天然气采气井与站场处理中心间计量输差分析与控制

摘要：本文深入剖析天然气采气井与站场处理中心间的计量输差问题，详细阐述输差定义、重要性，全面分析产生输差的原因，提出一系列针对性控制措施，结合行业标准与技术文档指导，为降低计量输差、提升天然气行业计量准确性与管理水平提供理论和实践参考。

关键词：天然气；采气井；站场处理中心；计量输差；控制措施

一、引言

在全球能源结构向清洁能源转型的进程中，天然气的地位日益凸显。从采气井产出的天然气，经输送抵达站场处理中心进行净化与后续处理，这一过程中，计量的准确性直接关系到天然气产业链各环节的经济效益、运营管理以及能源的合理利用。然而，采气井与站场处理中心间的计量输差现象普遍存在，严重制约着天然气行业的健康发展。因此，深入探究计量输差的成因并制定有效控制措施，成为天然气行业亟待解决的关键问题。

二、天然气输差的定义与重要性

2.1输差的定义

天然气输差是指天然气在输送过程中的量值减量。输差的计算涉及多个环节的气量核算，主要包括站输差、线输差和综合输差。站输差反映了场站进出气量的差值，是衡量场站计量和输气管理水平的重要指标。通过对站输差的分析，可以及时发现场站内部可能存在的计量问题或气体泄漏隐患。

2.2输差对天然气行业的影响

2.2.1管理影响

计量设备的准确性与输差紧密相关。为降低输差，企业需加强对计量设备的管理，涵盖设备选型、安装、调试、校准和维护等环节，这增加了管理成本与工作量，对计量管理人员的专业素质和管理水平提出更高要求。例如，超声波流量计和高级孔板阀都需定期校准维护以确保精度，否则易导致较大输差，影响企业对采气井与站场处理中心间气量的准确把控。输差还会影响天然气生产和输送的调度。企业需依据输差合理安排从采气井的气源采购、输配计划，保障站场处理中心的正常运行。

2.2.2安全风险增加

部分输差源于管道泄漏、设备故障等，这些不仅造成气量损失，还可能引发火灾、爆炸等安全事故，危及生命财产与公共安全。从采气井到站场处理中心的输送管道一旦发生泄漏，遇明火极易引发严重事故。企业必须加强输差监控与管理，及时处理异常，消除安全隐患，确保天然气输送安全可靠。

三、天然气采气井与站场处理中心计量输差原因分析

3.1实际温压与标准参比条件差异

依据GB/T19205-2008《天然气标准参比条件》，天然气计量的标准压力和温度分别为101.325Kpa和20°C。但在采气井生产和向站场处理中心输送过程中，实际计量条件往往难以达标。若未安装温压补偿装置，计量结果将出现偏差。根据气体状态方程计算，实际供气压力每升高1Kpa，燃气企业损失气量约1%；温度低于参比温度3°C，损失气量也约1%。例如，采气井实际供气压力较高，站场处理中心接收温度较低，若未进行温压补偿，综合温压因素，输差损失可能超5%。可见，供气温度越低、压力越高，燃气企业输差越大。

3.2上游采气井生产及交接问题

采气井生产受地质条件复杂、开采技术水平有限等因素影响，产量不稳定，影响与站场处理中心的交接气量。例如，某些采气井在开采后期，地层压力下降，天然气产量逐渐减少，导致实际交接量低于预期。在天然气交接环节，计量设备不准确或计量方法不合理会造成交接气量误差。此外，协议约定中气量误差允许范围和处理方式不明确，易引发纠纷，导致输差问题难以解决。

3.3管网破损及放散问题

从采气井到站场处理中心的天然气输送管网分布广泛，途经复杂地理环境和工况条件。受客观条件、运营成本等因素限制，部分管网年久失修；或因施工技术、质量监管、设备保养等问题，导致法兰、焊口、阀门处出现“跑、冒、漏、滴”现象。此外管网被第三方挖破、新管线投用置换等也会导致放散，产生输差。

3.4下游计量仪表误差

3.4.1仪表安装、施工不符合规范要求

在站场处理中心的计量仪表安装和施工中，若存在高级孔板阀前未安装整流器，流量计前后直管段不足，仪表安装方向与进气方向不一致，带表焊接法兰、吹扫管线，管线不对中强力拧螺栓使流量计承受应力等问题，都会影响计量准确性，进而导致输差产生。

3.4.2计量仪表不在推荐量程内运行

计量仪表推荐运行范围为最大量程的20%-80%。因仪表选型时工程技术人员估高用户报装气量、用户用气状况变化或工程安装违规采用双路仪表并联运行等因素，会出现“小马拉大车、大马拉小车”现象，产生计量误差，最终导致输差。

3.4.3计量仪表失准运行

超声波流量计、高级孔板阀等在长期使用中，可能出现计量失准。例如，超声波信号在传输过程中可能会受到其他信号的干扰，导致信号失真或丢失，从而影响超声波流量计测量精度；超声波流量计的传感器可能会因为使用时间过长或者使用环境恶劣等原因而出现损坏，进而影响测量精度；部分超声波流量计会存储一些相关参数，如声速、管道大小、流量系数等，如果存储器损坏，将会导致测量误差增大；含水、硫化铁粉末或其他脏污的天然气流过超声波流量计时，脏污逐渐堆积在流量计表体管道内以及超声波探头上，也可能会影响超声波流量计的准确度，最终影响仪表正常运行。孔板在长期使用过程中可能会发生变形、磨损或结污，会导致计量不准确；引压管或三阀组泄漏，变送器故障等都会引起计量失准‌。

3.4.4未按规范要求对仪表维保

在计量仪表日常维护保养中，若超声波流量计未按规定检查固定情况‌、探头信号质量与耦合剂状态，未定期检查管道内壁结垢情况，未定期进行流量计校准。高级孔板阀存在急速启闭流量计前后端阀门，未定期清洗孔板、压力（差压）变送器零位检查及校准、计量回路联校，未按规定对高级孔板阀进行排污等问题；这些都会影响仪表正常运行和计量精度，最终导致输差产生。

四、天然气输差控制措施

4.1传统控制措施

健全计量管理流程，建立完善的计量管理制度，规范计量操作流程，加强对计量人员的培训和管理，确保计量数据的准确采集、记录和传输。例如，制定详细的计量操作规程，明确计量人员的职责和权限，定期对计量人员进行业务培训和考核，提高其计量业务水平。加强管道运行监控，利用先进的监测技术和设备，对管道的运行状态进行实时监测，及时发现管道泄漏、压力异常等问题，并采取相应的措施进行处理。例如，安装管道泄漏监测系统，通过检测管道内的压力、流量、温度等参数的变化，及时发现泄漏点，并发出警报。在采购计量仪表和管道设备时，严格把控质量，选择质量可靠、性能稳定的产品，确保设备在运行过程中的准确性和可靠性。

4.2创新控制措施

采用新的计量方式并应用：天然气计量经历了体积计量、质量计量、热值计量三个阶段，其中热值计量科学、公平、合理。目前，国外发达国家普遍使用热值计量技术，而我国大面积使用的是体积计量方法，仅在国外资源采购环节使用热值计量。随着我国天然气的大力发展和国际贸易交接的日益频繁，应逐步推广热值计量技术，与国际计量技术接轨，以实现更有效的输差控制。引入输差报警系统：利用计算机数据库技术，通过采集长输管道沿线的压力、温度、流量等参数，使用统计分析法，对输差进行定性、定量和定位，为管理决策层提供准确可靠的信息和决策依据，达到输差预警和控制的目的。

5结论

天然气采气井与站场处理中心间的计量输差问题受多种因素影响，严重影响天然气行业的经济、管理、安全和环境等方面。通过对实际温压与标准条件差异、采气井生产及交接、管网及计量仪表等原因的深入分析，针对性提出建控制措施，并结合行业标准与技术文档指导以及实际案例分析，为降低计量输差提供全面解决方案。

参考文献

[1]高生.天然气长输管道输差控制与分析[J].石化技术，2024，31（4）：299-301.