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(tài)化、制度化的計量工作，是對在用計量系統(tǒng)進(jìn)行符合性審查，對計量設(shè)施功能進(jìn)行確認(rèn)，從而保證計量管理依法合規(guī)，計量系統(tǒng)設(shè)計、運行、維護(hù)符合標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，計量結(jié)果準(zhǔn)確可靠。計量核查的作用類似于計量標(biāo)準(zhǔn)中要求的“期間核查”或“使用中檢驗”，但工作內(nèi)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(zhǔn)，也不需要由專業(yè)的計量技術(shù)機(jī)構(gòu)來開展，常?？梢耘c測量管理體系中重點測量設(shè)備的計量確認(rèn)和關(guān)鍵測量過程的控制等工作結(jié)合起來進(jìn)行。計量核查工作需要制定嚴(yán)格、規(guī)范的操作規(guī)程來執(zhí)行，雖然它總體上是一項技術(shù)活動，但通過計量核查可以發(fā)現(xiàn)管理上的問題，改進(jìn)提高計量管理工作。

1 油氣計量方式和設(shè)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(qū)塊油氣交接計量系統(tǒng)進(jìn)行了計量核查。合作區(qū)塊由外部公司與油田合作開發(fā)，目前開發(fā)2口井。2口井的井流物集中至附近的集氣站進(jìn)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(qū)塊勘探開發(fā)由外部公司負(fù)責(zé)，生產(chǎn)設(shè)施由外部公司投資建設(shè)，所產(chǎn)凝析油、天然氣濕氣作為產(chǎn)品由XX油田回購。

圖1 對外合作區(qū)塊集氣站計量工藝流程圖

對外合作區(qū)塊依托已建集氣站進(jìn)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(fā)的2口井油氣產(chǎn)量不高，處于計量分離器的設(shè)計負(fù)荷內(nèi)，油氣合并后進(jìn)入計量分離器分離計量。投產(chǎn)井?dāng)?shù)增加，產(chǎn)量增大超過分離器的負(fù)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(chǎn)油氣直接進(jìn)入集輸管道，計量數(shù)據(jù)采用輪換計量期間的固定數(shù)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(jìn)入并聯(lián)設(shè)置的生產(chǎn)分離器（圖1中未畫出）。生產(chǎn)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(zhì)量流量計，經(jīng)第三方計量技術(shù)機(jī)構(gòu)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(jié)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(nèi)置的孔板流量算法模塊進(jìn)行計算后顯示和再次上傳。壓力、溫度、差壓變送器經(jīng)第三方計量技術(shù)機(jī)構(gòu)檢定合格，但標(biāo)準(zhǔn)孔板一直未送檢，整套標(biāo)準(zhǔn)孔板計量系統(tǒng)由第三方計量技術(shù)機(jī)構(gòu)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(zhì)量流量計進(jìn)行計量，本身是很成熟的計量工藝，計量系統(tǒng)設(shè)計選型安裝符合SY/T 6682—2007《用科里奧利流量計測量液態(tài)烴流量》[1]方法標(biāo)準(zhǔn)，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(chǎn)的0.1級高準(zhǔn)質(zhì)量流量計，由具有資質(zhì)的計量技術(shù)機(jī)構(gòu)按照J(rèn)JG 1038—2008《科里奧利質(zhì)量流量計檢定規(guī)程》采用靜態(tài)質(zhì)量法水流量標(biāo)準(zhǔn)裝置檢定合格。

天然氣濕氣采用標(biāo)準(zhǔn)孔板計量系統(tǒng)進(jìn)行計量，也是成熟的計量工藝。計量系統(tǒng)的設(shè)計選型安裝符合GB/T 21446—2008《用標(biāo)準(zhǔn)孔板流量計測量天然氣流量》[2]方法標(biāo)準(zhǔn)，壓力變送器、溫度變送器、差壓變送器均按照各自的檢定規(guī)程及校準(zhǔn)規(guī)范進(jìn)行量值溯源，量程選用合理。但標(biāo)準(zhǔn)孔板未進(jìn)行過檢定、校準(zhǔn)，參與流量計算的標(biāo)準(zhǔn)孔板幾何尺寸還一直沿用設(shè)計值。未配備流量計算機(jī)，RTU內(nèi)置孔板流量算法程序無法調(diào)用，準(zhǔn)確性不能得到確認(rèn)。參與流量計算的天然氣組分?jǐn)?shù)據(jù)不具有代表性，且自從第一口井投產(chǎn)后從未更新過。

從計量系統(tǒng)符合性審查的角度，判定液相計量系統(tǒng)滿足標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范要求，而氣相計量系統(tǒng)不符合要求。

3 計量數(shù)據(jù)的驗證

計量核查小組采集標(biāo)準(zhǔn)孔板計量系統(tǒng)同一時刻的相關(guān)計量參數(shù)，運用北京某測控技術(shù)有限公司專業(yè)生產(chǎn)、公開發(fā)售并經(jīng)貿(mào)易計量認(rèn)證的TRQ-2004-02天然氣流量測量標(biāo)準(zhǔn)孔板設(shè)計及管理軟件核查現(xiàn)場流量計量數(shù)據(jù)，計算結(jié)果見表1。

從表1數(shù)據(jù)可以看出，現(xiàn)場RTU流量轉(zhuǎn)換模塊計算的瞬時流量與專業(yè)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(biāo)準(zhǔn)孔板沒有進(jìn)行檢定，現(xiàn)場人員提供的標(biāo)準(zhǔn)孔板孔徑設(shè)計值與實際值相差較大；②RTU內(nèi)置的標(biāo)準(zhǔn)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(zhì)組分?jǐn)?shù)據(jù)與兩口井的混合氣氣質(zhì)組分?jǐn)?shù)據(jù)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(tǒng)存在的問題

1）核心計量器具沒有得到有效檢定及校準(zhǔn)。標(biāo)準(zhǔn)孔板計量系統(tǒng)的核心測量元件、標(biāo)準(zhǔn)孔板一直未得到檢定、校準(zhǔn)，這不符合天然氣交接技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和管理規(guī)范?，F(xiàn)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(jù)。

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(zhǔn)確度要求低的場合。合作區(qū)塊只有2口井開發(fā)生產(chǎn)，油氣產(chǎn)量尚處于氣液分離器的設(shè)計負(fù)荷內(nèi)，問題還沒有暴露。投產(chǎn)井?dāng)?shù)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(chǎn)氣量無法保持穩(wěn)定，這種計量方式準(zhǔn)確度就很低，也不符合油氣交接必須連續(xù)實時計量的要求。

表1 標(biāo)準(zhǔn)孔板計量系統(tǒng)流量計量數(shù)據(jù)核查表

3）天然氣流量算法程序沒有得到確認(rèn)。標(biāo)準(zhǔn)孔板計量系統(tǒng)測量天然氣流量，必須實時采集溫度、壓力、差壓等參數(shù)，依據(jù)GB/T 21446—2008準(zhǔn)確計算得到，該標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定了統(tǒng)一的流量算法程序。現(xiàn)場內(nèi)置在RTU中的算法程序經(jīng)采集實時參數(shù)用專業(yè)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(nèi)置算法程序不標(biāo)準(zhǔn)或僅為過程控制的簡易算法。

4）計量參數(shù)沒有及時更新。現(xiàn)場用于計算天然氣流量的氣質(zhì)組分?jǐn)?shù)據(jù)，或者沿用了設(shè)計值，或者采用了單井的檢測數(shù)據(jù)（現(xiàn)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(zhì)組分?jǐn)?shù)據(jù)沒有得到及時更新，是一個誤差來源。

5）濕氣交接沒有標(biāo)準(zhǔn)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(yīng)屬于貿(mào)易計量交接性質(zhì)，但目前在我國尚沒有對濕氣貿(mào)易交接的計量系統(tǒng)和計量儀表允許誤差范圍做出規(guī)定的國家或石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。若按照GB/T 18603—2014《天然氣計量系統(tǒng)技術(shù)要求》[3]考量，如果合作區(qū)塊經(jīng)過氣液分離器分離后的天然氣作為產(chǎn)品氣來進(jìn)行貿(mào)易交接，則目前的氣量符合一級計量的“B（2）級”，計量系統(tǒng)的最大允許誤差±2.0%；但若按照GB 50350—2015《油田油氣集輸設(shè)計規(guī)范》[4]當(dāng)做濕氣來計量，則屬于集氣計量，計量系統(tǒng)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(tǒng)準(zhǔn)確性的問題。由于標(biāo)準(zhǔn)孔板計量系統(tǒng)用來測量經(jīng)初步分離的天然氣，屬于井口濕氣且介質(zhì)溫度高，其烴、水露點高，所含飽和烴蒸氣、水蒸氣在冬季嚴(yán)寒的外部環(huán)境下容易在標(biāo)準(zhǔn)孔板前積液或者在差壓變送器引壓管內(nèi)積液，兩者都會造成計量系統(tǒng)準(zhǔn)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(yīng)扣除含水，按純油量交接。如果屬于貿(mào)易交接計量，則需要將油品數(shù)量按照GB/T 9109.5—2017《石油和液體石油產(chǎn)品動態(tài)計量第5部分：油量計算》[5]標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，一直計算到油品“在空氣中的重量”才達(dá)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(qū)塊目前開發(fā)的2口井還未見地層水，故現(xiàn)場計量交接中未考慮也未實際開展這項工作，從長遠(yuǎn)考慮，需要建立凝析油質(zhì)量檢驗工作制度。

6 結(jié)論和建議

1）合作區(qū)塊單井凝析油計量器具，滿足交接計量要求，但需增加質(zhì)量檢驗手段和設(shè)備，實現(xiàn)純油量交接。

2）合作區(qū)塊標(biāo)準(zhǔn)孔板計量系統(tǒng)存在缺陷，計量器具未全部檢定及校準(zhǔn)，流量算法程序可能不標(biāo)準(zhǔn)，參與流量計算的天然氣組分?jǐn)?shù)據(jù)不具有代表性。

3）建議交接雙方盡快簽訂計量交接協(xié)議，協(xié)商明確油氣產(chǎn)品計量交接性質(zhì)、計量系統(tǒng)準(zhǔn)確度要求、氣質(zhì)組分的更新周期等事項。

4）建議交接雙方提前考慮油氣產(chǎn)量增大后的規(guī)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(chǎn)品得到實時連續(xù)計量。

5）建議對天然氣計量系統(tǒng)進(jìn)行改造，增加用于標(biāo)準(zhǔn)孔板流量計算的專用流量計算機(jī)，其內(nèi)置算法必須符合標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范并得到認(rèn)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(tǒng)準(zhǔn)確度。

7）建議對所有計量器具按照相關(guān)規(guī)程、規(guī)范進(jìn)行周期檢定、校準(zhǔn)，并依據(jù)檢定、校準(zhǔn)證書上的實際檢測值對計量系統(tǒng)參數(shù)進(jìn)行更新。

8）建議生產(chǎn)現(xiàn)場人員加強(qiáng)冬季寒冷天氣下的計量管路和差壓變送器引壓管的排液。