油气井计量可分为传统单井计量和多相流量计量。传统单井计量方案是把油井产出物送入测试分离器，测试分离器完成油井产液的气液分离或油、气、水分离后，再由相应的流量仪表、含水分析仪等完成油、气、水的分别计量。多相流量计技术按照测量原理的不同，可分为分离式多相流量计和非分离式多相流量计两大类，其中非分离式多相流量计又分为标准型多相流量计和短节型多相流量计。
1 测试分离器
测试分离器是采用油井测试分离器配以相应的仪表和控制技术来实现的。分离器用以完成油井产液的气液分离或油、气、水分离，由相应的流量仪表、含水分析仪等完成油、气、水的分别计量。测试分离器结构如图1所示，气液混合流体经气液进口进入分离器进行基本相分离，气体进人气体通道并经过整流器和重力沉降，分离出液滴；液体进人液体空间分离出气泡后油向上流动、水向下流动得以分离，气体在离开分离器之前经捕雾器除去小液滴后从出气口流出，油经过溢流隔板进人集油桶并从出油口流出，水经溢流隔板进人水槽并从排水口流出。
传统的井口测试分离器（单相测量系统）可对生产物流直接取样，可实现井口洁净（除砂功能），分离效果好时，测量精度更高。
测试分离器、测试管线、管汇和阀门都具有较高的安装和操作成本，测试分离器占用较大的面积，且质量较大。此外，由于稠油黏度高、密度大、起泡严重、自然消泡时间长，采用常规油气分离器进行处理，虽大幅降低了分离效率，但造成计量误差大的问题。传统分离器计量稠油的弊端主要有以下几个方面：气液难以分离，液相含气，导致计量结果偏差较大；气油比低，难以形成气液两相，分离器需要补气运行。
2 多相流量计
2.1 分离式多相流量计
分离式多相流量计是进行分离后再分别计量，对于含气率(GVF）的高低不敏感。可以根据工艺参数选择不同尺寸的分离器，所以该型流量计的测量能力很宽，但由于增加了专门的分离器，该型流量计的尺寸相对较大，配套的仪表和管线较多，控制系统较为复杂。针对高黏度介质，该型流量计一般分离效果无法保证，在该工况不推荐使用。另外，分离式多相流量计占用空间大，质量相对较大。
气液柱状旋流式流量计(GLCC)属于分离式多相流量计，该型流量计的主体结构为带有倾斜切入口的垂直管和气、液相出口管组成，油井产出的油、气、水混合物在一定压力下通过倾斜切向人口进入柱状气液旋流分离器，并在分离器内高速旋转，产生强大的离心力。由于流体中气液两相密度的不同，导致其受到的离心力不同，从而气相向气液旋流分离器轴心处运动，形成向上的内旋流气核，液相向内壁运动，形成向下的外旋流，促使气液组分迅速分离。气液分离后，气相从顶部气相出口排出，并经过孔板流量计计量，液相从底部液相出口排出，经过质量流量计计量，并经含水分析仪分析含水情况。GLCC型流量计结构如图2所示。
2.2 非分离式多相流量计
2.2. 1 标准型多相流量计
标准型多相流量计是在油、气、水不分离的状态下实现各相的测量。通过分别测量三相混合状态下的相流速（体积流量）和相分率，再通过计算得出各相的体积流量。对于相流量的测量，一般有互相关法、差压法、容积流量计法；相分率的测量一般有介电常数法（包括电容、电感/电导、微波吸收）、伽马射线法。不同厂家产品的测量原理不同，近年来，海上石油平台上应用的非分离式多相流量计主要采用的是文丘里流量计测总量，伽马射线法测相分率的方法。标准型多相流量计结构如图3所示。
该多相流量计选用文丘里流量计测量混合流体的总体积流量，采用单能伽玛传感器测量气相分率（GVF），双能伽马传感器测量含水率（WLR），通过流型调整器对三相流体中的气体做部分分离、油水两相混合均后，降低流体GVF进而确保双能伽马传感器测量WLR的精度，通过温度和压力变送器测量流体的压力和温度用于温压补偿计算，然后根据公式计算三相流的油相体积流量、气相体积流量、水相体积流量。多相流量计由文丘里流量计、单能伽玛传感器、双能伽玛传感器、流型调整器、系统结构管线、温度变送器和压力变送器等附助仪表、数据采集及计算机处理系统组成。
多相流量计对油气连续、在线、自动测量，可测出日产油、水、气的量以及井口压力、温度数据，并把它们显示、打印出来。如果与多路阀结合使用，可实现单井无人计量。该流量计质量小，结构紧凑，占地面积小8]。多相流量计基本上由传感器和探测器组成，没有可动部件，可靠性高；对被测介质温度无要求，只要介质能够流动就可以计量。考虑到日常维护费用、占用平台面积等间接因素，具有投资少、操作费用低的特点。
目前的大多数多相流量计都需要测量若干数据后计算出各相的体积流量，使计量精度受到很大影响，因而市场上大多数多相流量计在大部分流态下测量的各相的相对误差在士10%。而且，目前所有用于多相计量的技术都要求必须掌握流体的特性才能比较精确地计量，如果流体特性出现变化或1台多相流量计用于多井计量，则必须频繁地评价和标定多相流量计的传感器。更现实的是，现有的多相流量计标定设施只能较好地标定组分测量仪器，而对流速测量尚无令人满意的标定方法。
被测介质的油品性质对多相流量计的计量精度有较大的影响，具体如下：
- 被测介质的黏度的影响。多相流量计对流体黏度的上限没有明确的限定，在工况条件下，只要流体能够在管线内正常的流动，就不会影响流量计的测量精度。
- 被测介质密度的影响。多相流量计采用不同密度的介质对伽玛射线的吸收系数不同的原理测WLR，当原油密度与水接近时其吸收系数也接近，WLR测量的精度下降。此外，受密度变化对射线吸收率的影响，当水密度的变化超过5%时WLR测量的精度下降，需再次标定多相流量计。
- 杂质的影响。流量计正常工作时如果含砂量和砂粒直径超出了范围，则需考虑在流量计的上游增加除砂装置。
- 含蜡量的影响。流量计对于含蜡量没有限定，但有一个条件是流体的工作温度不得低于蜡的凝结温度，必须采取加热保温等手段来保证温度的下限，否则，蜡一旦析出并凝结在流量计的管线内时，测量精度将不能保证。
- 腐蚀介质的影响。流体腐蚀介质仅影响材料的选用，对于测量精度而言，没有直接的关联。
2.2.2 短节型多相流量计
短节型多相流量计由文丘里管、双能伽玛传感器、数据采集和处理单元（DAU）、辅助性测量仪表及控制装置等组成，具体结构如图4所示。
该型多相流量计利用文丘里流量计测量多相流在工况条件下的总流量，利用多变量传感器测量流体的温度、压力和流体流经文丘里时的差压，利用双能伽玛传感器测量流体的相分率（包括GVF和WLR）。DAU主要完成对系统内各传感器和仪表的信号采集、处理，基于多相流动模型的计算，最终实现测量结果的输出和数据远传。
PVT模型内嵌在流量计软件中，把工况测量数据转换为标况后输出该型多相流量计具有结构简单、尺寸小、质量小、成本低的特点，井数不多且自动化程度需求较高的平台，可考虑采用单井安装模式，即单井计量时，每口生产井安装1台流量计。
该型多相流量计的单井安装模式可省却多路阀、相关管汇、自动控制阀等设备，避免了频繁切换倒井，且平台占地面积减少，方便平台布置。单井安装使得流量计为每口井产量量身定制最佳测量范围，使得测量更为准确，同时实现在线24h不间断计量，为油藏管理和数字化油田打下基础。
单井安装模式使流量计故障率低，且易排查故障，1台流量计有故障不影响其他流量计工作，而传统模式流量计一旦失效，所有油井都不能计量。当油田的多相流量计尺寸磅级较低时，放射源可采用豁免源。但是对于GVF高于95%的井口，该型多相流量计液相体积流量和WLR的计量精度受到影响。
3 单井计量选型
单井计量的选型因素主要考虑以下几个方面：业主或操作方要求、介质特性（GVF，黏度等）、安装空间及质量控制要求等。如果采用多相流量计方案，若业主或职业卫生主管部门对是否含放射源有要求，应与其沟通后确定方案。
- 黏度。当液相介质的黏度过高时，测试分离器及分离式多相流的分离效果难以保证，所以此时适合选用非分离式多相流量计。
- GVF。对于GVF高于95%的井口，短节型多相流量计液相体积流量和WLR的计量精度受到影响，不建议使用。GVF低时，GLCC型多相流量计的气液分离效果受到影响，不建议使用。
- 其他。单井计量方式的选型还需关注空间、质量控制和费用的要求。整体来说，非分离式多相流占用空间小，质量小，费用低；测试分离器及分离式多相流量计占用空间大，质量较大，费用较高。考虑到操作方便、占地面积小、费用低等因素，无人平台单井计量采用多相流量计，有人平台单井计量优先考虑多相流量计。井数不多且自动化程度需求较高的平台，可考虑采用单井安装模式。
实际应用中的特殊工况以及特殊测量需求，需要综合各方因素，针对具体工况再进行详细分析。几种单井计量方式适用性对比见表1所列。