建南气田输差分析及防治措施

周 洋

中石化江汉油田分公司采气一厂，重庆

1.引言

天然气输差是通过用于天然气输入和输出的计量仪表，按照其计量值来统计测算自用气、放喷气产生的输差及计量输差，而脱硫损耗则通过计量净化站原料气和净化气差值来测算[1][2][3][4]。

建南气田地处湖北省恩施州利川市建南镇和重庆市石柱县临溪镇，现有开发井共23口，2017年建南气田日均产气30.2 ×104m3，日均产水10.1m3，2017年商品气量达1.1×108m3。2012~2017年平均输差率为2.23%，属于II 类采气厂[5][6]。

建南气田现有采集气支线和集输气干线共29条，全长179.65km，干线主要分为南气北输管线、南集站井间管网、北集站–万州净化气干线(即建万管线)及北气南输管线，其中建万管线长达60.07 km。

由于建南气田生产时间久，产水量大，所处地形复杂，易造成输差波动幅度较大。尤其在冬季用气高峰期，易导致无法准确计量天然气产量，影响气田经济效益。2017年建南气田总输差为226.90×104m3，通过统计集输管线输差占比(表1)发现，输差主要源于天然气集输过程中产生的损耗，北气南输管线所产生的输差主要源于计量误差。对于建南气田而言，交接输差每增加100×104m3，将给企业造成约100万元的直接经济损失[7]，因此有必要开展输差分析。

2.输差影响因素分析

天然气输差常分为两类，一类是集输系统因设备质量、腐蚀、管理和其他因素而导致的输差，另一

类则是计量产生的输差[8][9][10][11]。建南气田计量方式以标准孔板计量为主，智能旋进旋涡流量计为辅。计量系统包括4个流量计量点，分别是单井外输计量、单井自用气计量、集气站外输计量及对外贸易计量。影响输差的因素较多，建南气田输差影响因素主要包括集输管网、单井产水、计量仪器仪表及其他因素。

Table 1.Theproportion of transmission error of Gathering Pipelinesin Jiannan Gas Field in 2017表1.2017年建南气田集输管线输差占比

2.1.集输管网对输差的影响

建南气田南气北输管线、北气南输管线及建万管线是主要的集输干线，也是输差存在的关键节点。由于地势的影响，南北联网管线基本上为同沟敷设，沿线地势起伏，南北高程差较大，海拔高差跨度为620~1280m，导致管线内多存在积液，日积液量为0.01~0.08m3，管线内最大积液量曾达14.70m3，且未及时进行清管作业，造成输差增大。同时对于采用不同规格型号管材组成的管线，在接头处管线变径也会造成气体的节流效应，导致集输管网输差较大。

2.2.单井产水对输差的影响

建南气田目前管输的原料气和净化气只经过简单的气液分离，未进行深度脱水。因此，原料气中含有的水分易在管线低洼处聚集，导致计量节点处误差增大，如J10 井、J13井及J28井(2017年产水情况见表2)，均因提产带液而产生输差。同时，因某些井进行泡沫排水采气，如J68c1井2017年加注起泡剂775kg，加注消泡剂277次(共计6925kg)，消泡效果较差，导致井口气夹带泡沫，影响天然气品质的同时，也影响供气计量的准确性。

Table 2.Water production of Wells J10,J13,and J28in 2017表2.2017年J10 井、J13井、J28井产水情况

2.3.计量仪器仪表对输差的影响

1)仪器误差影响输差。单井产量不一、计量仪器仪表选型不一、气井产量自然递减、季节性用气高低峰时需求量差异(特别是民用气，春、冬季为高峰，夏、秋季为低峰)、不同用户用气量需求不同等原因，需根据需求对单井产量进行调配，但产量并未达到计量仪表的标准工作量程范围内(一般运行范围为仪表计量上限的25%~80%)，且未根据实际情况更换合适的孔板及调整相关参数，造成较大的计量误差。以2017年黄水商品气量销售情况为例，高峰期供气量约为低峰期的6 倍，但流量计仍采用原计量装置进行计量，远超过差压计量程。

2)内部计量仪器检定问题。除了对对外贸易计量点的计量仪表进行定期检定外，内部计量仪器仪表未定期请专业检定机构进行检定，导致内部计量仪表可能存在较大误差，且检定难度大，专业计量人员少。

3)计量仪器仪表的校正、清洗问题。计量仪器仪表校正不及时、清洗不彻底对输差有较大影响。由于管线中原料气高含硫，同时经常有天然气水合物及杂质产生，极易对孔板等精密计量仪器造成不可逆的损伤，导致计量不准确。

2.4.其他因素对输差的影响

建南气田自用气计量具较为简单，计量不规范，对输差产生一定影响。同时与用户签订供用气合同时，供用双方认可的交接点与计量器具有时未明确，造成对外贸易计量输差认定时常发生争议，用户自建的输气管线泄露也会造成贸易计量输差。如2017年7月重庆利通天然气有限公司提出我厂存在天然气返输现象，但根据2016年1月~2017年6月及2017年1月20日~31日净化气管网、利川方向及利通公司供气压力数据，分析发现净化气管网压力总是大于利通公司供气压力(含用气高峰期)，不存在返输现象，可能是利通公司计量不准确，建议其在输气管线下游安装总流量计，增加可对比性。

3.降低输差的措施

3.1.定期排查管线

对于投产时间较长的管线进行定期跟踪排查，降低未发现泄漏点存在的可能性，及时对泄漏点进行修补甚至更换管线。同时做到实时监测管输沿线天气状况，如遇特殊恶劣天气，应及时预警，提前做好应对措施。对于新建管线应尽量采用单一规格型号的管线结构，以保证天然气的稳定流动状态。如2015年建万管线改线，管道规格为Ø219mm ×5.5mm ×60.1mm，治理管线共19,427m；经管线改线后，2015~2017年建万管线运行情况数据(节选)如表3所示，每输送1m3天然气产生的压降呈下降趋势。

Table 3. The data of Jianwan pipelineoperation in 2015-2017表3.2015~2017建万管线运行情况数据(节选)

3.2.建立合理排放制度

摸索合理的放喷排液制度，建议采取周期性或者确定性输差进行排液。如J10井、J13井及J28井，参考其平均带水周期进行计量装置排液，建议排液周期见表4。同时，在净化站增设脱水装置，将井口气充分脱水后方可进入管网。对于泡沫排水采气措施井应不定期进行井口气取样分析，以便实时掌握含水与消泡情况。

Table 4. The suggested drainage cyclesfor Wells J10, J13,and J28表4.J10 井、J13井及J28井计量装置建议排水周期

3.3.采取合理调配措施

根据不同客户及季节用气需求进行合理调配，并调整输差计算模型及相关参数，确保输差计算合理性，以达到计量技术规范。首先，投产初期对气井进行充分放喷，净化井底，以避免脏物进入采气管线造成堵塞，降低计量仪表使用年限；其次，及时更换孔板，以确保孔板使用在生产期限之内。可适当引进新型计量器具(如超声波流量计)以提高计量精度，同时降低硫化氢对仪表腐蚀程度。此外，鉴于脱硫损耗是建南气田天然气输差的重要组成部分，建议加强原料气与净化气计量，为脱硫损耗测算提供可靠数据。

3.4.规范计量与检测

与用户明确计量器具及其专业检定机构，加强对外贸易输差日常分析，不断完善天然气输差管理机制。建立“班组–采气队–采气区”管理模式，加强层级管理，完善日常巡检、设备保养制度。可结合GPRS定位系统，对用气数据定时监控、采集，缩短数据分析周期，及时发现泄漏、设备故障及其他情况，确保气田与用户利益均不受损，保证正常供用气。明确天然气市场导向，开展用气预安排，方便气田供气规划，减小高峰期供气不稳定对输差的影响。

4.讨论与结论

4.1.讨论

建南气田各区块天然气品质不一、占比不均(北部基本不含硫、低占比，南部高含硫、高占比)，且季节变化导致的温差均会造成一定程度的输差波动，其影响程度暂无法明确，有待下步完善。

根据上述天然气输差产生的原因，可知输差问题具有一定特性。一般来说，输差问题的产生大多不是短时间内形成的，而是随着时间积累逐渐暴露的。因此，有必要建立定期输差分析制度，对输差产生原因进行分析，找准问题根源，探讨整改措施，有效指导下一步工作开展，做到输差问题及时发现、及时查明原因、及时制定措施，实现输差有效控制，降低企业经济损失。

4.2.结论

1)对集输管网加强日常分析，重点关注管网输压变化情况，确保管网内无积液、无泄漏点，保证气体流态稳定。

2)根据生产实际，针对高产水气井计量装置制定合理排水制度，以降低高产水气井对输差的影响。

3)根据不同用气需求对计量装置进行更换，调整输差计算模型及相关参数，确保输差计算合理性及规范性。

4)完善层级管理机制，加强与用户间沟通，实时监测对外贸易计量输差，确保气田经济利益。