原油计量问题

原油计量问题（精选七篇）

原油计量问题 篇1

铁路罐车是原油在储运过程中使用的重要运输工具, 我国大部分原油的运输都是依靠铁路罐车来完成。在实际应用过程中, 需要根据不同的要求和目的对铁路罐车内的原油进行计量。通常情况下, 油品都是储存在一定工艺条件下的, 同时具有相应工艺措施来保证储存条件的稳定性。在铁路运输过程中, 由于储罐结构、所处位置、外界自然气候、操作条件等因素发生变化, 导致计量出现不确定性。为了保证储存工艺条件下的计量结果准确性, 必须要了解铁路罐车原油计量中存在的相关问题, 采取针对性措施进行事先预防, 尽量减少计量误差的出现, 提高计量准确率。

二、铁路罐车运油计量的实际状况和目前存在的主要问题

在油品开发过程中, 初期开发或非集中井都是采用铁路罐车进行拉运。通常情况下, 待铁路罐车进入至卸油区域之后, 由计量人员通过测量车顶及空高等尺寸来计算拉运的液量, 测量完成后放水, 然后测量车顶上的油位, 结合油位测量铁路罐车拉运原油的体积。结合油位对铁路罐车进行上、中、下三层进行取样, 将原油卸至卸油池后, 通过油泵输送至原油处理系统中。针对铁路罐车中原油的油量计算, 通常采用以下公式:

铁路罐车拉运油量=原油体积X (1—测定的含水) X密度

采用该计量方法来对铁路罐车油量进行计量, 重要存在以下问题:

1. 测量劳动强度较大, 在计量过程中需要上下罐车多次, 同时在取样和化验时都存在较大的工作量。

2. 采取人工取样、化验和计算容易出现差错, 导致计量结果不准确。

3. 部分铁路罐车并非标准罐, 导致测量罐车容积的误差增大。

4. 为了将卸油区内的油罐卸干净, 在停车时通常都具有一定坡位, 此时测量油位来计算油量, 必然导致原油体积误差增大。

三.铁路罐车原油计量中的问题分析

1.统一铁路罐车高度

在SY670-93的行业标准中, 明确指出了罐车计量采用检空尺和检实尺两种计量方法。相对检实尺来讲, 检空尺操作较为方便, 因此在实际操作中应用较多。由于铁路罐车的种类较多, 而且各罐车的高度以及大小都并非一致, 罐车之间的高度存在较大误差。在行业标准中, 并未对铁路罐车高度进行统一规定。铁路罐车的高度直接对计量结果造成影响, 因此必须要对铁路罐车的高度进行统一。目前, 我国在运输原油时, 通常选用G12和G17两种类型的铁路罐车, 有时还会出现G14车型, 由于车型的不同, 铁路罐车的高度也不一致。经过检尺, G12和G14车型的高度相同为3360mm。G17铁路罐车的高度差异较大, 由于G17类型的铁路罐车存在低帽口罐车和高帽口罐车两种, 通过实际检尺, 低帽口罐车高度为3090mm, 高帽口罐车高度为3160mm。通过统一铁路罐车的高度, 在得到接油单位的认可后, 要在原油计量工作交接中严格执行。

2.铁路罐车容积表号的处理

铁路罐车类型的差异导致容积表号的不同。不同类型的容积表号在其余条件相同情况下, 其计算结果也不同, 同一类型的容积表号其表号码数越小, 计算结果也越小。大多数情况下, 都会在铁路罐车的罐体上标注罐车的容积表号。由于我国目前使用的铁路罐车数量较大、种类较多, 因此经常出现铁路罐车的容积表号无法确定的情况, 主要表现在:

(1) 未标明表号。如果铁路罐车上并未标明容积表号, 此时要根据“罐车车号及表号对照表”来查询相应罐车的容积表。如果无法从中查询到相关资料, 要将该罐车按照无表号进行处理确定罐车型号, 依据罐车从国家相关文件中查阅相应容积表号。

(2) 打印的表号错误。

铁路罐车需要每5年进行一次检定, 如果在检定后表号和检定前不一致, 必须要重新进行修改。由于铁路罐车的数量较多, 在重新进行检定修改时, 容易出现表号打印错误等现象。主要表现为铁路罐车车标和表号错误、同类型罐车表型一致但数码标错及表号缺失等问题。在实际计量过程中, 对于明显错误要及时改正, 而对于同类型罐车数码标错问题, 要结合“罐车车号与容积表号对照表”进行查阅, 对于表号缺失等问题, 也要结合“罐车车号与容积表号对照表”来查询容积表号。

(3) 特殊的容积表号

现行的铁路罐车容积表号基本为1987年所公布执行的容积表号, 部分未1978年公布执行的。由于当时在编制容积表时为了将现行容积表和以往容积表号进行区分, 在容积表号的前侧增加汉语拼音字母“XB”等字样, “XB”为中文“新表”一词的拼音第一个字母。计量过程中如果发现此类型号, 要结合铁路罐车车型, 在准确确定铁路罐车型号后进行相关计算。

3.减少原油计量误差的方法

(1) 要保证计量中使用的器具和设备都符合精度条件, 要在规定的检定周期内使用。

(2) 对铁路罐车内的液位进行测量时, 必须要等泡沫消失或油面趋于稳定后才能开展计量工作。

(3) 要对尺铊进行定期检查, 一旦发现铊尖端部变秃或出现磨损时, 为确保计量的准确性, 要及时进行更换。

(4) 检尺时要采取两次测量法, 在两次测量误差高于1mm时, 要重新进行检尺, 重新进行检尺三次, 结果取检尺数相近两次的算术品均值;当两次测量误差值低于1mm时, 计量数据以第一次检尺数据为准。

结束语

铁路罐车原油计量准确性和多种因素有关。除开人为因素之外, 还包括测量方法、测量设备精度等因素, 导致计量结果存在一定的误差。在实际计量过程中, 要尽量将各类影响因素降低最低程度, 减少对原有计量的影响, 其他计量准确性。

参考文献

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[2]张成林.原油铁路罐车计量交接[J].黑龙江科技信息, 2012, (26) :7-7.

[3]冀学锋, 刘颜军.原油铁路罐车计量常见错误及改进方法探讨[J].石油商技, 2002, 20 (3) :37-38, 44.

[4]段善斌, 于庆河, 魏德军等.动态质量法在汽柴油铁路罐车交接计量中的应用[J].计量技术, 2007, (2) :58-61.

[5]马应奎.我国国家标准与独联体标准的石油静态计量对比分析[J].石油工业技术监督, 2009, 25 (5) :31-32.

[6]张磊, 张乾庆, 和岩等.加强原油交接监督管理减小计量误差[J].计量技术, 2010, (7) :64-65, 49.

原油计量问题 篇2

江苏油田试采一厂开发区域分散且处水网地带，刘陆、沙埝、周41等5个集输站库分布在扬州、泰州等两市三县之间，年产100多万t的原油经过商品化处理后，就近装船水运到相关炼厂，原油外销呈批次多，批量少，油量结算频繁等特点，针对近年来原油外输计量过程中的实践和体会，进行总结与交流，以提高原油贸易计量管理水平。

1 计量标准使用中存在问题与误差的探讨

原油是一种物理和化学性质较复杂的化工原料，在生产、储运与销售过程中受温度、压力及环境等因素影响较大，不同的储运和交接方式都会影响计量准确度。目前我国国内普遍以20℃，101.325kPa为贸易计量标准状态，在此条件下，通过体积、温度和压力计量，样品录取、密度与含水测定获取基本数据，经过计算获得原油体积和质量。涉及的相关标准如图1ㄢ

在此环节涉及流量计、密度计、温度计、压力表、天平、储油罐等十多个计量器具，正确的取值与计算，能够保证油量综合计量误差≤±0.35%。

1.1 标准中计量压力的取值差异与建议

GB/T 9109.5-2009《石油和液体石油产品油量计算动态计量》附录A2.2规定测温、测压点应选在距离流量计的出口最近处,并在6.2.2.4确定“计算Cpl时，油品的计量压力可取流量计出口压力的平均值计算”。而现场各式容积式流量计在依靠流体推动的计量过程中会产生一定压损，如联盟庄集输站DN150口径UF-Ⅱ螺旋转子流量计，在动力黏度17MPa·s、1.5MPa工作压力、200m3/h状态下，根据压力损失曲线，会产生约0.05MPa压力损失，按照标准附录B计算流量计前后压力修正系数Cpl分别为1.001 2和1.001 1,误差约0.01%。客观上动态计量流量计之前温度、压力状态下原油，应取过滤器与流量计之间的压力为计量压力，或按SY/T 5671-93《石油及液体石油产品流量计交接计量规程》2.2.3“在过滤器进口端与流量计出口端，应设置0.5级压力表”，取流量计前后平均压力为计量压力。

1.2 标准中温度测量问题与建议

正如GB/T 8927-2008《石油和液体石油产品温度测量手工法》所描述“温度测量误差构成石油和液体石油产品数量测量误差的较大部分，这一点无论怎样强调都不过分”，温度是原油计量中的关键参数，而GB/T 8927-2008前言部分已经明确“固定式平均温度计测量油品温度和管线手工测温不再作为本标准内容”，导致GB 9109.5-2009的5.3项实际无法引用测温方法。SY 5671《石油及液体石油产品流量计交接计量规程》3.4中仅要求“测温部位在流量计出口端管线上”;SY 5669《石油及液体石油产品立式金属罐交接计量规程》3.3.2管线测温“对测量原油温度宜采用在输油管中测温的方法”，3.3.2.1要求“测温部位应靠近泵出口处”。上述标准对测温部位确定，测孔的安装方式及温度的录取均未进行明确的规定。实际上管线温度测量受环境、气候、管线长度等因素影响较大，现场测温孔一般选在输油泵和流量计之间适当位置，以45°角迎流插入管线内径1/3处，测量温度要先读小数后读大数。

1.3 油量计算的标准制修订问题

目前国内普遍采用流量计计量方式交接原油，所采用的GB 9109.5-2009《石油和液体石油产品油量计算动态计量》已经明确代替GB 9109.5-1988《原油动态计量油量计算》，其油量计算所引用标准、取值方式及计算公式都明确定义，能够确保原油动态计量准确度满足标准规范要求。

但储油罐静态计量则有GB 9110-1988《原油立式金属罐计量油量计算》和GB/T 19779-2005《石油和液体石油产品油量计算静态计量》2个标准，根据现场实践情况GB 9110-1988已经缺乏可操作性，主要有以下原因：一是文本中引用的GB 1884、GB 1885已经制修订，如石油体积系数K值已由GB 1885-1998表60A中VCF20代替。二是相关参数录取规则与配套标准不匹配，如油品水分测定要求“符合GB 8929《原油水含量测定法》，测得值应准确读到水分接受器的一个刻度”，而新制定的GB8929-2006要求“水含量结果修约到0.025%”，因此建议对GB 9110-1988进行修订或明确由GB/T19779-2005代替。

2 计量器具配备及正确维护使用

原油外输计量就是操作人员依据国家及行业标准规范，运用合格计量器具准确录取温度、密度、压力及原油体积等参数，计算符合标准状态下油量的操作。计量器具是实现上述操作的物质基础，如果采用伪劣或不合格计量器具，或不按照正确的计量器具使用维护方法，所产生的计量误差是显而易见的。

2.1 含水化验接受器配备与应用问题

按照GB/T 8929-2006《原油水含量的测定蒸馏法》要求所配备5mL含水接受器规格必须符合标准文本图1要求，否则会导致含水测定误差。图2为油田某集输站一支用于原油含水测定的接受器，其尺寸与标准明显不符。

目前测定油品含水测量主要采用GB/T 260和GB/T 8929标准，虽然都是蒸馏分离原理，但后一种针对原油含水测定，接受器采用虹吸管结构，使原油中水分的回收率较高，检验结果为贸易双方普遍接受。而图中B接受器虹吸管规格达不到标准制作要求，增加馏分的回收阻力，导致水分测定值低于实际值，同时在使用中容易因气阻产生冲样，存在安全隐患，必须使用规范的含水接受器。同时检定合格接受器首次使用时，要进行密封性和回收试验，正常使用的接受器要保持内腔干净、干燥，5mL刻度示值清晰。

2.2 外输流量计正确使用与维护

流量计是原油计量的重点器具，自2001年以来，针对油田外输原油批次多，批量少，密度、黏度范围大的实际，选用国内某合资公司生产的UF-Ⅱ螺旋转子流量计(以下简称UF-Ⅱ)，UF-Ⅱ所采用的螺旋转子结构，具有压损低、油品适应范围广，重复性好，量程比高等特点，尤其是器差调整装置采用了9组油浸锥形齿轮系结构，传动精准，微调误差±0.05%，机械磨损低(见图3)ㄢ

但该流量计在使用中需注意如下问题：

(1)原油动力黏度大于15mPa·s时，配备金属过滤网不得低于370.81μm(40目)。UF-Ⅱ对测量介质纯净度要求较高，相对腰轮、刮板等容积式流量计，液流在计量腔内行程较长，对机械杂质易卡堵，因此当压损≥50kPa时必须及时检查、清洗过滤器。

(2)对于DN150以上UF-Ⅱ82型流量计，在每次输油前,须用人工方法排除石墨轴承密封盖空腔内的气体。这一点虽然烦琐但很重要，因为石墨轴承的优点是耐磨系数高，缺点是不耐高温，易脆。UF-Ⅱ停用后，因管道和计量腔内温度和饱和蒸气压发生变化，产生气体聚集在石墨轴承密封盖的空腔内，形成难以排出的气穴,影响轴承润滑,如不及时排除，在计量过程中转子轴与轴承磨擦所产生的热量难以传递，形成局部高温，导致石墨轴承损坏(见图4)ㄢ

如某联合站2009年1台编号82-086 UF-Ⅱ82流量计4月检定合格，6月中旬外输量与储油罐比对误差>±3%，并运行时流量计声音异常，储油罐准确度≤±0.1%，属同等级计量器具，对此厂技术监督中心通知停用，启用备用流量计，随后经过体积管在线加密测试，其准确度为-0.22%，检定与测试数据见表1ㄢ

在厂家技术人员在场情况下，检查发现4个石墨轴承均不同程度碎裂，分析原因是近期更换输油泵出口管线和4号储罐内防腐层脱落，导致过滤网频繁堵塞，操作人员为清洗滤网，多次用压缩空气对计量流程进行吹扫，致使UF-Ⅱ超量程空载运行产生故障。随后对储罐及管线进行工艺处理，UF-Ⅱ返厂维修并检定合格后正常使用。

3 加强制度和标准完善，提高原油外输计量准确度

3.1 加强原油外输计量器具选型、配备与检定管理

含水接受器，石油密度计、精密温度计、外输流量计等原油外输计量器具，由油田技术监督与供应部门经过市场调研确定生产厂家，明确上述器具须经计量检定机构检定合格才能购置。外输流量计作为重点计量器具与生产厂家订立质量赔偿及服务承诺合同，这是一道进入油田市场的紧箍咒和原油贸易数据安全的护身符。一般流量计初次检定合格率是很高的，但经过多个检定周期正常使用后，其精度的稳定性、检定数据重复性和质量可靠性才是评判流量计质量与性价比的关键指标，在高油价市场，企业购置流量计费用与其因质量问题产生非正常输差所导致经济损失相比是很低的，因此在质保期内，因流量计质量导致用户经济损失需进行经济赔偿。通过上述措施和手段确保原油外输计量器具配备率、完好率、检定率100%。

3.2 制订和完善相关计量标准并加强贯彻

标准是原油外输计量操作的准则与指南，操作人员熟练掌握标准是确保原油外输计量误差≤±0.35%的必要条件。针对网络化逐渐普及生产岗位的实际，将原油外输计量标准的纸质和电子文本配备到计量和化验岗位，并将标准的学习与实践溶入岗位培训和技术竞赛，提高标准学习效果。

在执行国家及行业计量标准前提下，针对水乡油田的计量特点，编制了Q/SHJS 1402《原油贸易计量操作与油量计算》、Q/SHJS 0487《UF-Ⅱ螺旋转子流量计使用及保养规程》等具有实用性和创新性的企业标准，也是对国家及行业标准的传承和发展。如Q/SHJS 1402对原油动态、静态及称重计量操作及油量计算方法进行了整合，为指导化验人员正确使用《石油计量表》，创新了试验密度=视密度+弯月面修正值+密度计修正值，再用试验密度查表计算标准密度。

Q/SHJS 0487规范了UF-Ⅱ的使用与维护，杜绝了错误的操作方式，延长了流量计使用寿命和精度稳定性。如上述82-086 UF-Ⅱ于2009年6月维修后，遵循标准规定的使用维护方法，经过3年多使用，在不调整器差情况下，保持了良好的精度稳定性与检定数据重复性，详见图5历史检定误差曲线。

为履行“每一滴油都是承诺”的质量目标，企业还加强计量管理制度的制定与考核，如沙20集输站输前样含水<0.3%才能输油，刘陆集输站针对瓦庄原油物性复杂，容易产生含水率波动问题，在输油过程中2h监控分析含水，确保外输原油质优量足，几年来贸易计量纠纷明显减少，提高了企业信誉和生产经营管理水平。

参考文献

[1]GB/T9109.5-2009石油和液体石油产品油量计算动态计量[S].

[2]GB9110-1988原油立式金属罐计量油量计算[S].

[3]GB/T8927-2008石油和和液体石油产品温度测量手工法[S].

[4]GB/T8929-2006原油水含量的测定蒸馏法[S].

[5]SY5671石油及液体石油产品流量计交接计量规程[S].

原油静态计量技术 篇3

在原油贸易交接计量中, 我国一般采用吨等质量单位。在国外原油贸易交接中则采用体积单位, 典型的有桶、加仑、升和立方米等。因原油的体积随温度和压力的变化而变化, 因此在贸易交接中必须是在标准条件下进行。我国原油交接的标准条件是:压力为101.325kPa, 温度为20℃;美国的标准条件是:压力为101.325kPa, 温度为60℉;国际单位制规定的标准是:压力为101.325kPa, 温度为15℃。由于使用了标准条件, 原油的体积就可以看成是保持不变的量, 石油贸易者就可以进行正常的交易。

静态计量技术的计量方式

静态计量是在大气压力下测量大罐液面的高度, 把测得液面高度通过容量表转化成体积量。

1大罐标定和容量表

为了获得大罐容量表, 必须对大罐进行标定。最普通的油罐标定方法是人工围测法, 即通过测量大罐的外围周长来确定大罐的内径, 进而确定大罐的体积。为了提高准确度, 必须使用标定过的合格的钢卷尺。为了计算大罐铁壳的热膨胀还应引入修正因子, 对周向应力进行修正。将大罐体积的增量和体积单位考虑上, 最后就得到大罐的容量表。

大罐的标定除人工围测法外, 还有光学参照法及光学三角法。光学三角法现在还不是API标准, 但该方法记录在国际标准ISO 7507中。

2大罐测量

测量大罐液面常常称之为“规测”, 常用检尺方法为检空尺法, 测量的是从计量孔顶部参照点到罐中液面的距离。检实尺法比检空尺法计量精度偏低些, 因为尺锤可能倾斜或者可能触到罐底内的脏物。所有检尺方法均在美国API标准第3章中有详细的规定。

根据检尺数据, 结合容量表, 就可确定大罐的原油的毛体积, 对毛体积进行温度、杂质和含水的修正, 就可确定净油体积。

3大罐温度的测量

通常由温度计或电子温度计测得大罐内油品的温度。测量油罐温度的程序在API标准第7章中有详细规定。推荐的方法是取上 (上1/3处) 、中 (液面中间高度) 、下 (下1/3处) 的平均温度, 也可只测取中间温度代表整个大罐的温度。

4大罐取样及重度的确定

获得大罐样品和化验水质含量的工作通常是一起完成的。为了获取油样, 常常采用取样器以得到所期望的液位处的样品。与测量温度一样, 通常采用等体积三级取样法, 用取得的样品来分析含水杂质与重度。

5油量的计算

原油装卸计量影响要素分析 篇4

1 影响接卸罐计量的因素

1.1 采样是否具有代表性分析

1.1.1 岸罐取样点有限

以A公司为例,整个岸罐面积大约为2400m3,但是能抽取样品的部分只有测量管管口面积大小,约0.0314m3,代表性程度为0.000013(0.0314/2400),代表性严重不足。

1.1.2 罐内首次货物和末次货物混合不均匀

在只有一个测量管取样点取样的情况下,样品要有代表性,前提条件是罐内货物充分混匀。如果罐内没有搅拌设施,货物自然混匀几乎是不可能的事情。此外,为了满足生产需要,一般在岸罐完成进油后,在静止时间不够的情况下立即计量,货物也没有充分混合的时间。货物混合不均匀有2 种情况:(1货物分层,是指上下或水平方向上首次货物和进罐货物没有混合,存在某一部位或某几个部位的货物还是岸罐首次货物或进罐货物;(2) 混合不均。在货物流动性很好,岸罐首次货物和岸罐末次货物密度差异不是特别大的情况下,货物分层现象还是较少的,货物混合程度较大。即便如此,如果罐内首次货物与进罐货物不能按照相应比例混合,也会造成样品代表性不足。

1.1.3 采样具有代表性的样品

岸罐首次货物均匀程度较高,因为:(1) 岸罐经过进油和出油2 个过程后,罐内货物已经经过2 次自然混合;(2) 从进油到转出油需要较长时间,岸罐首次货物有较长静置混合时间。(3) 由于出油口在岸罐下方,货物转到炼厂时,转出的大部分是下层货物,最后剩下转输油之前的上层货物,经过较长时间静置后同层面货物密度是基本一致的;(4) 岸罐首次货物较少,一般为4500m3左右。由于货物较少,样品代表性较高。

船罐密度代表性较高:(1) 原油进入船舱一共经历至少3 次混合过程,油品混合很充分。第1 次是货物从油田到油田储罐,第2 次是从油田储罐到码头岸罐,第3 次是从码头岸罐到船舱。(2) 船舱的采样口较多,为样品代表性提供了可靠的保证。

1.2 收油罐的选择

装有重质原油的油船卸油,选择原罐内装有轻质原油的油罐时,由于2 种油密度相差较大,目前在我公司采购的原油中密度极差为:轻质原油807.0kg·m3,重质原油935.0 kg·m3,因重力因素作用,密度小的罐底油会随收油液位的增加慢慢浮起,浮于整罐油的最上层,密度大的则始终沉在下层,出现分层现象。正常生产情况下我公司一般控制油罐收油前的液位为2.5m(浮盘起浮后的最低可计量高度),若收油高度在12m,按照标准GB/T 4756-1998《石油液体手工取样法》的要求,在1/6、1/2、5/6 液位处采样,1/6 处的油样应在顶液面以下2m的轻质油油层处采取。这样的采样结果会导致混合样中密度小的轻质油占了1/3 的体积,使混合油样密度的测量值低于实际值,造成原油计量数比实际收油量少。同理,选择原罐内装有重质原油的油罐时,卸收轻质原油,就可能造成收后计量数比实际收油量多。

生产单位在安排卸船时,如果收油罐罐底余油越多,对下一批次的收油计量产生影响程度就会越大。前量的误差会直接反映在收油量的结果中,导致收油计量的虚假盈亏。罐底余油多,作为收油前量的计量误差绝对值相对大,虚假盈亏的实际量就越大。公式(1)和(2)反映了收油量中因前量的计量误差产生的虚假盈亏。

重质原油含水量和杂质比较多,且基本都为黏度大的原油,在仅仅加温的情况下游离水不易沉降。这类原油卸入罐后不易与罐内油品均匀混合,采样难度大,样品的密度、含水都有可能出现较大偏差。当采到的样品代表性属于进罐的油层时,接卸前罐底余油少,受影响的程度小,产生的误差相对较小;相反,当采到的样品代表性属于原罐底的油层时,卸油前罐底余油多,受影响的程度大,误差也会相应增大;在罐内混合状态未知的情况下,由于罐底余油多,采样时也容易采到原罐底的油品,同样产生误差。表1 反映了样品含水有误差时,前量多和少,影响计量结果的不同程度。

注:按油品温度20℃,VCF为1.0000 计算误差值

1.3 油罐加温操作

油罐内蒸汽加热管在罐底对称分布,现场操作人员在开启蒸汽对油品加热时,不检查所有加热管是否全部开启,部分加热管加温,导致罐内油品呈半边加温状态。正常情况时,罐底蒸汽加热管开启到位,呈多点加温状态;加热管之间相互作用,温度向上均匀对流,使油罐垂向各横截面油品温度基本一致。即使加热量不够,油品出现罐垂向横截面温度分层时,按照GB/T 8927-2008 石油和液体石油产品温度测量(手工法)》的要求,在油品液位下增加测量点,也可以获得罐内油品的平均温度。如果加热管在罐内部分开启,就属于加热过程处于不合理状态,在这种状态下,若没有油罐内部搅拌器进行搅拌,即使加热管线已经运行足够的时间,也由于罐内油品低温区的反向对流存在,使得获取具有代表性计量温度的难度加大。

在实际工作中,当使用油罐上安装的固定单点温度计的读数作为计量温度时,温度误差会更大。以之作为计量参数计算的油量误差自然很大。表2给出了罐内油品温度每间隔1℃的计量数据,表中两极温度差为10℃,差量约为24t。若取中间量为近似实际量,则两极相对误差数接近0.4%。从比较中可以看出温度误差对计量的影响程度。

注:原油含水按0.15% 计算,计算中未考虑浮盘重量

在罐内油品液位不高时,半边加热的油品膨胀,还导致浮盘轻微倾斜,对液位产生影响(油罐安装的雷达液位计显示油高与检尺数对比相差很小,当罐内出现两侧温差时,检尺数与雷达显示值相差增加6~8mm)。

2 改进措施

生产作业环节引起的计量误差,是可以通过细化操作规程、规范操作,在生产过程中消除的。

针对接卸油罐的选择,在条件许可的情况下,生产安排过程中要尽量把油罐进行分类,区分重质油罐和轻质油罐,分类存储油品;根据待卸原油的物理性质安排接收油罐,尽量安排密度较为接近的原油进入同一油罐,以保证计量时获取的样品具有较好的代表性。

输转时,尽量减少罐内余油,同时也要保证油品稳油时间并且液位不得进入无法计量区间。在油罐检修、检定后,油罐参数改变和新的罐容表信息要及时传至生产岗位,并要求参与生产操作的人员都必须掌握。对用浮顶罐交接计量时,生产部门要根据GB/T 13894-1992《石油和液体石油产品液位测量法》( 手工法) 的要求,在浮顶完全起浮后安排计量,同时确保在油品输转前后,浮顶的漂浮状态应尽可能一致。把“浮顶罐不得跨非计量区间计量”作为基本要求写入《操作规程》,并执行。

温度测量误差对油量计量误差影响较大,所以要对现场操作人员的油罐加温操作提出要求,操作过程要细化到阀门的逐个检查;对发现加热管泄漏,有不能使用的加热管时,要设计合理的加热措施,有效防止油罐内部温度呈斜向截面分层状态。

收油过程中,前期用大泵收油,结束用小泵收舱。用大泵收油,能确保进罐流量有足够的搅拌能力,使进罐量与罐前量均匀混合;使用小泵收舱并控制收舱操作的时间,保证管线收油后属于充实的状态;专线运输的船驳,不过分要求卸净,采取卸油后测量舱底剩余液位高度(ROB),下次装油前核对该液位(OBQ)的办法,对船舶进行监控。减少收舱时过分抽吸舱底油导致的不满管现象,保证接卸进罐量的准确。

3 结论

原油计量问题 篇5

1 原油计量参数对交接油计量结果的影响分析

影响交接油计量结果误差的因素是多方面, 有人为的原因, 也有原油本身的原因。首先, 原油是直接从油井中开采出来的, 没有经过加工处理, 不可避免的就会具有一些杂质, 比如说水。一般情况下, 不论是轻质原油、中质原油还是重质原油, 含水率都在0.1%-0.3%之间, 假设含水率的测量误差为0.01, 在我国对外进行大量原油进口情况下, 一年的石油交易量就会到达600t, 何况我国原油进口量每年都在增加, 在这一情况下, 每年至少会对我国造成240万以上的资金损失;其次, 在密度方面来说, 当前我国的油库对于原油采取的是质量计量方式, 计量方式直接决定了原油的质量测定[1]。在进行密度的测量时, 每2小时对原油取样一次, 4小时进行混合样密度的测量, 这一取样测量方法采用了多年。但是随着生产方式的提高, 采用聚驱、水驱的采样方式与以前的采样方法会有一些差别, 在极限偏差温度范围内, 查表得出的标准密度值会有0.5%的差异, 比含水率的误差还要大, 所以需要规范我国原油密度的测量方法避免这一误差的出现;第三, 压力也会造成一定的计量误差, 由于石油本来质地较轻, 密度较小, 在压力情况下, 就会造成原油体积的缩小。一般情况下, 会释放压力, 增大体积。这样一来, 原油体积的伸缩范围就会对原油计量造成影响, 一般情况下, 误差值在0.001%左右, 所以对于压力我们也要进行重视;温度是交接油计量中极为重要的参数, 对于计量结果的影响极大。我们都知道热胀冷缩的物理现象, 温度的变化会影响到检定流量计时的流量及系数、压力修正系数以及温度修正系数等。如果在检定的过程中比实际的温度要高, 那么标出的流量计数也会相应的增大, 修正值就要进行较大的选取, 就会造成正向输差, 计量的就会比原有输入的流量要大。同时, 温度还会影响压力修正系数、密度修正系数等各方面的计量参数。可以说温度是影响原油计量最主要的环境因素。

在人工差异方面, 最主要的就是流量和修正系数对计量结果的影响。流量是原油交接计量中最主要的和最重要的数据, 在进行一系列的对于流量的修正之后, 就是最终的原油计量结果。所以, 流量和修正系数就是最直接也是最主要的原油计量参数, 对于计量结果起着决定性的影响。流量计系数的主要影响因素包括来油量的平稳性、环境因素, 包括温度、压力等, 以及流缝的大小。具体影响可见下图:

在进行测量时, 为了达到相对准确, 一般采用大、中、小三个排量检定的方法, 通常只有一个流量计数和实际的运行排量相符。但是这样一来就会因为流量计量缺少连续性而造成误差[2]。

2 如何降低交接油计量的误差

只有在实际的交接中排除这些误差才能避免我国的这一损失, 降低误差主要通过以下几方面来进行。首先, 要加强对于计量设备的管理和创新, 按照国家或国际标准修正计量的参数, 减少在仪器方面存在的误差, 尽量与国际水平相对接;其次, 要加强交接的机械化水平, 避免人员所能造成和的误差。在不能避免人员操作的情况下, 要对人员加强培训, 提高人员的认识程度和操作水平。同时, 研发新的器械, 能够进行计量参数的准确测定, 提高测量的准确程度;最后, 要对流量计进行周期性的检查和维护工作, 通过流量计对误差曲线进行分析, 并及时的进行调整和控制。如果流量计存在误差, 就需要及时的进行调整, 并加强检查的次数, 每半个月可进行三次流量计的自检。如果流量曲线出现上升或下滑的现象, 就要对流量计进行切换, 排除流量计变化而引起的误差。并且还要考虑到流量计检定时的环境因素与工作时的环境因素是否有变化, 如果有变化能否进行控制或排除等[3]。这样一来就会加强交接油时计量结果的准确性。

3 结语

本文介绍了原油计量参数对交接油计量结果所造成的影响, 以及采用什么方法对这些影响进行排除。其实, 最主要的方法就是对于新的计量技术的开发。如果我们加大研究力度, 投入更多的资金, 就能尽快的研究出新的技术和标准, 避免国家的损失。

参考文献

[1]武士振, 丁红梅, 段立靖.影响管输原油计量交接准确度因素分析及对策[J].化工管理, 2014, 11:158.

[2]史培玉, 徐亮, 康厂.原油含水率测定误差的产生原因与处理措施[J].油气储运, 2010, 12:947-949+879-880.

原油三相分离连续计量装置设计研究 篇6

关键词：原油,油水分离,三相分离,设备装置

随着生产力的发展, 现代工业发展趋势是降低工人的劳动强度, 提高生产效率, 对于原油行业而言, 计量装置的发展直接关系到原油处理效率的高低。因此现在出现了多种综合性的计量装置, 大多数为两相分离在油气生产过程中, 其计量技术以及自动控制是处理环节中最重要的技术, 可以有效保障生产的准确与安全。

一、原油三相分离技术的发展

随着现代工业的发展, 开采技术不断提高, 油气水的三相分离技术展现了自身的优越性, 受到了广泛的重视, 并朝向成熟化发展。油气水的分离是原油加工处理环节中, 最重要的步骤之一, 其技术的稳定性关系到整个原油处理的好坏。

在上个世纪七十年代, 我国在原油处理中, 使用的主要设备时压力器, 主要方法是将混合物进行加热、分离, 分离器的型号为空腔式, 并以沉淀的形式进行进一步处理。这种方法的效率不高, 而且处理的原油的数量比较小。八十年代, 我国的油水分离技术飞速发展, 主要技术是旋流分离, 通过动静结合的形式, 利用旋流器体积小、效率高的有点, 让液体在其中保持一段时间, 通常在三秒左右, 便可实现油水分离, 这种形式的分离技术效率比较高。在最近几年, 对于旋流分离技术进行了进一步的改良与发展, 特别增添了污水处理, 实现了环保功能。目前该技术主要用在海洋平台上的污水除油。重力沉降分离领域主要以填料式分离器为主, 行业内应用广泛。

二、原油三相分离连续计量装置的发展趋势

1. 仪表化

原油处理在技术与设备上, 都有了显著的提高, 各种气体与液体的计量也在行业内发展迅速, 在未来的进一步完善与优化中, 主要是向仪表化发展, 在操作上简单易行, 各个环节都设置高科技仪表, 读数便捷, 对于各种数据的计量也更加准确。

2. 精准化

我国的原油产业发展到现在, 对于准确程度要求非常高, 特别是油井的生产运行, 只有各种数据的准确、真实, 才能提高计量水平, 进而实现原油产业的发展。

3. 高效化

原油处理技术要不断提高效率, 这样才能最早了解油井中的生产信息, 最大程度降低周期时间, 保证在最短的时间内提高效益, 高效率是发展的必然要求。

4. 自动化

随着科技的发展, 各个行业已经逐步向自动化、信息化发展, 这是降低劳动者工作强度、提高生产效率的关键。因此, 在原油处理上, 需要利用数字化手段, 实现生产的自动化。

三、原油三相分离连续计量装置研究

在原油三相分离技术中, 需要对于温度、原油通过设备停留时间、油层厚度进行分析, 这些都是决定分离效果的关键。通常情况下, 油水停留的时间过长, 会降低水中的含油率, 这时候分离器的处理能力降低, 经济性能有所减弱。当油水停留时间比较短, 水中的含油率变会快速上升, 对于分离器而言, 温度升高可以提高分离的效率, 含水量会急剧下降。但是如果温度达到60℃以上, 分离效果有所减弱。针对这种情况, 在连续计量装置设计方面, 主要可以通过分离器的设计, 提高分离效率, 主要包括以下几个类型的分离器。

1. 卧式分离器

原油三相分离连续计量装置设备中比较常见的包括卧式分离器, 通过将API游离分离器与Peorfmrxa填料分离器的对比实验现实, 同等条件下, 填料式分离器能够进一步优化指标, 降低油中的水含量, 并且具备一定的除污效果。卧式分离器中还包括CP聚集板分离器, 通过在特定的区域设计了平行波纹板面, 流道分别为水平、垂直设置, 在原油经过后, 迅速上升, 并且能够在最短的时间内沉淀。聚集起可以降低固化的时间, 并保持流速的稳定。这对于设备的要求也比较高。

2. 立式分离器

在油水分离器中, 立式分离器的优点非常明显, 立式分离器的体积比较小, 而且占地面积远远小于卧式分离器, 可以提高空间的利用效率, 适合在场地面积比较小的加工厂使用。立式分离器的工作原理是水滴从设备的底端直接流进水箱, 省略了沉淀的过程, 缩短了处理的时间, 但是缺点是油与气体的分离距离比较大, 不利于分离的流畅性。

3. 球形分离器

球型分离器的应用比较早, 在上个世纪六十年代, 前苏联的石油研究机构对于球形分离器的研究比较深入, 后来经过不断的发展, 设备技术比较成熟。球形分离器的有点在于能够均匀受力, 而且在设计的时候, 对于壁厚要求比较低, 这样降低厚度进而缩小体积, 比较经济实用。前苏联设计的一种ACn一6300型高含水原油快速沉降分离器就是以球形分离器为基础, 利用了技术优势, 在内部设计了一些折流板, 通过曲折流动, 分离出油中的杂质, 水中的油上浮并沿着分离器流动, 提高了油水分离的效率。

结束语

我国的原油行业经过数十年的发展, 在核心技术上取得了显著成果。在油气水三相分离技术的发展与应用中, 通过基础设备的改良与优化, 逐步成为油田工程最重要的配套应用技术, 也是保证生产的关键。在油气水三相分离连续计量装置中, 通过旋流预分离、聚集技术, 提高生产效率、保证精准度、控制稳定性, 为我国原油处理技术发展提供动力。

参考文献

[1]戚梦泽, 朱明乔, 何潮洪.原油三相分离连续计量装置的研究[J].中国仪器仪表学会第六届青年学术会议论文集, 2012, 06 (30) :67-74.

原油含水化验分析计量方法的研究 篇7

1原油含水化验分析计量技术

现阶段, 原油含水分析化验计量技术主要包含人工取样化验法、微波测量法、振动测量法以及密度测量法等。在采用这些技术进行原油含水率测量时, 测量结果精度均不高。由于以上几类技术在测量过程中都要进行接触式测量, 测量的仪表在使用的过程中会出现结垢、腐蚀、解蜡等问题, 导致在长期使用的情况下仪表的精确度降低。特别是含气量对于原油含水率的影响, 以上几种测量技术所使用的仪器均不能消除。因此, 导致原油含水率的测量数据有一定的偏差, 对于原油含水率的测量工作带来的极为不利的影响。

2影响原油含水化验分析计量的因素

2.1管输交接计量问题

管输交接在计量的过程中会出现一定的损失, 这是由于原油为稀原油, 自身有低凝的特点, 导致原油的含水率具有较强的波动性, 在流量计量时易导致误差的产生。此外, 粗调原油的自身脱水难度较大, 含水率波动范围广。在交接计量的过程中, 要是未进行采样与做样处理, 就会受到原油温度或者原油密度的影响, 而导致管输原油在计量中出现误差。换言之, 原油的温度以及密度会在很大程度上对原油计量结果造成影响, 如果没有进行采样及做样处理, 在计量过程中就会出现一定的计量损失。

2.2高含水率的原油计量无法满足

多相连续分测装置, 是在气液旋流分离以及自力式液位控制的条件下, 采用相应的流量仪器对液体以及气体进行各自的测量。在液体测量过程中, 使用的为质量测试仪表。这种测量技术能够进行多参数的测量, 不仅能够通过质量计量的手段统计油井的产量, 还可以完成对原油密度的测量工作, 并能够通过测量数据推算出原油中的含水率。但是, 这种测量手段和人工化验的数据没有本质差异, 无法达到原油好含水情况下的测量要求。

2.3计量器具存在误差

很多的计量器具都会对原油含水率的测量带来误差, 例如温度计、密度计、流量计等。原油测量使用的温度计是专门的温度计, 温度计的最小分度为0.1℃。要是没有对温度计检定亦或者检定时的修正值存在误差, 在测量原油含水率时, 所得的数据就会出现较大的偏差。密度计同样也会在很大程度上影响测量的精准度。在流量计的实际使用过程中, 由于其校订过程所涉及到的油温、压力等因素和实际生产中的情况有所差异, 也会在一定程度上使得测量工作产生误差。

3消减原油含水化验分析计量中不利影响的技术方法

3.1稀油单井计量

在原油开采的过程中, 非注水开发的油田, 原油含水率通常都处于70%以下, 注水开发的油井也需要很长的周期含水率才能超过70%, 当其含水率超过70%以后, 通常该油井的出油量已经很少, 单井计量数据的重要性已经明显降低。因此, 对于个别的稀油井应当采取单井计量的方式。在计量的过程中, 采取气液两相计量的手段, 配合设备简易的立式计量装置, 对油井进行不间断的自动质量计量, 通过含水分析设备计量原油的含水率, 通过人工取样的方法来计量原油密度数据, 通过漩涡流量装置来计量含气量。如果单井的产量较多, 而且还采取注水开发的形式, 则应当选取三相计量装置, 这样才能更好的确保测量的准确性。

3.2更新计量手段

在进行原油含水的化验分析计量过程中, 要使用相对先进的计量设备。在选用计量设备的时候, 要确保所选用的计量设备具有适合的测量范围, 同时具有较高的检定精度以及修正系数, 这样才能在稳定的环境中, 尽可能的降低检测所造成的误差。同时, 还要对原油流量计以及自动含水化验分析设备进行有效的利用, 转变传统的原油计量手段, 增加原油测量的精准性。

3.3采取分段脱水新方法

在原油生产过程中可以采取分段脱水的方法, 这是就要采取分片线进行计量。对于含水原油在计量时应当选取三相分离装置。每一个三相分离设备所分离出来的油、气、水的计量方式应当采取以多功能处理器为核心的短流程分析, 对于测试仪表的精度设置应当按照三级计量的相关规定进行。二级脱水装置所产生的净化油则应当依据二级计量要求安装低含水化验分析计量设备。同时在水路安装水表进行计量, 在油路可以使用静态计量手段。

4结语

在原油的含水化验分析计量中, 人工取样测量方法较为常用, 但是其操作相对繁杂, 同时也容易受到很多因素的影响, 对于测量结果的准确性存在较大的影响。因此, 相关技术人员在进行原油含水化验分析过程中, 要找出影响原油含水率测量的各方面因素, 运用科学、合理的技术及方法, 改善原油含水率测量的精度, 让我们对原油的品质有更加精准的定位。

参考文献

[1]朱庆华.相动含水分析仪在外输原油含水检测中的应用[J].山东工业技术.2014 (16) .