油田原油输送中的计量浅析

吴进超

(中石化西北油田分公司油气运销部，轮台县 841600)

0　引言

塔河油田是中石化上游第二大油田、中国陆上十大油田之一，负责勘查、开采区块44个，探明地质储量13.79亿吨油当量，累计动用石油地质储量8.41亿吨，累计生产原油7726万吨。塔河油田集输系统初始设计是采油一厂、采油二厂的重质原油经输油首站接收后输送到雅克拉末站，采油一厂的中质原油输送到轮台末站，由于油田开发重点及采油形式的变化，采油一厂中质原油需要与自采及输油首站的重质原油混配掺稀注采，从而采油一厂—输油首站的联络管线输送工艺改为反输，反输原油一部分用来采油一厂掺稀，一部分输到轮台末站。2013年联络管线反输原油 235万吨，初始设计设置在输油首站计量联络管线原油的流量计公称压力及量程达不到反输计量的要求，导致联络管线输送中的原油无法计量，给联络管线精确加注脱硫剂比例、油头的切换、输差控制等工作带来困难。

1　输油首站工艺改变后带来的计量问题

塔库首站有9台额定排量135m3/h双螺杆泵，其中4台具有向采油一厂反输的功能，2柱塞泵用来给原油添加脱硫剂； 4座2×104m3、2座3×104m3有合格大罐容积表的储油罐，6座储油罐均有安装规范、校验合格的雷达液位计；3台计量输油首站-雅克拉末站刮板流量计(公称压力6.4MPa、量程400m3/h)，两台计量采油二厂来油流量计(量程400m3/h)，一台计量采油一厂-输油首站的流量计(量程200m3/h)。输油首站根据生产及销售实际，生产运行方式基本是边进边出的运行方式，即：一座储油罐一边接收采油厂的原油，一边分两路外输；输油首站-雅克拉末站输送的原油可以通过外输流量计计量，反输采油一厂原油一般出站压力约3MPa、输量约300m3/h，反输流量计(公称压力1.6MPa、量程200m3/h)从公称压力及流量上均不能满足计量的要求。输油首站输送到采油一厂的原油根据采油一厂掺稀需要量及轮台末站需要量不断切换流程，根据需不需要脱硫原油而不断切换油头，且根据流量变化不断的调节脱硫剂加注量，保证原油硫化氢的含量控制在10-6以内，因此给采油一厂-输油首站的联络管线反输原油的计量提出高精度要求。

2　确定输油首站反输计量的方式

2.1　容积泵计量

输油首站具有反输功能的4台输油泵是双螺杆泵，属于容积泵，有一定的计量作用，根据输油泵的额定排量，可以计算出反输采油一厂的排量。为实现反输原油的精确计量，验证双螺杆泵的计量性能，对4台双螺杆泵单泵及不同的泵组进行计量准确度试验。

实验方式是4台双螺杆泵单台或泵组在运行一段时间内的输量和采油一厂储油罐接收的原油量(采用静态计量)作对比，具体对比情况见表1。

表1　双螺杆泵计量与采油一厂接收油品对比表

从试验数据可以看出：

1)每台双螺杆泵由于自身的属性，其排量不同，且误差在-12.5％～10.4％之间，较大。

2)输油泵泵组的排量和泵组的各单台泵的实测排量之和也不相同，误差可达14.7％，且不同的泵组误差也不同。

在实际生产中泵组的组合是不确定的，根据生产的需要输油泵在调频状态下运行，由此可以说明根据双螺杆泵的排量来计算联络管线的数量误差较大，所以使用双螺杆泵排量作为计量联络管线输送原油是不可行的。

2.2　选择准确的计量方式

由于原油销售渠道畅通，输油首站运行一般采用一座储油罐一边接收采油二厂原油，一边正输雅克拉末站及反输采油一厂，其中采油二厂来油及正输雅克拉末站原油有流量计计量，合理利用现有设备，用二厂来油加上储油罐液位的变化量再减去正输雅克拉末站的输量将得出反输采油一厂的油量。将可以清晰的计算出联络管线的输量。

Q反=Q二厂+Q罐变化-Q正

(1)

Q罐变化=Vn×ΔL

(2)

式中：Q反为反输采油一厂原油量，m3；Q二厂为采油二厂来油流量计计量量，m3；Q罐变化为储油罐的变化量，m3；Q正为正输雅克拉末站流量计计量量，m3；Vn为n号储油罐每米高度对应的原油量，m3/m；ΔL为液位变化量,m。

2.2.1使用雷达液位计计量误差对比

1)储油罐雷达液位计的标称精度是其测空高的精确度。 液位的精确度受其安装校正、测量方法及油罐参照高度的随机变化、温度测量误差的影响而存在不确定性，就液位测量而言，雷达液位计与人工检尺具有同样的系统误差。根据输油首站储油罐的实际情况，影响其测量误差的主要是雷达液位计自带误差及温度测量误差。输油首站的6台雷达液位计安装规范，油罐参照高度固定，测量方法正确，测量范围为0～50m，精度为5mm,此项测量误差为0.01％；不论储油罐大小，1℃温差使测量的静容积产生0.07％的误差，输油首站的原油罐纵向温差经验证明一般在1℃左右，由此导致的计量误差达到 0.07％。雷达液位计测量储油罐的误差合计为0.08％。

2)塔河油田的原油计量交接采用储油罐静态计量，其测量油品高度误差主要与量油尺自带误差及测量时的人为误差有关。量油尺长度范围为0.000～30.000m，最大允许误差是2mm，输油首站现用量油尺长度是20.000m,误差是0.01％；用量油尺测量液位时，连续测量值相差不大于1mm，否则重新测量，油量计算需要测量高液位和低液位，输油首站6座储油罐参照高度在(18±1)m，运行中最低液位不低于2.5m，则由此带来的最大测量误差是0.01％；此两项带来的误差是0.02％。

3)由1)、2)对比，说明采用雷达液位计计量误差比传统的液位测量法(手工法)误差大0.06％，但是在运行中的储油罐不可能采用静态液位手工法测量。在容量为700m3以上的立式金属罐，检定后总容量的扩展不确定度为0.1％，对于此不确定度，采用雷达液位计计量误差比较小，是合理的。

4)使用雷达液位计参与计量反输油量试验，并与采油一厂静态计量收油量进行对比，对比表见表2。

表2雷达液位计计量与采油一厂收油量对比表

对比储罐雷达液位计计量反输油量(m3)采油一厂收油量(m3)误差(％)1#储罐37043730-0　72#储罐4204　441960　23#储罐49694974-0　1

从表2可以看出，试验出的三个储油罐的计量误差在0.7％之内，比使用双螺杆泵计量误差要小得多，且具有比较高的稳定性。满足塔河油田集输系统生产运行精确加注脱硫剂、准确切换油头、输差分析等要求。

2.2.2实现动态监控反输原油的计量

依据式(1)、(2)在中控机上组态，显示反输油量，实现动态监测采油一厂-输油首站的联络管线反输原油的输油量、瞬时流量，为调度等指挥人员准确控制脱硫剂的加注比例、判断油头位置、分析输差及预交油量等作为依据。

3　结束语

本文充分利用塔河油田输油首站现有设备设施，通过一定的措施解决输油工艺改变后带来的输送原油不能计量的问题，弥补塔河油田的一项计量空白。实现塔河油田采油一厂-输油首站联络管线输送原油能精确加注脱硫剂，保证外输原油的油品质量，也可以作为判断油头位置、输差分析的依据，同时为输油站库工艺发生改变而不能计量输送中的原油问题作参考。

[1]杨荣花.原油静态计量误差原因分析[J].计量技术，2002(11)：58-59

[2]储邵文.油罐雷达液位计液位测量系统误差分析[J].油气储运，2003，22(6):56-59

[3]GB/T 13236—2011石油和液体石油产品储罐液位手工测量设备

[4]GB/T 13894—92石油和液体石油产品液位测量法(手工法)

[5]JJG 168—2005立式金属罐容量检定规程