吳進超

(中石化西北油田分公司油氣運銷部，輪臺縣 841600)

0　引言

塔河油田是中石化上游第二大油田、中國陸上十大油田之一，負責勘查、開采區(qū)塊44個，探明地質儲量13.79億噸油當量，累計動用石油地質儲量8.41億噸，累計生產原油7726萬噸。塔河油田集輸系統初始設計是采油一廠、采油二廠的重質原油經輸油首站接收后輸送到雅克拉末站，采油一廠的中質原油輸送到輪臺末站，由于油田開發(fā)重點及采油形式的變化，采油一廠中質原油需要與自采及輸油首站的重質原油混配摻稀注采，從而采油一廠—輸油首站的聯絡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，一部分輸到輪臺末站。2013年聯絡管線反輸原油 235萬噸，初始設計設置在輸油首站計量聯絡管線原油的流量計公稱壓力及量程達不到反輸計量的要求，導致聯絡管線輸送中的原油無法計量，給聯絡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量問題

塔庫首站有9臺額定排量135m3/h雙螺桿泵，其中4臺具有向采油一廠反輸的功能，2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油罐，6座儲油罐均有安裝規(guī)范、校驗合格的雷達液位計；3臺計量輸油首站-雅克拉末站刮板流量計(公稱壓力6.4MPa、量程400m3/h)，兩臺計量采油二廠來油流量計(量程400m3/h)，一臺計量采油一廠-輸油首站的流量計(量程200m3/h)。輸油首站根據生產及銷售實際，生產運行方式基本是邊進邊出的運行方式，即：一座儲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計量，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(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量的要求。輸油首站輸送到采油一廠的原油根據采油一廠摻稀需要量及輪臺末站需要量不斷切換流程，根據需不需要脫硫原油而不斷切換油頭，且根據流量變化不斷的調節(jié)脫硫劑加注量，保證原油硫化氫的含量控制在10-6以內，因此給采油一廠-輸油首站的聯絡管線反輸原油的計量提出高精度要求。

2　確定輸油首站反輸計量的方式

2.1　容積泵計量

輸油首站具有反輸功能的4臺輸油泵是雙螺桿泵，屬于容積泵，有一定的計量作用，根據輸油泵的額定排量，可以計算出反輸采油一廠的排量。為實現反輸原油的精確計量，驗證雙螺桿泵的計量性能，對4臺雙螺桿泵單泵及不同的泵組進行計量準確度試驗。

實驗方式是4臺雙螺桿泵單臺或泵組在運行一段時間內的輸量和采油一廠儲油罐接收的原油量(采用靜態(tài)計量)作對比，具體對比情況見表1。

表1　雙螺桿泵計量與采油一廠接收油品對比表

從試驗數據可以看出：

1)每臺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泵的實測排量之和也不相同，誤差可達14.7％，且不同的泵組誤差也不同。

在實際生產中泵組的組合是不確定的，根據生產的需要輸油泵在調頻狀態(tài)下運行，由此可以說明根據雙螺桿泵的排量來計算聯絡管線的數量誤差較大，所以使用雙螺桿泵排量作為計量聯絡管線輸送原油是不可行的。

2.2　選擇準確的計量方式

由于原油銷售渠道暢通，輸油首站運行一般采用一座儲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計量，合理利用現有設備，用二廠來油加上儲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。將可以清晰的計算出聯絡管線的輸量。

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計量量，m3；Q罐變化為儲油罐的變化量，m3；Q正為正輸雅克拉末站流量計計量量，m3；Vn為n號儲油罐每米高度對應的原油量，m3/m；ΔL為液位變化量,m。

2.2.1使用雷達液位計計量誤差對比

1)儲油罐雷達液位計的標稱精度是其測空高的精確度。 液位的精確度受其安裝校正、測量方法及油罐參照高度的隨機變化、溫度測量誤差的影響而存在不確定性，就液位測量而言，雷達液位計與人工檢尺具有同樣的系統誤差。根據輸油首站儲油罐的實際情況，影響其測量誤差的主要是雷達液位計自帶誤差及溫度測量誤差。輸油首站的6臺雷達液位計安裝規(guī)范，油罐參照高度固定，測量方法正確，測量范圍為0～50m，精度為5mm,此項測量誤差為0.01％；不論儲油罐大小，1℃溫差使測量的靜容積產生0.07％的誤差，輸油首站的原油罐縱向溫差經驗證明一般在1℃左右，由此導致的計量誤差達到 0.07％。雷達液位計測量儲油罐的誤差合計為0.08％。

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

3)由1)、2)對比，說明采用雷達液位計計量誤差比傳統的液位測量法(手工法)誤差大0.06％，但是在運行中的儲油罐不可能采用靜態(tài)液位手工法測量。在容量為700m3以上的立式金屬罐，檢定后總容量的擴展不確定度為0.1％，對于此不確定度，采用雷達液位計計量誤差比較小，是合理的。

4)使用雷達液位計參與計量反輸油量試驗，并與采油一廠靜態(tài)計量收油量進行對比，對比表見表2。

表2雷達液位計計量與采油一廠收油量對比表

對比儲罐雷達液位計計量反輸油量(m3)采油一廠收油量(m3)誤差(％)1#儲罐37043730-0　72#儲罐4204　441960　23#儲罐49694974-0　1

從表2可以看出，試驗出的三個儲油罐的計量誤差在0.7％之內，比使用雙螺桿泵計量誤差要小得多，且具有比較高的穩(wěn)定性。滿足塔河油田集輸系統生產運行精確加注脫硫劑、準確切換油頭、輸差分析等要求。

2.2.2實現動態(tài)監(jiān)控反輸原油的計量

依據式(1)、(2)在中控機上組態(tài)，顯示反輸油量，實現動態(tài)監(jiān)測采油一廠-輸油首站的聯絡管線反輸原油的輸油量、瞬時流量，為調度等指揮人員準確控制脫硫劑的加注比例、判斷油頭位置、分析輸差及預交油量等作為依據。

3　結束語

本文充分利用塔河油田輸油首站現有設備設施，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量的問題，彌補塔河油田的一項計量空白。實現塔河油田采油一廠-輸油首站聯絡管線輸送原油能精確加注脫硫劑，保證外輸原油的油品質量，也可以作為判斷油頭位置、輸差分析的依據，同時為輸油站庫工藝發(fā)生改變而不能計量輸送中的原油問題作參考。

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

[2]儲邵文.油罐雷達液位計液位測量系統誤差分析[J].油氣儲運，2003，22(6):56-59

[3]GB/T 13236—2011石油和液體石油產品儲罐液位手工測量設備

[4]GB/T 13894—92石油和液體石油產品液位測量法(手工法)

[5]JJG 168—2005立式金屬罐容量檢定規(guī)程