天然气计量误差及优化措施

叶羽婧，赵景龙，蔡思敏，王海峰

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司 （陕西 西安 710018）

天然气计量误差及优化措施

叶羽婧，赵景龙，蔡思敏，王海峰

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司 （陕西 西安 710018）

由于受天然气组分、天然气计量仪表及人员素质等因素的影响，导致天然气计量出现不同程度的差异,产生了计量误差。为了提供准确的计量数据，为分析井口数据和天然气销售提供准确的依据，从现场计量现状入手，对苏里格南计量系统进行简要介绍，分析产生误差的原因并提出减小误差措施，包括加强设备维护、及时录入及分析数据、利用SCADA系统实时监控、加强运行数据管理、严控管网泄漏损耗等。结果表明，现场应用优化了单井计量设备，减小了误差，保证流量数据准确。

天然气计量；计量误差；天然气组分；优化措施

苏南项目目前已建成投产2座集气站，C2集气站的天然气汇集到C1集气站，再经阀室输送至处理厂。苏里格南井场主要由水平井、BB9和BB9′组成，BB9井场由9口单井或1口水平井构成，BB9′井场由3个BB9井场加BB9′井场的9口单井组成。3个BB9井场的来气通过采气支管输送至BB9′井场，BB9′井场单独建采气干管接至本区块的集气站。

1 苏里格南作业区天然气计量现状

苏里格南作业分公司天然气计量系统主要可分为4部分，即单井井口计量、集气站外输计量、第五处理厂湿气交接计量、第五处理厂干气计量，每日计量数据以天为单位进行结算。

1.1 单井井口计量

单井流量计采用的是一体化多参量差压式流量计，如ACD-3Q型流量计及ACF-1型流量计。井口带液计量，单井井口计量可实时记录单井的瞬时流量、管道压力、管道孔板前后压差、井口温度等数据，为气井生产动态分析、气藏分析等研究提供准确的井口数据。

1.2 集气站计量

从井口输送到集气站的天然气经分离器进行气液分离，脱水后的天然气经计量区孔板计量后，外输至第五处理厂。其主要作用是对集气站外输气量进行计量，并与第五处理厂的湿气计量值进行对比。

1.3 湿气交接量计量

苏南公司的湿气计量点设在第五处理厂，集气站外输天然气输送到第五处理厂，经三具预分离器进行气液分离后，天然气进4路标准孔板进行湿气计量。湿气交接计量作为苏里格南作业分公司与处理厂进行商品气和凝析油分配的依据。

1.4 干气计量

计量后的苏里格南天然气与处理厂的天然气经增压、脱烃脱水后进入配气区进行外输计量，干气计量采用超声波流量计计量，计量结果为苏里格南干气与长庆自营的干气的总量，双方根据湿气比例进行分配。

2 苏里格南集气站计量设备

苏里格南集气站现场主要采用的是标准孔板流量计。

2.1 孔板流量计的计量原理

标准孔板流量计属于差压式流量计，按照流体流动的节流原理，利用流体流经节流元件，在元件的前端和后端产生压差，压差和流量的平方成正比，由此来实现流量测量[1]。

2.2 孔板流量计的计量特性

1）孔板流量计的主要优点：①标准节流件属于全用型，无需进行实流校准，就可以投用，并得到了国际标准组织的认可；②应用历史悠久，标准规定最全；③结构简单、牢固，且性能稳定，使用期限长，价格低廉，应用范围广。

2）主要缺点：①测量的精确度受众多因素的影响很难提高；②测量的范围一般仅3∶1～4∶1；③对直管段的要求较高，占地面积大；④压力损失最大可达25%～50%；⑤孔板以内孔锐角线来保证精度，因此对腐蚀、磨损、结垢、脏污敏感，长期使用精度难以保证，因此需每年进行一次强检；⑥采用法兰连接，易产生跑、冒、滴、漏油等问题，因而增加了维护的工作量。

3 苏里格南计量误差的原因

天然气误差指计量值与实际输出值之间的误差。针对第五处理厂与苏里格南集气站计量量值之间的误差，即

式中：η为交接相对误差，%；Q1为苏里格南集气站外输量，m3；V1为苏里格南集气站自用气量，m3；Q5为第五处理厂接收气量，m3。

3.1 计量仪表本身的误差

苏里格南井口、集气站及第五处理厂湿气计量均采用孔板计量，该流量计的测量精度能够满足GB/T 21446—2008《用标准孔板流量计测量天然气流量》的要求，但在实际生产中，孔板的偏心和弯曲是孔板的制造、安装和使用中影响计量仪表精度的主要因素。由于孔板的安装和维护不当，孔板会发生弯曲或变形，从而导致测量结果不准确。

而第五处理厂4路计量的孔板直径都是不同的，适用不同孔径的孔板是为适应不同的流量。这会造成所选择的计量管与实际流量匹配度不够，造成计量不确定度增高，进而影响计量精度。

3.2 天然气气质的影响

1）采出的天然气经分离、除尘、脱水等处理工艺，仍会因处理不彻底、集气管网及输气干线内腐蚀物的影响，导致液体或固体杂质不能完全清理[2]。

2）天然气中所含的杂质会对孔板造成一定的冲刷和腐蚀，所以在实际生产过程中，应定期对孔板进行清洁或更换并且对测量的流量进行修正。

3）天然气中的液体导致孔板流量计差压变送器、压力变送器的导压管堵塞，造成流量计算错误。

在日常维护时，要对孔板流量计的孔板进行清洗，使节流件保持干净、光洁，同时还要吹扫压变和差压变送器的导压管；当发现数据显示异常时，及时更换损坏件，避免流量计计量误差的进一步扩大。

3.3 气体组分的影响

天然气是一种混合气体，它是由甲烷、乙烷、丙烷等烃类组分和氮、二氧化碳等非烃类组分组成，其含量也不相同[3]。即使是在同一区块，天然气组分也不一样。孔板流量计的计量方式与天然气组分有关，如果没有对计量系统进行在线修正，计量误差就会增大。因此，天然气物性参数如果出现变化，要及时修正气体组分及密度值。

3.4 仪表参数设置原因

天然气气体组分是流量计量程序中的重要参数，气井生产过程中，因实际开井不同，导致气体组分的不同[4]。目前，集气站及第五处理厂的组分参数根据实际化验结果进行修改，但因气井数量多，井口组分参数变化大，导致井口参数并不能按照实际进行设置。

3.5 湿气计量造成的误差

井口天然气中存在大量液滴和固体颗粒杂质，在计量管段内，流态可认为气液两相，会直接影响孔板的差压。井口计量比集气站外输计量偏大的一个重要原因是井口为带液计量，集气站是经分离器气液分离之后的计量，部分饱和气态的伴生气将从气态转换成液态，从而导致集气站比井口计量偏低。

3.6 其他原因

1）孔板阀积液及引压管积液会产生计量误差。在实际生产现场中，所有静压和差压变送器的引压管几乎为水平安装，倾斜度较小，是造成正负压引压管气体带液的重要原因，因此应定期对引压管及孔板阀进行吹扫。

2）气井井口孔板的孔径未经过严格标定，存在较大误差。而集气站、第五处理厂计量孔板经过了严格的计量仪表A类标定。

3）苏里格南所辖气井的井口流量计均为一体式流量计，仪表精度低，存在较大误差。

4）仪表故障。使用一段时间后，仪器的温度、压力、差压等零点出现漂移，导致现场计量结果不准，这种情况主要出现在井口流量计。

4 降低误差的方法

4.1 仪表维护

加强设备的日常维护保养，及时对仪表进行标定更换，仪表本身的准确度是影响计量数据的重点因素之一。因此，做好计量设备的定期校验、检查、维护及更换工作，保证计量仪表的相对准确性。

4.2 提高气体组分录入及时性

目前气体组分取样分析周期为10天一次，其局限性及波动性较大。

4.3 利用SCADA系统对计量数据进行实时监控

用SCADA(监控与数据采集)系统对计量系统进行实时监控。苏里格南分公司对天然气计量系统监控是通过SCADA系统实现的，集气站及控制中心可利用SCADA系统实时检查计量的压力、温度、差压等相关参数，并可对相关参数设置上下报警限，控制流量长时间超限，以降低计量漏失。

4.4 及时进行数据分析

对于出现偏差的数据，由作业区计量员利用SCADA系统对相关压力、温度、流量等数据进行相应计算，并对计算结果进行分析。

4.5 加强管道的运行数据管理

做好管道置换、通球扫线等过程中天然气用量的统计记录工作；做好管道阴极保护系统测试数据的分析工作[5]。

4.6 严控管网泄漏损耗

认真巡线，发现泄漏点及时上报处理，防止跑、冒、滴、漏油的产生；做好阴极防腐工作，延长管道的使用寿命，减少管道因腐蚀引起泄漏的情况发生[6]；定期对各阀门进行维护保养。

5 现场应用效果

5.1 优化单井计量设备

2012年至2015年苏里格南分公司采用ACD-3Q型计量设备以及标准孔板进行单井计量，最小计量范围为8 000～20 000 m3/d，瞬时流量计量范围为330～830 m3/h，最大范围为4：1。但随着气井的生产，大部分气井受井底积液影响，会产生不定期波动，且波动范围较大，现有设备的计量范围不能满足生产现状，经常出现流量计无瞬时或差压超量程等计量不准确情况。

结合上述生产工况，苏里格南分公司对计量设备及孔板进行优化，采用ACF-1型流量计以及新型平衡孔板，最小计量范围为1 000～10 000 m3/d，瞬时流量计量范围为42～420 m3/h，将测量范围由4：1提升至10：1，初期选取23口气井进行现场试验，详细情况见表1。

对比ACF-1型与ACD-3Q型流量计的使用情况，从计量准确性、稳定性对ACF-1型流量计进行评估。评估结果如下：

表1 流量计试验效果分析

1）对比流量计更换前后单井的产量、瞬时流量、压力、温度等数据变化，与气井投运至今的数据一致，说明ACF-1型流量计计量准确，与ACD-3Q型流量计相比，计量误差较小。

2）根据ACF-1型流量计计量的瞬时气量，计量范围基本符合孔板的计量范围，说明该型流量计计量精度准确，最小计量满足苏里格南分公司需求，如SN0xxx-01井，瞬时计量可计量至72 m3/h。

通过试验结果评估，苏南公司对140口无瞬时或计量不准确的低产气井进行了计量设备升级，目前有135口气井可实现实时计量，措施有效率96.4%。

5.2 定期维护计量设备，减小误差

苏南公司与第五处理厂每10天对计量交接设施进行维护保养，对集气站计量设备每15天进行维护保养，确保计量设备完好，保证流量数据准确。通过严格执行维护制度，基本保证苏南公司集气站外输计量和第五处理厂计量对比平均误差在0.69%，在正常允许输差1%之内,详细情况见表2。

表2 历年交接计量设备数差分析

6 结束语

天然气计量是天然气贸易中的交易手段，只有了解和掌握了计量的原理以及适用范围才能因地制宜采用不同的计量方法，确保公平的交易。此外，计量的准确性需要通过误差控制才能得以保证，所以计量工作者需要尽可能地控制计量误差，为企业发展发挥更大的作用。

[1]晁宏洲,王赤宇,赵建彬,等.天然气流量计量的高级孔板阀计量特性与误差分析[J].工业计量.2007,17(3)：25-28.

[2]陈庭煌,杨晓宁,王 玲,等.天然气输差问题的分析[J].油气储运,2003,22(1)：39-42.

[3]张祥兆,何登刚,柴新丽.加强计量管理降低燃气计量输差[J].工业计量.2010,20(4)：46-48.

[4]马 瑾,齐宝军,蒋成银,等.苏里格气田天然气输差的产生原因[J].石油化工应用,2007,27(2)：53-56.

[5]张书丽,尤永建.天然气输差的产生原因及降低途径[J].天然气与石油,2005,23(3)：20-22.

[6]董宏远,郭振杰,刘 冲.浅谈天然气计量的误差分析及控制[J].中国化工贸易,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

叶羽婧（1988-），女，主要从事地质及计量方面工作。

2017-07-11