馬云龍

摘 要：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。由于油田開發(fā)重點(diǎn)及采油形式的變化，原油的輸送工藝會(huì)發(fā)生改變，初始設(shè)計(jì)難以達(dá)到原油輸送中計(jì)量的功能要求。本文以油田輸油首站反輸原油的在線計(jì)量為例，提出了解決輸油工藝改變后帶來的輸送原油不能計(jì)量的問題的措施，期以為油田集輸系統(tǒng)生產(chǎn)運(yùn)輸計(jì)量提供依據(jù)。

關(guān)鍵詞：油田開發(fā)；輸送工藝；在線計(jì)量；摻??；輸差控制

某油田有負(fù)責(zé)勘查、開采區(qū)塊探明地質(zhì)儲(chǔ)量10億噸油當(dāng)量。由于油田開發(fā)重點(diǎn)及采油形式的變化，中質(zhì)原油需與自采及輸油首站重質(zhì)原油混配摻稀注采，從而輸油首站的聯(lián)絡(luò)管線輸送工藝改為反輸，反輸原油一部分摻稀，一部分輸?shù)侥┱?。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)致管線輸送中原油無法計(jì)量，給管線精確加注脫硫劑比例、油頭切換、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

某首站有9臺(tái)額定排量135m3/h 雙螺桿泵，其中4 臺(tái)具有向采油廠反輸?shù)墓δ埽? 柱塞泵用來給原油添加脫硫劑；4座2 ×104 m3、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-末站刮板流量計(jì)（公稱壓力6.4mPa、量程400m3/h），兩臺(tái)計(jì)量采油廠來油流量計(jì)（量程400m3/h），一臺(tái)計(jì)量采油廠-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-末站輸送的原油可以通過外輸流量計(jì)計(jì)量，反輸采油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)的輸量和采油廠儲(chǔ)油罐接收的原油量（采用靜態(tài)計(jì)量）作對(duì)比。分析試驗(yàn)數(shù)據(jù)得出：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)油罐一邊接收采油廠原油，一邊正輸末站及反輸采油廠，其中采油廠來油及正輸末站原油有流量計(jì)計(jì)量，合理利用現(xiàn)有設(shè)備，用來油加上儲(chǔ)油罐液位的變化量再減去正輸末站的輸量將得出反輸采油廠的油量。將可以清晰的計(jì)算出聯(lián)絡(luò)管線的輸量。

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）某油田的原油計(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)，并與采油廠靜態(tài)計(jì)量收油量進(jìn)行對(duì)比試驗(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)中控機(jī)上的組態(tài)，顯示反輸油量，實(shí)現(xiàn)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)采油廠-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(yǔ)

工藝改造從可行性研究、設(shè)計(jì)、施工、投用既需要時(shí)間也需要投資，給原油在輸送中的計(jì)量帶來困難。針對(duì)這一問題，本文提出可以利用輸油首站現(xiàn)有設(shè)備設(shè)施，通過雷達(dá)液位計(jì)計(jì)量誤差，并對(duì)反輸原油的計(jì)量進(jìn)行動(dòng)態(tài)監(jiān)控等方式來解決。本文發(fā)現(xiàn)采用采油廠-輸油首站的聯(lián)絡(luò)管線輸送原油，不僅能提高外輸原油的油品質(zhì)量管控，還能輔以判斷油頭位置、輸差分析。

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