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┱尽３跏荚O(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臺額定排量135m3/h 雙螺桿泵，其中4 臺具有向采油廠反輸?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油罐，6 座儲油罐均有安裝規(guī)范、校驗(yàn)合格的雷達(dá)液位計(jì)；3臺計(jì)量輸油首站-末站刮板流量計(jì)（公稱壓力6.4mPa、量程400m3/h），兩臺計(jì)量采油廠來油流量計(jì)（量程400m3/h），一臺計(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4 臺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 臺雙螺桿泵單臺或泵組在運(yùn)行一段時(shí)間內(nèi)的輸量和采油廠儲油罐接收的原油量（采用靜態(tài)計(jì)量）作對比。分析試驗(yàn)數(shù)據(jù)得出：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(shí)測排量之和也不相同，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)量誤差對比

1）儲油罐雷達(dá)液位計(jì)的標(biāo)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(jī)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(dá)液位計(jì)與人工檢尺具有同樣的系統(tǒng)誤差。根據(jù)輸油首站儲油罐的實(shí)際情況，影響其測量誤差的主要是雷達(dá)液位計(jì)自帶誤差及溫度測量誤差。輸油首站的6 臺雷達(dá)液位計(jì)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(xiàng)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(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)測量儲油罐的誤差合計(jì)為0.08%。

2）某油田的原油計(jì)量交接采用儲油罐靜態(tài)計(jì)量，其測量油品高度誤差主要與量油尺自帶誤差及測量時(shí)的人為誤差有關(guān)。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(xiàn)用量油尺長度是20.000m，誤差是0.01%；用量油尺測量液位時(shí)，連續(xù)測量值相差不大于1mm，否則重新測量，油量計(jì)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(yùn)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(xiàng)帶來的誤差是0.02%。

3）由1）、2）對比，說明采用雷達(dá)液位計(jì)計(jì)量誤差比傳統(tǒng)的液位測量法（手工法）誤差大0.06%，但是在運(yùn)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?cè)萘康臄U(kuò)展不確定度為0.1%，對于此不確定度，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)行對比試驗(yàn)出的三個(gè)儲油罐的計(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)動態(tài)監(jiān)測采油廠-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

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，并對反輸原油的計(jì)量進(jìn)行動態(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。

參考文獻(xiàn)：

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