吳進(jìn)超

(中石化西北油田分公司油氣運(yùn)銷部，輪臺(tái)縣 841600)

0　引言

塔河油田是中石化上游第二大油田、中國(guó)陸上十大油田之一，負(fù)責(zé)勘查、開采區(qū)塊44個(gè)，探明地質(zhì)儲(chǔ)量13.79億噸油當(dāng)量，累計(jì)動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)量8.41億噸，累計(jì)生產(chǎn)原油7726萬噸。塔河油田集輸系統(tǒng)初始設(shè)計(jì)是采油一廠、采油二廠的重質(zhì)原油經(jīng)輸油首站接收后輸送到雅克拉末站，采油一廠的中質(zhì)原油輸送到輪臺(tái)末站，由于油田開發(fā)重點(diǎn)及采油形式的變化，采油一廠中質(zhì)原油需要與自采及輸油首站的重質(zhì)原油混配摻稀注采，從而采油一廠—輸油首站的聯(lián)絡(luò)管線輸送工藝改為反輸，反輸原油一部分用來采油一廠摻稀，一部分輸?shù)捷喤_(tái)末站。2013年聯(lián)絡(luò)管線反輸原油 235萬噸，初始設(shè)計(jì)設(shè)置在輸油首站計(jì)量聯(lián)絡(luò)管線原油的流量計(jì)公稱壓力及量程達(dá)不到反輸計(jì)量的要求，導(dǎo)致聯(lián)絡(luò)管線輸送中的原油無法計(jì)量，給聯(lián)絡(luò)管線精確加注脫硫劑比例、油頭的切換、輸差控制等工作帶來困難。

1　輸油首站工藝改變后帶來的計(jì)量問題

塔庫(kù)首站有9臺(tái)額定排量135m3/h雙螺桿泵，其中4臺(tái)具有向采油一廠反輸?shù)墓δ埽?柱塞泵用來給原油添加脫硫劑； 4座2×104m3、2座3×104m3有合格大罐容積表的儲(chǔ)油罐，6座儲(chǔ)油罐均有安裝規(guī)范、校驗(yàn)合格的雷達(dá)液位計(jì)；3臺(tái)計(jì)量輸油首站-雅克拉末站刮板流量計(jì)(公稱壓力6.4MPa、量程400m3/h)，兩臺(tái)計(jì)量采油二廠來油流量計(jì)(量程400m3/h)，一臺(tái)計(jì)量采油一廠-輸油首站的流量計(jì)(量程200m3/h)。輸油首站根據(jù)生產(chǎn)及銷售實(shí)際，生產(chǎn)運(yùn)行方式基本是邊進(jìn)邊出的運(yùn)行方式，即：一座儲(chǔ)油罐一邊接收采油廠的原油，一邊分兩路外輸；輸油首站-雅克拉末站輸送的原油可以通過外輸流量計(jì)計(jì)量，反輸采油一廠原油一般出站壓力約3MPa、輸量約300m3/h，反輸流量計(jì)(公稱壓力1.6MPa、量程200m3/h)從公稱壓力及流量上均不能滿足計(jì)量的要求。輸油首站輸送到采油一廠的原油根據(jù)采油一廠摻稀需要量及輪臺(tái)末站需要量不斷切換流程，根據(jù)需不需要脫硫原油而不斷切換油頭，且根據(jù)流量變化不斷的調(diào)節(jié)脫硫劑加注量，保證原油硫化氫的含量控制在10-6以內(nèi)，因此給采油一廠-輸油首站的聯(lián)絡(luò)管線反輸原油的計(jì)量提出高精度要求。

2　確定輸油首站反輸計(jì)量的方式

2.1　容積泵計(jì)量

輸油首站具有反輸功能的4臺(tái)輸油泵是雙螺桿泵，屬于容積泵，有一定的計(jì)量作用，根據(jù)輸油泵的額定排量，可以計(jì)算出反輸采油一廠的排量。為實(shí)現(xiàn)反輸原油的精確計(jì)量，驗(yàn)證雙螺桿泵的計(jì)量性能，對(duì)4臺(tái)雙螺桿泵單泵及不同的泵組進(jìn)行計(jì)量準(zhǔn)確度試驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)方式是4臺(tái)雙螺桿泵單臺(tái)或泵組在運(yùn)行一段時(shí)間內(nèi)的輸量和采油一廠儲(chǔ)油罐接收的原油量(采用靜態(tài)計(jì)量)作對(duì)比，具體對(duì)比情況見表1。

表1　雙螺桿泵計(jì)量與采油一廠接收油品對(duì)比表

從試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出：

1)每臺(tái)雙螺桿泵由于自身的屬性，其排量不同，且誤差在-12.5％～10.4％之間，較大。

2)輸油泵泵組的排量和泵組的各單臺(tái)泵的實(shí)測(cè)排量之和也不相同，誤差可達(dá)14.7％，且不同的泵組誤差也不同。

在實(shí)際生產(chǎn)中泵組的組合是不確定的，根據(jù)生產(chǎn)的需要輸油泵在調(diào)頻狀態(tài)下運(yùn)行，由此可以說明根據(jù)雙螺桿泵的排量來計(jì)算聯(lián)絡(luò)管線的數(shù)量誤差較大，所以使用雙螺桿泵排量作為計(jì)量聯(lián)絡(luò)管線輸送原油是不可行的。

2.2　選擇準(zhǔn)確的計(jì)量方式

由于原油銷售渠道暢通，輸油首站運(yùn)行一般采用一座儲(chǔ)油罐一邊接收采油二廠原油，一邊正輸雅克拉末站及反輸采油一廠，其中采油二廠來油及正輸雅克拉末站原油有流量計(jì)計(jì)量，合理利用現(xiàn)有設(shè)備，用二廠來油加上儲(chǔ)油罐液位的變化量再減去正輸雅克拉末站的輸量將得出反輸采油一廠的油量。將可以清晰的計(jì)算出聯(lián)絡(luò)管線的輸量。

Q反=Q二廠+Q罐變化-Q正

(1)

Q罐變化=Vn×ΔL

(2)

式中：Q反為反輸采油一廠原油量，m3；Q二廠為采油二廠來油流量計(jì)計(jì)量量，m3；Q罐變化為儲(chǔ)油罐的變化量，m3；Q正為正輸雅克拉末站流量計(jì)計(jì)量量，m3；Vn為n號(hào)儲(chǔ)油罐每米高度對(duì)應(yīng)的原油量，m3/m；ΔL為液位變化量,m。

2.2.1使用雷達(dá)液位計(jì)計(jì)量誤差對(duì)比

1)儲(chǔ)油罐雷達(dá)液位計(jì)的標(biāo)稱精度是其測(cè)空高的精確度。 液位的精確度受其安裝校正、測(cè)量方法及油罐參照高度的隨機(jī)變化、溫度測(cè)量誤差的影響而存在不確定性，就液位測(cè)量而言，雷達(dá)液位計(jì)與人工檢尺具有同樣的系統(tǒng)誤差。根據(jù)輸油首站儲(chǔ)油罐的實(shí)際情況，影響其測(cè)量誤差的主要是雷達(dá)液位計(jì)自帶誤差及溫度測(cè)量誤差。輸油首站的6臺(tái)雷達(dá)液位計(jì)安裝規(guī)范，油罐參照高度固定，測(cè)量方法正確，測(cè)量范圍為0～50m，精度為5mm,此項(xiàng)測(cè)量誤差為0.01％；不論儲(chǔ)油罐大小，1℃溫差使測(cè)量的靜容積產(chǎn)生0.07％的誤差，輸油首站的原油罐縱向溫差經(jīng)驗(yàn)證明一般在1℃左右，由此導(dǎo)致的計(jì)量誤差達(dá)到 0.07％。雷達(dá)液位計(jì)測(cè)量?jī)?chǔ)油罐的誤差合計(jì)為0.08％。

2)塔河油田的原油計(jì)量交接采用儲(chǔ)油罐靜態(tài)計(jì)量，其測(cè)量油品高度誤差主要與量油尺自帶誤差及測(cè)量時(shí)的人為誤差有關(guān)。量油尺長(zhǎng)度范圍為0.000～30.000m，最大允許誤差是2mm，輸油首站現(xiàn)用量油尺長(zhǎng)度是20.000m,誤差是0.01％；用量油尺測(cè)量液位時(shí)，連續(xù)測(cè)量值相差不大于1mm，否則重新測(cè)量，油量計(jì)算需要測(cè)量高液位和低液位，輸油首站6座儲(chǔ)油罐參照高度在(18±1)m，運(yùn)行中最低液位不低于2.5m，則由此帶來的最大測(cè)量誤差是0.01％；此兩項(xiàng)帶來的誤差是0.02％。

3)由1)、2)對(duì)比，說明采用雷達(dá)液位計(jì)計(jì)量誤差比傳統(tǒng)的液位測(cè)量法(手工法)誤差大0.06％，但是在運(yùn)行中的儲(chǔ)油罐不可能采用靜態(tài)液位手工法測(cè)量。在容量為700m3以上的立式金屬罐，檢定后總?cè)萘康臄U(kuò)展不確定度為0.1％，對(duì)于此不確定度，采用雷達(dá)液位計(jì)計(jì)量誤差比較小，是合理的。

4)使用雷達(dá)液位計(jì)參與計(jì)量反輸油量試驗(yàn)，并與采油一廠靜態(tài)計(jì)量收油量進(jìn)行對(duì)比，對(duì)比表見表2。

表2雷達(dá)液位計(jì)計(jì)量與采油一廠收油量對(duì)比表

對(duì)比儲(chǔ)罐雷達(dá)液位計(jì)計(jì)量反輸油量(m3)采油一廠收油量(m3)誤差(％)1#儲(chǔ)罐37043730-0　72#儲(chǔ)罐4204　441960　23#儲(chǔ)罐49694974-0　1

從表2可以看出，試驗(yàn)出的三個(gè)儲(chǔ)油罐的計(jì)量誤差在0.7％之內(nèi)，比使用雙螺桿泵計(jì)量誤差要小得多，且具有比較高的穩(wěn)定性。滿足塔河油田集輸系統(tǒng)生產(chǎn)運(yùn)行精確加注脫硫劑、準(zhǔn)確切換油頭、輸差分析等要求。

2.2.2實(shí)現(xiàn)動(dòng)態(tài)監(jiān)控反輸原油的計(jì)量

依據(jù)式(1)、(2)在中控機(jī)上組態(tài)，顯示反輸油量，實(shí)現(xiàn)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)采油一廠-輸油首站的聯(lián)絡(luò)管線反輸原油的輸油量、瞬時(shí)流量，為調(diào)度等指揮人員準(zhǔn)確控制脫硫劑的加注比例、判斷油頭位置、分析輸差及預(yù)交油量等作為依據(jù)。

3　結(jié)束語

本文充分利用塔河油田輸油首站現(xiàn)有設(shè)備設(shè)施，通過一定的措施解決輸油工藝改變后帶來的輸送原油不能計(jì)量的問題，彌補(bǔ)塔河油田的一項(xiàng)計(jì)量空白。實(shí)現(xiàn)塔河油田采油一廠-輸油首站聯(lián)絡(luò)管線輸送原油能精確加注脫硫劑，保證外輸原油的油品質(zhì)量，也可以作為判斷油頭位置、輸差分析的依據(jù)，同時(shí)為輸油站庫(kù)工藝發(fā)生改變而不能計(jì)量輸送中的原油問題作參考。

[1]楊榮花.原油靜態(tài)計(jì)量誤差原因分析[J].計(jì)量技術(shù)，2002(11)：58-59

[2]儲(chǔ)邵文.油罐雷達(dá)液位計(jì)液位測(cè)量系統(tǒng)誤差分析[J].油氣儲(chǔ)運(yùn)，2003，22(6):56-59

[3]GB/T 13236—2011石油和液體石油產(chǎn)品儲(chǔ)罐液位手工測(cè)量設(shè)備

[4]GB/T 13894—92石油和液體石油產(chǎn)品液位測(cè)量法(手工法)

[5]JJG 168—2005立式金屬罐容量檢定規(guī)程