張強(qiáng)1 王清平2 晁宏州3 駱衛(wèi)成2 周芳1 彭利果1

1．國(guó)家石油天然氣大流量計(jì)量站成都分站 2．中國(guó)石油塔里木油田質(zhì)量檢測(cè)中心3．中國(guó)石油塔里木油田油氣運(yùn)銷部

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濕天然氣交接計(jì)量準(zhǔn)確度淺析①

干氣計(jì)量系統(tǒng)用于濕天然氣計(jì)量會(huì)因氣質(zhì)含液而產(chǎn)生計(jì)量偏差，分析了現(xiàn)有濕天然氣交接計(jì)量系統(tǒng)的準(zhǔn)確度影響因素。利用某氣田濕天然氣交接計(jì)量站天然氣組分的分析數(shù)據(jù)，對(duì)水蒸氣造成的壓縮因子計(jì)算偏差進(jìn)行了實(shí)例分析。通過(guò)理論分析和實(shí)驗(yàn)研究，評(píng)估分析了孔板流量計(jì)和超聲流量計(jì)在低含液條件下的濕天然氣測(cè)量特性。為油氣田區(qū)塊合作濕天然氣交接計(jì)量及相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的制定提供技術(shù)參考。

濕天然氣 計(jì)量 氣體組分 孔板流量計(jì) 超聲流量計(jì)

在石油天然氣工業(yè)中，通常將經(jīng)過(guò)脫水、凈化和輕烴回收處理，符合工業(yè)、民用的商品氣或者滿足長(zhǎng)距離輸送條件的管輸氣稱之為“干氣”。而將從井口直接采出，未經(jīng)脫水脫烴處理，含有少量凝析油、凝析水、飽和水蒸氣，持液率較高的天然氣稱之為濕氣。目前,在多相流濕氣測(cè)量技術(shù)的研究中，將濕氣界定為L(zhǎng)ockhart-Martinelli參數(shù)(L-M參數(shù))小于0.3的氣液兩相流[1-2]，這一界定現(xiàn)為大多數(shù)研究工作者所采用。

濕天然氣廣泛地存在于石油天然氣工業(yè)的上游領(lǐng)域，主要涉及有不經(jīng)處理的氣藏氣、經(jīng)初步分離的凝析氣以及油井伴生氣。其中，液相組分主要由攜帶的和管道中凝析生產(chǎn)的烷烴組成、飽和水以及天然氣田開采過(guò)程中人工加入的注劑等。濕天然氣的計(jì)量主要用于油氣田內(nèi)部的生產(chǎn)管理，屬于企業(yè)內(nèi)部計(jì)量。目前，中國(guó)石油天然氣工業(yè)中的濕氣計(jì)量技術(shù)要求主要參考GB 50350-2015《油田油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》，最大計(jì)量允許誤差參照油井油氣水計(jì)量的要求，控制在±10%以內(nèi)[3-4]。

然而，近年來(lái)隨著油氣田低成本，高效率開發(fā)的需求，各油田公司之間資源整合，在油氣田勘探開發(fā)中的合作不斷增加和深入，這種合作方式中雙方大多以區(qū)塊的產(chǎn)量進(jìn)行利益分成，濕天然氣計(jì)量數(shù)據(jù)就是氣田合作開發(fā)雙方的貿(mào)易結(jié)算數(shù)據(jù)。目前，在中國(guó)石油塔里木油田、長(zhǎng)慶油田、西南油氣田幾大主力氣田中都存在這種合作開發(fā)的模式。在這種情況下，濕天然氣的計(jì)量準(zhǔn)確度直接影響合作雙方合法的經(jīng)濟(jì)效益。GB 50350-2005對(duì)準(zhǔn)確度的要求顯然無(wú)法滿足交接計(jì)量準(zhǔn)確度的需求。因此，對(duì)現(xiàn)有濕天然氣交接計(jì)量的準(zhǔn)確度進(jìn)行了分析，可為區(qū)塊合作的貿(mào)易交接提供技術(shù)參考。

1 現(xiàn)有濕天然氣計(jì)量工藝及計(jì)量誤差來(lái)源分析

濕天然氣測(cè)量技術(shù)屬于多相流測(cè)量技術(shù)的一個(gè)分支。目前,對(duì)于濕天然氣的計(jì)量方式主要分為分離法和非分離法兩大類。分離法是采用分離器將濕天然氣分離為氣液兩相，然后選擇單相氣體和液體流量計(jì)對(duì)氣相和液相分別進(jìn)行計(jì)量。非分離法即采用濕氣流量計(jì)直接計(jì)量濕天然氣中氣、液兩相的流量，是近年來(lái)發(fā)展起來(lái)的新型測(cè)量技術(shù)，從20世紀(jì)90年代至今，濕氣流量計(jì)測(cè)量技術(shù)取得了較大的進(jìn)展，已有部分濕氣流量計(jì)在油氣田進(jìn)行試用。與分離計(jì)量技術(shù)相比，非分離計(jì)量技術(shù)對(duì)于降低油氣田開發(fā)成本，提高管理水平上都有較為明顯的優(yōu)勢(shì)。但是，由于濕氣流量計(jì)的技術(shù)成熟度還有待驗(yàn)證，且沒(méi)有相應(yīng)的檢定規(guī)程和校準(zhǔn)規(guī)范，國(guó)內(nèi)亦沒(méi)有此類流量計(jì)的檢定測(cè)試裝置，還無(wú)法用于貿(mào)易交接計(jì)量。因此，目前在濕天然氣交接計(jì)量中采用的均為分離計(jì)量方式，即采用單相計(jì)量技術(shù)對(duì)初步分離后的濕天然氣進(jìn)行計(jì)量，選用的氣相計(jì)量?jī)x表主要為孔板流量計(jì)和超聲流量計(jì)。

對(duì)于分離計(jì)量而言，由于流量、壓力、含液率等工況參數(shù)的變化、分離器跑油等因素的影響，簡(jiǎn)單的氣液分離無(wú)法做到對(duì)濕天然氣的徹底分離。經(jīng)過(guò)分離器除液后，濕天然氣中大部分的液體被脫出，氣體中殘余的液體以微小液滴的形式均勻地分散在氣流中，液滴直徑大小與氣流的流速和壓力等因素相關(guān)，經(jīng)簡(jiǎn)單氣液分離后的氣流為霧狀均質(zhì)流的濕氣流。目前,濕天然氣交接場(chǎng)站的計(jì)量工藝和計(jì)算方法都是按照干氣計(jì)量技術(shù)的標(biāo)準(zhǔn)要求來(lái)進(jìn)行配置和執(zhí)行的，在這種情況下，計(jì)量的偏差主要來(lái)源于以下兩個(gè)方面。

(1) 氣質(zhì)組分偏差引入的流量計(jì)算偏差。相對(duì)于完全凈化處理的干氣而言，分離后的濕天然氣中的水蒸氣含量為飽和狀態(tài)，而現(xiàn)有的色譜儀不檢測(cè)天然氣中水的體積分?jǐn)?shù)或摩爾分?jǐn)?shù)，將水蒸氣的含量直接忽略。在這種情況下，氣體中的水蒸氣被歸一化處理為其他組分了，在天然氣的壓縮因子計(jì)算以及總的體積計(jì)算上都存在一定的偏差，具體偏差的大小與天然氣中水蒸氣的體積分?jǐn)?shù)以及天然氣的組分相關(guān)。

(2) 殘余液體對(duì)流量計(jì)計(jì)量性能的影響。分離后的氣流中含有少量的微小液滴，表現(xiàn)為均質(zhì)霧狀流，由于微量液滴的存在，對(duì)流量計(jì)的測(cè)量性能造成一定的影響。研究表明，在這種情況下，流量計(jì)的測(cè)量結(jié)果比正常情況下的測(cè)量結(jié)果偏大。具體偏差的大小與流量計(jì)的類型、含液率的大小相關(guān)。

2 氣質(zhì)組分偏差對(duì)計(jì)量偏差影響實(shí)例分析

天然氣中的水蒸氣為氣體狀態(tài)，因此并不對(duì)氣體流量計(jì)的計(jì)量性能造成影響。但由于還沒(méi)有濕天然氣交接計(jì)量的標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范，對(duì)于濕氣計(jì)量中的水蒸氣是否扣除，目前須由交接雙方協(xié)商解決。該部分水蒸氣主要對(duì)天然氣超壓縮因子的計(jì)算產(chǎn)生影響。

根據(jù)計(jì)量偏差來(lái)源的分析，選取某油田公司的多個(gè)濕天然氣交接計(jì)量站點(diǎn)，對(duì)濕天然氣的氣質(zhì)組分進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)取樣分析和在線露點(diǎn)測(cè)試，并以此為依據(jù)對(duì)天然氣中水蒸氣含量引入的計(jì)量偏差進(jìn)行了評(píng)估分析，涉及集氣站初步分離的凝析氣、油田伴生氣和井口氣藏氣。測(cè)試結(jié)果表明，由于濕天然氣只進(jìn)行了簡(jiǎn)單的初步分離，而未經(jīng)過(guò)凈化處理，從現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試的情況看，各測(cè)試站點(diǎn)濕天然氣中的水蒸氣和烴均為飽和狀態(tài)，氣體溫度即為飽和溫度，具體的工況參數(shù)見表1。此時(shí)，天然氣中水蒸氣的含量與氣體的溫度和壓力直接相關(guān)，溫度越高、壓力越低，氣體中水蒸氣所占的體積分?jǐn)?shù)越高。

表1 濕天然氣交接計(jì)量工況參數(shù)統(tǒng)計(jì)Table1 Statisticofwetgasmeasurementinworkingcondition工況壓力/MPa露點(diǎn)溫度/℃集氣站交接點(diǎn)111．263．2集氣站交接點(diǎn)211．433．3油田伴生氣0．231．8井口氣藏氣110．642．2井口氣藏氣210．622．2

根據(jù)GB/T 22364-2008《天然氣水含量與水露點(diǎn)之間的換算》,對(duì)交接點(diǎn)中氣體中的水含量進(jìn)行計(jì)算，計(jì)算結(jié)果見表2。

表2 各實(shí)驗(yàn)站點(diǎn)濕天然氣水含量測(cè)算Table2 Watercontentevaluationofwetnaturalgasatexperimentstations工況壓力/MPa露點(diǎn)溫度/℃ρ(水)①/(mg·m-3)摩爾分?jǐn)?shù)/%集氣站交接點(diǎn)111．263．22587．220．3211集氣站交接點(diǎn)211．433．3571．130．0709油田伴生氣0．231．819050．272．3645井口氣藏氣110．642．2876．740．1088井口氣藏氣210．622．2295．650．0367 注：①條件為101．325kPa，0℃。

我國(guó)石油天然氣行業(yè)對(duì)于天然氣壓縮因子的計(jì)算主要執(zhí)行的是GB/T 17747.2-2011《天然氣壓縮因子的計(jì)算 第2部分：用摩爾組成進(jìn)行計(jì)算》中的AGA8-92DC計(jì)算方法和GB/T 17747.3-2011《天然氣壓縮因子的計(jì)算 第3部分：用物性值進(jìn)行計(jì)算》中的SGERG-88計(jì)算方法。兩種計(jì)量方法主要應(yīng)用于正常進(jìn)行輸氣和配氣條件范圍內(nèi)的管輸干氣，包括交接計(jì)量或其他用于結(jié)算的計(jì)量。正常的輸配氣操作溫度為263～338 K，操作壓力不超過(guò)12 MPa，水蒸氣摩爾分?jǐn)?shù)低于0.015%。在此范圍內(nèi)，如果不考慮相關(guān)的壓力和溫度引入的不確定度，兩種計(jì)算方法的不確定度大約為0.1%。當(dāng)更寬應(yīng)用時(shí)，GB/T 17747.2-2011所提供的AGA8-92DC計(jì)算方法也適用于水蒸氣含量大大超過(guò)正常管輸氣水平的濕天然氣。但是，預(yù)期不確定度顯著增加，而SGERG-88計(jì)算方法不能用于濕氣體的壓縮因子計(jì)算[5-7]。根據(jù)壓縮因子計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)的分析，對(duì)壓縮因子的計(jì)算分析以AGA8-92DC計(jì)算方法為依據(jù)。

AGA8-92DC計(jì)算方法要求對(duì)氣體進(jìn)行詳細(xì)的摩爾組成分析，摩爾分?jǐn)?shù)大于0.000 05的所有組分都必須在計(jì)算中考慮，同時(shí)需考慮水蒸氣、H2S和C2H6等組分。根據(jù)GB/T 17747.2-2011的分析，只要不希望的組分僅限于水蒸氣、H2S和O2，AGA8-92DC計(jì)算方法也適用于濕氣條件下的壓縮因子計(jì)算。標(biāo)準(zhǔn)中雖然指出AGA8-92DC計(jì)算方法用于濕氣條件時(shí)不確定度顯著增加，但是標(biāo)準(zhǔn)中并未給出高含水蒸氣時(shí)不確定度增大的具體范圍。因此，還無(wú)法通過(guò)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)濕氣條件下壓縮因子不確定度變化進(jìn)行定量分析。

從表2可以看出，現(xiàn)場(chǎng)濕天然氣中水蒸氣的含量均高于標(biāo)準(zhǔn)要求的范圍，在計(jì)算中必須考慮，而從現(xiàn)有的流量計(jì)量配置及計(jì)算方法情況來(lái)看，在流量測(cè)量上仍采用干氣測(cè)量的配置和計(jì)算方法，在壓縮因子的計(jì)算中直接忽略了水蒸氣。根據(jù)AGA8-92DC計(jì)算方法，以及表2中各站點(diǎn)的氣質(zhì)組分情況和水含量情況，對(duì)各站點(diǎn)的天然氣在干氣條件下和濕氣條件下的壓縮因子進(jìn)行了計(jì)算，具體計(jì)算結(jié)果見表3。

從計(jì)算結(jié)果可以看出，各實(shí)驗(yàn)站點(diǎn)的濕天然氣，由水蒸氣引入的壓縮因子計(jì)算偏差約0.04%，具體偏差的大小與氣質(zhì)組分以及水蒸氣含量相關(guān)，由于該部分偏差為計(jì)算方式引入的偏差，應(yīng)根據(jù)GB/T17747.2-2011的要求，在計(jì)算過(guò)程中考慮水蒸氣的影響。

表3 各實(shí)驗(yàn)站點(diǎn)濕天然氣壓縮因子計(jì)算偏差評(píng)估Table3 Calculationbiasevaluationofwetgascompressibilityfactoratexperimentstations工況壓力/MPa露點(diǎn)溫度/℃干氣壓縮因子①濕氣壓縮因子①干氣壓縮因子②濕氣壓縮因子②集氣站交接點(diǎn)111．263．20．997000．996990．873130．87343集氣站交接點(diǎn)211．433．30．997450．997450．841530．84175油田伴生氣0．231．80．997000．996370．995890．99543井口氣藏氣110．642．20．997000．997000．836420．83663井口氣藏氣210．622．20．997000．997000．783190．78335 注：①條件為101．325kPa，0℃；②為工況條件。

3 低含液率條件下流量計(jì)性能影響分析

目前，在油氣田的上游天然氣開采領(lǐng)域，初步分離后的濕天然氣計(jì)量選用的計(jì)量?jī)x表主要為孔板流量計(jì)和超聲波流量計(jì)兩類。對(duì)于分離器簡(jiǎn)單分離后的濕天然氣，氣體中殘余液體的含量與分離器尺寸、來(lái)氣量大小、來(lái)氣含液率，以及分離器維護(hù)操作等多種因素相關(guān)。根據(jù)ASME MFC-19G-2008《濕氣流量測(cè)量指南》的分析，分離器無(wú)法做到100%的效率，分離后的氣體含有少量殘余液體，其L-M參數(shù)大致為0～0.005[8]。

3.1 孔板流量計(jì)濕天然氣計(jì)量現(xiàn)場(chǎng)使用分析

對(duì)于孔板流量計(jì)而言，由于孔板的結(jié)構(gòu)，氣體中含有的少量液體會(huì)在孔板的兩端形成積液，對(duì)孔板的計(jì)量性能造成較大的影響，圖1、圖2為某氣田集氣站分離器下游孔板閥排液情況。從現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際情況可以看出，對(duì)于分離計(jì)量而言，孔板積液的情況是普遍存在的。分離器后孔板的積液情況具有較大的隨機(jī)性，無(wú)法準(zhǔn)確地定量評(píng)估。根據(jù)ASME MFC-19G-2008的統(tǒng)計(jì)分析[9]，對(duì)于分離器結(jié)合標(biāo)準(zhǔn)孔板測(cè)量濕天然氣在維護(hù)得當(dāng)?shù)那闆r下，可以達(dá)到的最佳不確定度為2%～3%，通常情況下這一測(cè)量方式的測(cè)量不確定度為3%～6%。對(duì)于一些使用不當(dāng)?shù)那闆r，測(cè)量不確定度相應(yīng)會(huì)增加，在極端惡劣的情況下測(cè)量的誤差可達(dá)±15%[8]。因此，從上述分析可以看出，采用分離器配合孔板流量計(jì)的方式只能應(yīng)用油氣田的內(nèi)部集輸計(jì)量，無(wú)法滿足交接計(jì)量的準(zhǔn)確度要求。

3.2 超聲流量計(jì)低含液率濕天然氣測(cè)量實(shí)驗(yàn)分析

超聲波流量計(jì)作為一種成熟的單相流量計(jì)，具有量程比寬、準(zhǔn)確度高、壓損小等優(yōu)點(diǎn)。由于其無(wú)阻流的特點(diǎn)，用于濕天然氣測(cè)量時(shí)，不會(huì)在流量計(jì)形成積液，這是其用于濕天然氣測(cè)量時(shí)的主要優(yōu)勢(shì)。為了研究評(píng)估超聲流量計(jì)在低含液條件下的測(cè)量性能，選擇了3臺(tái)DN100的超聲流量計(jì)在天然氣計(jì)量檢測(cè)中心測(cè)試管段進(jìn)行了濕天然氣實(shí)驗(yàn)測(cè)試研究。通過(guò)向天然氣管道中注入微量的水，模擬濕天然氣流動(dòng)，對(duì)超聲流量計(jì)在低含液率條件下的測(cè)量性能進(jìn)行評(píng)估，實(shí)驗(yàn)測(cè)試流程如圖3所示。

測(cè)試用天然氣由渦輪工作標(biāo)準(zhǔn)提供天然氣流量的標(biāo)準(zhǔn)值，天然氣經(jīng)渦輪工作標(biāo)準(zhǔn)測(cè)量后進(jìn)入實(shí)驗(yàn)測(cè)試管道，3臺(tái)超聲流量計(jì)串聯(lián)安裝在測(cè)試管道同時(shí)測(cè)試，從上游到下游，流量計(jì)A為6聲道超聲流量計(jì)，流量計(jì)B為兩聲道超聲流量計(jì)，流量計(jì)C為外夾式超聲流量計(jì)。測(cè)試段下游為PIV(粒子成像測(cè)速)視窗，用于觀察和記錄濕天然氣的流動(dòng)形態(tài)。實(shí)驗(yàn)測(cè)試分為干氣和濕氣兩組，其中干氣測(cè)試為濕氣測(cè)試的比對(duì)基準(zhǔn)。在每一個(gè)流量點(diǎn)下先進(jìn)行干氣檢測(cè)，在完成干氣檢測(cè)后，保持天然氣的流量不變，通過(guò)粒子加注設(shè)備向天然氣中加注水對(duì)天然氣進(jìn)行加濕(見圖4)，測(cè)試情況見圖5。每個(gè)流量檢測(cè)點(diǎn)連續(xù)3次采樣，每次采樣時(shí)間100 s，以考察流量計(jì)測(cè)量數(shù)據(jù)的重復(fù)性。

實(shí)驗(yàn)測(cè)試流量范圍150～850 m3/h，測(cè)試壓力1.5 MPa。經(jīng)估算，液體加注量約為0.15 m3/h，天然氣加濕后的L-M參數(shù)大致范圍為0.001～ 0.008，流動(dòng)狀態(tài)呈現(xiàn)均勻霧狀流狀態(tài)，管道內(nèi)壁上有少量液體附著(見圖6)。

超聲流量計(jì)濕天然氣實(shí)驗(yàn)測(cè)試示值誤差分析見圖7、圖8和圖9。實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果表明，在L-M參數(shù)小于0.01的低含液率濕天然氣條件下，超聲流量計(jì)可以穩(wěn)定可靠地工作，與干氣條件相比，流量計(jì)的測(cè)量重復(fù)性無(wú)明顯變化，具體數(shù)據(jù)見表4。由于氣體中含有少量液相流體后使得氣體的實(shí)際流體面積減小，而在流量計(jì)算中采用的管道流通面積偏大，使得超聲流量計(jì)在濕氣條件下測(cè)得的流量值偏大[10-11]。在每一個(gè)流量測(cè)試點(diǎn)下，天然氣加濕后，超聲流量計(jì)示值誤差均表現(xiàn)出了正向的偏移。其中，實(shí)驗(yàn)測(cè)試的多聲道超聲流量計(jì)在干氣條件測(cè)試時(shí)示值誤差范圍為-0.06%～0.25%，濕氣條件測(cè)試時(shí)示值誤差范圍為0.19%～0.36%，天然氣加濕后示值誤差平均正向偏移0.20%；兩聲道超聲流量計(jì)在干氣條件測(cè)試時(shí)示值誤差范圍為-0.35%～0.62%，濕氣條件測(cè)試時(shí)示值誤差范圍為0.04%～0.94%，天然氣加濕后示值誤差平均正向偏移0.38%；外夾式超聲流量計(jì)在干氣測(cè)試時(shí)示值誤差范圍為-0.55%～0.66%，濕氣條件測(cè)試時(shí)示值誤差范圍為-0.22%～0.82%，天然氣加濕后示值誤差平均正向偏移0.39%。對(duì)于實(shí)驗(yàn)測(cè)試的超聲流量計(jì)，在低含液條件下，因氣質(zhì)含液造成的附加計(jì)量偏差小于0.4%。這一結(jié)果與北美的相關(guān)研究實(shí)驗(yàn)結(jié)果基本一致[12-13]。

表4 超聲流量計(jì)干濕氣測(cè)量重復(fù)性統(tǒng)計(jì)Table4 Repeatabilitystatisticofultrasonicflowmetersbetweendrygasandwetgas干氣測(cè)量重復(fù)性/%濕氣測(cè)量重復(fù)性/%多聲道超聲流量計(jì)0．120．11雙聲道超聲流量計(jì)0．140．16外夾式超聲流量計(jì)0．210．23

綜合以上分析，在現(xiàn)有技術(shù)條件下，超聲流量計(jì)用于濕天然氣交接計(jì)量是較為合適的，通過(guò)選擇性能可靠、準(zhǔn)確度較高的超聲流量計(jì)，是可以滿足GB/T 18603-2014《天然氣計(jì)量系統(tǒng)技術(shù)要求》中對(duì)B級(jí)計(jì)量系統(tǒng)的要求[14]。

4 結(jié)論與建議

根據(jù)現(xiàn)有的計(jì)量標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范以及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況對(duì)影響濕天然氣交接計(jì)量準(zhǔn)確度的因素進(jìn)行了較為細(xì)致的分析。與干氣計(jì)量相比較，氣質(zhì)含液對(duì)計(jì)量準(zhǔn)確度的影響主要體現(xiàn)在兩方面：①水蒸氣含量忽略對(duì)天然氣壓縮因子計(jì)算的影響；②殘余液體對(duì)氣體流量計(jì)性能的影響。實(shí)際計(jì)量準(zhǔn)確度與具體的工況和計(jì)量配置相關(guān)，對(duì)于具體現(xiàn)場(chǎng)的計(jì)量準(zhǔn)確度評(píng)估應(yīng)從這兩個(gè)方面進(jìn)行綜合分析。

(1) 對(duì)于濕天然氣交接計(jì)量的場(chǎng)合，應(yīng)增加對(duì)天然氣露點(diǎn)的測(cè)試與分析，在天然氣壓縮因子的計(jì)算中考慮水蒸氣的影響，以符合現(xiàn)有國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)的相關(guān)要求。

(2) 建議進(jìn)一步完善GB/T 17747.2-2011的研究與制修訂，對(duì)AGA8-92DC計(jì)算方法在高含水蒸氣時(shí)不確定度的增大范圍進(jìn)行定量的評(píng)估和分析。

(3) 對(duì)于濕天然氣交接計(jì)量的場(chǎng)站，由于濕天然氣計(jì)量存在一定的附加計(jì)量偏差，建議優(yōu)選性能可靠、準(zhǔn)確度較高的超聲流量計(jì)作為計(jì)量?jī)x表，同時(shí)提高配套設(shè)備的性能，以滿足現(xiàn)有國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)的要求。

(4) 建議進(jìn)一步開展相關(guān)的研究，制定天然氣濕氣計(jì)量標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范。

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A brief analysis of wet gas custody transfer measurement accuracy

Zhang Qiang1, Wang Qingping2, Chao Hongzhou3, Luo Weicheng2, Zhou Fang1, Peng Liguo1

(1.ChengduVerificationBranchofNationalOilandGasLargeFlowrateMeasurementStation,Chengdu610213,China; 2.QualityInspectionCenterofTarimOilfield,Korla841000,China; 3.GasandOilDistributionDepartmentofTarimOilfield,Korla841000,China)

The presence of liquid in the gas flow will cause a metering bias to the dry gas measurement system when it is used in wet gas flow metering. This paper analyses the factors affecting the metering accuracy of gas metering system in wet gas flow. The calculation bias of natural gas compressibility factor induced by the water vapor is investigated applying gas composition of the wet gas flow in an actual gas field. The wet gas measurement performance of orifice plate and ultrasonic flow meter under low liquid loading condition are evaluated based on theoretical analysis and experimental study respectively. This provides technical reference for custody transfer in the cooperation of gas and oil field and the standard formulation of wet gas measurement.

wet natural gas， metering， gas component， orifice plate flowmeter， ultrasonic flow meter

中國(guó)石油天然氣股份有限公司塔里木油田分公司項(xiàng)目“迪那1區(qū)塊濕氣計(jì)量綜合性研究”(Q2016LL01)。

張強(qiáng)(1982-)，男，四川廣漢人，工程師，2012年畢業(yè)于天津大學(xué)檢測(cè)技術(shù)與自動(dòng)化裝置專業(yè)，工學(xué)博士，現(xiàn)就職于中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院，從事天然氣流量測(cè)量與量值溯源工作。E?mail：zhangq07@petrochina．com．cn

張強(qiáng)1 王清平2 晁宏州3 駱衛(wèi)成2 周芳1 彭利果1

1．國(guó)家石油天然氣大流量計(jì)量站成都分站 2．中國(guó)石油塔里木油田質(zhì)量檢測(cè)中心3．中國(guó)石油塔里木油田油氣運(yùn)銷部

TE832.2

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2016.06.016

2016-04-18；編輯：鐘國(guó)利