油田伴生天然气的计量

油田伴生气（又称湿气）一般采用标准孔板流量计计量,即采用SY／T6143－1996《天然气流量的标准孔板计量方法》行业标准进行设计与计算。该标准中《天然气压缩因子的计算》引用了AGANX－19,提出当天然气真实相对密度和组分超出规定范围时,建议采用美国煤气羁会输气计量委员会的AGA8号报告进行计算。此标准可满足大我数管输天然气的计量要求,但对油田伴生气（高密度值的湿气）按标准中推荐的公式计算压缩因子,将超出限制条件而无法计算出结果。因此标准中提供的因子计算公式不适合油田伴生天然气的计算。     

不同压缩因子计算方法差异性比对

压缩因子表示实际气体与理想气体的偏离程度,是一个状态参数,压缩因子的准确性对计量准确、确保交接公平有很大的影响。压缩因子是影响天然气标况体积的主要因素,不同气质组分对压缩因子的影响程度是不同的,本文以几种不同气质组分为例,应用不同压缩因子计算公式进行计算,并比对分析计量结果。     

SY/T 6143-1996标准适用性分析

从编制ＳＹ／Ｔ ６１４３－１９９６标准的历史背景出发,分析为什么采用ＧＢ／Ｔ ２６２４－９３标准引用的Ｓｔｏｌｚ公式计算孔板流量计的流出系数Ｃ,为什么采用ＰＡＲ ＮＸ－１９公式计算天然气超压缩因子Ｆｚ。在目前ＩＳＯ５１６７－１标准修订后,采用ＡＰＩ＋ＮＥＬ公式替代原Ｓｔｏｌｚ公式;天然气压缩因子计算,国家标准即将等效采用ＩＳＯ／ＤＩＳ１２２１３标准。本文就这两个问题进行对比计算分析,说明在国际ＧＢ     

基于对勾函数的新型天然气压缩因子计算关联式

为了解决目前工程上使用的天然气压缩因子计算方法的计算精度不足、计算效率较低、适用范围较小的问题,分析了天然气压缩因子图版特征,利用非线性曲面拟合方法对中低压图版和高压图版的6 988组数据进行拟合,得到了一种对勾函数形式的、适用于0.2≤p_pr≤30.0压力范围的新型天然气压缩因子经验公式,拟合值与图版值的平均绝对误差、平均相对误差和均方根误差分别为0.012 51、0.013 59和0.017 57,拟合效果良好。利用237组中低压天然气压缩因子实测数据和219组高压天然气压缩因子实测数据对该方法进行验证,并与其他5种常用的显式或隐式的计算方法进行对比。验证结果表明,利用该方法得出的计算结果与实测值之间的平均绝对误差、平均相对误差和均方根误差分别为0.018 95、0.015 08和0.024 19,计算精度较高且优于其他5种方法,能够在矿场实践中快速准确地预测出不同条件下的天然气压缩因子。      

准确度更高的高含硫天然气压缩因子计算方法

目的 考查国内外不同状态方程计算结果的准确性。方法 通过python3.6编写了GERG-2008状态方程的软件模块,与AGA8-92DC、PR、SRK、CPA、BWRS等状态方程的计算结果进行对比分析,评估了不同状态方程对不同组成高含硫天然气压缩因子计算的准确性。结果 (1)对标准中规定的组成较简单的管输天然气,GERG-2008方程与AGA8-92DC方程的计算准确度基本相当,在天然气管输温度、压力范围内,两个方程的计算准确度均在0.10%以内;(2)基于331组高含硫天然气压缩因子实验数据的计算结果,GERG-2008方程准确度最高,偏差范围为0.31%～1.14%,平均偏差为0.67%,相比于AGA8-92DC提升了14.9%;(3)H₂S摩尔分数在0%～27%范围内,对于研究的几种状态方程的压缩因子计算方法,其准确度排序依次为：GERG-2008、AGA8-92DC、CPA、BWRS、SRK、PR。由于实验数据有限,现有研究大多是针对某种工况下的计算分析,其在更广的范围内计算准确性需要进一步验证;(4)ISO 20765-2:2015 Natural g...     

混合规则对天然气压缩因子预测精度的影响研究

在石油工程的很多计算中 ,天然气压缩因子是必要的基本参数。缺乏实验数据时 ,常常利用天然气的组成采用关联式来计算天然气的压缩因子 ,这些方法需要利用天然气的拟临界压力和拟临界温度来预测压缩因子。不同的计算天然气拟临界性质的混合规则对预测精度有较大的影响。在实测天然气压缩因子的基础上 ,对比研究了Key’s混合规则、Stewart-Burkhardt-Voo(SBV)混合规则和Sutton的改进SBV混合规则 (SSBV)对压缩因子预测精度的影响 ,同时分析了 6种关联式的预测精度。结果表明 :对不含C+7以上重烃的天然气 ,Key混合规则比SBV和SSBV混合规则精度高 ;对含有C+7重烃成分的天然气压缩因子的预测 ,Key混合规则精度变差 ,SSBV混合规则并没有比SBV规则有明显的改善 ;DAK1975关联式 +Key混合规则是不含C+7以上重烃的压缩因子预测的最佳组合。     

高酸性天然气流量测量的修正方法

由于高酸性天然气中含有较高浓度的H2S和CO2气体,对天然气的临界温度和临界压力有较大的影响,导致天然气的压缩因子增大。因此,当采用常规天然气流量测量仪表用于高酸性天然气的流量测量时,需要针对其测量结果进行必要的修正。通过查阅大量的文献资料,对各种天然气压缩因子计算方法进行分析、比较,提出采用Wichest-Aziz校正方法与Bumett关系式相结合的方法计算高酸性天然气的压缩因子,在其适用条件范围内(温度为-12.2~93.3℃,压力为0~13.789 6MPa,酸性组分H2S+CO2的摩尔分数不大于80%),计算得到的天然气压缩因子准确度较高,适于工程应用,也便于实现电算化,利用该方法计算的酸性天然气压缩因子与直接采用Bumett关系式计算的天然气压缩因子(替代常规天然气流量测量仪表内部计算的天然气压缩因子)相比,即可有效地求得天然气流量测量仪表的修正系数,从而提高了酸性天然气流量测量的准确度。     

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对三种天然气压缩因子计算方法：经典热力学法、SGERG-88法、SY／T6143—1996法进行了介绍并对计算结果进行了对比，第一种方法的计算精度远不能满足贸易结算的要求，我国现行的第二种计算方法与ISO标准方法相比，在10℃以上的温度范围内基本相符，但在10℃以下的低温段则偏差较大。由此说明，我国目前所实施的计量标准与国际上认可的ISO标准方法之间有较大的偏差；同时，对不需要在线计算的场合，提出了一套基于数据拟合的计算体积修正系数的高精度近似方法，可提高体积计量仪表的性价比。     

GERG-2008方程计算天然气压缩因子及烃露点

GERG-2008方程是国际标准ISO 20765-2推荐的天然气热物性参数计算方法,全面评估GERG-2008方程对不同组成、不同相态天然气的压缩因子、密度及天然气烃露点的计算准确性,对于合理选用天然气物性参数计算方法、提升天然气物性计算准确性及质量控制水平都具有重要的意义。为此,在收集大量实验数据的基础上,评估了用GERG-2008和AGA8-92DC方程计算气态天然气密度(压缩因子)的准确性,以及用GERG-2008方程计算高含硫天然气压缩因子、LNG密度及天然气烃露点的准确性。研究结果表明:(1)对标准规定的组成较简单的管输天然气,GERG-2008与AGA8-92DC方程的密度计算准确度相当,在管输温度、压力范围内,准确度均在±0.10%以内;(2)对重组分含量相对较高的天然气,当临界凝析温度接近计算温度时,在管输天然气压力下,上述两个方程的密度计算准确性均变差,GERG-2008、AGA8-92DC方程的相对平均绝对值偏差分别约为0.30%和0.50%,前者表现略优;(3) GERG-2008用于C_5~+摩尔分数低于0.20%的LNG的密度计算时,与测试值相对平均绝对值偏差小于0.10%;(4) GERG-2008可用于不含或含微量C_6~+同分异构体天然气的烃露点计算,其准确度优于PR或SRK类状态方程。结论认为,GERG-2008方程具有准确、全面的天然气物性计算能力,可在天然气工业多个环节得以广泛应用,建议天然气行业相关组织加快制订相关国家标准。     

天然气压缩因子相关式的评价

本文对天然气压缩因子的求取方法进行了分析比较,并在此基础上提出了各方法的适用范围,有益于石油工作者在天然气储存、管输、加工的工艺计算中对天然气压缩因子的正确确定.     

天然气输气末站计量系统误差分析及措施

为了确保天然气贸易交接计量的公平、公正,结合塔里木油田南疆天然气管网计量系统现状,分析了影响计量系统准确度的3种因素,即流体状态对气体超声波流量计的影响、调压后计量对气体超声波流量计的影响及压力波动对智能旋进流量计的影响。基于国家相关标准要求,为实现经济效益最大化,对原有计量工艺流程进行改造,设计了小流量计量工艺流程和大小流量自动切换计量流程,优化了计量仪表选型,既提高了计量系统的测量准确度,又避免了前端压力波动造成流量计准确度降低的问题。应用结果表明,优化后的计量系统可满足最小工况1.2 m^3/h天然气流量连续计量,天然气输差降低50%以上,天然气商品转换率显著提高。     

基于油气能量计量的多个气田产品分配方法——以崖城13 1和崖城13-4气田为例

随着我国天然气工业的快速发展,特别是与外资公司等合作开发海内外气田的增多以及不同进口气源的接入,迫切需要科学合理地对油气产品进行计量、分配的标准方法,而目前国内还没有可供参照的计量、分配模式。为此,以崖城13 4气田接入崖城13 1气田生产和集输系统联合开发为例,以油气能量计量为基础,结合两个气田不同关键计量节点的实际情况,提出了各方接受的合理、适用的油气计量方案,并建立了用户指定量与各气田能量库存账户相关联的能量管理和油气产品分配方法。该方法综合考虑了两个气田油气品质的差异,产能和合同供气量的差异以及设施集输能力的合理分配等因素。实际应用结果表明,该计量分配方法是适用的,达到了相关协议规定的指标和精度,为分属不同权益方的多个油气田相互依托处理与输送设施资源进行开发和产品分成提供了借鉴。     

煤层气计量准确度影响因素分析及对策

随着我国煤层气的不断开发利用,煤层气的准确计量显得日益重要。目前,煤层气的交接计量主要参考天然气的相关标准和规范进行。由于没有依据煤层气的特点形成专门的标准规范煤层气的计量,影响了煤层气的计量准确度。因此,详细分析煤层气计量准确度影响因素,对于提高煤层气计量的准确度以及制定煤层气计量标准具有重要意义。借鉴湿天然气计量的经验,通过研究认为,影响煤层气计量准确度的因素主要包括煤层气的气质条件（如水分、煤粉杂质等）、环境因素（压力、温度、脉动流、旋转流等流态畸变的影响）以及人为因素（计量管理和计量人员的素质）等几个方面。提出了相应的对策措施：①工艺处理中增加除湿降杂的流程;②采取保温措施;③减小流变畸变的影响;④加强计量管理;⑤关注新型流量计的研制。     

天然气能量计量的不确定度评定探讨

国家标准GB/T 22723-2008 《天然气能量的测定》 已于2008年底正式发布,很快将在商品天然气的大规模交接计量中推广使用。为此,综合分析了天然气能量计量不确定度评定及标准物质应用的有关标准与规范,从澄清若干基本概念着手,就天然气流量计量和天然气组成分析两个不同计量领域进行测量不确定度评定的适用标准、实验标准偏差（随机误差）评定、系统（因素导致的）不确定度评定与不确定度合成等有关问题提出了若干看法,并结合示例加以说明,以期更好地指导贯彻执行新的国家标准,促进我国天然气计量工作进步与发展。     

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目前，我国大规模交接计量基本上都使用体积计量，为使我国商品天然气的交接计量与国际接轨，正准备由体积计量向能量计量过渡。章主要阐明了有关过渡方面的5个问题：（1）实施天然气能量计量并非单纯计量技术的进步；（2）发热量准则是体现能量计量科学上准确性的基础；（3）目前国内外普遍采用计算法确定发热量，我国今后在能量计量中也将采用此法，但必须以直接法为基准进行校核后才能制定相应标准；（4）实施天然气能量计量涉及多种在线测定仪器，目前我国基本上依靠进口，也缺乏现场使用经验，对此应及时做好准备工作；（5）应根据我国的法令，法规及时完善有关能量计量的标准体系。     

湿天然气交接计量准确度浅析

干气计量系统用于湿天然气计量会因气质含液而产生计量偏差,分析了现有湿天然气交接计量系统的准确度影响因素。利用某气田湿天然气交接计量站天然气组分的分析数据,对水蒸气造成的压缩因子计算偏差进行了实例分析。通过理论分析和实验研究,评估分析了孔板流量计和超声流量计在低含液条件下的湿天然气测量特性。为油气田区块合作湿天然气交接计量及相关标准的制定提供技术参考。     

中国天然气按能量计价实施方案研究

中国实施天然气能量计价已势在必行,计量单位和计价方法的选择就显得十分重要,实施方案应具有可操作性。为此,在分析总结国内外能量计量单位的基础上,提出了符合中国国情的天然气能量计量单位（建议选用千瓦时）;参照国外天然气能量计价的方式,结合中国天然气计量和价格情况,提出了2种天然气能量计价方式（“能量计量、能量结算”和“能量计量、体积结算”）和5种计价方法（单位转换、全国统一热值单价、各气田或区域统一热值单价、天然气热值分类计价、天然气热值标准区间计价）,通过对比分析,按照简便、实用和平稳过渡的原则,建议采用“能量计量、能量计价”方式,单位能量价格可采取现行体积价格进行计量单位的形式转换。在此基础上,提出了天然气按能量计价的实施方案以及全产业链各个环节如何适应从按量（体积）计价向按质（能量）计价的过渡。最后提出了相应的措施建议。该天然气能量计价实施方案可为国家有关政府部门制定相关政策提供依据,也可为天然气生产供应企业、天然气销售和消费企业、广大天然气用户实施天然气能量计价提供认识指导。     

流量计量准确性对海上气田生产管理的影响.

DF1-1气田单井产量及天然气组分存在较大差异，而下游用户气量需求变化也较为频繁，且对供气组分稳定性有较为严格的要求。在分析DF1-1气田各节点原有流量计量设备和配产模式存在问题的基础上，对4个平台的单井测试流量计进行了改造，建立了流量计量结果检验模板和气田新的产量分配模式，并用实际生产数据进行了验证。结果表明：新配产模式和新模板显著地提高了单井产量计量与气田单井配产的准确性，可指导海上复杂组分天然气田实现快速、准确的产量调配。     

天然气计量系统性能现场测试评价方法探讨

对于天然气计量系统目前多是单独对其中的计量器具进行实验室量值溯源,但是由于计量器具运输不当、工作环境与实验室环境差异、现场维护不当等因素可能影响计量器具的计量性能,加之计量系统的复杂性,很难及时发现问题所在。因此,定期对天然气计量系统进行现场评价,对保障计量系统性能至关重要。但目前的评价方法主要是从资料收集、现场查验、不确定度评定等方面进行评价,且多为引用标准或规范,缺少计量系统性能现场测试方法及案例,实施难度较大。在归纳计量系统相关计量器具测试方法的基础上,提出天然气计量系统性能现场测试评价实施方法,并用此方法对某天然气输气站的计量系统进行现场测试评价,发现计量系统存在的问题。通过现场应用,取得较好效果。