清河采油厂油气计量状况与对策探讨

清河采油厂油气计量现状与对策探讨

[摘要]文章指出了当前清河采油厂油气计量管理存在的一些问题，如单井间断计量，计量器具、配套的集输流程和操作管理存在的缺陷等，提出针对的解决方案。指出虽然采油厂油气计量中还存在诸多问题, 但是加强采油厂油气计量管理工作, 已成为采油厂实现降低生产成本、完成节能减排目标的必由之路。

[关键词]油气计量; 现状; 对策；管理

通过对清河采油厂单井计量现状和存在的问题、影响原油计量准确度的因素、油田流量计量仪表现场标定的研究和分析，针对井口环境恶劣、夜间无人值守、被计量介质的特殊性、现场计量仪表存在的问题以及数字化油田的需要，提出相应对策。

1清河采油厂油气计量现状

随着八面河油田的不断勘探开发，大部分主力油区已进入高含水开发期，其综合含水高达 90% 以上。油气处理难度的加大给油气计量工作带来极大压力，原油含水波动、伴生气含水等带来的计量误差较大。特别是稠油区块开发初期就缺少伴生气，造成普通分离器压液面时间长或者无法压液面，导致这些区块单井产量无法计量。由于油量储运、交接时误差也给部分采油生产单位的工作量统计带来极大的困难。油田油井计量普遍存在的问题是: 单井间断计量，采用近似的计算方法算出的油、气、水日产量与实际相差甚远，而且所采用的计量器具、配套的集输流程和操作管理等均对油井计量有一定影响。

1.1单井间断计量问题

油井产量跟踪显示，油井产液量是波动的，而且每口井的波动程度和周期都不相同；同一口井连续计量3天，每天绘制的产液量时间曲线均不一致；有时同一口井的月计量曲线显示，其最高日产量为最

低日产量的2倍；另一方面，在油井产出的液量中，含水率也是变化的。所以如果采用间歇计量，就不能如实反映油井油、气、水产出的动态变化。

1.2立式分离器对特殊井的适应性问题

通过近几年的统计数据发现，油田计量站单井计量以立式分离器为主。由于无法实现连续计量，容积法计量折算日产量的方式对于油稠井、间歇井、伴生气少的井等存在很大不适应性，加上地面管理和人为因素的影响，计量误差较大，效率较低，甚至不能正常计量，主要表现为：

1）计量方式导致误差产生，因其使用短时间产量折算日产，间歇井折算误差大；

2）计量外部条件引起误差产生，由于低产气区块无法下压液面，因此难以实施液量计量；

3）因采用人工掐表读数，人为误差3%～5%。

1.3示功图计量技术问题

示功图可及时发现问题，大大提高数据采集准确率和油水井管理水平。但这种计量技术存在如下缺点：

1）电能计量的功能不全，录取电能数据准确性低，限制其他综合技术的特点发挥。

2）现场传感器引线问题没得到彻底解决，致使技术可靠性有所下降。

3）油井产量计量误差大，主要依靠抽油机泵参数来进行计算，没有充分考虑到油井实际工况对计算数值的影响，如管漏、泵漏、气量大小、油品性质等。

4）配套软件功能不全，不能同时满足报警、综合技术分析、监督考核、节电优化运行等方面的要求。

1.4人工取样分析不及时

在线含水分析仪需要与人工取样化验结果进行对比校验，由于有些井地处偏远，井口环境恶劣、夜间无人值，导致守取样化验不及时，分析仪显示偏差过大。

1.5进罐单井问题

采油厂的进罐单井数量较多，需要人工切换量油模式，边远井站工人劳动强度大，人工依赖程度高，计量误差大。

1.6油气集输存在的问题

目前油气集输系统存在的主要问题是能耗高、油气损耗高、腐蚀与防护等问题。油气损耗高是指油气处理过程中挥发、损耗偏高，需要进一步加大密闭运行系统的改造；能耗高主要问题是油水比例的变化使原有集输设施的不适应性日益突出，集输系统设施普遍存在工艺不适应、设施老化、运行能力不匹配现象，影响生产正常运行。应加大油水泵的改造力度，进一步优化泵的选型，合理配臵运行参数，使油水泵效率得到提高。

3计量问题对策

鉴于清河采油厂在油气计量上的诸多问题, 提出针对性的对策, 以改进采油厂的油气计量现状。

3.1采取单井在线计量

针对单井间断计量问题，应该采用在线仪表进行油、气、水的连续计量（或连续进行气、液两相计量和相应的含水分析）。如安塞油田使用的DFCM 油气计量装臵，DFCM 油气计量装臵是一种两相流量

计，主要利用油气旋流分离和液体质量计量原理实现单井在线计量。DFCM 油气计量装臵主要采用质量计量工艺，该装臵包括油气分离系统、油气计量系统和数据显示 3 部分。油井来油经过管状旋流分离器，自力式气液分离控制器等油气分离装臵进行油气分离，分离后的气相、液相分别通过气体流量计和质量流量计等计量装臵进行计量，计量结果在数据显示系统显示。计量后的气相和液相混合后靠自压输送到下游站。

采用单井在线连续计量不仅解决了计量误差的问题，而且降低了工人的劳动强度。

3.2多种计量新技术解决立式分离器的不适应性问题

为解决立式分离器的不适应性问题，油田现场应用了近十种计量新技术，较大程度解决了低品位油藏区块中特殊井的计量难点问题。特殊物性条件下，相关油井产量计量新技术的首要选择因素及代表见表1。

表1 计量新技术首要选择因素及代表

3.3远程终端控制系统解决示功图计量技术问题

远程终端控制系统可使示功图无线传输，降低了职工劳动强度，简化了集输流程，降低了开采成本，实现了远程数据实时采集。单井系统采用安控ECHO 5318单井量油远程终端控制系统，包括主控制器、现场显示系统、保护箱等组成，结合无线负荷/冲次传感器、无线压力传感器、无线温度传感器、电量传感器等仪表和油井的基本参数便可实现油井数据采集、实时示功图采集、电流图采集和单井产量计量功能，臵于油井抽油机旁。主控制器ROCK32为ECHO5318单井功图采集器的核心。为模块式结构，配合人机界面、通讯模块及现场仪表，经采集计算，即可实现现场示功图就地显示及远传。

3.4称重式油井计量器具量油技术解决进罐单井计量问题

针对进罐单井计量，若现场外部环境较好，可采用“称重式油井计量器具量油技术”实时连续计量。该技术对于稠油黏度大、油气比低的油井均可适用。采用称重法可将原油内的气体影响计量这一因素排出，“G法附加补偿”算法使动态称重成为可能，同时完全摆脱人工切换量油模式，切实降低了边远井站工人劳动强度，提高了工作效率。从胜利油田计量测量所的测试报告可见，称重量油误差为 3.15%，满足了油田计量标准要求。

3.5油气集输问题的对策

一般来说，防止油品损耗，一是加强管理、完善制度、改进操作规程，如油罐车底部装油等；二是抑制油品蒸发，如采用浮顶罐等；三是采用相关的回收技术进行油品回收。能耗高应结合集中静态无功