油田伴生天然气的计量

油田伴生天然气的计量成晓一(大庆油田设计院黑龙江省大庆市163712)曲艳舫(大庆油田钻井一公司黑龙江省大庆市163411)主题词大庆油田孔板流量计天然气标准油田伴生敏又称湿气)般采用标准孔板流量定的精度范围;②计算过程参数超出极限条件,不计计量,即采用sYT6143—1996《天然气流量的标能进行计算,如果在软件设计中没有考虑超出极限准孔板计量方法》行业标准进行设计与计算。该标条件时的处理方法,计算过程将出现死机,计量系准中《天然气压缩因子的计算》引用了 AGANX-19,统不能进行正常计量工作。提出当天然气真实相对密度和组分超出规定范围2.AGA8号报告适用范围及不确定度时,建议采用美国煤气协会输气计量委员会的AGA8-92DC是美国气体协会8号报告中提出AGA8号报告进行计算。此标准可满足大多数管输的用于计算天然气压缩因子的计算方程,它适用于天然气的计量要求但对油田伴生气高密度值的湿更宽的温度范围和更高的压力条件,参照其中的主气胺标准中推荐的公式计算压缩因子将超出限制要组分适用范围及不确定度条件而无法计算出结果。因此标准中提供的压缩因对照近期大庆油田各采油厂天然气组分分析结子计算公式不适合油田伴生天然气的计算果报告可以确定,虽然有些气体组分(如丙烷、丁1.天然气组分和相对密度的影响烷等)超岀了规定范围,但经估算,大庆油田各采天然气真实相对密度是根据取样分析得到天然油厂伴生天然气计量系统中采用AGA8-92DC方法气组分,并按标准推荐计算方法计算所得。大庆油计算,其压缩因子的相对不确定度为0.5%田各采油厂的天然气绝大多数是油田伴生气,相对AGA8—92DC已被国际标准ISO12213《天然气密度在0.70~0.85的范围内压缩因子的计算》所采用。我国于1999年发布了在《天然气流量的标准孔板计量方法》中,相GBT17747《天然气压缩因子的计算》的国家标对密度系数和超压缩因子是由输入的相对密度、二准,此标准与SO国际标准计算方法是相同的。因氧化碳的摩尔分数、氮气的摩尔分数等参数计算所此建议在油田天然气计量中采用GB/T17747对天然得。对于相对密度系数的计算,没有范围限制;对气压缩因子进行计算于超压缩因子的计算,有多种计算方法,各种计算3.孔板计量技术发展动态方法对输入参数都有限制,并且计算精度不同。在最近几年,国外油气测量仪表及计量技术发展sY/T6143标准中推荐使用 AGA NX—19《天然气压较快,对有关孔板标准进行了新的修正,其内容如缩因子的计算》方法,此方法对天然气相对密度和下:①流出系数计算用RG公式取代原来的Solz公组分要求如下:①天然气真实相对密度应小于式,将国际标准ISO5167和美国标准AGA3号报告0.75;②天然气中二氧化碳的摩尔分数应小于的孔板流岀系数计算方法统一起来;②规定了差0.15;③天然气中氮气的摩尔分数应小于0.15压、压力、温度、密度等二次仪表安装、使用、检从以上要求可以看出,大庆油田各采油厂伴生天定等技术要求;③对孔板安装要求的彻底修改,主然气(特别是冬季)相对密度都大于075,此时已不要增加了标准孔板上游直管段长度。因此对油田新能按标准推荐旳 AGA NX—19计算天然气的超压缩因建天然气计量站和改造的天然气计量站要按标准中子,应采用标准中建议的AGA8号报告进行计算新的V凵中国煤化工免重复改造。对油田采用 AGA NX—19计算天然气压缩因子,天然天然CNMHG中新的要求尽快进行气相对密度和组分如不能满足规定要求时,计算将改造,以提高油田天然气计量水平。产生以下两种结果:①如果计算过程参数满足极限收稿日期200102编辑樊韶华)条件,可进行计算但结果已超出 AGA NX-19所规38油气田地面工程第20卷第4联201.7)**请访问http:/www.puioad.m网站查询稿件信息