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摘 要：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。由于油田开发重点及采油形式的变化，原油的输送工艺会发生改变，初始设计难以达到原油输送中计量的功能要求。本文以油田输油首站反输原油的在线计量为例，提出了解决输油工艺改变后带来的输送原油不能计量的问题的措施，期以为油田集输系统生产运输计量提供依据。
关键词：油田开发；输送工艺；在线计量；掺稀；输差控制
某油田有负责勘查、开采区块探明地质储量10亿吨油当量。由于油田开发重点及采油形式的变化，中质原油需与自采及输油首站重质原油混配掺稀注采，从而输油首站的联络管线输送工艺改为反输，反输原油一部分掺稀，一部分输到末站。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，导致管线输送中原油无法计量，给管线精确加注脱硫剂比例、油头切换、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
某首站有9台额定排量135m3/h 双螺杆泵，其中4 台具有向采油厂反输的功能，2 柱塞泵用来给原油添加脱硫剂；4座2 ×104 m3、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-末站刮板流量计（公称压力6.4mPa、量程400m3/h），兩台计量采油厂来油流量计（量程400m3/h），一台计量采油厂-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-末站输送的原油可以通过外输流量计计量，反输采油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 台双螺桿泵单台或泵组在运行一段时间内的输量和采油厂储油罐接收的原油量（采用静态计量）作对比。分析试验数据得出：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厂原油，一边正输末站及反输采油厂，其中采油厂来油及正输末站原油有流量计计量，合理利用现有设备，用来油加上储油罐液位的变化量再减去正输末站的输量将得出反输采油厂的油量。将可以清晰的计算出联络管线的输量。
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）某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，并与采油厂静态计量收油量进行对比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
依据中控机上的组态，显示反输油量，实现动态监测采油厂-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
工艺改造从可行性研究、设计、施工、投用既需要时间也需要投资，给原油在输送中的计量带来困难。针对这一问题，本文提出可以利用输油首站现有设备设施，通过雷达液位计计量误差，并对反输原油的计量进行动态监控等方式来解决。本文发现采用采油厂-输油首站的联络管线输送原油，不仅能提高外输原油的油品质量管控，还能辅以判断油头位置、输差分析。
参考文献：
[1] 吴进超. 油田原油输送中的计量浅析[J]. 计量技术， 2014（10）.
[2] 王钰涵. 浅谈油田计量系统[J]. 中国石油和化工标准与质量， 2016， 36（16）.
关键词：油田开发；输送工艺；在线计量；掺稀；输差控制
某油田有负责勘查、开采区块探明地质储量10亿吨油当量。由于油田开发重点及采油形式的变化，中质原油需与自采及输油首站重质原油混配掺稀注采，从而输油首站的联络管线输送工艺改为反输，反输原油一部分掺稀，一部分输到末站。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，导致管线输送中原油无法计量，给管线精确加注脱硫剂比例、油头切换、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
某首站有9台额定排量135m3/h 双螺杆泵，其中4 台具有向采油厂反输的功能，2 柱塞泵用来给原油添加脱硫剂；4座2 ×104 m3、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-末站刮板流量计（公称压力6.4mPa、量程400m3/h），兩台计量采油厂来油流量计（量程400m3/h），一台计量采油厂-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-末站输送的原油可以通过外输流量计计量，反输采油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 台双螺桿泵单台或泵组在运行一段时间内的输量和采油厂储油罐接收的原油量（采用静态计量）作对比。分析试验数据得出：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厂原油，一边正输末站及反输采油厂，其中采油厂来油及正输末站原油有流量计计量，合理利用现有设备，用来油加上储油罐液位的变化量再减去正输末站的输量将得出反输采油厂的油量。将可以清晰的计算出联络管线的输量。
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）某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，并与采油厂静态计量收油量进行对比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
依据中控机上的组态，显示反输油量，实现动态监测采油厂-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
工艺改造从可行性研究、设计、施工、投用既需要时间也需要投资，给原油在输送中的计量带来困难。针对这一问题，本文提出可以利用输油首站现有设备设施，通过雷达液位计计量误差，并对反输原油的计量进行动态监控等方式来解决。本文发现采用采油厂-输油首站的联络管线输送原油，不仅能提高外输原油的油品质量管控，还能辅以判断油头位置、输差分析。
参考文献：
[1] 吴进超. 油田原油输送中的计量浅析[J]. 计量技术， 2014（10）.
[2] 王钰涵. 浅谈油田计量系统[J]. 中国石油和化工标准与质量， 2016， 36（16）.