常温集油工艺下计量及自控配套措施

李晓晖（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

常温集油工艺下计量及自控配套措施

李晓晖（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

油田开发进入特高含水期，随着挖潜余地变小，原油生产的成本不断上升，为了节能降耗，降低开发成本，在集输油系统推广常温集输，控制掺水温度和掺水量，因现场没有掺水计量设施，单井掺水量调整后，其余油井的掺水量将随之发生变化，系统压力较难调整;转油站冬夏季用气量变化幅度大，现有天然气计量工艺复杂、流量计数量多且维护工作量大；加热炉更换火嘴及加装加热炉防炉管超温防爆安全检测保护装置分步改造难度大；外输油计量不够准确。分别采取有针对性措施解决上述问题，保证年节气规模880×104m3/a，节电规模600× 104kWh的目标。

常温集油；计量；自控；探讨

随着全厂常温集输工作不断深入开展，掺水温度由60℃控制到夏季常温，冬季纯油区45℃、过渡带50℃；全厂掺水泵夏季停运27台，冬季停运21台，总掺水量由3 018.7×104m3/a降低到1 933.2× 104m3/a，已经形成年节气规模880×104m3/a，节电规模600×104kWh。但在生产运行中，常温集输工艺在计量及自控方面还存在较多问题。

1 存在问题

1.1 天然气仪表工艺流程复杂、气表数量多且维护工作量大

在常温集输技术的推广应用过程中，转油站耗气量明显减少，且冬夏季用气量变化幅度大，现有自耗气流量仪表的流量范围在选型时只考虑到站内所有加热炉同时运行时所需用气的最大量，而没有考虑到因工艺运行方式调整，夏季运行时站内只运行1台或2台炉子的最小气量等情况（气表最大量程比为16∶1），造成现有气表无法显示真实流量等问题。

在对气量变化大、无气计量仪表及损坏气表进行完善后，基本满足生产要求，但存在工艺流程复杂、气表数量多且维护工作量大的问题。

1.2 系统压力调整难度大

目前萨北油田主要采用双管掺水集油工艺，实施常温集输后掺水量明显减少，因现场没有掺水计量设施，单井掺水量调整后，其余油井的掺水量将随之发生变化，系统压力较难调整。

目前，大庆油田普遍采用掺水集油工艺，所有掺水工艺均采用由转油站掺出热水分流至多个计量间、再由计量间分配至多口油井的多分支并联掺水流程，去各油井的掺水量由调节分支掺水管路上的阀门的开度来控制。这一工艺主要有以下缺点：当转油站系统中的任一口井的掺水量发生变化时，其余油井的掺水量将随之发生变化；当井口回压发生变化引起掺水阀后压力改变时，油井的掺水量亦随之改变。

随着常温集输技术的不断推广，对计量的要求不断提高，一部分计量间未安装总掺水流量计，无法准确计量掺水水量。

1.3 加热炉更换火嘴及加装防炉管超温防爆安全检测保护装置分步改造难度大

萨北油田现投入使用燃烧器共234套，其中SR系列的燃烧器数量最多，为184套，占全部的78.6%，其他厂商生产的燃烧器占21.4%。

加热炉火嘴控制系统在保证加热炉平稳安全运行的同时，减少了工人劳动强度。

近3年，加热炉损坏处于高峰期，相继有81台加热炉损坏，其中大多数是加热炉火管发生鼓包问题。加热炉防炉管超温防爆安全检测保护装置对炉管的表面温度实时检测与显示。一旦炉管温度达到最高允许值（20R钢）475℃时，检测装置发出声光预报警，当温度继续升高到485℃，检测装置进一步发出声光高温报警并自动减负荷运行。如果炉管温度还继续升高，控制系统自动停炉，从而杜绝炉管超温——鼓包事故的发生。更换火嘴、加装加热炉防炉管超温防爆安全检测保护装置及配套电缆费用较高。

1.4 外输油流量计计量不准确

实施常温集输后，转油站由于温度低，自压集气造成气液分离不彻底，脱水加热后，电脱水器放气频繁，给生产管理和外输油计量带来影响。

由于在用外输油流量计采用的是金属刮板流量计和（图1）腰轮流量计，其计量方式均采用容积式计量，当外输油含一定量的天然气时，计量的准确度受一定影响。

图1 金属刮板流量计计量原理

在用含水分析仪采用射线式、短波式等测量原理，当外输油中含有天然气时，含水分析仪所接受的γ射线或短波就会受到气泡的影响，从而导致含水率检测的偏差。

2 解决对策

2.1 天然气计量

2.1.1 旋进旋涡流量计

优点：无机械可动部件，耐腐蚀，稳定可靠；采用16位电脑芯片，集成度高，体积小，整机功能强；可实现自动实时跟踪补偿和压缩因子修正；采用双检测技术，抑制由管线振动引起的干扰；信号传输距离较长，可达1.2 km。

缺点：该流量计计量程范围较小且有下限要求。以公称通径DN150为例，其流量范围为60～900 m3/h。另外，该流量计计量准确度与孔板流量计相比稍差。

2.1.2 一体化孔板流量计

优点：计量准确度较高，适用较大口径管道计量，结构简单，容易安装，性能可靠耐用，且按标准制造的孔板流量计可以不用检定，但是需要对其几何尺寸进行周期测量，亦称为“干标”，价格相对便宜（图2）。

图2 孔板流量计

缺点：压损大时不适宜长输管线计量，量程范围较小，前后直管段要求较长，占地面积大，输出信号为模拟信号，其孔板在运行过程中易被杂质堵塞。

2.1.3 智能式全量程燃气流量计

优点：测量范围宽，理论上可从“零”流量计量；仪表具有故障自动诊断和记录功能；具有脉冲输出，或4～20 mA电流输出；仪表结构采用一体化设计，无可移动部件，压力损失小，安装方便。

缺点：该流量计安装时要求直管段较长，容易受杂质结垢影响。

从现场运行数据可知，原有旋进漩涡气体流量计由于受测量下限的影响，当启动一台热洗炉时，计量仪表日累计读数远远低于热洗炉理论消耗量，误差较大。智能式全量程燃气流量计日运行数据近似于天然气实际消耗量，应用效果较好，经技术权威部门检定后可在气表更换项目中使用，既可优化工艺流程、减少气表数量，又可减少设备维护工作量。

2.2 掺水量计量

现有计量间工艺掺水量需要人工来开启阀门的大小去调节掺水量，具有操作频繁、费时费力，给操作管理和安全生产带来很大不便。定量掺水阀安装使用后，可直接按油井所需掺水量进行准确掺水。可实现在掺水压力为1.2～2.0 MPa、阀后压力(接近井口回压)为0.3～1.0 MPa的变化范围内，定量掺水阀的流量变化率控制在±20%以内，当阀后压力不超过0.6 MPa时，掺水流量变化率可控制在±10%以内，从而更加准确、合理地分配油井掺水流量，并有效地降低总掺水量，提高掺水压力，进而减少掺水耗电量。当掺水波动较大时，采用掺水阀控制掺水量也会随之变大，宜采用带自动调节作用的流量计调节掺水量。在计量间安装总掺水流量计。

2.3 加热炉更换火嘴及加装加热炉防炉管超温防爆安全检测保护装置

在用加热炉大部分都已安装火嘴自动控制系统，且占78.6%的火嘴控制系统与加热炉防炉管超温防爆安全检测保护装置为同一厂家，更换火嘴时可考虑将加热炉防炉管超温防爆安全检测保护装置同时安装（或建议厂家将两套装置整合），这样不仅减少对现场的破坏，降低投资，还节省了控制柜所占空间。

2.4 外输油计量

含气含水油计量及含水率检测一直没有特别成熟的技术，在油田常温集输生产工程中，只有在计量前将含水油中游离的天然气分离出去，含水油的计量才会准确。

3 天然气计量及外输油计量准确度要求

3.1 天然气计量准确度

1）根据油气集输设计规范天然气输量计量分为三级：一级计量，油气田外输气的贸易交接计量；二级计量，油气田内部集气过程的生产计量；三级计量，油气田内部生活计量。

2）所涉及的天然气输气量计量为二级、三级计量，其准确度要求是：

二级计量：系统的最大允许误差应在±5.0%以内；流量计的准确度为1.0级。

三级计量：系统的最大允许误差应在±7.0%以内；流量计的准确度为1.5级。

3.2 外输油计量准确度

1）根据油气集输设计规范原油输量计量分为三级：一级计量，油田外输原油的贸易交接计量；二级计量，油田内部净化原油或稳定原油的生产计量；三级计量，油田内部含水原油的计量。

2）所涉及的油计量为二级、三级计量，其准确度要求是：二级计量，系统的最大允许误差应在±1.0%以内，流量计的准确度为0.5级；三级计量，系统的最大允许误差应在±5.0%以内，流量计的准确度为1.0级。

4 建议及认识

1）为了满足常温集输工艺对燃气计量要求，并联一台小流量的流量计，但存在工艺复杂、仪表数量多及管理工作量大等问题，在今后的改造中可选择技术成熟的全量程燃气流量计。

2）掺水压力的平稳对掺水量的准确调节控制影响很大，也是控制油田生产成本、方便常温集输工作的顺利开展及日常管理工作的重要方面。

3）完善天然气输气管网，降低转油站油气分离压力，解决脱水站放气问题，进一步提高外输原油的计量准确度。

4）常温集输技术的推广涉及计量间到转油站，再到脱水站相关的各个专业，各专业保障措施要到位，从而实现节气、节电目标。

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10.3969/j.issn.2095-1493.2017.08.013

2017-04-20

（编辑 张兴平）

李晓晖，工程师，1999年毕业于大庆广播电视大学（应用电子技术），从事自控仪表检定工作，E-mail：xzhhim@163.com，地址：黑龙江省大庆市大庆油田有限责任公司第三采油厂规划设计研究所仪表室，163113。