摘 要：研制一种以质量流量计在线计量为主，兼容进罐检尺与地衡称重，且互相标定的新型多功能鲁克沁稠油在线单量技术模式。研究通过流程改造在计量流程上加装气液分离装置，使液体中的含气量达到其工作标准，满足计量的要求。

关键字：稠油 消气器 分离 质量流量计

    吐哈油田鲁克沁采油厂现有各类站点19个，大部分站点都已经安装质量流量计来完成对掺稀总量、单井掺稀量的计量，而混合液计量仍采用40m³油罐进行检尺计量，计量完成后通过装车泵输送到生产汇管进入后续流程，经由管道输送到联合站和集中站。采油站点的自动化程度低，主要以40m³油罐检尺来完成对站点单井混合油日产量以及站点混合油总量的计量。传统的人工检尺量罐计量方式，不仅劳动强度大，而且无法保证计量的准确性。

    一、目前单量技术缺点

    通过对现场的19个采油站点的计量设备及计量方法的摸排、调查，总结出了影响计量精度的几条因素。

    1.检尺测液位误差较大

    为了解决检尺产生计量误差较大的问题，主要从以下几个方面进行了调查分析。

    （1）含水测量时的误差。测试中随机因素（读数差、试管壁存水、水分蒸发等）会造成一定的误差。

    （2）视密度系统换算表的误差。依换算所得结果与实际相比约有±0.005kg/cm³的误差。

    （3）储液后罐壁变化造成误差。由于液体静压力作用，使罐直径增大，高度缩小，因这种原因造成的检尺误差约在0.03%～0.05%之间。

    （4）罐底或罐底检尺台的弹性应变的影响。油罐充液前后引起的弹性变形，使用后罐底的基础的下沉，检尺台上有沉积物，尺锤尖端磨钝，下尺时尺锤倾斜等都将引起较大的计量误差。

    （5）油罐容积误差。根据JJGI68-76《立式金属罐容积鉴定规程》 油罐鉴定结果，容积误差在±0.2%以内。

    （6）油罐检尺误差。由量尺的器差和检尺时的随机误差组成。

    （7）油罐内测平均值误差。国标规定，当油高超过5m时，就应分上、中、下三层取平均温度，即便这样，也会有一定的误差，况且目前连这点也做不到。

    （8）测密度误差。由测试仪表和测试精度引起的误差在±0.128%左右。

    由于检尺精确度的理论与实际的偏差较大，因此需要对现场进一步调查研究。综上所述，检尺测量的局限性主要表现在：误差大、精确度无法保证、无可比性、工人劳动强度大、受人为因素干扰大。

    2.检尺计量存在缺点

    （1）开式流程有油气损耗。

    （2）人工检尺不准确。

    （3）改单量需频繁量油，进罐液体需泵打装车或进生产流程，操作工作量大、劳动强度高、效率低下。

    （4）大罐结垢、腐蚀较严重，需频繁检修。

    （5）安全风险高，对环境有污染。

    3.地衡称重存在缺点

    （1）每次单量需装车。空实车都需称重上封，十分繁琐，工作量大，单量效率极低。

    （2）如果全面采用地衡称重方法，装、卸车工作量十分巨大，安全风险徒增。

    （3）增加短倒油费用。

    4.其他厂采用稠油单量装置（带分离器、自动）

    （1）计量单元流程多，设备仪表多，投资大。

    （2）稠油气油比低，分离器工作需补气运行，难度大。

    （3）装置仪表检修，检定工作量相比较大。

    通过对国内外先进的计量系统的了解，在加强对现场员工劳动纪律、操作规程，以及改善作业环境等措施后，选取了几种不同型号的流量计，选择几个站作为试验点，对现场的计量数据进行理论对比后，产生误差的因素依然存在。主要表现在仪表自身结构及制造精度、环境温度变化、介质温度变化及黏度对计量精度的影响。但流量计与检尺相比较又具有测量精度高、实时性强、统计管理方便等优点。根据稠油计量有关要求以及现有计量系统的现状，以流量计逐步替代检尺计量很有必要。

    二、技术思路

    鲁克沁采油厂从成立至今无法对混合油用仪表正常计量，不同厂家技术人员数次带仪表到现场进行安装调试未能解决，原因是混合液含气超过其测量上限无法准确测量，或计量仪表容易损坏无法正常计量，必须在计量流程上加装气液分离装置，使液体中的含气量达到仪表工作标准。

    1.稠油特性

    原油中烃含量较低，仅占60%，而胶质、沥青质含量高，胶质含量20%～30%，沥青质含量8%～22%，表现出典型的高黏油特点。原油沥青质含量相对较高，达到20%。由于原油中胶质沥青质含量高，因此原油具有高黏度、高密度的特点。地面（50℃、脱气）原油黏度9600～36500mPa·s，原油密度0.96～0.98g/cm³。原油中含蜡量5%～11%，原油的凝固点较高，为24～42℃。高压物性取样分析，原油溶解气油比10～12，地层原油密度0.95g/cm3。

    稠油的特性：稠油黏度高、密度大、含蜡量中等、凝固点较高、含气量少。

    稠油特性是气油比低。稠油含气少，使用分离器分离出来的气体太少，压力太小无法将油压出去。采用质量流量计来计量混合油比较准确，但是需加装气体分离装置并对流程进行改造。

    2.过滤消气器工作原理

    当流体从过滤消气器进口端流入时，通过安装在壳体内的过滤网，可以把流体携带来的固体异物留在壳体内。同时流体在流动时与壳体及过滤网的撞击，可以使含裹在流体中的气体分离出来，同时引导流体上升一定高度，转弯后流出过滤消气器。

    由于气体的惰性性质决定不容易转弯，气体上升到上盖的顶部（自动消气器壳体内）。随着消气器壳体内气体积累而形成一个气体空间（气液界面交换场）。

    当气液界面降低到一定的高度时，消气器开始自动排除过滤消气器内的气体。

    自动消气器内的浮球受到消气器壳体内气液界面高度的控制，当自动消气器内的气体存量增加，迫使液面下降，浮球跟随液面下降并拉动排气阀阀芯向下移动，消气器自动排气。随着气体的排出，液面逐渐上升并托起浮球，将阀芯顶起而关闭排气阀。

    根据此原理用消气器代替分离器，既可使油气分离又可将油压出去。由此形成用消气器代替分离器，用质量流量计代替油气双路“调节阀+变送器”（图1）的新型仪表在线单量装置。

图1 质量流量计代替油气双路“调节阀+变送器”

    三、取得的成果

    1.技术成果

    由此研制成功用消气器代替分离器，用质量流量计代替油气双路“调节阀+变送器”的新型仪表在线单量装置见图2。

图2 新型仪表在线单量装置

    （1）新装置技术特性：

    ①全程密闭，没有机械转动或强电部件。

    ②不用上罐检尺，不存在高处作业风险。

    ③加装安全溢流阀，有效解决憋压风险。

    ④检修维护不需要动焊、用车、加温。

    （2）新装置优点：

    ①可靠性高。新装置结构简单，计量高效、准确。

    ②可维护性好。非常简便实用，基本实现免维护。

    ③兼容性好。现场集输流程改造简单。

    ④安全、环保、节能。

    2.技术创新

    第一，形成了鲁克沁稠油在线单量技术模式。

    第二，改造形成了以质量流量计在线计量为主，兼容进罐检尺与地衡称重，且互相标定的新型多功能流程。

    第三，自动生成单量报表。计量数据都是采用RS485通信，直接通过Prosoft卡从质量流量计提取数据，可读取瞬时量、密度、累积量和温度等，而不是采用传统的方式只读取瞬时量、在PLC编程实现累加功能。

    四、现场应用

    采油厂二工区未安装单量流量计时，使用6具单量罐，每天必须把单量罐110m3油打到集中站，每天204站打油3h，玉东4站打油5h，202站打油4h，泵效都比较差，打油耗时较长。尤其冬天暖气盘管加热效果不好，打油非常困难，有时储罐冻堵，还需解冻，工作量比较大，费用高。玉东4单独烧锅炉加热供暖，每年冬季用煤200t，每班需专人看管锅炉的安全运行。安装单量流量计后，各站单量罐不再使用，岗位员工也不用每天每时段去上下罐量油计算液量，降低了安全风险。冬天供暖由集中站集中供暖已满足工区生产需求，大大节约了能耗，降低了生产运行成本。使用单量流量计更加方便简洁，数据实时显示明了，程序少，同时减轻了员工的劳动强度。在生产中对异常油井的液量可随时记入单量，能及时判断和解决油井故障。

    仪表单量倒井需2个步骤，用时5min。上罐检尺需8个步骤，用时115min，功效对比115：5，提高效率23倍。

    五、改进后效益

    1.经济效益

    （1）与上罐检尺对比：

    ①站内伴热锅炉彻底停用。节约了锅炉燃烧的运行费。

    ②6个站打油泵停止输油，节省电耗。

    ③节约了建罐费用、清罐费和维护、检修费用。

    （2）与常规分离器+仪表计量方式对比，节省了分离器的投资和分离器检修费。

    2.社会效益

    （1）形成一种稠油在线单量技术模式，极具推广应用价值。

    （2）告别人工上罐量油，减轻了员工劳动强度，提高了工作效率和计量结果的准确度。