礦場油氣計量系統的計量核查

晁宏洲，黃明基，張胡生，陳昱含

中國石油塔里木油田分公司油氣運銷部 （新疆 庫爾勒 841000）

計量核查是XX油田一項常態化、制度化的計量工作，是對在用計量系統進行符合性審查，對計量設施功能進行確認，從而保證計量管理依法合規，計量系統設計、運行、維護符合標準規范，計量結果準確可靠。計量核查的作用類似于計量標準中要求的“期間核查”或“使用中檢驗”，但工作內容和形式更豐富、更靈活。計量核查不能代替計量器具的周期檢定、校準，也不需要由專業的計量技術機構來開展，常常可以與測量管理體系中重點測量設備的計量確認和關鍵測量過程的控制等工作結合起來進行。計量核查工作需要制定嚴格、規范的操作規程來執行，雖然它總體上是一項技術活動，但通過計量核查可以發現管理上的問題，改進提高計量管理工作。

1 油氣計量方式和設施

計量核查小組按照工作安排對XX油田的一個對外合作區塊油氣交接計量系統進行了計量核查。合作區塊由外部公司與油田合作開發，目前開發2口井。2口井的井流物集中至附近的集氣站進行氣液分離、計量后混輸至油氣處理廠加工處理，集氣站計量工藝流程見圖1。合作區塊勘探開發由外部公司負責，生產設施由外部公司投資建設，所產凝析油、天然氣濕氣作為產品由XX油田回購。

圖1 對外合作區塊集氣站計量工藝流程圖

對外合作區塊依托已建集氣站進行油氣初步分離后單相計量，計量方式確定為“多井輪換計量”。已開發的2口井油氣產量不高，處于計量分離器的設計負荷內，油氣合并后進入計量分離器分離計量。投產井數增加，產量增大超過分離器的負荷后，采用多井定時輪換計量方式，在一口井計量時，其余的井所產油氣直接進入集輸管道，計量數據采用輪換計量期間的固定數值。計量分離器為氣液分離器，在未出地層水之前，天然氣濕氣和凝析油均在計量分離器計量。在見到地層水后，單井天然氣濕氣仍在計量分離器計量，液相（凝析油和地層水）進入并聯設置的生產分離器（圖1中未畫出）。生產分離器為油、氣、水三相分離器，凝析油和地層水分別計量。

計量分離器液相計量采用EMERSON科里奧利質量流量計，經第三方計量技術機構檢定合格。氣液分離器氣相計量采用成都航利高級閥式孔板節流裝置，配套壓力、溫度、差壓檢測儀表，儀表信號上傳至集氣站RTU，由RTU內置的孔板流量算法模塊進行計算后顯示和再次上傳。壓力、溫度、差壓變送器經第三方計量技術機構檢定合格，但標準孔板一直未送檢，整套標準孔板計量系統由第三方計量技術機構采用便攜式超聲流量計在線比對確定計量誤差。

2 計量狀況評價

計量分離器分離出的液相采用科里奧利質量流量計進行計量，本身是很成熟的計量工藝，計量系統設計選型安裝符合SY/T 6682—2007《用科里奧利流量計測量液態烴流量》[1]方法標準，流量計測量范圍滿足實際工藝，也不存在影響正常計量的外部因素。集氣站配備了EMERSON公司生產的0.1級高準質量流量計，由具有資質的計量技術機構按照JJG 1038—2008《科里奧利質量流量計檢定規程》采用靜態質量法水流量標準裝置檢定合格。

天然氣濕氣采用標準孔板計量系統進行計量，也是成熟的計量工藝。計量系統的設計選型安裝符合GB/T 21446—2008《用標準孔板流量計測量天然氣流量》[2]方法標準，壓力變送器、溫度變送器、差壓變送器均按照各自的檢定規程及校準規范進行量值溯源，量程選用合理。但標準孔板未進行過檢定、校準，參與流量計算的標準孔板幾何尺寸還一直沿用設計值。未配備流量計算機，RTU內置孔板流量算法程序無法調用，準確性不能得到確認。參與流量計算的天然氣組分數據不具有代表性，且自從第一口井投產后從未更新過。

從計量系統符合性審查的角度，判定液相計量系統滿足標準規范要求，而氣相計量系統不符合要求。

3 計量數據的驗證

計量核查小組采集標準孔板計量系統同一時刻的相關計量參數，運用北京某測控技術有限公司專業生產、公開發售并經貿易計量認證的TRQ-2004-02天然氣流量測量標準孔板設計及管理軟件核查現場流量計量數據，計算結果見表1。

從表1數據可以看出，現場RTU流量轉換模塊計算的瞬時流量與專業軟件計算的瞬時流量相差很大，分析原因可能在于：①因為標準孔板沒有進行檢定，現場人員提供的標準孔板孔徑設計值與實際值相差較大；②RTU內置的標準孔板流量算法程序存在錯誤；③參與流量計算的單井的氣質組分數據與兩口井的混合氣氣質組分數據相差很大；④或者以上3種情況兼而有之。

4 天然氣計量系統存在的問題

1）核心計量器具沒有得到有效檢定及校準。標準孔板計量系統的核心測量元件、標準孔板一直未得到檢定、校準，這不符合天然氣交接技術標準和管理規范。現場利用便攜式超聲流量計在線比對的計量誤差不能作為交接計量的依據。

2）多井輪換計量的方式存在缺陷。多井輪換計量的模式只適用于井口計量等準確度要求低的場合。合作區塊只有2口井開發生產，油氣產量尚處于氣液分離器的設計負荷內，問題還沒有暴露。投產井數增多，氣量增大的時候，勢必存在某一單井在計量，其余井的天然氣和凝析油流量只能采用固定值的情況。井口產氣量無法保持穩定，這種計量方式準確度就很低，也不符合油氣交接必須連續實時計量的要求。

表1 標準孔板計量系統流量計量數據核查表

3）天然氣流量算法程序沒有得到確認。標準孔板計量系統測量天然氣流量，必須實時采集溫度、壓力、差壓等參數，依據GB/T 21446—2008準確計算得到，該標準中規定了統一的流量算法程序。現場內置在RTU中的算法程序經采集實時參數用專業軟件驗證，存在17.98%的相對誤差。造成如此大的誤差很可能是由于RTU內置算法程序不標準或僅為過程控制的簡易算法。

4）計量參數沒有及時更新。現場用于計算天然氣流量的氣質組分數據，或者沿用了設計值，或者采用了單井的檢測數據（現場人員對此不明確），不具有目前兩口井混合氣的代表性。氣質組分數據沒有得到及時更新，是一個誤差來源。

5）濕氣交接沒有標準可依。外部公司與油田兩個不同單位之間的油氣商品交接，理應屬于貿易計量交接性質，但目前在我國尚沒有對濕氣貿易交接的計量系統和計量儀表允許誤差范圍做出規定的國家或石油天然氣行業標準。若按照GB/T 18603—2014《天然氣計量系統技術要求》[3]考量，如果合作區塊經過氣液分離器分離后的天然氣作為產品氣來進行貿易交接，則目前的氣量符合一級計量的“B（2）級”，計量系統的最大允許誤差±2.0%；但若按照GB 50350—2015《油田油氣集輸設計規范》[4]當做濕氣來計量，則屬于集氣計量，計量系統的最大允許誤差±5.0%，兩者相差較懸殊，容易引起計量爭議和糾紛。

6）其他可能影響計量系統準確性的問題。由于標準孔板計量系統用來測量經初步分離的天然氣，屬于井口濕氣且介質溫度高，其烴、水露點高，所含飽和烴蒸氣、水蒸氣在冬季嚴寒的外部環境下容易在標準孔板前積液或者在差壓變送器引壓管內積液，兩者都會造成計量系統準確度下降。

5 凝析油計量中的潛在問題

按照慣例，油品交接應扣除含水，按純油量交接。如果屬于貿易交接計量，則需要將油品數量按照GB/T 9109.5—2017《石油和液體石油產品動態計量第5部分：油量計算》[5]標準規定，一直計算到油品“在空氣中的重量”才達到交接條件。集氣站采用氣液兩相分離的計量分離器，凝析油含水需要分析檢測扣除含水量，但因為合作區塊目前開發的2口井還未見地層水，故現場計量交接中未考慮也未實際開展這項工作，從長遠考慮，需要建立凝析油質量檢驗工作制度。

6 結論和建議

1）合作區塊單井凝析油計量器具，滿足交接計量要求，但需增加質量檢驗手段和設備，實現純油量交接。

2）合作區塊標準孔板計量系統存在缺陷，計量器具未全部檢定及校準，流量算法程序可能不標準，參與流量計算的天然氣組分數據不具有代表性。

3）建議交接雙方盡快簽訂計量交接協議，協商明確油氣產品計量交接性質、計量系統準確度要求、氣質組分的更新周期等事項。

4）建議交接雙方提前考慮油氣產量增大后的規范計量方式，增加分離器，放棄多井輪換計量方式，保證交接油氣產品得到實時連續計量。

5）建議對天然氣計量系統進行改造，增加用于標準孔板流量計算的專用流量計算機，其內置算法必須符合標準規范并得到認證。

6）建議增加在線色譜分析儀，以滿足井口天然氣組分變化，提高計量系統準確度。

7）建議對所有計量器具按照相關規程、規范進行周期檢定、校準，并依據檢定、校準證書上的實際檢測值對計量系統參數進行更新。

8）建議生產現場人員加強冬季寒冷天氣下的計量管路和差壓變送器引壓管的排液。