天然氣計量誤差及優(yōu)化措施

葉羽婧，趙景龍，蔡思敏，王海峰

中國石油長慶油田蘇里格南作業(yè)分公司 （陜西 西安 710018）

天然氣計量誤差及優(yōu)化措施

葉羽婧，趙景龍，蔡思敏，王海峰

中國石油長慶油田蘇里格南作業(yè)分公司 （陜西 西安 710018）

由于受天然氣組分、天然氣計量儀表及人員素質(zhì)等因素的影響，導(dǎo)致天然氣計量出現(xiàn)不同程度的差異,產(chǎn)生了計量誤差。為了提供準(zhǔn)確的計量數(shù)據(jù)，為分析井口數(shù)據(jù)和天然氣銷售提供準(zhǔn)確的依據(jù)，從現(xiàn)場計量現(xiàn)狀入手，對蘇里格南計量系統(tǒng)進行簡要介紹，分析產(chǎn)生誤差的原因并提出減小誤差措施，包括加強設(shè)備維護、及時錄入及分析數(shù)據(jù)、利用SCADA系統(tǒng)實時監(jiān)控、加強運行數(shù)據(jù)管理、嚴(yán)控管網(wǎng)泄漏損耗等。結(jié)果表明，現(xiàn)場應(yīng)用優(yōu)化了單井計量設(shè)備，減小了誤差，保證流量數(shù)據(jù)準(zhǔn)確。

天然氣計量；計量誤差；天然氣組分；優(yōu)化措施

蘇南項目目前已建成投產(chǎn)2座集氣站，C2集氣站的天然氣匯集到C1集氣站，再經(jīng)閥室輸送至處理廠。蘇里格南井場主要由水平井、BB9和BB9′組成，BB9井場由9口單井或1口水平井構(gòu)成，BB9′井場由3個BB9井場加BB9′井場的9口單井組成。3個BB9井場的來氣通過采氣支管輸送至BB9′井場，BB9′井場單獨建采氣干管接至本區(qū)塊的集氣站。

1 蘇里格南作業(yè)區(qū)天然氣計量現(xiàn)狀

蘇里格南作業(yè)分公司天然氣計量系統(tǒng)主要可分為4部分，即單井井口計量、集氣站外輸計量、第五處理廠濕氣交接計量、第五處理廠干氣計量，每日計量數(shù)據(jù)以天為單位進行結(jié)算。

1.1 單井井口計量

單井流量計采用的是一體化多參量差壓式流量計，如ACD-3Q型流量計及ACF-1型流量計。井口帶液計量，單井井口計量可實時記錄單井的瞬時流量、管道壓力、管道孔板前后壓差、井口溫度等數(shù)據(jù)，為氣井生產(chǎn)動態(tài)分析、氣藏分析等研究提供準(zhǔn)確的井口數(shù)據(jù)。

1.2 集氣站計量

從井口輸送到集氣站的天然氣經(jīng)分離器進行氣液分離，脫水后的天然氣經(jīng)計量區(qū)孔板計量后，外輸至第五處理廠。其主要作用是對集氣站外輸氣量進行計量，并與第五處理廠的濕氣計量值進行對比。

1.3 濕氣交接量計量

蘇南公司的濕氣計量點設(shè)在第五處理廠，集氣站外輸天然氣輸送到第五處理廠，經(jīng)三具預(yù)分離器進行氣液分離后，天然氣進4路標(biāo)準(zhǔn)孔板進行濕氣計量。濕氣交接計量作為蘇里格南作業(yè)分公司與處理廠進行商品氣和凝析油分配的依據(jù)。

1.4 干氣計量

計量后的蘇里格南天然氣與處理廠的天然氣經(jīng)增壓、脫烴脫水后進入配氣區(qū)進行外輸計量，干氣計量采用超聲波流量計計量，計量結(jié)果為蘇里格南干氣與長慶自營的干氣的總量，雙方根據(jù)濕氣比例進行分配。

2 蘇里格南集氣站計量設(shè)備

蘇里格南集氣站現(xiàn)場主要采用的是標(biāo)準(zhǔn)孔板流量計。

2.1 孔板流量計的計量原理

標(biāo)準(zhǔn)孔板流量計屬于差壓式流量計，按照流體流動的節(jié)流原理，利用流體流經(jīng)節(jié)流元件，在元件的前端和后端產(chǎn)生壓差，壓差和流量的平方成正比，由此來實現(xiàn)流量測量[1]。

2.2 孔板流量計的計量特性

1）孔板流量計的主要優(yōu)點：①標(biāo)準(zhǔn)節(jié)流件屬于全用型，無需進行實流校準(zhǔn)，就可以投用，并得到了國際標(biāo)準(zhǔn)組織的認可；②應(yīng)用歷史悠久，標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定最全；③結(jié)構(gòu)簡單、牢固，且性能穩(wěn)定，使用期限長，價格低廉，應(yīng)用范圍廣。

2）主要缺點：①測量的精確度受眾多因素的影響很難提高；②測量的范圍一般僅3∶1～4∶1；③對直管段的要求較高，占地面積大；④壓力損失最大可達25%～50%；⑤孔板以內(nèi)孔銳角線來保證精度，因此對腐蝕、磨損、結(jié)垢、臟污敏感，長期使用精度難以保證，因此需每年進行一次強檢；⑥采用法蘭連接，易產(chǎn)生跑、冒、滴、漏油等問題，因而增加了維護的工作量。

3 蘇里格南計量誤差的原因

天然氣誤差指計量值與實際輸出值之間的誤差。針對第五處理廠與蘇里格南集氣站計量量值之間的誤差，即

式中：η為交接相對誤差，%；Q1為蘇里格南集氣站外輸量，m3；V1為蘇里格南集氣站自用氣量，m3；Q5為第五處理廠接收氣量，m3。

3.1 計量儀表本身的誤差

蘇里格南井口、集氣站及第五處理廠濕氣計量均采用孔板計量，該流量計的測量精度能夠滿足GB/T 21446—2008《用標(biāo)準(zhǔn)孔板流量計測量天然氣流量》的要求，但在實際生產(chǎn)中，孔板的偏心和彎曲是孔板的制造、安裝和使用中影響計量儀表精度的主要因素。由于孔板的安裝和維護不當(dāng)，孔板會發(fā)生彎曲或變形，從而導(dǎo)致測量結(jié)果不準(zhǔn)確。

而第五處理廠4路計量的孔板直徑都是不同的，適用不同孔徑的孔板是為適應(yīng)不同的流量。這會造成所選擇的計量管與實際流量匹配度不夠，造成計量不確定度增高，進而影響計量精度。

3.2 天然氣氣質(zhì)的影響

1）采出的天然氣經(jīng)分離、除塵、脫水等處理工藝，仍會因處理不徹底、集氣管網(wǎng)及輸氣干線內(nèi)腐蝕物的影響，導(dǎo)致液體或固體雜質(zhì)不能完全清理[2]。

2）天然氣中所含的雜質(zhì)會對孔板造成一定的沖刷和腐蝕，所以在實際生產(chǎn)過程中，應(yīng)定期對孔板進行清潔或更換并且對測量的流量進行修正。

3）天然氣中的液體導(dǎo)致孔板流量計差壓變送器、壓力變送器的導(dǎo)壓管堵塞，造成流量計算錯誤。

在日常維護時，要對孔板流量計的孔板進行清洗，使節(jié)流件保持干凈、光潔，同時還要吹掃壓變和差壓變送器的導(dǎo)壓管；當(dāng)發(fā)現(xiàn)數(shù)據(jù)顯示異常時，及時更換損壞件，避免流量計計量誤差的進一步擴大。

3.3 氣體組分的影響

天然氣是一種混合氣體，它是由甲烷、乙烷、丙烷等烴類組分和氮、二氧化碳等非烴類組分組成，其含量也不相同[3]。即使是在同一區(qū)塊，天然氣組分也不一樣?？装辶髁坑嫷挠嬃糠绞脚c天然氣組分有關(guān)，如果沒有對計量系統(tǒng)進行在線修正，計量誤差就會增大。因此，天然氣物性參數(shù)如果出現(xiàn)變化，要及時修正氣體組分及密度值。

3.4 儀表參數(shù)設(shè)置原因

天然氣氣體組分是流量計量程序中的重要參數(shù)，氣井生產(chǎn)過程中，因?qū)嶋H開井不同，導(dǎo)致氣體組分的不同[4]。目前，集氣站及第五處理廠的組分參數(shù)根據(jù)實際化驗結(jié)果進行修改，但因氣井?dāng)?shù)量多，井口組分參數(shù)變化大，導(dǎo)致井口參數(shù)并不能按照實際進行設(shè)置。

3.5 濕氣計量造成的誤差

井口天然氣中存在大量液滴和固體顆粒雜質(zhì)，在計量管段內(nèi)，流態(tài)可認為氣液兩相，會直接影響孔板的差壓。井口計量比集氣站外輸計量偏大的一個重要原因是井口為帶液計量，集氣站是經(jīng)分離器氣液分離之后的計量，部分飽和氣態(tài)的伴生氣將從氣態(tài)轉(zhuǎn)換成液態(tài)，從而導(dǎo)致集氣站比井口計量偏低。

3.6 其他原因

1）孔板閥積液及引壓管積液會產(chǎn)生計量誤差。在實際生產(chǎn)現(xiàn)場中，所有靜壓和差壓變送器的引壓管幾乎為水平安裝，傾斜度較小，是造成正負壓引壓管氣體帶液的重要原因，因此應(yīng)定期對引壓管及孔板閥進行吹掃。

2）氣井井口孔板的孔徑未經(jīng)過嚴(yán)格標(biāo)定，存在較大誤差。而集氣站、第五處理廠計量孔板經(jīng)過了嚴(yán)格的計量儀表A類標(biāo)定。

3）蘇里格南所轄氣井的井口流量計均為一體式流量計，儀表精度低，存在較大誤差。

4）儀表故障。使用一段時間后，儀器的溫度、壓力、差壓等零點出現(xiàn)漂移，導(dǎo)致現(xiàn)場計量結(jié)果不準(zhǔn)，這種情況主要出現(xiàn)在井口流量計。

4 降低誤差的方法

4.1 儀表維護

加強設(shè)備的日常維護保養(yǎng)，及時對儀表進行標(biāo)定更換，儀表本身的準(zhǔn)確度是影響計量數(shù)據(jù)的重點因素之一。因此，做好計量設(shè)備的定期校驗、檢查、維護及更換工作，保證計量儀表的相對準(zhǔn)確性。

4.2 提高氣體組分錄入及時性

目前氣體組分取樣分析周期為10天一次，其局限性及波動性較大。

4.3 利用SCADA系統(tǒng)對計量數(shù)據(jù)進行實時監(jiān)控

用SCADA(監(jiān)控與數(shù)據(jù)采集)系統(tǒng)對計量系統(tǒng)進行實時監(jiān)控。蘇里格南分公司對天然氣計量系統(tǒng)監(jiān)控是通過SCADA系統(tǒng)實現(xiàn)的，集氣站及控制中心可利用SCADA系統(tǒng)實時檢查計量的壓力、溫度、差壓等相關(guān)參數(shù)，并可對相關(guān)參數(shù)設(shè)置上下報警限，控制流量長時間超限，以降低計量漏失。

4.4 及時進行數(shù)據(jù)分析

對于出現(xiàn)偏差的數(shù)據(jù)，由作業(yè)區(qū)計量員利用SCADA系統(tǒng)對相關(guān)壓力、溫度、流量等數(shù)據(jù)進行相應(yīng)計算，并對計算結(jié)果進行分析。

4.5 加強管道的運行數(shù)據(jù)管理

做好管道置換、通球掃線等過程中天然氣用量的統(tǒng)計記錄工作；做好管道陰極保護系統(tǒng)測試數(shù)據(jù)的分析工作[5]。

4.6 嚴(yán)控管網(wǎng)泄漏損耗

認真巡線，發(fā)現(xiàn)泄漏點及時上報處理，防止跑、冒、滴、漏油的產(chǎn)生；做好陰極防腐工作，延長管道的使用壽命，減少管道因腐蝕引起泄漏的情況發(fā)生[6]；定期對各閥門進行維護保養(yǎng)。

5 現(xiàn)場應(yīng)用效果

5.1 優(yōu)化單井計量設(shè)備

2012年至2015年蘇里格南分公司采用ACD-3Q型計量設(shè)備以及標(biāo)準(zhǔn)孔板進行單井計量，最小計量范圍為8 000～20 000 m3/d，瞬時流量計量范圍為330～830 m3/h，最大范圍為4：1。但隨著氣井的生產(chǎn)，大部分氣井受井底積液影響，會產(chǎn)生不定期波動，且波動范圍較大，現(xiàn)有設(shè)備的計量范圍不能滿足生產(chǎn)現(xiàn)狀，經(jīng)常出現(xiàn)流量計無瞬時或差壓超量程等計量不準(zhǔn)確情況。

結(jié)合上述生產(chǎn)工況，蘇里格南分公司對計量設(shè)備及孔板進行優(yōu)化，采用ACF-1型流量計以及新型平衡孔板，最小計量范圍為1 000～10 000 m3/d，瞬時流量計量范圍為42～420 m3/h，將測量范圍由4：1提升至10：1，初期選取23口氣井進行現(xiàn)場試驗，詳細情況見表1。

對比ACF-1型與ACD-3Q型流量計的使用情況，從計量準(zhǔn)確性、穩(wěn)定性對ACF-1型流量計進行評估。評估結(jié)果如下：

表1 流量計試驗效果分析

1）對比流量計更換前后單井的產(chǎn)量、瞬時流量、壓力、溫度等數(shù)據(jù)變化，與氣井投運至今的數(shù)據(jù)一致，說明ACF-1型流量計計量準(zhǔn)確，與ACD-3Q型流量計相比，計量誤差較小。

2）根據(jù)ACF-1型流量計計量的瞬時氣量，計量范圍基本符合孔板的計量范圍，說明該型流量計計量精度準(zhǔn)確，最小計量滿足蘇里格南分公司需求，如SN0xxx-01井，瞬時計量可計量至72 m3/h。

通過試驗結(jié)果評估，蘇南公司對140口無瞬時或計量不準(zhǔn)確的低產(chǎn)氣井進行了計量設(shè)備升級，目前有135口氣井可實現(xiàn)實時計量，措施有效率96.4%。

5.2 定期維護計量設(shè)備，減小誤差

蘇南公司與第五處理廠每10天對計量交接設(shè)施進行維護保養(yǎng)，對集氣站計量設(shè)備每15天進行維護保養(yǎng)，確保計量設(shè)備完好，保證流量數(shù)據(jù)準(zhǔn)確。通過嚴(yán)格執(zhí)行維護制度，基本保證蘇南公司集氣站外輸計量和第五處理廠計量對比平均誤差在0.69%，在正常允許輸差1%之內(nèi),詳細情況見表2。

表2 歷年交接計量設(shè)備數(shù)差分析

6 結(jié)束語

天然氣計量是天然氣貿(mào)易中的交易手段，只有了解和掌握了計量的原理以及適用范圍才能因地制宜采用不同的計量方法，確保公平的交易。此外，計量的準(zhǔn)確性需要通過誤差控制才能得以保證，所以計量工作者需要盡可能地控制計量誤差，為企業(yè)發(fā)展發(fā)揮更大的作用。

[1]晁宏洲,王赤宇,趙建彬,等.天然氣流量計量的高級孔板閥計量特性與誤差分析[J].工業(yè)計量.2007,17(3)：25-28.

[2]陳庭煌,楊曉寧,王 玲,等.天然氣輸差問題的分析[J].油氣儲運,2003,22(1)：39-42.

[3]張祥兆,何登剛,柴新麗.加強計量管理降低燃氣計量輸差[J].工業(yè)計量.2010,20(4)：46-48.

[4]馬 瑾,齊寶軍,蔣成銀,等.蘇里格氣田天然氣輸差的產(chǎn)生原因[J].石油化工應(yīng)用,2007,27(2)：53-56.

[5]張書麗,尤永建.天然氣輸差的產(chǎn)生原因及降低途徑[J].天然氣與石油,2005,23(3)：20-22.

[6]董宏遠,郭振杰,劉 沖.淺談天然氣計量的誤差分析及控制[J].中國化工貿(mào)易,2014(2)：291.

Due to the influence of natural gas components,natural gas measuring instrument and measurement personnel quality,there is the measurement error of natural gas.In order to provide accurate measurement data for wellhead data analysis and gas sales,the field status of South Sulige metering system is briefly introduced,the causes of metering error are analyzed,and some measures for decreasing the natural gas metering error are proposed,such as strengthening equipment maintenance,timely inputting and analyzing data,realtime monitoring using SCADA system,strengthening operation data management,strictly controlling leakage loss of pipe network,etc.Field application results show that the single well metering equipment is optimized,the metering error is reduced,and the accuracy of flow rate data is ensured.

natural gas measurement;metering error;natural gas composition;optimization measures

葉羽婧（1988-），女，主要從事地質(zhì)及計量方面工作。

2017-07-11