常溫集油工藝下計量及自控配套措施

李曉暉（大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠）

常溫集油工藝下計量及自控配套措施

李曉暉（大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠）

油田開發(fā)進(jìn)入特高含水期，隨著挖潛余地變小，原油生產(chǎn)的成本不斷上升，為了節(jié)能降耗，降低開發(fā)成本，在集輸油系統(tǒng)推廣常溫集輸，控制摻水溫度和摻水量，因現(xiàn)場沒有摻水計量設(shè)施，單井摻水量調(diào)整后，其余油井的摻水量將隨之發(fā)生變化，系統(tǒng)壓力較難調(diào)整;轉(zhuǎn)油站冬夏季用氣量變化幅度大，現(xiàn)有天然氣計量工藝復(fù)雜、流量計數(shù)量多且維護(hù)工作量大；加熱爐更換火嘴及加裝加熱爐防爐管超溫防爆安全檢測保護(hù)裝置分步改造難度大；外輸油計量不夠準(zhǔn)確。分別采取有針對性措施解決上述問題，保證年節(jié)氣規(guī)模880×104m3/a，節(jié)電規(guī)模600× 104kWh的目標(biāo)。

常溫集油；計量；自控；探討

隨著全廠常溫集輸工作不斷深入開展，摻水溫度由60℃控制到夏季常溫，冬季純油區(qū)45℃、過渡帶50℃；全廠摻水泵夏季停運(yùn)27臺，冬季停運(yùn)21臺，總摻水量由3 018.7×104m3/a降低到1 933.2× 104m3/a，已經(jīng)形成年節(jié)氣規(guī)模880×104m3/a，節(jié)電規(guī)模600×104kWh。但在生產(chǎn)運(yùn)行中，常溫集輸工藝在計量及自控方面還存在較多問題。

1 存在問題

1.1 天然氣儀表工藝流程復(fù)雜、氣表數(shù)量多且維護(hù)工作量大

在常溫集輸技術(shù)的推廣應(yīng)用過程中，轉(zhuǎn)油站耗氣量明顯減少，且冬夏季用氣量變化幅度大，現(xiàn)有自耗氣流量儀表的流量范圍在選型時只考慮到站內(nèi)所有加熱爐同時運(yùn)行時所需用氣的最大量，而沒有考慮到因工藝運(yùn)行方式調(diào)整，夏季運(yùn)行時站內(nèi)只運(yùn)行1臺或2臺爐子的最小氣量等情況（氣表最大量程比為16∶1），造成現(xiàn)有氣表無法顯示真實流量等問題。

在對氣量變化大、無氣計量儀表及損壞氣表進(jìn)行完善后，基本滿足生產(chǎn)要求，但存在工藝流程復(fù)雜、氣表數(shù)量多且維護(hù)工作量大的問題。

1.2 系統(tǒng)壓力調(diào)整難度大

目前薩北油田主要采用雙管摻水集油工藝，實施常溫集輸后摻水量明顯減少，因現(xiàn)場沒有摻水計量設(shè)施，單井摻水量調(diào)整后，其余油井的摻水量將隨之發(fā)生變化，系統(tǒng)壓力較難調(diào)整。

目前，大慶油田普遍采用摻水集油工藝，所有摻水工藝均采用由轉(zhuǎn)油站摻出熱水分流至多個計量間、再由計量間分配至多口油井的多分支并聯(lián)摻水流程，去各油井的摻水量由調(diào)節(jié)分支摻水管路上的閥門的開度來控制。這一工藝主要有以下缺點(diǎn)：當(dāng)轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)中的任一口井的摻水量發(fā)生變化時，其余油井的摻水量將隨之發(fā)生變化；當(dāng)井口回壓發(fā)生變化引起摻水閥后壓力改變時，油井的摻水量亦隨之改變。

隨著常溫集輸技術(shù)的不斷推廣，對計量的要求不斷提高，一部分計量間未安裝總摻水流量計，無法準(zhǔn)確計量摻水水量。

1.3 加熱爐更換火嘴及加裝防爐管超溫防爆安全檢測保護(hù)裝置分步改造難度大

薩北油田現(xiàn)投入使用燃燒器共234套，其中SR系列的燃燒器數(shù)量最多，為184套，占全部的78.6%，其他廠商生產(chǎn)的燃燒器占21.4%。

加熱爐火嘴控制系統(tǒng)在保證加熱爐平穩(wěn)安全運(yùn)行的同時，減少了工人勞動強(qiáng)度。

近3年，加熱爐損壞處于高峰期，相繼有81臺加熱爐損壞，其中大多數(shù)是加熱爐火管發(fā)生鼓包問題。加熱爐防爐管超溫防爆安全檢測保護(hù)裝置對爐管的表面溫度實時檢測與顯示。一旦爐管溫度達(dá)到最高允許值（20R鋼）475℃時，檢測裝置發(fā)出聲光預(yù)報警，當(dāng)溫度繼續(xù)升高到485℃，檢測裝置進(jìn)一步發(fā)出聲光高溫報警并自動減負(fù)荷運(yùn)行。如果爐管溫度還繼續(xù)升高，控制系統(tǒng)自動停爐，從而杜絕爐管超溫——鼓包事故的發(fā)生。更換火嘴、加裝加熱爐防爐管超溫防爆安全檢測保護(hù)裝置及配套電纜費(fèi)用較高。

1.4 外輸油流量計計量不準(zhǔn)確

實施常溫集輸后，轉(zhuǎn)油站由于溫度低，自壓集氣造成氣液分離不徹底，脫水加熱后，電脫水器放氣頻繁，給生產(chǎn)管理和外輸油計量帶來影響。

由于在用外輸油流量計采用的是金屬刮板流量計和（圖1）腰輪流量計，其計量方式均采用容積式計量，當(dāng)外輸油含一定量的天然氣時，計量的準(zhǔn)確度受一定影響。

圖1 金屬刮板流量計計量原理

在用含水分析儀采用射線式、短波式等測量原理，當(dāng)外輸油中含有天然氣時，含水分析儀所接受的γ射線或短波就會受到氣泡的影響，從而導(dǎo)致含水率檢測的偏差。

2 解決對策

2.1 天然氣計量

2.1.1 旋進(jìn)旋渦流量計

優(yōu)點(diǎn)：無機(jī)械可動部件，耐腐蝕，穩(wěn)定可靠；采用16位電腦芯片，集成度高，體積小，整機(jī)功能強(qiáng)；可實現(xiàn)自動實時跟蹤補(bǔ)償和壓縮因子修正；采用雙檢測技術(shù)，抑制由管線振動引起的干擾；信號傳輸距離較長，可達(dá)1.2 km。

缺點(diǎn)：該流量計計量程范圍較小且有下限要求。以公稱通徑DN150為例，其流量范圍為60～900 m3/h。另外，該流量計計量準(zhǔn)確度與孔板流量計相比稍差。

2.1.2 一體化孔板流量計

優(yōu)點(diǎn)：計量準(zhǔn)確度較高，適用較大口徑管道計量，結(jié)構(gòu)簡單，容易安裝，性能可靠耐用，且按標(biāo)準(zhǔn)制造的孔板流量計可以不用檢定，但是需要對其幾何尺寸進(jìn)行周期測量，亦稱為“干標(biāo)”，價格相對便宜（圖2）。

圖2 孔板流量計

缺點(diǎn)：壓損大時不適宜長輸管線計量，量程范圍較小，前后直管段要求較長，占地面積大，輸出信號為模擬信號，其孔板在運(yùn)行過程中易被雜質(zhì)堵塞。

2.1.3 智能式全量程燃?xì)饬髁坑?/p>

優(yōu)點(diǎn)：測量范圍寬，理論上可從“零”流量計量；儀表具有故障自動診斷和記錄功能；具有脈沖輸出，或4～20 mA電流輸出；儀表結(jié)構(gòu)采用一體化設(shè)計，無可移動部件，壓力損失小，安裝方便。

缺點(diǎn)：該流量計安裝時要求直管段較長，容易受雜質(zhì)結(jié)垢影響。

從現(xiàn)場運(yùn)行數(shù)據(jù)可知，原有旋進(jìn)漩渦氣體流量計由于受測量下限的影響，當(dāng)啟動一臺熱洗爐時，計量儀表日累計讀數(shù)遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于熱洗爐理論消耗量，誤差較大。智能式全量程燃?xì)饬髁坑嬋者\(yùn)行數(shù)據(jù)近似于天然氣實際消耗量，應(yīng)用效果較好，經(jīng)技術(shù)權(quán)威部門檢定后可在氣表更換項目中使用，既可優(yōu)化工藝流程、減少氣表數(shù)量，又可減少設(shè)備維護(hù)工作量。

2.2 摻水量計量

現(xiàn)有計量間工藝摻水量需要人工來開啟閥門的大小去調(diào)節(jié)摻水量，具有操作頻繁、費(fèi)時費(fèi)力，給操作管理和安全生產(chǎn)帶來很大不便。定量摻水閥安裝使用后，可直接按油井所需摻水量進(jìn)行準(zhǔn)確摻水?？蓪崿F(xiàn)在摻水壓力為1.2～2.0 MPa、閥后壓力(接近井口回壓)為0.3～1.0 MPa的變化范圍內(nèi)，定量摻水閥的流量變化率控制在±20%以內(nèi)，當(dāng)閥后壓力不超過0.6 MPa時，摻水流量變化率可控制在±10%以內(nèi)，從而更加準(zhǔn)確、合理地分配油井摻水流量，并有效地降低總摻水量，提高摻水壓力，進(jìn)而減少摻水耗電量。當(dāng)摻水波動較大時，采用摻水閥控制摻水量也會隨之變大，宜采用帶自動調(diào)節(jié)作用的流量計調(diào)節(jié)摻水量。在計量間安裝總摻水流量計。

2.3 加熱爐更換火嘴及加裝加熱爐防爐管超溫防爆安全檢測保護(hù)裝置

在用加熱爐大部分都已安裝火嘴自動控制系統(tǒng)，且占78.6%的火嘴控制系統(tǒng)與加熱爐防爐管超溫防爆安全檢測保護(hù)裝置為同一廠家，更換火嘴時可考慮將加熱爐防爐管超溫防爆安全檢測保護(hù)裝置同時安裝（或建議廠家將兩套裝置整合），這樣不僅減少對現(xiàn)場的破壞，降低投資，還節(jié)省了控制柜所占空間。

2.4 外輸油計量

含氣含水油計量及含水率檢測一直沒有特別成熟的技術(shù)，在油田常溫集輸生產(chǎn)工程中，只有在計量前將含水油中游離的天然氣分離出去，含水油的計量才會準(zhǔn)確。

3 天然氣計量及外輸油計量準(zhǔn)確度要求

3.1 天然氣計量準(zhǔn)確度

1）根據(jù)油氣集輸設(shè)計規(guī)范天然氣輸量計量分為三級：一級計量，油氣田外輸氣的貿(mào)易交接計量；二級計量，油氣田內(nèi)部集氣過程的生產(chǎn)計量；三級計量，油氣田內(nèi)部生活計量。

2）所涉及的天然氣輸氣量計量為二級、三級計量，其準(zhǔn)確度要求是：

二級計量：系統(tǒng)的最大允許誤差應(yīng)在±5.0%以內(nèi)；流量計的準(zhǔn)確度為1.0級。

三級計量：系統(tǒng)的最大允許誤差應(yīng)在±7.0%以內(nèi)；流量計的準(zhǔn)確度為1.5級。

3.2 外輸油計量準(zhǔn)確度

1）根據(jù)油氣集輸設(shè)計規(guī)范原油輸量計量分為三級：一級計量，油田外輸原油的貿(mào)易交接計量；二級計量，油田內(nèi)部凈化原油或穩(wěn)定原油的生產(chǎn)計量；三級計量，油田內(nèi)部含水原油的計量。

2）所涉及的油計量為二級、三級計量，其準(zhǔn)確度要求是：二級計量，系統(tǒng)的最大允許誤差應(yīng)在±1.0%以內(nèi)，流量計的準(zhǔn)確度為0.5級；三級計量，系統(tǒng)的最大允許誤差應(yīng)在±5.0%以內(nèi)，流量計的準(zhǔn)確度為1.0級。

4 建議及認(rèn)識

1）為了滿足常溫集輸工藝對燃?xì)庥嬃恳?，并?lián)一臺小流量的流量計，但存在工藝復(fù)雜、儀表數(shù)量多及管理工作量大等問題，在今后的改造中可選擇技術(shù)成熟的全量程燃?xì)饬髁坑嫛?/p>

2）摻水壓力的平穩(wěn)對摻水量的準(zhǔn)確調(diào)節(jié)控制影響很大，也是控制油田生產(chǎn)成本、方便常溫集輸工作的順利開展及日常管理工作的重要方面。

3）完善天然氣輸氣管網(wǎng)，降低轉(zhuǎn)油站油氣分離壓力，解決脫水站放氣問題，進(jìn)一步提高外輸原油的計量準(zhǔn)確度。

4）常溫集輸技術(shù)的推廣涉及計量間到轉(zhuǎn)油站，再到脫水站相關(guān)的各個專業(yè)，各專業(yè)保障措施要到位，從而實現(xiàn)節(jié)氣、節(jié)電目標(biāo)。

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10.3969/j.issn.2095-1493.2017.08.013

2017-04-20

（編輯 張興平）

李曉暉，工程師，1999年畢業(yè)于大慶廣播電視大學(xué)（應(yīng)用電子技術(shù)），從事自控儀表檢定工作，E-mail：xzhhim@163.com，地址：黑龍江省大慶市大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠規(guī)劃設(shè)計研究所儀表室，163113。