原油管道计量输差分析与应对措施

王建军

摘要：纯梁采油厂原油外输管道各段两端均采用质量流量计，并安装了管道泄漏监控报警定位系统。但几年来，因为工况复杂，管线距离长并伴有分支，使得管线输差分析和报警定位都存在一定的缺陷。本文从产生输差的原因入手，着重讨论了如何根据目前的现状，更好地掌握管线的真实输差，并为管线泄漏监控提供强有力的依据，对提高管线的运行质量起到了良好的效果。

关键词：油田管线输差报警

1.纯梁采油厂原油外输工艺现状

纯梁采油厂现有原油外输管线112公里，从淄博市高青县高青输油站开始穿越滨城区、博兴县最后到达东营区史口镇史南交接站。其中经过正理庄输油站、樊家输油站、小营接转站、通滨输油站、首站等五个集输泵站。

目前，除小营接转站外，其他站都多个区块来油的入口和一个原油外输出口，且各中间站都有油气水分离设备，这使得全线输差的分析与核算变得更加复杂。另一方面，纯梁采油厂目前除史南站采用刮板流量计外，其他各站的计量设备都采用质量流量计。

2.计量输差形成的因素

2.1客观因素

（1）温度的影响。原油在输送过程中温度降低，温降一般在20℃至40℃之间。温度每下降1℃度大约对体积影响万分之七左右。另一方面，在不同的温度范围内，质量流量计对油品的识别也略有区别。由于温度的降低造成的体积量的减少是影响输差的主要原因。

（2）气体的损失。由于原油在输送过程中的溶解气不断释放出来，使得出站端和进站端对液量的计量出现很大的差值，造成一定的输差。

（3）管线泄漏。由于管线的自然腐蚀以及不法分子在管线上打眼盗油，造成管线泄漏，这是造成输差的最直接的原因。

（4）溶解气的影响。由于在流经流量计的液体中含有不同数量的气泡，导致流量计计量的数值与实际值出现一定的偏差，这也是造成输差的一个原因。

2.2设备因素

（1）设备精度的影响。每个流量计都有自己的精度等级，目前我厂所用的质量流量计精度都不高于千分之一。但由于每天几千立方的液量，千分之一的误差也会影响几方的液量输差。

（2）设备误差的影响。除了设备精度的影响外，质量流量计使用一段时间后，经常出现一些影响计量的因素。如流量计的零点漂移，流量计结垢等。这些因素也是影响计量导致输差的主要原因。

（3）工艺流程的影响。受质量流量计本身的制约，如果输送介质中含气可能会影响液量的计量，油水介质的性质不稳定，可能会影响纯油的计量。

2.3人为因素

（1）时间误差因素。目前我们采用的输差计算分别按两小时输差、全天输差及旬度、月度输差来核算。由于高青至首站段管线长度100多公里，介质从油头到达首站大约需要30个小时左右。因此两小时输差对输差分析没有实际意义。但处于生产的需要目前仍然采用每两小时进行一次输差计算。但因每天的外输量都在几千方，如果两端站点读数时间差5分钟，就有可能造成很大的液量误差。

（2）参数设定的因素。由于质量流量计对油水的识别是通过流量计设定的油水密度来识别的。而油水密度是通过取样化验来得出的数值，是人为因素的结果。根据质量流量计的相关资料提供的公式证明，油水密度参数每调整0.1个百分点，将会对油水混合物计量的纯油数影响0.2-0.7百分点[1]。因此，在化验过程中得到的密度误差将会对输差产生很大的影响。

以下是质量流量计密度设定值偏差的影响：

假定油密度和水密度设计都正常时的含水计算公式：

油密度=0.8975 水密度=1.0134

流量计测得的混合物密度=0.9844

含水比=（混合物密度-油密度）/（水密度-油密度）×100%

=（0.9844-0.8975）/（1.0134-0.8975）×100%

=75%

情况一：如果设定的水密度值比实际密度高0.001时，所得到的含水与实际含水的差别为：

油密度=0.8975 水密度=1.0134+0.001流量计测得的混合物密度=0.9844

含水比=（混合物密度-油密度）/（水密度-油密度）×100%

=（0.9844-0.8975）/（1.0134+0.001-0.8975）×100%

=74.3%（误差为0.7%）

即：当设定的水密度比实际密度高出0.001时，每千方液量多计量纯油7吨。

情况二：如果设定的油密度值比实际密度高0.001时，所得到的含水与实际含水的差别为：

油密度=0.8975+0.001 水密度=1.0134

流量计测得的混合物密度=0.9844

含水比=（混合物密度-油密度）/（水密度-油密度）×100%

=（0.9844-0.8975+0.001）/（1.0134-0.8975+0.001）×100%

=74.8%（误差为0.2%）

即：当设定的油密度比实际密度高出0.001时，每千方液量多计量纯油2吨。

情况三：流量结垢等原因造成流量所测得的混合密度与实际密度有偏差。

流量计测得的混合物密度值比实际值高0.001时，所得到的含水与实际含水的差别为：

油密度=0.8975 水密度=1.0134流量计测得的混合物密度=0.9844+0.001

含水比=（混合物密度-油密度）/（水密度-油密度）*100%

=（0.9844+0.001-0.8975）/（1.0134-0.8975）*100%

=75.8%（误差为0.8%）

即：当测得的混合物密度比实际密度高出0.001时，每千方液量少计量纯油8吨。

（3）不平稳输油造成的输差。不平稳输油主要是指各站的排量不平稳和含水不平稳。[2]排量不平稳会对短时间的液量输差产生很大的影响，含水不平稳会对纯油输差产生很大的影响。又加上各站输出的含水不一样，质量流量计在不同的含水区间对油品的识别有很大的差异，这就使得纯油输差分析更加复杂和不固定。

3.应对措施与建议

3.1应对措施

（1）提高化验油水密度值的精确度。因为油水密度是通过化验得到的数据，因为全力提高化验所得数据的准确度是根本。而提高准确度的方法：一是提高化验的水平，使每次取样化验得到的数据都尽可能准确。二是增加取样的密度，在不同时间段，不同含水和不同温度下尽可能多取样，才能使化验得出的数据有实际值的差距尽可能的小。

（2）密切关注管线从出站端至进站端的温度变化，掌握温降对输差的影响，寻找不同季度不同温度下输差的变化规律。

（3）建立每天对表制度，具体做法每天8点钟各输油站统一与首站进行对表，使各站的时间尽可能保持一致，把时间差减少到一分钟之内，把因时间差造成的输差减少到最低。

（4）根据输差的变化定期检查流量计是否有结垢或者零点漂移现象，及时提醒技术人员对流量计进行零点标定和其他的相关工作，确保流量计计量出的数据真实有效。

（5）建立输差分析数据库，当输差异常时与以前相同条件时的输差作比较，便于找出输差过大的原因。

3.2 建议

（1）各站尽可能采用密闭输差流程，减少因气体损失等造成的输差。

（2）建议各站加强点炉升温工作，并尽可能保持出站温度在同一温度范围内，减少温度的影响造成输差的波动。

（3）加强平稳输油工作，各站控制好排量和含水，让各站的排量和含水不要有太大的波动，保证短期输差的平稳。

（4）及时标定质量计，确保设备的计量数据真实有效。

（5）加强管线巡护工作，防止因管线泄漏造成输差。

4.应用效果

输差分析的目的，一方面是找到输差变化的规律，及时发现输差的异常变化。另一方面能根据变化的实际情况找到输差变化的原因，更好地指导生产。通过以上措施的实施，输差分析工作在实际的生产中起到了良好的作用。

(1)通过输差的异常波动，及时发现了各站流量计结垢、零点漂移等现象。

(2)通过纯油输差的异常变化，及时发现了各区块来油的油品性质变化。及时取样化验，为技术人员重新设定质量流量计的油水密度提供真实可靠的数据。

(3)通过输差的异常变化，及时发现了温度对输差的影响，为不同季节的点炉升温工作提供了很好的生产数据资料。

(4)为管线泄漏监控工作提供了很好的依据，为及时地发现管线因腐蚀或者不法分子打眼盗油而造成的原油泄漏现象提供了强有力的数据资料。