在石油天然气工业中，通常将经过脱水、净化和轻烃回收处理，符合工业、民用的商品气或者满足长距离输送条件的管输气称之为“干气”。而将从井口直接采出，未经脱水脱烃处理，含有少量凝析油、凝析水、饱和水蒸气，持液率较高的天然气称之为湿气。目前, 在多相流湿气测量技术的研究中，将湿气界定为Lockhart-Martinelli参数(L-M参数)小于0.3的气液两相流[1-2]，这一界定现为大多数研究工作者所采用。
湿天然气广泛地存在于石油天然气工业的上游领域，主要涉及有不经处理的气藏气、经初步分离的凝析气以及油井伴生气。其中，液相组分主要由携带的和管道中凝析生产的烷烃组成、饱和水以及天然气田开采过程中人工加入的注剂等。湿天然气的计量主要用于油气田内部的生产管理，属于企业内部计量。目前，中国石油天然气工业中的湿气计量技术要求主要参考GB 50350-2015《油田油气集输设计规范》，最大计量允许误差参照油井油气水计量的要求，控制在±10%以内[3-4]。
然而，近年来随着油气田低成本，高效率开发的需求，各油田公司之间资源整合，在油气田勘探开发中的合作不断增加和深入，这种合作方式中双方大多以区块的产量进行利益分成，湿天然气计量数据就是气田合作开发双方的贸易结算数据。目前，在中国石油塔里木油田、长庆油田、西南油气田几大主力气田中都存在这种合作开发的模式。在这种情况下，湿天然气的计量准确度直接影响合作双方合法的经济效益。GB 50350-2005对准确度的要求显然无法满足交接计量准确度的需求。因此，对现有湿天然气交接计量的准确度进行了分析，可为区块合作的贸易交接提供技术参考。
湿天然气测量技术属于多相流测量技术的一个分支。目前, 对于湿天然气的计量方式主要分为分离法和非分离法两大类。分离法是采用分离器将湿天然气分离为气液两相，然后选择单相气体和液体流量计对气相和液相分别进行计量。非分离法即采用湿气流量计直接计量湿天然气中气、液两相的流量，是近年来发展起来的新型测量技术，从20世纪90年代至今，湿气流量计测量技术取得了较大的进展，已有部分湿气流量计在油气田进行试用。与分离计量技术相比，非分离计量技术对于降低油气田开发成本，提高管理水平上都有较为明显的优势。但是，由于湿气流量计的技术成熟度还有待验证，且没有相应的检定规程和校准规范，国内亦没有此类流量计的检定测试装置，还无法用于贸易交接计量。因此，目前在湿天然气交接计量中采用的均为分离计量方式，即采用单相计量技术对初步分离后的湿天然气进行计量，选用的气相计量仪表主要为孔板流量计和超声流量计。
对于分离计量而言，由于流量、压力、含液率等工况参数的变化、分离器跑油等因素的影响，简单的气液分离无法做到对湿天然气的彻底分离。经过分离器除液后，湿天然气中大部分的液体被脱出，气体中残余的液体以微小液滴的形式均匀地分散在气流中，液滴直径大小与气流的流速和压力等因素相关，经简单气液分离后的气流为雾状均质流的湿气流。目前, 湿天然气交接场站的计量工艺和计算方法都是按照干气计量技术的标准要求来进行配置和执行的，在这种情况下，计量的偏差主要来源于以下两个方面。
(1) 气质组分偏差引入的流量计算偏差。相对于完全净化处理的干气而言，分离后的湿天然气中的水蒸气含量为饱和状态，而现有的色谱仪不检测天然气中水的体积分数或摩尔分数，将水蒸气的含量直接忽略。在这种情况下，气体中的水蒸气被归一化处理为其他组分了，在天然气的压缩因子计算以及总的体积计算上都存在一定的偏差，具体偏差的大小与天然气中水蒸气的体积分数以及天然气的组分相关。
(2) 残余液体对流量计计量性能的影响。分离后的气流中含有少量的微小液滴，表现为均质雾状流，由于微量液滴的存在，对流量计的测量性能造成一定的影响。研究表明，在这种情况下，流量计的测量结果比正常情况下的测量结果偏大。具体偏差的大小与流量计的类型、含液率的大小相关。
天然气中的水蒸气为气体状态，因此并不对气体流量计的计量性能造成影响。但由于还没有湿天然气交接计量的标准和规范，对于湿气计量中的水蒸气是否扣除，目前须由交接双方协商解决。该部分水蒸气主要对天然气超压缩因子的计算产生影响。
根据计量偏差来源的分析，选取某油田公司的多个湿天然气交接计量站点，对湿天然气的气质组分进行了现场取样分析和在线露点测试，并以此为依据对天然气中水蒸气含量引入的计量偏差进行了评估分析，涉及集气站初步分离的凝析气、油田伴生气和井口气藏气。测试结果表明，由于湿天然气只进行了简单的初步分离，而未经过净化处理，从现场测试的情况看，各测试站点湿天然气中的水蒸气和烃均为饱和状态，气体温度即为饱和温度，具体的工况参数见表 1。此时，天然气中水蒸气的含量与气体的温度和压力直接相关，温度越高、压力越低，气体中水蒸气所占的体积分数越高。
根据GB/T 22364-2008《天然气水含量与水露点之间的换算》, 对交接点中气体中的水含量进行计算，计算结果见表 2。
我国石油天然气行业对于天然气压缩因子的计算主要执行的是GB/T 17747.2-2011《天然气压缩因子的计算第2部分：用摩尔组成进行计算》中的AGA8-92DC计算方法和GB/T 17747.3-2011《天然气压缩因子的计算第3部分：用物性值进行计算》中的SGERG-88计算方法。两种计量方法主要应用于正常进行输气和配气条件范围内的管输干气，包括交接计量或其他用于结算的计量。正常的输配气操作温度为263~338 K，操作压力不超过12 MPa，水蒸气摩尔分数低于0.015%。在此范围内，如果不考虑相关的压力和温度引入的不确定度，两种计算方法的不确定度大约为0.1%。当更宽应用时，GB/T 17747.2-2011所提供的AGA8-92DC计算方法也适用于水蒸气含量大大超过正常管输气水平的湿天然气。但是，预期不确定度显著增加，而SGERG-88计算方法不能用于湿气体的压缩因子计算[5-7]。根据压缩因子计算标准的分析，对压缩因子的计算分析以AGA8-92DC计算方法为依据。
AGA8-92DC计算方法要求对气体进行详细的摩尔组成分析，摩尔分数大于0.000 05的所有组分都必须在计算中考虑，同时需考虑水蒸气、H2S和C2H6等组分。根据GB/T 17747.2-2011的分析，只要不希望的组分仅限于水蒸气、H2S和O2，AGA8-92DC计算方法也适用于湿气条件下的压缩因子计算。标准中虽然指出AGA8-92DC计算方法用于湿气条件时不确定度显著增加，但是标准中并未给出高含水蒸气时不确定度增大的具体范围。因此，还无法通过标准对湿气条件下压缩因子不确定度变化进行定量分析。
从表 2可以看出，现场湿天然气中水蒸气的含量均高于标准要求的范围，在计算中必须考虑，而从现有的流量计量配置及计算方法情况来看，在流量测量上仍采用干气测量的配置和计算方法，在压缩因子的计算中直接忽略了水蒸气。根据AGA8-92DC计算方法，以及表 2中各站点的气质组分情况和水含量情况，对各站点的天然气在干气条件下和湿气条件下的压缩因子进行了计算，具体计算结果见表 3。
从计算结果可以看出，各实验站点的湿天然气，由水蒸气引入的压缩因子计算偏差约0.04%，具体偏差的大小与气质组分以及水蒸气含量相关，由于该部分偏差为计算方式引入的偏差，应根据GB/T17747.2-2011的要求，在计算过程中考虑水蒸气的影响。
目前，在油气田的上游天然气开采领域，初步分离后的湿天然气计量选用的计量仪表主要为孔板流量计和超声波流量计两类。对于分离器简单分离后的湿天然气，气体中残余液体的含量与分离器尺寸、来气量大小、来气含液率，以及分离器维护操作等多种因素相关。根据ASME MFC-19G-2008《湿气流量测量指南》的分析，分离器无法做到100%的效率，分离后的气体含有少量残余液体，其L-M参数大致为0~0.005[8]。
对于孔板流量计而言，由于孔板的结构，气体中含有的少量液体会在孔板的两端形成积液，对孔板的计量性能造成较大的影响，图 1、图 2为某气田集气站分离器下游孔板阀排液情况。从现场的实际情况可以看出，对于分离计量而言，孔板积液的情况是普遍存在的。分离器后孔板的积液情况具有较大的随机性，无法准确地定量评估。根据ASME MFC-19G-2008的统计分析[9]，对于分离器结合标准孔板测量湿天然气在维护得当的情况下，可以达到的最佳不确定度为2%~3%，通常情况下这一测量方式的测量不确定度为3%~6%。对于一些使用不当的情况，测量不确定度相应会增加，在极端恶劣的情况下测量的误差可达±15%[8]。因此，从上述分析可以看出，采用分离器配合孔板流量计的方式只能应用油气田的内部集输计量，无法满足交接计量的准确度要求。
超声波流量计作为一种成熟的单相流量计，具有量程比宽、准确度高、压损小等优点。由于其无阻流的特点，用于湿天然气测量时，不会在流量计形成积液，这是其用于湿天然气测量时的主要优势。为了研究评估超声流量计在低含液条件下的测量性能，选择了3台DN100的超声流量计在天然气计量检测中心测试管段进行了湿天然气实验测试研究。通过向天然气管道中注入微量的水，模拟湿天然气流动，对超声流量计在低含液率条件下的测量性能进行评估，实验测试流程如图 3所示。
测试用天然气由涡轮工作标准提供天然气流量的标准值，天然气经涡轮工作标准测量后进入实验测试管道，3台超声流量计串联安装在测试管道同时测试，从上游到下游，流量计A为6声道超声流量计，流量计B为两声道超声流量计，流量计C为外夹式超声流量计。测试段下游为PIV(粒子成像测速)视窗，用于观察和记录湿天然气的流动形态。实验测试分为干气和湿气两组，其中干气测试为湿气测试的比对基准。在每一个流量点下先进行干气检测，在完成干气检测后，保持天然气的流量不变，通过粒子加注设备向天然气中加注水对天然气进行加湿(见图 4)，测试情况见图 5。每个流量检测点连续3次采样，每次采样时间100 s，以考察流量计测量数据的重复性。
实验测试流量范围150~850 m3/h，测试压力1.5 MPa。经估算，液体加注量约为0.15 m3/h，天然气加湿后的L-M参数大致范围为0.001~ 0.008，流动状态呈现均匀雾状流状态，管道内壁上有少量液体附着(见图 6)。
超声流量计湿天然气实验测试示值误差分析见图 7、图 8和图 9。实验测试结果表明，在L-M参数小于0.01的低含液率湿天然气条件下，超声流量计可以稳定可靠地工作，与干气条件相比，流量计的测量重复性无明显变化，具体数据见表 4。由于气体中含有少量液相流体后使得气体的实际流体面积减小，而在流量计算中采用的管道流通面积偏大，使得超声流量计在湿气条件下测得的流量值偏大[10-11]。在每一个流量测试点下，天然气加湿后，超声流量计示值误差均表现出了正向的偏移。其中，实验测试的多声道超声流量计在干气条件测试时示值误差范围为-0.06%~0.25%，湿气条件测试时示值误差范围为0.19%~0.36%，天然气加湿后示值误差平均正向偏移0.20%；两声道超声流量计在干气条件测试时示值误差范围为-0.35%~0.62%，湿气条件测试时示值误差范围为0.04%~0.94%，天然气加湿后示值误差平均正向偏移0.38%；外夹式超声流量计在干气测试时示值误差范围为-0.55%~0.66%，湿气条件测试时示值误差范围为-0.22%~0.82%，天然气加湿后示值误差平均正向偏移0.39%。对于实验测试的超声流量计，在低含液条件下，因气质含液造成的附加计量偏差小于0.4%。这一结果与北美的相关研究实验结果基本一致[12-13]。
综合以上分析，在现有技术条件下，超声流量计用于湿天然气交接计量是较为合适的，通过选择性能可靠、准确度较高的超声流量计，是可以满足GB/T 18603-2014《天然气计量系统技术要求》中对B级计量系统的要求[14]。
根据现有的计量标准规范以及现场实际情况对影响湿天然气交接计量准确度的因素进行了较为细致的分析。与干气计量相比较，气质含液对计量准确度的影响主要体现在两方面：①水蒸气含量忽略对天然气压缩因子计算的影响；②残余液体对气体流量计性能的影响。实际计量准确度与具体的工况和计量配置相关，对于具体现场的计量准确度评估应从这两个方面进行综合分析。
(1) 对于湿天然气交接计量的场合，应增加对天然气露点的测试与分析，在天然气压缩因子的计算中考虑水蒸气的影响，以符合现有国家标准的相关要求。
(2) 建议进一步完善GB/T 17747.2-2011的研究与制修订，对AGA8-92DC计算方法在高含水蒸气时不确定度的增大范围进行定量的评估和分析。
(3) 对于湿天然气交接计量的场站，由于湿天然气计量存在一定的附加计量偏差，建议优选性能可靠、准确度较高的超声流量计作为计量仪表，同时提高配套设备的性能，以满足现有国家标准的要求。
(4) 建议进一步开展相关的研究，制定天然气湿气计量标准和规范。
2016, Vol. 45 Issue (6): 75-80
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