天然气计算机流量测量系统

在孔板节流式测量天然气流量时,在不同工作状况下,同精度、同量程的仪表测量的流量有不同的结果,提出了使用同一套流量测量装置时用同精度、不同量程的仪表录取状态参数的方法,由计算机或远程终端单元(RTU)或可编程逻辑控制器(PLC)采集数据,并自动选择最佳测量值参与流量计算,并提出了实现程序的逻辑图。     

艾默生推出适用于化学剂注入应用的新系列高性能科里奥利仪表

2009年8月,艾默生过程管理已开发出一款新型高准ELITE科里奥利仪表,用于小流量、高精度的测量应用领域。这种新型高准仪表是监测和控制化学添加剂注入流量（用于处理和流量保证方案）的理想选择。注入流量范围为0．07lb／min-12lb／min（2kg／h-330kg／h）,高准ELITE仪表的液体流量精度为＋0．05％,气体流量精度为＋0．35％,液体密度精度为＋0．0005g／cc。为石油和天然气行业提供可靠的测量性能。     

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当前，现场采用的天然气标准孔板为一次检测装置的流量测量系统，其主要为机械式和电动单元组合式仪表流量测量系统两种类型。前者系由感测元件因变形产生位移，通过机械杠杆放大驱动记录笔运动，记录纸则采用钟表机构驱动；后者的流量计量系统则根据不同要求进行组合，通常仪表为差压、压力、温度变送器和记录仪表，或采用计算机进行压力、温度自动补偿和进行压力、温度、密度全补偿的智能流量仪，以及由此派生的其他测量系统。同时还介绍了这些系统的仪表流程图、主要构成和优缺点。最后指出了计量仪表需要认可和定期送检。     

艾默生新推3000系列纯油计算机

艾默生过程管理宣布推出采用MVD“多变量数字技术的高准（Micro Motion）3000系列纯油计算机（NOC）,该仪表可提供具有更高精度和稳定性的上游流量、密度以及含水量测量。MVD能够进行独特的在线仪表白校验,可提供易干使用的强大诊断功能,同时该技术还提高了含气或气体脱离状态下的测量性能。     

新型天然气计量装置

（1）传统的孔板流量计量方法是通过标准孔板节流装置和双波纹管差压计来计量。此法计量精度差，自动化程度低，天然气量受人为因素影响较大，现在应用的已经不多。80年代开始这种计量方式有所改进，出现了利用二次仪表取压力、差压以及温度信号，在计算机或集成的流量积算仪中进行流量累积的计量方式，这较原来的双波纹管差压计有了很大的提高，计量精度也有所提高，根据二次仪表的精度不同，整套系统的精度能达到1％～2％。     

实用天然气管网双向计量系统及其技术的应用

归属于不同业主的两个区域天然气管网联通时,解决贸易结算的“双向计量”是一道难题,仪表量程下限以及“微流动”工况决定了单从计量仪表本身入手难以很好解决问题,有必要另辟蹊径。为此,开发出了一种简便的双向计量系统,即采用2套常规的计量回路,通过设置相应的自动控制组件、电动阀或手动控制阀,对计量系统进行自动控制或手动控制,实现了2个独立天然气管网的互联互通,在解决管网间双向联通、双向计量问题的同时,又避免了微流量或低流量状态下计量仪表精度失准的问题。该计量系统技术可靠、工艺简单、投资少,是一种很有应用前景的计量模式。     

从天然气流量测量不确定度分析谈实流标定的重要性

通过对影响天然气流量测量准确度因素和用标准孔板测量天然气流量不确定度估算值变化范围，以成套标准孔板流出系数C实际标定的分析，反映出目前所用标准孔板节流装置并不标准，致使流量计量值偏差加大。为了消除这种偏差，唯一的办法就是将目前在成都阳华镇建立的“mt”标准量值有效地传递给工作仪表（或装置）。传递方法可用传递标准定期标定工作仪表（或装置）。     

3095TM多变量质量流量变送器的安装与调试

结合3095^TM多变量变送器配套阿纽巴流量传感器在某转油站天然气外输标准体积流量计量中的应用实例，通过天然气流量理论计算值、变送器流量计算测试值和变送器实际差压流量校验值三组流量数据的比较，提出了3095^TM多变量变送器的软件安装、数据组态、量程范围设定和仪表校验等方法以及注意事项。     

具有温度压力补偿的天然气计量系统的流量计算

油田天然气的计量,通常是采用测量节流孔板前后差压的方法。目前,在转油站和计量间多数采用双波纹管差压计测量节流孔板前后的差压,然后根据仪表系数计算天然气的流量。天然气的流量受天然气的温度和压力的影响。若测量点的温度和压力不同,则相同流量所产生的差压就不同,仪表系数是在特定的温度和压力下计算出来的。当温度或压力变化时,再用上述的仪表系数来计算流量,就会产生较大的误差。随着油田计量水平的提高,在联合站、天然气增压站,逐渐采用电动单元组合仪表代替双波纹管差压计来计量天然气的流量。这套计量系统是由差压变送器、压力变送器、温度变送器、乘除器、开方器和记录仪组成。记录仪的指示值与流量成比例关     

超声波流量计在大管径天然气计量中的应用

超声波流量计是现代化工业生产中测量流量的重要工具之一。超声波流量计在大管径天然气计量中具有突出的优点。通过对超声波流量计的测量原理和影响超声波流量计测量精度的因素分析,详细阐述了解决测量精度的具体方法,提供了仪表选型、安装的指导性建议。     

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为满足我国四川盆地东部大天池构造带天然气地面集输工程的工艺要求和天然气集输生产过程自动化而设置的大天池SCADA系统网络，实现了对井站、集气站、脱水装置的自动化控制，包括各种检测、控制调节和数据采集系统。文章说明了计算机计量系统的工作原理，现场天然气计量系统仪器、仪表的构成，所使用的流量计算方法；分析了影响计算机计量不准确度的诸多因素，且对整个系统总不确定度进行了计算，确定出影响误差的主要因素；另外，通过对同一计量点所做的对比实验（双波纹管差压计与自动化仪表计量相比较），证实计算机计量的准确性、抗干扰性都优于前者，同时还分析了影响现场仪表计量准确度的关键因素是仪表自身的准确度以及仪表所使用的环境条件。     

一种用于测定天然气发热量的声光关联法

目的 介绍一种利用声速和可见光光谱关联测定天然气发热量的方法,以便国内天然气质量检测和能量计量工作者与企业能更有效地开展该方法的研究和标准化,同时也为天然气发热量测定方法提供更多样性的选择。方法 在对比分析各种天然气发热量测定方法和相关标准优缺点的基础上,介绍了利用声速和可见光光谱关联测定天然气发热量的方法原理,并分析了一组气体标准物质采用气相色谱法和介绍的关联法测定获得的发热量数据。结果 利用声速和可见光光谱关联测定的天然气发热量测定值与按GB/T 11062-2020《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》的计算值一致性较好,对6种模拟天然气的二元气体标准物质,相对偏差在0.03%～0.42%之间;对5种模拟天然气的多元(最多14个组分)气体标准物质,相对偏差在-0.45%～0.38%之间。结论 初步验证了利用声速和可见光光谱关联法测定天然气发热量的可行性。该方法具有1 s内可获得多个数据、与流量测量同步、测量不受气体组分的限制和H₂影响的特点和优势。建议进一步开展准确度、测定范围、精密度以及现场应用的研究,并适时建立标准方法、发热量直接燃烧0级测...     

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当前我国管道天然气计量系以体积表示，就其计量器具而言，差压式流量计、容积式流量计和速变式流量计都有，但大流量计量大多仍采用标准孔板差压式流量计，其流量计量标准招待我国SY／T6143－1996《天然气流量的标准孔板计量方法》。文章介绍目前常用的三种流量计的优缺点比较；天然气标准孔板差压式流量计算机自动计量系统的检定，其中包括：标准孔板节流装置，静压、差压变送器、温度传感器、数据采集系统等组件的检定；以及计量器具的正确使用和维护。最后，文章指出目前流量计量的发展主要是二次仪表的发展，籍助应用计算机大大提高流量法的测量范围和准确度，但对用户来说，应选择性／价比合适的仪表，并要考虑所选用仪表要便于检定、维护，同时，计量检定部门则应跟上发展，为广大用户提供技术支持。     

长庆气田执行计量新标准后的改进措施

长庆气田的显著特点是低渗透、低丰度、中低产、地域跨度大、计量点多、单管输送量大。该气田所采用的天然气流量测量方法为体积计量法，天然气计量依据的主要行业标准为SY/T6143 -1996（《天然气流量的标准孔板计量方法》），但随着新行业标准SY/T6143 -2004（《用标准孔板流量计测量天然气流量》）的发布实施，对于长庆气田已建成的天然气贸易计量站无疑会造成一定冲击或带来不同程度的影响。为此，为满足长庆气田天然气计量技术发展与新标准接轨的实际需要，抓住新、旧标准的主要变化点，对加快SY/T6143-2004标准的执行和推广提出了改进建议和实施措施。     

基于锥形层流元件的气体微小流量测量研究

目的 常规毛细管层流流量测量技术因层流传感元件结构而存在进出口压损等非线性问题。因此,须改进层流传感元件,解决非线性问题。方法 提出了一种锥形结构的层流元件,利用在层流充分发展段直接取压的优势,有效解决层流起始段非线性压损问题,能直接反映流量与差压之间的线性关系。设计并加工了3种不同间隙的锥形层流元件,搭建了空气微小流量测量系统。结果 在0.015 0～2.348 1 kg/h气体流量范围内,3套装置的测量误差均小于±2%,其中,基于间隙为0.7 mm的锥形层流元件装置的测量误差最小,小于±1%。结论 锥形层流元件用于天然气等气体微小流量测量方面具有良好性能。     

三差压气液两相流流量计的研制与应用

为了对气液两相流流量进行准确计量,提出了基于弯管流量计的新型气液两相流流量测量方法。设计了由弯管、水平管和垂直管组成的三差压传感器,通过对3个差压信号进行分析,建立了压差与质量流量的关系模型,进而设计了三差压气液两相流流量计。同时通过标准表法对设计的流量计进行了试验验证。验证结果表明,三差压气液两相流流量计的测量精度达到±3%,可实现气液两相流的流量测量,与目前的两相流流量计相比精度有了很大提高。     

变组分气体流量测量方法的探讨

变组分气体流量测量长期以来没有一套比较成熟的手段,由于组分的不断变化引起密度的变化,给流量的测量带来了困难,采用传统的测量方法很难准确地对变组分气体流量进行计量。研究对比多种气体测量方法,结合多年来的研究成果,以大量数据和实例为依据,着重分析了采用质量流量计对变组分气体流量进行测量时,在精确度以及稳定度方面的技术优势;通过试验比较国产质量流量计与进口质量流量计在实际应用中的差异性,肯定了国产质量流量计在气体计量方面的技术进步,拟给石化同行提供一个变组分测量的理想解决方案。     

直接驱替法排替压力测量装置的改进研究

目前直接驱替法应用的测量装置是压力表、流量计等模拟设备,存在自动化程度不高,测量结果不连续等问题。为此,对原测量装置进行了改进。改进后的测量装置利用计算机、传感器和单片机等现代技术,将模拟压力值转换为数字量,并通过C++语言设计的监控系统将其连续采集绘制为压力曲线,并对其值进行监控,从而实现了排替压力测试过程的数字化、自动化、图形化,也保证了测试的连续性和准确性。     

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差压式孔板流量计目前仍是我国进行天然气流量计量的主导流量计,截至2004年7月长庆气田应用该型流量计总量近300套。SY/T6143-1996“天然气流量的标准孔板计量方法”标准中认为,天然气流量测量不确定度主要由3个方面引起：流量计算方程描述流动状态真实性的不确定因素;被测介质实际物理性质的不确定度因素;测量中重要设备的不确定度因素。为此,文章从以上3个方面对差压式孔板流量计进行了不确定度研究和实验,包括流出系数、孔板技术指标的变化对天然气流量的影响,可膨胀系数、二次仪表的不确定度、天然气组分变化、天然气含水对天然气流量的影响,并就这些误差因素分别从节流装置的选择、脉动流的改善、规范各项规章制度、建立量值溯源体系等方面提出了建议。     

煤储层流速敏感性“气液等效”评价方法

油气储层的敏感性评价是合理制定钻采技术措施和储层保护原则,防止储层伤害的基础,而储层临界流速的确定又是其他敏感性评价的前提。流速敏感性评价通常采用模拟地层水进行,而对于气藏,尤其是煤层气的开采不同于常规油气储层,大多渗透率低,且存在排水和采气两个环节,因此现有的液测岩心流动实验的评价方法无法对其进行全面、有效的流速敏感性评价。为此,以动能定理为依据建立了“气液等效”的流速敏感性评价新方法,使得气测法和液测法取得的临界流速能够进行等效替代,并充分考虑气体滑脱效应,推导出了气测法确定临界流速的计算方法,从而建立了煤层气储层流速敏感性气测实验方法。实验结果表明,气测法能够应用于流速敏感性评价中,且临界流速的推导结果与液测法结果误差在20%以内,具有较强的参考性,适合于煤储层的流速敏感性评价。