采油厂自控仪表使用维护及检定

龚中伟，龚云涛

1.中国石化江苏油田分公司采油一厂　（江苏　扬州　225265）

2.中国石化江苏监理有限公司　（江苏　扬州 225265）

开展数字化油田建设，目的是将油田从没有围墙的工厂变为电子井场、电子站库，实现技术融合、专业融合和团队融合，降低操作成本，提高应急处理能力和生产效率。按照中国石油化工集团公司数字化油田所提出的标准化设计、模块化建设、标准化采购和信息化提升的“四化”建设要求，逐步推进生产管控模式变革，为体制建设提供信息化、自动化支撑。

中国石化江苏油田分公司采油一厂 （以下简称采油一厂）目前共有1 215口油水井，32个中转站，9个集输站，年生产原油约70×104t。通过数字化油田建设，实现运行参数自动采集、传输和异常报警，保障流程、设备在最佳状态下运行，改善劳动条件，提高生产效率。作为采集数据的终端，各式自控仪表和传感器的选型、设计，现场维护、校验（检定），保障系统可靠运行，降低操作成本是项目后期的一项重点工作。目前采油一厂主要自控仪表种类与检验规模见表1。

1　自控仪表配备、选型与使用中存在的问题

1.1　重建设、轻选型

1）数字化油田工程在投资建设中，涉及的自控仪表虽按框架选购，但设计和技术规格书没有对仪表的准确度、稳定性指标进行约定，存在低价中标现象，导致价低质差的仪表产品进入现场，质量寿命无法达到额定周期。

2）工程项目中计量方案与计量仪表的选型很少与计量专业部门结合，计量仪表的质量认定和准确度校验与相关规程符合性不能保证，工程的综合效益得不到保障。

1.2　重配备、轻管理

自动化工程涉及到的一次仪表种类多，如测定温度、压力、液位、流量等参数，如果测量数据有误差，就会产生错误的分析结果[1]。

1.3　重功能、轻校验

随着技术发展，多参数、智能化、集成化仪表逐步进入油田市场，应根据使用要求选择成熟可靠，经济实用的计量仪表，避免功能与资金浪费，如温压示功仪等石油专用器具，检定与校验技术相对滞后，无法对其计量性能进行有效的量值评定。

1.4　重维修、轻维护

油田使用的自控仪表基本是露天安装，环境恶劣，且测量对象是高温、高压和腐蚀性介质，尤其是安全级别较高的油气缓冲罐双法兰液位计、储油罐液位计、燃气流量计等重点仪表，安装后不易拆卸，出现故障不仅维修与校验难度大，而且费用较高。

2　自控仪表的在线检定与校验

自控仪表按照管理等级，属于非强检计量器具，在保证计量准确度前提下，企业根据现场实际和技术规范制订实用的溯源方法。

表1　油田常用自控仪表种类及检定规范

2.1　压力变送器的现场校验

压力变送器现场校验如图1分为两种方式，一是按照（a）方式在变送器无法与系统隔离时，采用并入标准压力模块，在手持式校准器以数字或电流信号方式显示瞬时标准值，与输入测定瞬时压力 （差压）值进行比对，计算并修正仪表相对误差。此种校验方式无法掌握仪表线性误差，具有一定局限性。二是按照（b）方法将变送器与系统隔离，接入压力模块和压力泵测定多个压力（差压）量程，通过手持式校准器显示标准值，与输入测定压力（差压）值进行比对，计算并修正相对误差，此方式能够掌握变送器示值与线性误差，接近实验室JJG 882—2004《压力变送器检定规程》[2]检定效果。

图1　压力变送器现场校验

2.2　三相电能表现场校验

采油一厂目前有820多口油井，按照GB 17167—2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》每口井安装一块三相电能表来计量耗电量 （图2），三相电能表拆卸校验工作量较大，只能按照DL/T 826—2002《交流电能表现场测试仪》[3]要求现场校验电压、电流、功率、相位、功率因数、频率等电参量，可扩展分析实时矢量图显示和谐波分析等功能。三相电能表经过现场检定准确度符合GB 17167—2006规定的2.0级要求。

2.3　注水流量计校验

1）对于 DN25、流量范围 0.5～10 m3/h井口注水流量计在现场关闭下游阀门，打开放空阀门将水排入50 L、0.5级便携式标准量器，控制比对误差≤±3%。

图2　三相电能表现场校验

2）对于DN50以上、流量范围5～300 m3/h污水流量计，必须采用标准装置进行校准。对一台重复性误差≥±0.02%双向标准体积管进行改造，该体积管单向容积973.43 m3，双向容积1 946.86 m3，重复性误差0.08%。可根据流量计量程选择标准值累计方式。根据污水流量计输出流量信号制式，增加一台信号转换显示器，由体积管检测开关控制显示器流量信号开启与停止[4]。通过测量值与标准值计算流量计相对误差（图3）。配备热水置换流程，还可满足0.5级以下生产与能源消耗原油流量计校准。

图3　体积管校准污水流量计

目前温度变送器、蒸汽流量计和天然气流量计尚未建设校验装置，影响温度和能源消耗量值有效溯源，下步将逐渐完善[5]。

3　改进措施与建议

1）加强仪表的选型管理。技术监督部门应参与油田数字化工程在设计、建造和验收全过程，自控仪表选用和计量方案与计量要求相抵触时，由计量专业部门提出处理意见。在性价比相当情况下，优先选用列入油田自控仪表选型目录中的产品。

2）加强自控仪表的校验管理。在建设中应预留现场检验通道和电气接口，实现自控仪表现场校准和比对，确保测量数据处于受控状态。根据自控仪表的种类和规模配备校验标准，制订校验方法，对现场应用量较大的自控仪表，要求厂方配备相关现场标准检验装置，能够溯源至国家和行业标准体系。对石油石化专用计量器具，依据专业化特性，制订实用量值溯源方法与手段，确保自控仪表的使用率、准确率、完好率符合技术要求。

3）加强自控仪表的质量管理。一是建立专业化队伍，加强操作维护人员培训；二是保障维修资金和配件供应，保障仪表完好运行。

4）加强自控仪表维修管理。一是从报废仪表中筛选有价值的核心部件，如压力变送器中的模盒、智能流量计的主板等进行储备；二是组建一支会操作、有经验的专业维修队伍，实施激励机制，根据成果和绩效进行考核。

参考文献：

[1]全国能源基础与管理标准化技术委员会.用能单位能源计量器具配备和管理通则：GB 17167—2006[S].北京：中国标准出版社，2006.

[2]全国压力计量技术委员会.压力变送器检定规程：JJG 882—2004[S].北京：中国计量出版社,2004.

[3]电力行业电测量标准化技术委员会.交流电能表现场测试仪：DL/T 826—2002[S].北京：中国电力出版社,2002.

[4]全国电磁计量技术委员会.电子式交流电能表检定规程：JJG 596—2012[S].北京：中国计量出版社,2013.

[5]全国流量容量计量技术委员会.液体容积式流量计检定规程：JJG 667—2010[S].北京：中国计量出版社,2011.