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接转站原油计量系统技术改造分析
jiang_0514 发表于 2009/2/16 9:52:29 1064 查看 0 回复 [上一主题] [下一主题]
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[摘 要]文章介绍了桩西采油厂接转站原油计量系统，从影响原油动态计量精度的两类仪表出发，在含水测量及流量测量方面，通过采用新工艺、完善计量流程及应用高含水原油分水技术，提高了接转站计量精度，取得了良好的效果。
[关键词]自动计量；流量；含水
原油计量主要是指混合液中油、气、水的计量，在我厂分为三级：计量站（分井）生产计量、接转站（分队）原油计量、联合站（分厂）外输原油计量。接转站原油计量作为原油计量的中间环节，主要用于生产过程的产量计算、储量控制和生产管理。我厂分队原油自动计量技术起步较早。1989年采用自主研制的BH-88计量微机系统，完成了采油厂的原油产量交接和厂内各队的产量分配，实现了按微机报表来进行正算，在采油厂产量计量中发挥了重要的作用。直到1995年前后，由于含水的不断升高，在相变区出现了较大的含水测量误差。于是通过对多种类型含水仪表的现场数据的分析对比，从1996年开始在我厂推广应用了射线型原油含水率自动监测传感器及配套的微机系统，使我厂的中、高含水原油分队产量计量继续保持了较好的应用效果。但是受当时技术限制及长时间的连续运转，故障率相对提高，出现了较大的误差，计量精度得不到有效保障，制约了生产管理水平的进一步提高。于是在2004年，根据现场使用经验，对我厂接转站原油产量计量系统再次进行了技术改造。
1 技术改进
1．1技术现状
接转站原油计量采用动态计量方式，在原油动态计量方式下，影响原油计量精度也就是：在原油动态计量工况条件下，影响用于计量原油的仪表的精度，主要是含水测量仪表与流量测量仪表。针对现场使用中出现的问题，我们从影响这两类仪表精度的因素方面对我厂计量系统进行了分析：
（1）我们原来所使用的射线型含水仪表采用的是单探测器，当被测介质中存在极少量气体时，对含水测量的误差可忽略不计；但当气体达到一定程度时，就会对含水测量带来较大的误差。
（2）温度对含水存在一定的影响。使用中发现桩89接转站对含水跟踪效果不好。主要由于该站液量低且油粘度较大，因而其外输流程中存在掺水工艺，由于来液量和掺水量的不断变化，造成温度变化较大，正常情况下输油温度在50％～70℃之间变化，变化率也较大（>2℃／min）。我们根据现场实验数据得出，含水率不变的情况下，温度每变化1℃，引起含水率的变化在±0.1％～0.6％。
（3）密度的变化会对含水测量带来较大的误差。桩52接转站就是一个例子，其站内外输原油不仅有井排来油，还包括单井拉油及大明公司交油，因而造成其外输油品物性变化较大，使用过程中对含水跟踪效果也不理想。
（4）流量测量是接转站原油计量中另一项重要的参数。改造前外输流程不尽完善，8座接转站中有3座接转站没有备用流程，当流量计发生故障时，只能走旁通，中断了接转站的连续计量系统；即使有备用流程的接转站也没有完全按照要求来进行安装，不能保证流量仪表在精度范围内运行。
1．2方案确定
我们根据现场工况要求及使用经验，采用了以下方案：含水测量采用同位素法含水测量仪表，并辅以相应的导流技术、含气修正、温度修正等改进措施；流量测量采用0.2级罗茨流量计，对流程中存在的不规范处进行改造，并利用刮板流量计进行了含砂油计量的试验；针对液量大含水高的情况，采用高含水原油分水技术，降低外输油含水，减小原油计量的相对误差。
1．3技术应用
（1）含水测量
影响原油动态计量精度的一个关键问题是原油中的水分测定，改造中含水测量采用射线型测量仪表，它是射线与物质的原子直接发生作用，与被测物质状态无关，具有良好的零点稳定性。但射线型含水仪表在实际应用过程中受许多客观因素（介质流态、温度、介质流速、介质物性等）的影响，因此该类型仪表应用的好坏与现场实际密切相关。在改造过程中，针对这些问题，在数据采集、处理方式上采取了一些有效措施，消除了现场的许多不稳定因素，提高了仪表的性能。
①应用导流技术
被测介质的流态对于含水测量精确度存在一定的影响，本次更换一次仪表中全部加入了导流器，对于解决流态、流速有较大变化的管线含水率的准确测量到了关键作用。
②采用温度修正
从测量原理上来讲，温度对原油含水率变化的影响不是十分敏感，但是温度的变化会引起原油密度的变化，所以当温度变化率较大时，对原油含水的影响就不可忽略。通过增加温度变送器，实时采集温度，进行温度修正，基本消除了温度变化对原油含水率的影响。
③采用含气修正
针对被测介质中含气的影响，采用一个与出射方向成θ角的散射探测器，与透射探测器共同组成一套探测器系统，对介质进行含水率和含气率的测量。含水测量为定量测量，含气测量为定性测量，在线修正因含气引起的含水率测量误差，提高含水的测量精度。
④双参数系统运行
主要是针对桩52接转站原油物性复杂，对含水测量影响较大而提出的。改造中针对该站的实际情况，采用双参数运行系统。由于52站大明输油采用定时输油方式，系统自动切换运行参数，基本消除了原油物性变化而引起的含水测量误差，保证了仪表的测量精度。
（2）流量测量
①流程的改造
改造中增加备用流程，流量计全部采用高精度等级仪表（0．2级流量计），安装严格按照规程进行，每台流量计信号并联进入该站的计量微机系统，确保流量信号不会因流量计的故障而丢失。
②刮板流量计
桩106接转站含砂严重，采用罗茨流量计进行计量时，经常因转子磨损严重而影响正常计量，平均维修时间为40～50天，因此，我们进行了刮板流量计计量含砂油试验。刮板流量计是弹性密封，防砂卡性能好，刮板与壳体和端盖之间有微小过盈配合，检定合格的流量计更换转子后可以不用复检，有利于方便生产，由于其运行平稳，不易磨损，使用后平均故障周期延长到4个月。
③高含水油分水技术
含水对原油流量的计量也存在较大的影响。当原油含水较高时，流体的粘度降低，在流体流速较小的情况下，会造成流量计的漏失量增大，有时流量计不工作。对于含水原油来说，随着含水率的升高、含水油的粘度降低，则流量计的漏失量也就加大。油田开发进入高含水期后，油井含水普遍达到甚至超过90％，进入接转站外输时，不仅会造成很大的资源浪费，同时还会带来计量误差。据资料表明，当用罗茨流量计计量含水原油时，随着含水率的升高、原油粘度的降低，流量计的漏失量也会加大。为此，我们对4座进液量较大且含水很高的接转站采用了分水自动控制系统，根据随时监控含水取得的数据，设定外输含水高、低限值，当外输含水高于或低于报警线时，控制分水闸门排量的大小，保持外输原油含水在一定的范围内运行，降低了外输油的含水，提高了原油含水计量精度，延长了流量计的使用寿命，减小了原油计量的相对误差。
2应用效果
该系统自2004年9月投运以来，运行一直稳定。在含水测量上通过开展含气、温度对含水的在线修正及导流技术，提高了高含水原油在线计量精度，含水综合误差优于1％；在原油流量计量上，通过对原油计量仪表的优化选型及配套应用的高含水原油分水技术，提高了原油流量计量精度，延长了流量计的使用寿命，减小了原油外输误差，保证了流量计的准确度等级达到0．2级。
3认识与体会
3．1含水测量
采用同位素法测量含水虽然不受油水状态及相变的影响，但它是把油、水吸收系数作为已知参数参与运算，因此任何影响油水吸收系统的因素都将引起含水测量误差。为了减少误差应注意以下几个问题：
（1）定期标定含水分析仪。在标定时应尽量拉大含水范围，取全该站含水正常工作范围。
（2）流程对含水监测的影响也较大。即开放流程较好，密闭流程问题较多。主要表现在开放式流程的情况下，外输油中不含气，对含水监测仪表的精度没有影响；而在密闭时的油气混输状态下，管道中含有游离气，而当外输流程的自动控制不太合理时，造成1min内流量变化较大，管道内有可能出现凝析气，给含水测量带来误差。虽然仪表测量中已有含气测量，但含气为定性测量，只能进行定性修正。因此要求各接转站要平衡输油，尽量减少管道中含气对含水监测的影响。
（3）由于射线型含水仪表与被测介质密度有关，实液标定是十分重要的。标定好一个区块的原油含水吸收系数后，不能将其应用于其它区块，而且当该区块原油物性发生变化时，会引起较大的含水误差，应及时对仪表进行重新标定，以减少仪表的测量误差。
3．2流量测量
（1）要做好流量计的周期检定工作。由于原油物性（原油粘度、原油温度、原油压力）对流量测量会造成误差，因此，流量计标定时采用的原油的物性最好与实液的物性相近，必要时还要进行参数修正，最好具备实液标定条件。
（2）在原油计量过程中，由于流程、技术、管理方面的原因，不可避免会出现流量的波动，造成转子在转动过程中忽快、忽慢，同时，流量的波动还会使进出口压力差发生变化，此时，流过流量计间隙渗漏的液体量也就跟着发生变化，从而影响到流量计计量精度。因此，在生产过程中应将外输原油温度、压力、流量等变化控制在精度要求的范围内，以降低由此引起的误差。
4结束语
原油计量本身就是一项复杂的技术，其计量精度受各方面影响因素很多。我们根据现场工作经验，结合新型仪表计量技术，对接转站原油计量系统进行了技术改造，取得了良好的使用效果，证明接转站原油计量技术的改进是成功的，为我们今后探索先进的原油计量技术打下了坚实的基础。