專利名稱：干濕天然氣混輸能源計量分配方法及系統(tǒng)的制作方法
技術(shù)領域：
本發(fā)明屬于油氣輸送計量的技術(shù)領域，具體是指一種干濕天然氣混輸能源計量分配方法及系統(tǒng)。
背景技術(shù)：
目前，在國內(nèi)只對屬于同一家公司的天然氣進行計量后銷售給下游客戶，該計量技術(shù)成熟，銷售分配簡單，沒有涉及到混輸計量和要把銷售的天然氣分配給不同公司的問 題。對于所有權(quán)歸屬于不同的企業(yè)法人的海上氣田，開發(fā)時必須建造安裝自己的生產(chǎn)處理設施，投資大，建造周期長，這樣邊際油氣田或小油氣田的開采就沒有經(jīng)濟效益，使邊際油氣田沒有得到有效的開采。而已發(fā)現(xiàn)的邊際氣田由于單獨開采沒有經(jīng)濟價值，必須依托其它氣田的處理設施進行開采，這就必須解決混輸計量分配的技術(shù)問題，尋找經(jīng)濟技術(shù)合理可行的混輸計量分配方法，開發(fā)邊際氣田，滿足國家經(jīng)濟發(fā)展對能源需求的要求。上述論述內(nèi)容目的在于向讀者介紹可能與下面將被描述和/或主張的本發(fā)明的各個方面相關的技術(shù)的各個方面，相信該論述內(nèi)容有助于為讀者提供背景信息，以有利于更好地理解本發(fā)明的各個方面，因此，應了解是以這個角度來閱讀這些論述，而不是承認現(xiàn)有技術(shù)。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明的目的在于避免現(xiàn)有技術(shù)中的不足而提供一種干濕天然氣混輸能源計量分配方法及系統(tǒng)，其可以依托現(xiàn)有海洋油氣生產(chǎn)平臺現(xiàn)有設備設施，開發(fā)單獨開采沒有經(jīng)濟效益的邊際氣田或小氣田，使邊際氣田的開采有經(jīng)濟效益，為國家經(jīng)濟建設提供清潔能源。本發(fā)明的目的通過以下技術(shù)方案實現(xiàn)
提供一種干濕天然氣混輸能源計量分配方法，用于多個氣田的能源混輸，包括以下步
驟
a、對單個氣田所生產(chǎn)的流體進行氣液分離；
b、對氣液分離后得到的氣相流體和液相流體分別進行計量，得出氣相流體和液相流體的能量值，氣相流體的能量值和液相流體的能量值相加得出單個氣田流體的總能量值；
C、將多個氣田的流體混和處理合格后，經(jīng)過輸送管線輸送給同一生產(chǎn)處理設施，得出總產(chǎn)量，在總產(chǎn)量中，根據(jù)各個氣田的總能量值比例計算得出各氣田的產(chǎn)量。其中，在步驟b中，所述液相流體通過質(zhì)量流量計和含水儀，計算得到液相流體中凝析油含量，凝析油含量與事先確定的凝析油單位發(fā)熱量相乘得到液相流體的能量值。其中，在步驟b中，對氣液分離后得到的氣相流體進行組分分析和計量，經(jīng)過組分分析計算得到氣相流體的單位發(fā)熱量，將氣相流體的單位發(fā)熱量與氣相流體的計量結(jié)果相乘得出氣相流體的能量值。一種干濕天然氣混輸能源計量分配系統(tǒng)，包括第一氣田、第二氣田、生產(chǎn)處理裝置、混合輸送管線、第一氣液分離裝置，第一氣相計量裝置、第一液相計量裝置、第二氣液分離裝置、第二氣相計量裝置、第二液相計量裝置，所述第一氣液分離裝置的輸入端與第一氣田連接，第一氣液分離裝置的氣相流體輸出端連接至第一氣相計量裝置，第一氣液分離裝置的液相流體輸出端連接至第一液相計量裝置；所述第二氣液分離裝置的輸入端與第二氣田連接，第二氣液分離裝置的氣相流體輸出端連接至第二氣相計量裝置，第二氣液分離裝置的液相流體輸出端連接至第二液相計量裝置；第一氣相計量裝置、第一液相計量裝置、第二氣相計量裝置、第二液相計量裝置的輸出端通過混合輸送管線輸送給生產(chǎn)處理裝置。其中，所述第一液相計量裝置由第一質(zhì)量流量計和第一含水儀組成，和/或，所述第二液相計量裝置由第二質(zhì)量流量計和第二含水儀組成。其中，所述第一氣相計量裝置由第一超聲波流量計和第一氣相組分儀組成，所述第二氣相計量裝置由第二超聲波流量計和第二氣相組分儀組成。由于采用了上述的結(jié)構(gòu)，本發(fā)明采用能量計量的分配方法，依托原有海洋油氣生 產(chǎn)平臺安裝邊際氣田簡單的分離設備和計量儀表，計算邊際氣田進入處理平臺時的總能量，該能量用于參與計算油氣的分配，實現(xiàn)對混輸流體的計量分配，滿足了邊際氣田的開采要求，從開發(fā)周期和經(jīng)濟投資的對比上說，本發(fā)明具有極大的優(yōu)勢。也可通過計算能量差值的方法，計算出現(xiàn)有處理平臺的氣田進入處理設施時的能量，不必對現(xiàn)有海上生產(chǎn)平臺用于生產(chǎn)目的的計量設備或系統(tǒng)進行改造，節(jié)約投資成本和邊際氣田接入的建造時間，減少作業(yè)風險。本發(fā)明的主要有益效果
I)節(jié)約邊際氣田的開采成本和減少設施建造安裝周期，使邊際氣田的開發(fā)產(chǎn)生經(jīng)濟效益，同時降低建造風險。2)充分利用現(xiàn)有生產(chǎn)平臺設備設施和海底輸送管線，具有很好的經(jīng)濟效益，對其它邊際氣田的開發(fā)具有廣泛的適用性。


利用附圖對本發(fā)明作進一步說明，但附圖中的實施例不構(gòu)成對本發(fā)明的任何限制，對于本領域的普通技術(shù)人員，在不付出創(chuàng)造性勞動的前提下，還可以根據(jù)以下附圖獲得其它的附圖。圖I是干濕天然氣混輸能源計量分配系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)框圖。
具體實施例方式為了使本領域的技術(shù)人員更好地理解本發(fā)明的技術(shù)方案，下面結(jié)合附圖和具體實施例對本發(fā)明作進一步詳細的描述，需要說明的是，在不沖突的情況下，本申請的實施例及實施例中的特征可以相互組合。本發(fā)明的核心在于提供一種干濕天然氣混輸能源計量分配方法及系統(tǒng)，其可以依托現(xiàn)有海洋油氣生產(chǎn)平臺現(xiàn)有設備設施，開發(fā)單獨開采沒有經(jīng)濟效益的邊際氣田或小氣田，使邊際氣田的開采有經(jīng)濟效益，為國家經(jīng)濟建設提供清潔能源。本發(fā)明提供的干濕天然氣混輸能源計量分配方法，用于多個氣田的能源混輸，包括以下步驟a、對單個氣田所生產(chǎn)的流體進行氣液分離；
b、對 氣液分離后得到的氣相流體和液相流體分別進行計量，得出氣相流體和液相流體的能量值，氣相流體的能量值和液相流體的能量值相加得出單個氣田流體的總能量值；
C、將多個氣田的流體混和處理合格后，經(jīng)過輸送管線輸送給同一生產(chǎn)處理設施，得出總產(chǎn)量，在總產(chǎn)量中，根據(jù)各個氣田的總能量值比例計算得出各氣田的產(chǎn)量。其中，在步驟b中，所述液相流體通過質(zhì)量流量計和含水儀，計算得到液相流體中凝析油含量，凝析油含量與事先確定的凝析油單位發(fā)熱量相乘得到液相流體的能量值。其中，在步驟b中，對氣液分離后得到的氣相流體進行組分分析和計量，經(jīng)過組分分析計算得到氣相流體的單位發(fā)熱量，將氣相流體的單位發(fā)熱量與氣相流體的計量結(jié)果相乘得出氣相流體的能量值。如圖I所示，本發(fā)明所述的干濕天然氣混輸能源計量分配系統(tǒng)，包括第一氣田I、第二氣田2、生產(chǎn)處理裝置3、混合輸送管線4、第一氣液分離裝置5，第一氣相計量裝置6、第一液相計量裝置7、第二氣液分離裝置8、第二氣相計量裝置9、第二液相計量裝置10，所述第一氣液分離裝置5的輸入端與第一氣田I連接，第一氣液分離裝置5的氣相流體輸出端連接至第一氣相計量裝置6，第一氣液分離裝置5的液相流體輸出端連接至第一液相計量裝置7 ;所述第二氣液分離裝置8的輸入端與第二氣田2連接，第二氣液分離裝置8的氣相流體輸出端連接至第二氣相計量裝置9，第二氣液分離裝置8的液相流體輸出端連接至第二液相計量裝置10 ;第一氣相計量裝置6、第一液相計量裝置7、第二氣相計量裝置9、第二液相計量裝置10的輸出端通過混合輸送管線4輸送給生產(chǎn)處理裝置3。生產(chǎn)處理裝置3得出油氣的總產(chǎn)量，在總產(chǎn)量中，根據(jù)各個氣田的總能量值比例計算得出各氣田的產(chǎn)量。其中，所述第一液相計量裝置7由第一質(zhì)量流量計和第一含水儀組成，和/或，所述第二液相計量裝置10由第二質(zhì)量流量計和第二含水儀組成。液相流體通過質(zhì)量流量計和含水儀，計算得到液相流體中凝析油含量，凝析油含量與事先確定的凝析油單位發(fā)熱量相乘得到液相流體的能量值。其中，所述第一氣相計量裝置6由第一超聲波流量計和第一氣相組分儀組成，所述第二氣相計量裝置9由第二超聲波流量計和第二氣相組分儀組成。超聲波流量計對氣液分離后得到的氣相流體進行計量，氣相組分儀組對氣相流體進行組分分析得到氣相流體的單位發(fā)熱量，將氣相流體的單位發(fā)熱量與氣相流體的計量結(jié)果相乘得出氣相流體的能量值。本發(fā)明的分配計算方法具體如下
各氣田生產(chǎn)的凝析油的分配計算方法包括計算公式按照各氣田每天生產(chǎn)的總能量占各氣田能量總和的比例分配每天的凝析油產(chǎn)量，即如果氣田I某一天生產(chǎn)的總能量為Epl，氣田2某一天生產(chǎn)的總能量為Ep2，計量的凝析油總生產(chǎn)量為Qp (凝析油)，那么氣田I某一天分配的凝析油產(chǎn)量為Qpl (凝析油)=Epl/(Epl+Ep2)*Qp (凝析油)，氣田2某一天分配的凝析油產(chǎn)量為Qp2=(凝析油)Ep2/ (EpI+Ep2) *Qp (凝析油).如果有兩個以上氣田，也依此類推。各氣田生產(chǎn)的液化石油氣的計算分配方法包括計算公式按照各氣田每天生產(chǎn)的總能量占各氣田能量總和的比例分配每天的液化石油氣產(chǎn)量，即如果氣田I某一天生產(chǎn)的總能量為Epl，氣田2某一天生產(chǎn)的總能量為Ep2，計量的液化石油氣總生產(chǎn)量為Qp(LPG)那么氣田I某一天分配的液化石油氣產(chǎn)量為=Qpl(LPG) =Epl/(Epl+Ep2)*Qp (LPG)，氣田2某一天分配的液化石油氣產(chǎn)量為Qp2 (LPG) Ep2/(Epl+Ep2*Qp (LPG)).如果有兩個以上氣田，也依此類推。銷售凝析油的分配方法包括分配公式按照各氣田在兩次銷售之間每天生產(chǎn)的量的累積占各氣田累積生產(chǎn)量總和的比例分配凝析油銷售量，即如果氣田I在兩次銷售凝析油之間生產(chǎn)的凝析油總量累積為Qptl (凝析油)，氣田2在兩次銷售凝析油之間生產(chǎn)的凝析油總量累積為Qpt2 (凝析油)，銷售的凝析油量為Qs (凝析油)那么氣田I分配的凝析油銷售量為Qptl (凝析油)/ [Qptl (凝析油)+Qpt2 (凝析油)]*Qs (凝析油)，氣田2分配的凝析油銷售量為Qpt2 (凝析油)/ [Qptl (凝析油)+Qpt2 (凝析油)]*Qs (凝析油).如果有兩個以上氣田，也依此類推。銷售液化石油氣的分配方法包括分配公式按照各氣田在兩次銷售之間每天生產(chǎn)的液化石油氣產(chǎn)量的累積占各氣田累積生產(chǎn)量總和的比例分配液化石油氣銷售量，即如果氣田I在兩次銷售液化石油氣之間生產(chǎn)的液化石油氣總生產(chǎn)量累積為Qptl (LPG)，氣田2在兩次銷售液化石油氣之間生產(chǎn)的液化石油氣總生產(chǎn)量累積為Qpt2 (LPG)，銷 售的液化石油氣量為Qs(LPG)那么氣田I分配的液化石油氣銷售量為=Qptl(LPG)/[Qptl (LPG) +Qpt2 (LPG) ] *Qs (LPG)，氣田2分配的液化石油氣銷售量為Qpt2 (LPG) /[Qptl (LPG) +Qpt2 (LPG) ] *Qs (LPG).如果有兩個以上氣田，也依此類推。銷售天然氣的分配方法包括分配公式，該方法必須依據(jù)各方的海管庫存賬戶量，下游用戶的指定量或需求量，銷售合同的最大合同量等綜合考慮。燃料氣和排放氣的分配方法必須按照各方達成的燃料氣分擔協(xié)議分配。按照各方達成的協(xié)議，采用各方配定的運輸能力計算分配輸送管線靜態(tài)庫存賬戶，最小庫存賬戶和最大庫存賬戶，對輸送管線進行庫存賬戶管理。本發(fā)明的工作原理如下
參見圖I，第一氣田即邊際氣田的流體通過氣液分離裝置的分離后，氣相流體經(jīng)過超聲波流量計測得天然氣的體積(M3)，該體積與通過組分分析計算得到的單位發(fā)熱量MJ/M3的相乘得到第一氣田進入處理設施時的氣相總能值；液相流體通過質(zhì)量流量計和含水儀，可計算得到第一氣田凝析油的質(zhì)量和體積，該體積與各方約定的單位體積的發(fā)熱量MJ/M3相乘得到第一氣田進入處理設施時的凝析油總能值，凝析油總能量與天然氣總能量之和就是第一氣田進入處理設施時的總能量，同樣采用相同或類似的方法，計算銷售天然氣的總能值，凝析油儲罐體積變化的能量或銷售凝析油的能量，液化石油氣儲罐體積變化的能量或液化石油氣銷售的能量，燃料氣的能量，以及海管管存量的變化能量。第二氣田進入處理設施時的總能量也可通過上述方法計算，第二氣田也可通過計算差值的方法計算出進入處理設施時的總能量。依據(jù)計算得到的第一氣田和第二氣田每天進入處理設施時的總能量，可計算得到第一氣田和第二氣田每年凝析油產(chǎn)量和液化石油氣產(chǎn)量，通過累加的方法，可計算得到第一氣田和第二氣田月度累計生產(chǎn)的總能量，凝析油的產(chǎn)量和能量，液化石油氣的產(chǎn)量和能量，以及兩次銷售凝析油或液化石油氣之間，第一氣田和第二氣田凝析油的產(chǎn)量和液化石油氣的產(chǎn)量，并依據(jù)第一氣田和第二氣田凝析油的產(chǎn)量和液化石油氣的產(chǎn)量，計算第一氣田和第二氣田的凝析油或液化石油氣銷售的分配量。
為了保證能隨時能向下游客戶供氣，海管必須保存一定天然氣的量，即靜態(tài)管存，可依據(jù)銷售合同對最低供氣壓力的要求和下游需求量為零時計算出總的靜態(tài)管存，同時依據(jù)下游的需求量和在保證供氣最低壓力要求的前提下，計算出總的最小庫存賬戶；依據(jù)海管的設計壓力或海上平臺設備的能力(主要是氣體壓縮機的工況條件)和氣藏壓力情況，計算出總的最大海管庫存賬戶，依據(jù)下游的用氣量，現(xiàn)場的作業(yè)情況，以及最大和最小庫存賬戶之差，計算出?？偟暮９軒齑尜~戶目標管水平。然后依據(jù)第一氣田和第二氣田配定的運輸能力或最大合同量，計算出第一氣田和第二氣田各自的靜態(tài)管存，最小庫存賬戶，最大庫存賬戶，和庫存賬戶目標管水平。依據(jù)下游需求量，庫存賬戶目標管水平和實際的庫存賬戶，可指導各氣田的生產(chǎn)和維保作業(yè)的安排。對于銷售天然氣的分配，必須依據(jù)下游客戶給各氣田的指定量，最大合同量和最小海管庫存賬戶的情況進行分配，詳細說明如下
參數(shù)說明ql_第一氣田的指定量，ql (max)-第一氣田最大合同量，ql(管min)_第一氣田海管最低容許能量水平，ql (靜)_第一氣田海管靜態(tài)能量，q2_第二氣田的指定量，q2 (max)-第二氣田最大合同量，q2 (管min)-第二氣田海管最低容許能量水平，q2 (靜)-第一氣田海管靜態(tài)能量。 I. (ql+q2)>=q,且ql〈ql (管min), q2〈q2 (管min),則天然氣銷售量的分配為第一氣田=ql*q/(ql+q2);第二氣田=q2*q/(ql+q2)。2. (ql+q2) <q,且ql〈ql (管min), q2〈q2 (管min),則天然氣銷售量的分配為
O小于等于(ql+q2)的量，按照I的方法分配；
2)大于(ql+q2)的量的分配，應先確定各方參與分配的參數(shù)大小，選取以下各氣田三個參數(shù)的最小值參與分配
第一氣田三個參數(shù)為:(ql (管 min)-ql), ql*[(ql (管 min)-ql) + (q2(管 min)-q2)]/(ql+q2) , ql*[ (ql (管 min) -ql) + (q2 (管 min) _q2) ]/ (ql+q2)和(ql (管 min) -ql)之小值與(q2 (管 min)_q2)，q2*[ (ql (管 min) -ql) + (q2 (管 min)-q2) ]/ (ql+q2)之小值乘以 ql/q2的小值；
第二氣田三個參數(shù)為(q2(管 min) -q2), q2*[(ql (管 min) -ql) + (q2(管 min) -q2)]/(ql+q2) , (q2(管 min)-q2)，q2*[(ql(管 min)-ql) + (q2(管 min)-q2)]/ (ql+q2)和ql*[ (ql (管 min) -ql) + (q2 (管 min) _q2) ]/ (ql+q2)和(ql (管 min) -ql)之小值乘以 q2/ql之小值；
第一氣田的分配=(q-ql_q2 )* (第一氣田的最小參數(shù))/ (第一氣田的最小參數(shù)+第二氣田的最小參數(shù))；
第二氣田的分配=(q-ql_q2 )* (第二氣田的最小參數(shù))/ (第一氣田的最小參數(shù)+第二氣田的最小參數(shù))。3. ql>ql (max), q2〈=q2 (max), (ql+q2) <q,且 ql〈ql (管 min)，q2〈q2 (管 min)，貝丨J天然氣銷售量的分配為
1)先把ql的分配給第一氣田，q2的量分配給第二氣田；
2)剩余的量(q-ql_q2)按2.(2)的分配方法分配。4. ql〈=ql (max), q2>q2 (max), (ql+q2) <q,且 ql〈ql (管 min)，q2〈q2 (管 min)，貝丨J天然氣銷售量的分配與3的分配方法相同。
5. ql>ql (max), q2>q2 (max), (ql+q2) <q,且 ql〈ql (管 min)，q2〈q2 (管 min)，則天然氣銷售量的分配與3的分配方法相同。6. ql>ql (max), q2>q2 (max), (ql+q2) >q> [ql (max) +q2 (max)],且 ql〈ql (管 min),q2〈q2 (管min)，則天然氣銷售量的分配為
O先把ql(max)分配給第一氣田，q2 (max)分配給第二氣田；
2)剩余銷售量[q-ql (max)_q2(max)]按超出最大合同量的比例分配第一氣田=[q-ql(max)-q2(max)]*[ql-ql(max)]/{[ql-ql(max)] + [q2_q2(max)]}；第二氣田=[q-ql (max) -q2 (max) ] * [q2_q2 (max) ] / {[ql-ql (max) ] + [q2_q2 (max) ]}。
7. ql>ql (max), q2>q2 (max), q< [ql (max) +q2 (max)]，且 ql〈ql (管 min)，q2〈q2 (管min)，則天然氣銷售量按最大合同量所占的比例分配
第一氣田=q*ql (max) / [ql (max) +q2 (max)]；
第二氣田=q*q2 (max) / [ql (max) +q2 (max)]。8. [ql (靜)+q2(靜)]>q>[ql (管 min)+q2(管 min)]時,按照 I 至 7 的方法分配[ql (管min) +q2 (管min)]的銷售量后,剩余量q_ [ql (管min) +q2 (管min)]按照各自剩余能量高于靜態(tài)能量的比例分配到各氣田或各庫存賬戶。9. [ql (靜)+q2 (靜)]<q時，先按照I至8的方法分配，剩余的銷售量按照各自剩余能量(大于零的能量)的比例分配到各氣田或庫存賬戶。只有某庫存賬戶在當日結(jié)束時的管存量仍保持在最低容許能量水平以上，該庫存賬戶才可根據(jù)以上(I)到(7)各項的要求，有權(quán)對流體進行再交付。如果在再交付點(天然氣)各方都沒有給出指定量，且配定的運輸處理能力超出量和前一天有效指定量為零的情況下，則再交付的流體應按照各庫存賬戶(過去六十(60)天內(nèi)在再交付點(天然氣)再交付了流體的庫存賬戶)在再交付點(天然氣)的配定的再交付能力的比例大小進行分配。如果某一氣田或者某一方在某一天沒有給出指定量，則該氣田不能參與天然氣銷售量的分配。上面的描述中闡述了很多具體細節(jié)以便于充分理解本發(fā)明，但是，本發(fā)明還可以采用其他不同于在此描述的其他方式來實施，因此，不能理解為對本發(fā)明保護范圍的限制?？傊?，本發(fā)明雖然例舉了上述優(yōu)選實施方式，但是應該說明，雖然本領域的技術(shù)人員可以進行各種變化和改型，除非這樣的變化和改型偏離了本發(fā)明的范圍，否則都應該包括在本發(fā)明的保護范圍內(nèi)。
權(quán)利要求
1.一種干濕天然氣混輸能源計量分配方法，用于多個氣田的能源混輸，包括以下步驟 a、對單個氣田所生產(chǎn)的流體進行氣液分離； b、對氣液分離后得到的氣相流體和液相流體分別進行計量，得出氣相流體和液相流體的能量值，氣相流體的能量值和液相流體的能量值相加得出單個氣田流體的總能量值； C、將多個氣田的流體混和處理合格后，經(jīng)過輸送管線輸送給同一生產(chǎn)處理設施，得出總產(chǎn)量，在總產(chǎn)量中，根據(jù)各個氣田的總能量值比例計算得出各氣田的產(chǎn)量。
2.根據(jù)權(quán)利要求I所述的干濕天然氣混輸能源計量分配方法，在步驟b中，所述液相流體通過質(zhì)量流量計和含水儀，計算得到液相流體中凝析油含量，凝析油含量與事先確定的凝析油單位發(fā)熱量相乘得到液相流體的能量值。
3.根據(jù)權(quán)利要求I或2所述的干濕天然氣混輸能源計量分配方法，在步驟b中，對氣液分離后得到的氣相流體進行組分分析和計量，經(jīng)過組分分析計算得到氣相流體的単位發(fā)熱量，將氣相流體的単位發(fā)熱量與氣相流體的計量結(jié)果相乘得出氣相流體的能量值。
4.一種干濕天然氣混輸能源計量分配系統(tǒng)，其特征在于包括第一氣田(I)、第二氣田(2)、生產(chǎn)處理裝置(3)、混合輸送管線(4)、第一氣液分離裝置(5)，第一氣相計量裝置(6)、第一液相計量裝置(7)、第二氣液分離裝置(8)、第二氣相計量裝置(9)、第二液相計量裝置(10)，所述第一氣液分離裝置(5)的輸入端與第一氣田(I)連接，第一氣液分離裝置(5)的氣相流體輸出端連接至第一氣相計量裝置(6)，第一氣液分離裝置(5)的液相流體輸出端連接至第一液相計量裝置(7);所述第二氣液分離裝置(8)的輸入端與第二氣田(2)連接，第二氣液分離裝置(8)的氣相流體輸出端連接至第二氣相計量裝置(9)，第二氣液分離裝置(8)的液相流體輸出端連接至第二液相計量裝置(10);第一氣相計量裝置(6)、第一液相計量裝置(7)、第二氣相計量裝置(9)、第二液相計量裝置(10)的輸出端通過混合輸送管線(4 )輸送給生產(chǎn)處理裝置(3 )。
5.根據(jù)權(quán)利要求4所述的干濕天然氣混輸能源計量分配系統(tǒng)，其特征在于所述第一液相計量裝置(7)由第一質(zhì)量流量計和第一含水儀組成，和/或，所述第二液相計量裝置(10)由第二質(zhì)量流量計和第二含水儀組成。
6.根據(jù)權(quán)利要求4或5所述的干濕天然氣混輸能源計量分配系統(tǒng)，其特征在于所述第一氣相計量裝置(6)由第一超聲波流量計和第一氣相組分儀組成，所述第二氣相計量裝置(9)由第二超聲波流量計和第二氣相組分儀組成。
全文摘要
本發(fā)明公開了一種干濕天然氣混輸能源計量分配方法。方法包括以下步驟a、對單個氣田所生產(chǎn)的流體進行氣液分離；b、對氣液分離后得到的氣相流體和液相流體分別進行計量，得出氣相流體和液相流體的能量值，氣相流體的能量值和液相流體的能量值相加得出單個氣田流體的總能量值；c、將多個氣田的流體混和處理合格后，經(jīng)過輸送管線輸送給同一生產(chǎn)處理設施，得出總產(chǎn)量，在總產(chǎn)量中，根據(jù)各個氣田的總能量值比例計算得出各氣田的產(chǎn)量。本發(fā)明還提供了一種采用上述方法的系統(tǒng)。本發(fā)明采用能量計量的分配方法，實現(xiàn)對混輸流體的計量分配，滿足了邊際氣田的開采要求，從開發(fā)周期和經(jīng)濟投資的對比上說，本發(fā)明具有極大的優(yōu)勢。
文檔編號F17D1/04GK102777767SQ201210279189
公開日2012年11月14日 申請日期2012年8月8日 優(yōu)先權(quán)日2012年8月8日
發(fā)明者李勁松, 歐光堯, 沈宏, 涂少勇, 溫家明, 熊永衛(wèi), 胡鵬, 鄧傳忠, 金光智 申請人:中國海洋石油總公司, 中海石油(中國)有限公司湛江分公司