中海石油（中国）有限公司湛江分公司
摘要：海上平台空间有限，当权益方较为复杂，而各权益方对产量计量要求较高的情况常规计量方式难以满足需求，下本文介绍了海上某气田上采用的气液旋流分离商业计量装置，有效节省空间，能探测和消除海管上来的最大段塞流，并对气田的生产气进行组分分析，在海上平台使用即能达到商业计量的标准，计量偏差达到3%，为上述开发难题提供了很好的解决方案。
关键词：气液旋离分流；商业计量
1.引言
随着中国油气企业与国际油气企业合作的项目愈来愈多，计量意味着各方的产量和份额，因此，对计量的要求愈来愈高。国内分配计量的偏差标准为5%，可以满足系统内部结算。海上平台空间有限，当权益方较为复杂，而各权益方对产量计量要求较高的情况下，传统计量分离器+和传统仪表结合的方式显然不能满足整体需要。
本文主要介绍在崖城13-4气田应用的段塞流捕集器及气液旋流分离（GLCC）商业计量橇，可有效节省空间，能探测和消除海管上来的最大段塞流，并对气田的生产气进行组分分析，在海上平台使用即能达到商业计量的标准，计量偏差达到3%，为上述开发难题提供了很好的解决方案。
2.技术难点
要保证在已有的空间内设计一台设备，既能满足高准确的计量的要求，又要考虑到立管段塞流。具体体现在以下四个方面。
1)多方认可的计量准确度
崖城13-4气田的计量系统操作压力为4.0MPa，介质为未经处理的湿气，在未进行脱重烃和脱水的情况下保证高准确度的标况体积计量，同时，需要得到中方、合作伙伴及最终用户的共同认可。
2)溶解气对油水气的的影响
溶解气，主要是C3,C4在高压条件下以液态存在，在低压情况下相态发生变化，成为气态。含有溶解气的油品称为活油（Live oil）而失去溶解气的油品称为死油（Dead oil），油品自活油变为死油其体积会进行缩小。而不同的温度下油品的密度也会有不同的体积缩减，原油PVT实验一般都会做分离器实验，实验目的就是确定油田最佳的现场分离条件，因为地层油所能释放出的气量是和分离过程有关的。国内基本采用单次闪蒸实验，这个实验就
是把地层油样的温度压力直接变为标况（20度，1个大气压），测量释放出的气量，然后求溶解气油比、体积系数等。因此在计量时，需要充分考虑溶解气对气液两相计量的影响。
为此采用取样罐自动取样计算溶解气油比Rs，和体积收缩系数Bo
3)段塞流对计量的影响
崖城13-4气田采用水下井口设计，海底管道上至平台的高度为100米，井流自水下井口至崖城13-1平台，极端状况下会产生100米长的立管段塞流。因此，该计量系统不但应满足计量需求，同时也能处理段塞流。
通过采用GLCC来消减段塞流的能量，段塞流捕集器存储段塞流；同时在设备入口前方的竖直海管上安装段塞流探测器来监控和预警段塞流。
4)平台面积有限，需要更紧凑的分离器设计方案
分离器采用常规的卧式分离器设计方案，整橇的尺寸大小为8000x3200x5600mm (LxWxH )， 同时为了满足海上安装的要求，将段塞流捕集器及GLCC商业计量橇按系统分为5个橇块。单个橇块最重为11吨。
3.系统概述
段塞流捕集器和商业计量橇系统主要由GLCC气液分离器、段塞流捕集器、气液计量系统、采样系统组成。
湿气自入口进入气液柱状旋流分离器（GLCC）分离器进行一步分离，分离之后的气相先进入双涡管管道型捕雾器（DVT）进行二次分离，二次分离后的气体进入容器的气包捕雾器进行液滴的过滤，使得气体的液滴小于10u，再采用气体超声波流量计测量流量 。
从GLCC分离后的液相进入卧式段塞流捕集器，沉降分离后的液相进入质量流量计和含水分析仪进行液相体积和液相含水率的计量。
分离计量后的气液两相再进行汇合，进入老平台的处理设施。
系统采用压力调节阀和液位调节阀来分别控制设备的运行压力和段塞流捕集器的液位。
1)主要设备描述
a)GLCC气液分离器
从气田来的油气水进入柱状旋流式气-液分离器(GLCC)进行高效的气液分离，相对于传统的气液分离器具有体积小、质量轻、成本低、维护量少，操作简单等特点。分离器工作原理如图所示，分离器由倾角向下的管道沿特定角度的切线方向与铅垂管道相连，多相流经入口段预分离后进入主分离器。
由于旋流作用，在主分离器中，离心力、重力和浮力形成一个倒圆锥型的涡流面。密度大的液相沿铅垂管道的管壁流到分离器底部，密度小的气相沿涡旋的中央上升至涡面并流至分离器顶部，最终气相和液相分别从分离器的顶部和底部排出。
b)DVT管道式捕雾器和容器气包捕雾器
从GLCC分离出来的气相进入管道式气液捕雾器（DVT），使气相气液进一步分离， 在通过气包捕雾器将大于10u的液滴滤除，出口气体的液滴含量小于0.1gal/MMSCFD.
c)段塞流捕集器
从GLCC底部排出的液体进入段塞流捕集器，段塞流捕集器的目的是为了缓冲储存液段塞，减少对设备的冲击。同时段塞流捕集器还起到进一步气液分离作用。段塞流捕集器气相出口与GLCC气相出口相连，液相出口从底部流出进入质量流量计和含水率仪，进行流量计量和液相含水分析。
2)计量设备
a)气相计量
气体流量计采用的超声波流量计，正常情况下一用一备，同时两套流量计也能相互串联使用，进行在线对比校验。气相仪表计量精度-1%～+1%。在线气体流量通过流量计算机进行温压补偿后获得标准状态下的气体体积流量计。
利用气体连续取样器对气体进行在线取样，由第三方的实验室分析化验得到月平均气体组分，该组分值用于气体流量的补偿运算。
利用气体在线色谱仪监控气体的实时组分。
b)液相计量
液体计量采用质量流量计和含水率仪进行计量，正常情况下一用一备，同时两套流量计也能相互串联使用，进行在线对比校验。利用液体测得的含水算出工况状态下油的流量。
c)溶解气补偿计量
为了更准确地计量出溶解在液体中的天然气（在一定压力下，会有部分天然气溶解在液体中，它的计量只能靠降压才能计量的比较准确），该系统设置了溶解气补偿—采样系统。
溶解气补偿—采样系统由一个采样罐、三台切断阀、一台流量计和一台液位计组成。采样系统取样液相管路，开启进出管路的二个阀，关闭去放空系统的阀，流体通过系统自身的压差注满采样罐或到一定的液位，当液位达到要求关闭二个阀，开启放空阀，溶解气体从液体中逸出，并放空到放空管线中，流量计计量溢出的气体流量，直到液面稳定，一次采样计量完成，通过计算可以得到精确的溶解气油比Rs，和体积收缩系数Bo
4.系统计量不确定分析及应对
系统总的计量不确定度是 ≤± 3%
1)气相计量不确定度
气体的计量不确定度表现为下述公式：
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天然气的标况下体积计量不确定度取决于：体积流量计量不确定度（包含温度和压力的计量）、压缩性因子、天然气组分系数。
对标准状态下气体流量的相对扩展不确定度见下图所示。可以看出，当气体低流速时由于超声波流量计的精度低引起系统的相对扩展不确定度比较高。
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Relative Expanded Uncertainty in Standard Volumetric Gas Flow rate vs. Standard Volumetric Gas Flow Rate.
2)油相计量不确定度
凝析油的计量不确定度表现为以下公式
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凝析油的体积计量不确定度取决于：质量流量计的计量不确定度、混合密度计量不确定度、含水计量不确定度和体积收缩系数的计量不确定度。
对于凝析油的计量不确定度，它受液体含水率的影响很大。由下图可以看出，凝析油体积流量的相对扩展不确定度随含水率的增加而增加。
Relative Expanded Uncertainty in Volumetric Condensate Flow rate vs. Water Cut.
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3)减少偏差及维护保养
通过以上分析可以得到，减少系统的BIAS的主要手段采用以下方式：
a)减少仪表的计量不确定度：
随着时间的推移，各种传感器本身会产生漂移，因此，按照GB18603-2001规定2年1次的计量用具的标定极为重要。主要的计量仪表均要进行一次标定，标定方式为离线标定。
b)定期对系统内部进行清理：
由于计量系统针对的是未处理过的湿气，在开发过程中，油藏带来的一些不确定的组分：硝、蜡、黏性物质等均会沉积在系统，有可能会造成诸如：整流器堵塞（正偏差）、气相流道面积变小（正偏差）、液相质量流量计挂壁（正偏差）等问题。因此对系统进行内部扫线清洁也非常重要。
5.结论：
段塞流捕集器及商业计量橇系统，从计量原理、计量分离器设计、溶解气补偿上对湿气的分配计量进行了全面的优化设计，通过计量不确定度评估，得出该系统在来流为湿气状态下，与标况状态下比较，油水气三相计量不确定度均在3%以内，超过国内5%的计量不确定度标准。该系统得到了中方、合作伙伴及最终用户专家的联合认可，是高准确度分配计量的优选技术。
参考文献：
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[2]金向红、金有海、王建军，王正方 气液旋流分离技术的研究 新工艺新技术 2007 8 85-88
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