自功能可划分成许多区块，包括压缩机房、冷却装配区、净化除尘区、调压计量区、清管器收发区、消防水池、储油罐区、仪表控制间等。

目前，为了减小输气站的占地面积和施工安装工作量，国外大量采用撬装区块。

其做法是将区块在工厂预制好运到现场，只须使底盘就位，连接管道就完成了区块的安装，这样既缩短工期，又节省投资。

输气站是通过将一定的设备和管件相互连接成输气系统的。

为了直观表示气体在站内的具体流向，便于设计、操作和管理，需要将流动过程绘制成图形，即工艺流程图。

工艺流程

图可以不按实际比例绘制，主要反映站的功能和介质流向，要求图形清晰易懂。

三、天然气计量

（一）、天然气计量分级与仪表配备

1．天然气计量分级

一级计量——油田外输干气的交接计量。

二级计量——油田内部干气的生产计量。

三级计量——油田内部湿气的生产计量。

2．天然气计量仪表的配备

1）一级计量油田外输气为干气，排量大，推荐选用标准节流装置（准确度为±1％）。

在有条件的地方应选用高级孔板易换装置（也称高级孔板阀），可以带压更换孔板。

所选孔板必须由不锈钢制造，并必须由检定单位按JJG《天然气流量测量用标准孔板》的要求检定，获合格证书后方可安装使用。

孔板计量必须按国标GB2624—81《节流装置的设计安装和使用》及部标SYL04—83《天然气流量的标准孔板计量方法》中的要求进行设计计算及安装。

选用准确度为±0．5％的压力及温度变送器。

在直管段前安装过滤器。

目前，我国对天然气输量的一级计量的综合计量误差要求为±3％，标准孔板可以满足要求。

2）二级计量的介质为干气，所以选用孔板节流装置比较合适（准确度应不低于±1．5％）。

由于高级孔板易换装置造价高，为保证检测方便，推荐选用普通孔板易换装置（又称普通孔板阀）或简易孔板易换装置（又称简易孔板阀）。

可选用准确度为±l％的压力及温度变送器，二级计量的综合计量误差应在±5％以内。

3）三级计量的介质为湿气，不适合选用孔板计量，町选用气体腰轮流量计，涡街流鼍计等。

仪表的准确度应不低于±1．5％，一般为离线检定，应保证拆装方便，流量计前应配过滤器。

三级计量的综合计量误差应在±7％以内。

（二）、天然气的计量仪表

天然气具有湿度小，较清洁、流量大而且流量相对稳定的特点。

油田干气可选用差压式标准节流装置、气体涡轮流量计、旋涡流量计、涡街流量计、气体罗茨流量计以及旋叶容积式气体流量计等。

流量计种类繁多。

用于计量天然气的主要有两类。

1）容积式流量计。

容积式流量计是使气体充满一定容积的空间来测量流量。

这类流量计有腰轮流最计（罗茨流量计）、湿式流量计和皮囊式流量计等。

2）速度式流量计。

速度式流量计利用气体流通断面一定时，气体的体积流量与速度相关，用测量气体速度的方法来计量气体流量。

这类流量计有多种，孔板差压流量计就是其中之一，钻井队试气常用的临界速度流量计也属这一类。

新一代气体流量计的开发研究从未中断过。

质量流量计是世界各国发展的重点，这种流量计不受温度、