CN102777767B

CN102777767B - 干湿天然气混输能源计量分配方法及系统

Info

Publication number: CN102777767B
Application number: CN201210279189.3A
Authority: CN
Inventors: 涂少勇; 沈宏; 欧光尧; 李劲松; 温家明; 邓传忠; 熊永卫; 金光智; 胡鹏
Original assignee: China National Offshore Oil Corp CNOOC; CNOOC China Ltd Zhanjiang Branch
Current assignee: China National Offshore Oil Corp CNOOC; CNOOC China Ltd Zhanjiang Branch
Priority date: 2012-08-08
Filing date: 2012-08-08
Publication date: 2014-07-02
Anticipated expiration: 2032-08-08
Also published as: CN102777767A

Abstract

本发明公开了一种干湿天然气混输能源计量分配方法。方法包括以下步骤：a、对单个气田所生产的流体进行气液分离；b、对气液分离后得到的气相流体和液相流体分别进行计量，得出气相流体和液相流体的能量值，气相流体的能量值和液相流体的能量值相加得出单个气田流体的总能量值；c、将多个气田的流体混和处理合格后，经过输送管线输送给同一生产处理设施，得出总产量，在总产量中，根据各个气田的总能量值比例计算得出各气田的产量。本发明还提供了一种采用上述方法的系统。本发明采用能量计量的分配方法，实现对混输流体的计量分配，满足了边际气田的开采要求，从开发周期和经济投资的对比上说，本发明具有极大的优势。

Description

干湿天然气混输能源计量分配方法及系统

技术领域

本发明属于油气输送计量的技术领域，具体是指一种干湿天然气混输能源计量分配方法及系统。

背景技术

目前，在国内只对属于同一家公司的天然气进行计量后销售给下游客户，该计量技术成熟，销售分配简单，没有涉及到混输计量和要把销售的天然气分配给不同公司的问题。对于所有权归属于不同的企业法人的海上气田，开发时必须建造安装自己的生产处理设施，投资大，建造周期长，这样边际油气田或小油气田的开采就没有经济效益，使边际油气田没有得到有效的开采。而已发现的边际气田由于单独开采没有经济价值，必须依托其它气田的处理设施进行开采，这就必须解决混输计量分配的技术问题，寻找经济技术合理可行的混输计量分配方法，开发边际气田，满足国家经济发展对能源需求的要求。

上述论述内容目的在于向读者介绍可能与下面将被描述和/或主张的本发明的各个方面相关的技术的各个方面，相信该论述内容有助于为读者提供背景信息，以有利于更好地理解本发明的各个方面，因此，应了解是以这个角度来阅读这些论述，而不是承认现有技术。

发明内容

本发明的目的在于避免现有技术中的不足而提供一种干湿天然气混输能源计量分配方法及系统，其可以依托现有海洋油气生产平台现有设备设施，开发单独开采没有经济效益的边际气田或小气田，使边际气田的开采有经济效益，为国家经济建设提供清洁能源。

本发明的目的通过以下技术方案实现：

提供一种干湿天然气混输能源计量分配方法，用于多个气田的能源混输，包括以下步骤：

a、对单个气田所生产的流体进行气液分离；

b、对气液分离后得到的气相流体和液相流体分别进行计量，得出气相流体和液相流体的能量值，气相流体的能量值和液相流体的能量值相加得出单个气田流体的总能量值；

c、将多个气田的流体混和处理合格后，经过输送管线输送给同一生产处理设施，得出总产量，在总产量中，根据各个气田的总能量值比例计算得出各气田的产量。

其中，在步骤b中，所述液相流体通过质量流量计和含水仪，计算得到液相流体中凝析油含量，凝析油含量与事先确定的凝析油单位发热量相乘得到液相流体的能量值。

其中，在步骤b中，对气液分离后得到的气相流体进行组分分析和计量，经过组分分析计算得到气相流体的单位发热量，将气相流体的单位发热量与气相流体的计量结果相乘得出气相流体的能量值。

一种干湿天然气混输能源计量分配系统，包括第一气田、第二气田、生产处理装置、混合输送管线、第一气液分离装置，第一气相计量装置、第一液相计量装置、第二气液分离装置、第二气相计量装置、第二液相计量装置，所述第一气液分离装置的输入端与第一气田连接，第一气液分离装置的气相流体输出端连接至第一气相计量装置，第一气液分离装置的液相流体输出端连接至第一液相计量装置；所述第二气液分离装置的输入端与第二气田连接，第二气液分离装置的气相流体输出端连接至第二气相计量装置，第二气液分离装置的液相流体输出端连接至第二液相计量装置；第一气相计量装置、第一液相计量装置、第二气相计量装置、第二液相计量装置的输出端通过混合输送管线输送给生产处理装置。

其中，所述第一液相计量装置由第一质量流量计和第一含水仪组成，和/或，所述第二液相计量装置由第二质量流量计和第二含水仪组成。

其中，所述第一气相计量装置由第一超声波流量计和第一气相组分仪组成，所述第二气相计量装置由第二超声波流量计和第二气相组分仪组成。

由于采用了上述的结构，本发明采用能量计量的分配方法，依托原有海洋油气生产平台安装边际气田简单的分离设备和计量仪表，计算边际气田进入处理平台时的总能量，该能量用于参与计算油气的分配，实现对混输流体的计量分配，满足了边际气田的开采要求，从开发周期和经济投资的对比上说，本发明具有极大的优势。也可通过计算能量差值的方法，计算出现有处理平台的气田进入处理设施时的能量，不必对现有海上生产平台用于生产目的的计量设备或系统进行改造，节约投资成本和边际气田接入的建造时间，减少作业风险。

本发明的主要有益效果：

1) 节约边际气田的开采成本和减少设施建造安装周期，使边际气田的开发产生经济效益，同时降低建造风险。

2) 充分利用现有生产平台设备设施和海底输送管线，具有很好的经济效益，对其它边际气田的开发具有广泛的适用性。

附图说明

利用附图对本发明作进一步说明，但附图中的实施例不构成对本发明的任何限制，对于本领域的普通技术人员，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据以下附图获得其它的附图。

图１是干湿天然气混输能源计量分配系统的结构框图。

具体实施方式

为了使本领域的技术人员更好地理解本发明的技术方案，下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步详细的描述，需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

本发明的核心在于提供一种干湿天然气混输能源计量分配方法及系统，其可以依托现有海洋油气生产平台现有设备设施，开发单独开采没有经济效益的边际气田或小气田，使边际气田的开采有经济效益，为国家经济建设提供清洁能源。

本发明提供的干湿天然气混输能源计量分配方法，用于多个气田的能源混输，包括以下步骤：

a、对单个气田所生产的流体进行气液分离；

如图1所示，本发明所述的干湿天然气混输能源计量分配系统，包括第一气田1、第二气田2、生产处理装置3、混合输送管线4、第一气液分离装置5，第一气相计量装置6、第一液相计量装置7、第二气液分离装置8、第二气相计量装置9、第二液相计量装置10，所述第一气液分离装置5的输入端与第一气田1连接，第一气液分离装置5的气相流体输出端连接至第一气相计量装置6，第一气液分离装置5的液相流体输出端连接至第一液相计量装置7；所述第二气液分离装置8的输入端与第二气田2连接，第二气液分离装置8的气相流体输出端连接至第二气相计量装置9，第二气液分离装置8的液相流体输出端连接至第二液相计量装置10；第一气相计量装置6、第一液相计量装置7、第二气相计量装置9、第二液相计量装置10的输出端通过混合输送管线4输送给生产处理装置3。生产处理装置3得出油气的总产量，在总产量中，根据各个气田的总能量值比例计算得出各气田的产量。

其中，所述第一液相计量装置7由第一质量流量计和第一含水仪组成，和/或，所述第二液相计量装置10由第二质量流量计和第二含水仪组成。液相流体通过质量流量计和含水仪，计算得到液相流体中凝析油含量，凝析油含量与事先确定的凝析油单位发热量相乘得到液相流体的能量值。

其中，所述第一气相计量装置6由第一超声波流量计和第一气相组分仪组成，所述第二气相计量装置9由第二超声波流量计和第二气相组分仪组成。超声波流量计对气液分离后得到的气相流体进行计量，气相组分仪组对气相流体进行组分分析得到气相流体的单位发热量，将气相流体的单位发热量与气相流体的计量结果相乘得出气相流体的能量值。

本发明的分配计算方法具体如下：

各气田生产的凝析油的分配计算方法包括计算公式：按照各气田每天生产的总能量占各气田能量总和的比例分配每天的凝析油产量，即如果气田1某一天生产的总能量为Ep1，气田2某一天生产的总能量为Ep2，计量的凝析油总生产量为Qp(凝析油)，那么气田1某一天分配的凝析油产量为：Qp1(凝析油)=Ep1/(Ep1+Ep2)*Qp(凝析油),气田2某一天分配的凝析油产量为：Qp2=(凝析油)Ep2/(Ep1+Ep2)*Qp(凝析油).如果有两个以上气田，也依此类推。

各气田生产的液化石油气的计算分配方法包括计算公式：按照各气田每天生产的总能量占各气田能量总和的比例分配每天的液化石油气产量，即如果气田1某一天生产的总能量为Ep1，气田2某一天生产的总能量为Ep2，计量的液化石油气总生产量为Qp(LPG)那么气田1某一天分配的液化石油气产量为：Qp1(LPG)=Ep1/(Ep1+Ep2)*Qp(LPG),气田2某一天分配的液化石油气产量为：Qp2(LPG)Ep2/(Ep1+Ep2*Qp(LPG)).如果有两个以上气田，也依此类推。

销售凝析油的分配方法包括分配公式：按照各气田在两次销售之间每天生产的量的累积占各气田累积生产量总和的比例分配凝析油销售量，即如果气田1在两次销售凝析油之间生产的凝析油总量累积为Qpt1(凝析油)，气田2在两次销售凝析油之间生产的凝析油总量累积为Qpt2(凝析油)，销售的凝析油量为Qs(凝析油)那么气田1分配的凝析油销售量为：Qpt1(凝析油)/[Qpt1(凝析油)+Qpt2(凝析油)]*Qs(凝析油),气田2分配的凝析油销售量为：Qpt2(凝析油)/[Qpt1(凝析油)+Qpt2(凝析油)]*Qs(凝析油).如果有两个以上气田，也依此类推。

销售液化石油气的分配方法包括分配公式：按照各气田在两次销售之间每天生产的液化石油气产量的累积占各气田累积生产量总和的比例分配液化石油气销售量，即如果气田1在两次销售液化石油气之间生产的液化石油气总生产量累积为Qpt1(LPG)，气田2在两次销售液化石油气之间生产的液化石油气总生产量累积为Qpt2(LPG)，销售的液化石油气量为Qs(LPG)那么气田1分配的液化石油气销售量为：Qpt1(LPG)/[Qpt1(LPG)+Qpt2(LPG)]*Qs(LPG),气田2分配的液化石油气销售量为：Qpt2(LPG)/[Qpt1(LPG)+Qpt2(LPG)]*Qs(LPG).如果有两个以上气田，也依此类推。

销售天然气的分配方法包括分配公式,该方法必须依据各方的海管库存账户量，下游用户的指定量或需求量，销售合同的最大合同量等综合考虑。

燃料气和排放气的分配方法必须按照各方达成的燃料气分担协议分配。

按照各方达成的协议，采用各方配定的运输能力计算分配输送管线静态库存账户，最小库存账户和最大库存账户，对输送管线进行库存账户管理。

本发明的工作原理如下：

参见图1，第一气田即边际气田的流体通过气液分离装置的分离后，气相流体经过超声波流量计测得天然气的体积（M3），该体积与通过组分分析计算得到的单位发热量MJ/M3的相乘得到第一气田进入处理设施时的气相总能值；液相流体通过质量流量计和含水仪，可计算得到第一气田凝析油的质量和体积，该体积与各方约定的单位体积的发热量MJ/M3相乘得到第一气田进入处理设施时的凝析油总能值，凝析油总能量与天然气总能量之和就是第一气田进入处理设施时的总能量，同样采用相同或类似的方法，计算销售天然气的总能值，凝析油储罐体积变化的能量或销售凝析油的能量，液化石油气储罐体积变化的能量或液化石油气销售的能量，燃料气的能量，以及海管管存量的变化能量。第二气田进入处理设施时的总能量也可通过上述方法计算，第二气田也可通过计算差值的方法计算出进入处理设施时的总能量。

依据计算得到的第一气田和第二气田每天进入处理设施时的总能量，可计算得到第一气田和第二气田每年凝析油产量和液化石油气产量，通过累加的方法，可计算得到第一气田和第二气田月度累计生产的总能量，凝析油的产量和能量，液化石油气的产量和能量，以及两次销售凝析油或液化石油气之间，第一气田和第二气田凝析油的产量和液化石油气的产量，并依据第一气田和第二气田凝析油的产量和液化石油气的产量，计算第一气田和第二气田的凝析油或液化石油气销售的分配量。

为了保证能随时能向下游客户供气，海管必须保存一定天然气的量，即静态管存，可依据销售合同对最低供气压力的要求和下游需求量为零时计算出总的静态管存，同时依据下游的需求量和在保证供气最低压力要求的前提下，计算出总的最小库存账户；依据海管的设计压力或海上平台设备的能力（主要是气体压缩机的工况条件）和气藏压力情况，计算出总的最大海管库存账户，依据下游的用气量，现场的作业情况，以及最大和最小库存账户之差，计算出海总的海管库存账户目标管水平。然后依据第一气田和第二气田配定的运输能力或最大合同量，计算出第一气田和第二气田各自的静态管存，最小库存账户，最大库存账户，和库存账户目标管水平。依据下游需求量，库存账户目标管水平和实际的库存账户，可指导各气田的生产和维保作业的安排。

对于销售天然气的分配，必须依据下游客户给各气田的指定量，最大合同量和最小海管库存账户的情况进行分配，详细说明如下：

参数说明：q1-第一气田的指定量,q1(max)-第一气田最大合同量，q1(管min)-第一气田海管最低容许能量水平，q1(静)-第一气田海管静态能量，q2-第二气田的指定量,q2(max)-第二气田最大合同量，q2(管min)-第二气田海管最低容许能量水平，q2(静)-第一气田海管静态能量。

1. （q1+q2）>=q，且q1<q1(管min)，q2<q2(管min)，则天然气销售量的分配为：第一气田=q1*q/(q1+q2);第二气田=q2*q/(q1+q2)。

2. (q1+q2)<q，且q1<q1(管min)，q2<q2(管min)，则天然气销售量的分配为：

1）小于等于（q1+q2）的量，按照1的方法分配；

2）大于（q1+q2）的量的分配，应先确定各方参与分配的参数大小，选取以下各气田三个参数的最小值参与分配：

第一气田三个参数为：(q1(管min)-q1),q1*[(q1(管min)-q1)+(q2(管min)-q2)]/（q1+q2）,q1*[(q1(管min)-q1)+(q2(管min)-q2)]/（q1+q2）和（q1(管min)-q1）之小值与(q2(管min)-q2),q2*[(q1(管min)-q1)+(q2(管min)-q2)]/（q1+q2）之小值乘以q1/q2的小值；

第二气田三个参数为：(q2(管min)-q2),q2*[(q1(管min)-q1)+(q2(管min)-q2)]/（q1+q2）,(q2(管min)-q2),q2*[(q1(管min)-q1)+(q2(管min)-q2)]/（q1+q2）和q1*[(q1(管min)-q1)+(q2(管min)-q2)]/（q1+q2）和（q1(管min)-q1）之小值乘以q2/q1之小值；

第一气田的分配=（q-q1-q2）*(第一气田的最小参数)/(第一气田的最小参数+第二气田的最小参数)；

第二气田的分配=（q-q1-q2）*(第二气田的最小参数)/(第一气田的最小参数+第二气田的最小参数)。

3. q1>q1(max),q2<=q2(max),(q1+q2)<q，且q1<q1(管min)，q2<q2(管min)，则天然气销售量的分配为：

1) 先把q1的分配给第一气田，q2的量分配给第二气田；

2) 剩余的量（q-q1-q2）按2.（2）的分配方法分配。

4. q1<=q1(max),q2>q2(max),(q1+q2)<q，且q1<q1(管min)，q2<q2(管min)，则天然气销售量的分配与3的分配方法相同。

5. q1>q1(max),q2>q2(max),(q1+q2)<q，且q1<q1(管min)，q2<q2(管min)，则天然气销售量的分配与3的分配方法相同。

6. q1>q1(max),q2>q2(max),(q1+q2)>q>[q1(max)+q2(max)]，且q1<q1(管min)，q2<q2(管min)，则天然气销售量的分配为：

1）先把q1(max)分配给第一气田，q2(max)分配给第二气田；

2）剩余销售量[q-q1(max)-q2(max)]按超出最大合同量的比例分配

第一气田=[q-q1(max)-q2(max)]*[q1-q1(max)]/{[q1-q1(max)]+[q2-q2(max)]}；

第二气田=[q-q1(max)-q2(max)]*[q2-q2(max)]/{[q1-q1(max)]+[q2-q2(max)]}。

7. q1>q1(max),q2>q2(max),q<[q1(max)+q2(max)]，且q1<q1(管min)，q2<q2(管min)，则天然气销售量按最大合同量所占的比例分配：

第一气田=q*q1(max)/[q1(max)+q2(max)]；

第二气田=q*q2(max)/[q1(max)+q2(max)]。

8. [q1(静)+q2(静)]>q>[q1(管min)+q2(管min)]时，按照1至7的方法分配[q1(管min)+q2(管min)]的销售量后，剩余量q-[q1(管min)+q2(管min)]按照各自剩余能量高于静态能量的比例分配到各气田或各库存账户。

9. [q1(静)+q2(静)]<q时，先按照1至8的方法分配，剩余的销售量按照各自剩余能量（大于零的能量）的比例分配到各气田或库存账户。

只有某库存账户在当日结束时的管存量仍保持在最低容许能量水平以上，该库存账户才可根据以上（1）到（7）各项的要求，有权对流体进行再交付。

如果在再交付点（天然气）各方都没有给出指定量，且配定的运输处理能力超出量和前一天有效指定量为零的情况下，则再交付的流体应按照各库存账户（过去六十（60）天内在再交付点（天然气）再交付了流体的库存账户）在再交付点（天然气）的配定的再交付能力的比例大小进行分配。

如果某一气田或者某一方在某一天没有给出指定量，则该气田不能参与天然气销售量的分配。

上面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是，本发明还可以采用其他不同于在此描述的其他方式来实施，因此，不能理解为对本发明保护范围的限制。

总之，本发明虽然例举了上述优选实施方式，但是应该说明，虽然本领域的技术人员可以进行各种变化和改型，除非这样的变化和改型偏离了本发明的范围，否则都应该包括在本发明的保护范围内。

Claims

1.一种干湿天然气混输能源计量分配方法，用于多个气田的能源混输，包括以下步骤：

a、对单个气田所生产的流体进行气液分离；

c、将多个气田的流体混和处理合格后，经过输送管线输送给同一生产处理设施，得出总产量，在总产量中，根据各个气田的总能量值比例计算得出各气田的产量；

在步骤b中，所述液相流体通过质量流量计和含水仪，计算得到液相流体中凝析油含量，凝析油含量与事先确定的凝析油单位发热量相乘得到液相流体的能量值；

在步骤b中，对气液分离后得到的气相流体进行组分分析和计量，经过组分分析计算得到气相流体的单位发热量，将气相流体的单位发热量与气相流体的计量结果相乘得出气相流体的能量值；

所述多个气田包括第一气田（1）、第二气田（2）、生产处理装置（3）、混合输送管线（4）、第一气液分离装置（5），第一气相计量装置（6）、第一液相计量装置（7）、第二气液分离装置（8）、第二气相计量装置（9）、第二液相计量装置（10），所述第一气液分离装置（5）的输入端与第一气田（1）连接，第一气液分离装置（5）的气相流体输出端连接至第一气相计量装置（6），第一气液分离装置（5）的液相流体输出端连接至第一液相计量装置（7）；所述第二气液分离装置（8）的输入端与第二气田（2）连接，第二气液分离装置（8）的气相流体输出端连接至第二气相计量装置（9），第二气液分离装置（8）的液相流体输出端连接至第二液相计量装置（10）；第一气相计量装置（6）、第一液相计量装置（7）、第二气相计量装置（9）、第二液相计量装置（10）的输出端通过混合输送管线（4）输送给生产处理装置（3）；

所述第一液相计量装置（7）由第一质量流量计和第一含水仪组成，和/或，所述第二液相计量装置（10）由第二质量流量计和第二含水仪组成；

所述第一气相计量装置（6）由第一超声波流量计和第一气相组分仪组成，所述第二气相计量装置（9）由第二超声波流量计和第二气相组分仪组成。