苏里格气田天然气输差的产生原因

随着天然气的大量开采,天然气市场供需双方对计量准确度要求越来越高,输气系统的输差问题就越发突出起来。目前国内天然气市场以供方计量为准,由于诸多因素的影响供需双方交接差较大,不能反映实际,常引起计量纠纷。本文针对气田投产初期输差较大的问题,从仪表安装、组分变化、程序参数设置及使用条件变化等几个方面分析了输差问题产生的原因,并提出了问题的解决方法及建议。     

天然气输差的产生原因及降低途径

随着天然气能源的不断开发利用，管道输送企业要提高经济效益就必须采用多种途径来降低输差。通过对影响天然气输差的各相关要素如计量系统误差等产生的原因进行分析，提出了正确选用测量仪表等降低输差的主要途径，为管道输送企业控制输差提供了一种思路。     

天然气计量输差诊断方法应用研究

通过分析目前天然气计量及输差的现状与存在的不足,结合对输差的概念与分类的认识,给出一般输差的计算方法,针对性地提出了一般天然气输差分析时常用的诊断分析思路.从计量数据分析、输差走势对比、日常巡检等角度定位输差问题,依次对有关装置、阀门、工艺等进行检查,进一步分析出解决问题的途径,并逐一结合到现场天然气的采输生产过程中,解决了站场输差存在的问题.结合集气站存在天然气输差的客观原因,分别从安装工艺、直管段、人为因素等角度提出相应的建议与对策.     

天然气管道输送计量输差的控制

结合天然气管输计量现状,对天然气管道输送企业在日常运行过程中出现的计量输差问题,从技术角度进行探讨。通过计量流程配置、气体组分分析、系统泄露等五个方面对输差产生的原因进行分析,同时结合输差的成因,从技术措施和输差管理两个方面提出解决输差问题的措施和建议。本文所探讨的问题不适用于城市输配气管网。     

长输天然气管道输差分析及改进探讨

输差分析是长输天然气管道运行降本增效的重要举措。阐述了天然气管道输差分类原则,定量分析了计量系统标准偏差以及管道压力温度变化、第三方破坏造成的输差。分别从技术和管理角度,探讨了天然气管道输差分析方法和工作机制,涵盖基本原则、追溯原则、分析频率和管理体系等。提出基于计量数据库、水力摩阻系数和仿真软件工具的输差定位和预警技术,以及管道企业输差网格化、精细化管理模式。研究成果对于管道企业控制输差在较低水平以及保障管道安全高效运行具有指导意义。     

天然气管网输差计算方法研究与应用

在天然气管道输送过程中,不可避免地会出现输送差异,导致输送成本和经济损失的增加,研究天然气管网输差计算的准确性,可为后续输差分析和控制提供依据。从输差的构成角度,分析了影响输差计算准确度的因素,定量计算了压力、温度和气体成分对输差计算的影响程度,其排序为：压力>温度>气体组分。将本文输差计算结果中石油PPS系统的计算值进行比较,验证了本计算方法的准确性和适用性。该计算方法适用于TY天然气管网。与本项目采用的等温流动模型推导计算方法相比,两种方法计算的月输差最大偏差为568 638 m³,输差率最大偏差为0.097 1%,日输差率最大偏差为0.846 3%。本文提出的管网输差计算方法考虑了管道输送过程中管道沿线温度变化和管道高差的影响,更符合现场实际情况。     

燃气输差的成因分析与管网输差控制

为保证天然气的准确计量,尽量减小天然气的流量输差给企业经济效益和用户利益带来的直接影响,从分析天然气购销输差产生的原因入手,对输差的特性进行分析,并提出了从设计方案、计量仪表选型及管理、施工管理、管网运行管理到落实责任、切实加强全面控制等一系列控制天然气输差的措施。     

轻烃管输过程中的计量输差控制

轻烃作为一种石油产品的衍生产物,由碳和氢两种元素组成,其来源包括两部分:压缩制冷天然气并分离出其中重组分,密度为0.58~0.64 t/m~3;对原油进行加热,并分离出其轻组分,密度为0.62~0.69 t/m~3,两者皆为物理过程。以使用不确定度为0.2的质量流量计为前提,对轻烃管输进行简要介绍并对轻烃计量输差的成因进行分析,从而提出避免或减小输差的措施。     

苏里格气田南区块天然气集输工艺技术

鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强,属于典型的低渗透致密岩性气藏。针对该区块的地质特征和特殊的开发方式（采用井间与区块相结合的接替方式开发）,采用了以下天然气集输工艺：①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺;②管道不保温;③中压集气;④井口带液连续计量;⑤常温分离;⑥两次增压;⑦气液分输;⑧集中处理。形成了“中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交接计量” 等一系列工艺技术,有效降低了地面工程的投资成本,提高了气田开发项目的经济效益,对类似气田的开发建设具有借鉴意义。     

大庆油田天然气管道输差损耗管理

城市天然气集榆管网具有点多、面广及线长的特点,加之输送环境温度、压力等工况条件的影响,在集输管网运营管理中不可避免地面临着天然气输差损耗的问题.根据大庆油田萨杏地区天然气集输管网的结构特点,结合生产实践经验,分析和研究了输差损耗的成因,总结出一系列行之有效的措施和管理办法,取得了较好的效果.     

气田外输天然气水露点确定研讨

气田开发、外输管道、下游利用工程是组成天然气工程项目的三大部分，如何合理确定气田外输天然气的水露点以保证外输管道的安全运行、用户对气质的要求，是涉及到气田天然气处理方案的制定、外输管道的配套设计运行的综合性优化问题。结合克拉2气田向西气东输管道及下游用户的供气分析，阐明了天然气水露点确定需要考虑的因素，并提出了相关建议。     

天然气管输标准

随着各种含硫和酸性气田的大量发现和开发,各国对商品天然气的质量要求更高,对引起管道腐蚀的主要介质如水、硫化氢、硫醇、总硫和二氧化碳含量限制日趋严格。规定不合乎管输要求的天然气不得进入输气管道,以确保安全输气,平稳供气和延长管     

原油管道输差分析方法探讨

管道运输是油品输送最主要的运输方式,较其它运输方式具有运输量大、密闭安全、能耗少、运费低、便于管理的特点。但是在管道输送过程中,经常会出现输差现象,输差原因的分析工作对于降低计量误差、消除事故隐患、保障管道安全运行有着重要意义,直接关系到原油集输企业经济效益。     

起伏地形天然气长输管道运行优化研究

分析了长距离输气管道系统中影响管道运营费用的各种因素，考虑了沿线高程差的影响，以管道运行的终值费用最小为目标函数，加以水力、热力、流态等约束条件，建立了长距离输气管道优化运行数学模型，并利用惩罚函数法对模型进行求解。实例计算结果表明，该模型对实际工作有一定的指导作用。     

天然气长输管道压缩机故障原因分析及对策

目前,随着我国天然气市场的快速发展,压缩机越来越多地应用到天然气长输管道中,并不断朝高速、高压力及大流量方向发展。根据天然气长输管道压缩机组故障停机记录,统计离心式和往复式压缩机的故障停机次数、停机时间及停机部位,总结停机故障原因。分析了导致离心式和往复式压缩机故障停机的常见机械故障原因、电气控制系统故障原因,以及外界和环境影响因素,并制定相应的预防措施。提出了保障压缩机组安全稳定运行的建议,为离心式和往复式压缩机组故障处理和安全管理提供参考。     

天然气输气干线系统输差预警指标研究

输差预警指标除与计量设备的计量误差有关外，还与管道泄漏、管存量与放空量的计算误差及其他人为因素有关。在建立系统流量测量不确定度模型的基础上，几何相加一定的附加不确定度来考虑其他各种因素对输差的影响，认为该附加不确定度取为0.3％-0.5％较为符合目前国内输气干线的实际情况。实例分析表明，该方法可用于确定某一统计周期内天然气输气干线系统输差的合理变化范围，从而有效指导输差分析。     

注水泵注水输差控制研究

本文针对二东区注水井输差问题,对注水井工艺流程,计量仪表,管破、注水水质,管理制度等五项影响因素进行分析,并针对每项因素提出了处理办法。     

长输管线输差分析及对策研究

针对原油外输中长输管线容易产生输差,影响原油计量工作交接的问题,从影响输差的温度、排量、管存量、气体溶解度、流量仪表本身及漏失量六个方面分析,通过纠偏方式和计算判断输差是否在合理范围内,为长输管线的输差管理提供了借鉴和参考.     

天然气管输规范

天然气是重要的能源和国际贸易的商品。生产者供应的气体要求一定的质量标准,以确保安全输送、配给和利用,通常不需进一步气体处理。本研究目的是收集和比较各个国家的规范、质量控制的条例并尽量弄清规范限制和规范控制方法的未来动向。     

天然气长输管道分输站场设计

分输站场的设计作为长输管道建设核心,具有整个系统复杂、配置设计的方法困难以及投资消耗较大的特点,本文对天然气长输管道分输站场设计问题进行了探讨。