油田计量系统

油田计量系统（共9篇）

油田计量系统 篇1

1 计量系统的主要构成

油田计量系统主要由自动化仪表组成,自动化仪表分为检测与过程控制仪表,分类的方法有很多,最通用的分类按仪表在测量与控制系统中的作用进行划分,一般可以分为检测仪表、显示仪表、调节仪表、控制仪表和执行器几个大类。

1.1 检测仪表

检测仪表可以根据检测的变量分,有温度、压力、流量、物位检测。温度检测仪表主要有双金属、热电偶、热电阻和辐射式温度计。双金属温度计一般在现场就地对温度进行检测和显示,双金属温度计的检测精度低于热电偶和热电阻温度计。热电偶、热电阻和辐射式温度计一般用于温度信号的在线监测后远传,而热电偶和热电阻是最常用的两种温度仪表检测计,热电阻一般用于500℃温度以下的检测。

1.2 压力检测仪表

压力检测仪表分为普通压力表和智能压力变送器,其中智能压力变送器是最为常见也应用的最为广泛。主要是由智能传感器和智能电子版两部分组成,而只能传感部分有电容式传感器检测电路和温度补偿装置。

1.3 物位检测仪

物位检测仪表分内接触式和非接触式两种,目前接触式有浮球式、差压式、电容式、重锤式,而非接触式主要包括射线式,超声波式、雷达式等。

1.4 分析仪器

分析仪是用测量所得的数据对测量的物质的成分及含量进行分析从而检测到物质的性质的一种仪器。目前滩海公司所涉及到的有含水分析仪。

1.5 执行器

执行器是执行机构和调节机构组成。执行机构一般是有电动、气动、液动几种,有电动调节阀,电动球阀,电动蝶阀,电动调节阀。

1.6 控制系统

滩海公司的控制系统包括横河、力控等,采用总线将现场数据传送到PLC形成逻辑指令,在上位机组态画面的实现,显示出系统的实时数据、监控系统的正常运行,进行现场的远程操作、保存历史数据。

2 容易出现的问题

一个自动化程度很高的计量系统,各个仪表和控制系统都运行正常的话,是能满足生产需要的,但是在生产中,也容易暴露出一些问题。

2.1 如雷达液位计工作不稳定,影响油品计量

雷达液位计是利用微波的发射和接收,运用计算微博发射后的行程和频率差来测量液位高度的,理想的工作状态下微波是不应该受到外界影响就能达到被测物质液面,但是油品是有杂质的,而加热盘管、搅拌片、温度计也都会产生回波对雷达信号接受造成干扰,如果液位只是在某一段固定值出现不稳定,测量不准确,可以通过生产协调将液位固定控制在波动数值以外,也可以安装简易的辅助地液位检测仪表。

2.2 电动阀故障率高

电动阀故障率高是由于本身的特点造成的,电动阀结构比较复杂,容易引起故障,响应动作时间间隔长和对现场维护人员的技术要求高。

2.3 设计布局过紧,导致仪表拆卸不方便

在项目实施过程中,由于经费跟场地受限,有些仪表的布局比较紧密,非常不便于维修拆卸,如热煤炉顶装仪表拆卸不方便,由于没有扶梯,维修人员大都踩踏天然气管线攀高,造成人身安全隐患,建议加装扶梯。罐区周边的电动阀之间距离不超过10 cm,对正常使用时的遥控器操作带来很大困难,同时一旦维修必须将执行机构整体拆除,极为不方便,建议在设施建设时多关注仪表设计布局,遵照相关安装要求和注意事项,同时如果有可能在后期的工程改造中进行整改。

2.4 网络发布功能不健全

在企业内部,除了值班人员需要通过操作站或者监控中心对现场设备进行监控管理外,管理层人员同样需要浏览工业现场的生产运行情况。建议通过OPC软件读取站场生产监控系统数据,实现各客户端均能浏览和查询。

2.5 仪表技术人员紧缺

(1)仪表工程师的培养。仪表工程师不许具备履行相应职责的实际工作能力、业务知识和技术水平。在项目改造中侧重对相关技术人员和管理人员进行短期培训,提倡亲自动手参与组态和编程,网络连接鞥重要环节知识的掌握。

(2)仪表维护工的培养。仪表维护工人是自动化建设队伍的重中之重,仿佛金字塔的底层,因此在公司范围内普及自动化应用技术和传授仪器仪表维护保养方法迫在眉睫。聘请资历深厚、现场经验丰富的仪表操作工人和校验工进行现场授课,而且建议在设备检修期间制定人员进行经验方法的学习。该项培训工作需要一个长期和漫长的过程,在外部交流的同时也可以进行内部切磋,可以利用一个阀门、一个液位计等单一仪表进行全面的可能问题探讨,带动仪表工进行学习和研究,逐步提高计量队伍的整体业务水平。

3 细化过程控制促进管理上水平

利用各种激励政策,充分调动技术人员的工作积极性,发挥技术优势,实现提高技术人员技术水平的目的。对于相关专业路的科技项目指定一名工程师作为项目负责人,通过组织项目的实施,提高工程师组织协调能力和技术素质。

4 结束语

抓好计量人员队伍,抓好计量仪表的日常维护、管理,落实计量管理制度,确保计量检测设备的完好率,要善于发现问题,总结问题,以此提高工作效率跟质量,掌握关键要害部位的变化,更好地为生产服务。

油田计量系统 篇2

xxx采油厂xxx计量站现有员工16人，在日常管理工作中，该站充分发挥全站员工的积极性和创造性，认清形势、转变观念、创新思路，以开展“双十双百”活动和“绿色管理”创优活动为载体，注重班站文化建设，精心打造新型采油站，促进了班站管理水平的有效提升。

一、注重情感建家，营造团队精神

xx计非常注重在员工中营造一种温馨和谐、积极进取的氛围，用情感凝聚人心。

一是以情感人。为了让每天都在野外作业的员工有个良好的工作环境，他们在井站着力营造一种“家”的氛围。他们在小伙房挂上了“全家福”照片，登录了每个员工的生日，每名员工过生日，站上都要送上一个贺卡、一束鲜花，或者饭桌上增加几个好菜，给员工送去一份祝福。另外他们还在站上设置了“书报栏”、针线包、卫生保健小药箱和爱心传递袋，为员工送去一份爱心。在xx计有个不成文的规定，无论是职工有病还是职工的家属、父母有病，站上都要派人去探望，每位员工在生活中、工作中出现困难时，大家都能主动伸出援助之手，为他排忧解难。一名员工孩子患有脑瘫，做了几次大手术，花了很多的钱，爱人又是家属，没有正式工作，生活上非常拮据，站上员工了解情况后，主动捐款捐物，帮助他度过难关。

二是以情管人。xx计始终把“纪律严明、管理开明、思维开放”作为本站的管理理念，十分注重发挥员工民主管理的作用。他们经常召开民主管理会，研究上产降本措施，探讨井站管理办法，筛选“金点子”、“银点子”等。他们还在小站设立了“成本、产量曲线图”、“奖金发放公开栏”、“奖罚公开栏”、伙食费管理台帐，对产量情况、成本的消耗、员工的考核、奖金的二次分配、伙食费的使用等情况实行完全的公开，便于员工参与井站管理。为了让员工明确自己在哪个方面有不足，站上还设立了一个详细的员工日常表现记录册，让员工随时翻阅查找。这样一来，员工工作起来心情舒畅，管理意识也得到了进一步增强。

三是以情激励人。为增强队伍的凝聚力和创造力，他们通过开展征集活动，确定了“永远学习、永远创新、永远争先”的团队精神，并做成标牌放到值班室醒目的位置上，让它时刻提醒大家，要不停的努力和奋进。在团队精神激励下，员工的互助精神和集体荣誉感得到了增强。一名员工因为酒后上岗经常受处罚，年初，站上开展了“帮扶教”活动，在日常管理上大家一起监督他，使他很受教育，改掉了过去的毛病，平时工作上也成了站上的主力，责任意识越来越强了，一次他发现一个人骑着三轮车到井上偷油管，二话没说徒步追赶，直到那人把油管丢下才停下来。

二、强化素质培训，塑造“学习型”班站

企业新的发展形势要求员工必须具备过硬的基本功和更高的综合素质。xx计的员工们深深的体会到这一点，他们从岗位练兵入手，创立了“一本、一台、一卡、一角”的“四个一”练兵台，将废井口、管阀等焊接在一个钢管支架上，在站内就可以进行加盘根、加法兰垫子、换玻璃管、识别管阀的配件等基本技能培训，便于熟练掌握这些实际操作。“一卡”即答题卡，全站员工出题汇编成答题卡，大家有时间相互抽签提问，共同学习。“一角”即学习角，将技术书籍归类，并将站上员工自己收藏的实用书籍也充实到学习角中，供大家探讨，交流和学习。同时在站上还开展了“一带一”结对子、学技能活动，为员工技能培训搭建新舞台。从120万轻烃厂转岗到采油一线的李庆海，由于以往从未接触过采油，工作上存在着一定的困难，由站长xx对他进行手把手的培训，他很快就掌握了采油的基本理论知识和实际操作技能，成为了该站的生产骨干，并且代表区上参加了全厂采油系统的技术能手大赛，取得了第10名的好成绩。“学习中工作，工作中学习”的浓厚学习氛围在龙一计已扎下了深厚的根基，站长xx在厂技术表演赛中获得“技术能手”的称号，员工xxx在去年油田分公司油水井分析比赛中获得三等奖，她的家庭被评为油田分公司“学习型家庭”。

三、夯实基础工作，提高管理水平

xx计所在的xxx油田是老油田，后备储量匮乏，油井出砂严重，管理难度逐步加大，为了让老区发挥更多的“余热”，该站成立了“青年挖潜攻关小组”，由站长领头，积极开展科技攻关和挖潜增效活动，取得可喜的成果。员工共提合理化建议133条，增效25万元。在生产管理上，他们将全站的油、气、水井生产状况进行了详细的摸排，运用“一井一策一法”管理油井，减少了油井管理中的盲目性。在油井管理上他们制定了“三及时、三准确”巡井工作法，即及时巡井取样、及时汇报生产情况、及时处理突发事故；加密重点井取样，保证化验数据准确，及时校对压力，保证反映压力准确，作业跟踪有人盯，保证作业反馈数据准确。同时，为了降低成本，他们瞄准了修旧利废，变废为宝这项工作。在保证安全的基础上，尽量通过修复停用件来节省投入费用，修旧利废共创价值8000多元。

油田计量数据采集及监控系统设计 篇3

目前,随着自动化技术在工业领域的广泛应用,对传统生产流程和工作方式进行自动化改造已成为一种热门趋势。油田作为国家的重要石油生产基地大范围地进行自动化改造已成为必要的发展趋势。本文从油田联合站的数据采集自动化改造方案,结合笔者建设的实际经验,对数据采集与监控系统的构建进行了一定程度的剖析。对上位机、PLC、各种仪表的互联通信做了介绍,并以力控6.1组态软件作为组态工具进行了监控界面的组态。

油田计量数据采集与监控系统即是将自动化技术与油田生产过程相结合,以数据采集的自动化来替代传统的人员抄表、专人巡检等老旧生产方式,从而构造一个可对生产过程进行实时、精准、安全、方便监控的自动化平台,可精简冗余人员、降低生产成本,显著提升油气田的生产效益。对其他联合站、注水站的自动化改造具有指导意义。

1 系统结构

1.1 总体结构图

联合站数据采集系统是将站内各油、气、水三相分离器上压力、温度、流量传感器的采集值供PLC读取,PLC又通过交换机一方面与工控机通信,将数据显示在组态软件组态的界面之上,供站内值班人员监视与控制;另一方面将数据传输给油田服务器,服务器再以报表的形式传送给采油厂计算机,以此完成整个联合站数据的采集、接收、监视过程。油田计量数据采集与监控系统总体结构如图1。

三相分离器仪器仪表的详细架设如图2所示。

1.2 硬件结构

1.2.1 工控机

工控机即工业控制计算机,英文简称IPC。本系统采用研华工控机,其具有以下特点:

(1)机箱采用钢结构,有较强的防尘、防磁、抗冲击的能力;

(2)机箱内有专用底板,底板上有PCI和ISA插槽;

(3)机箱内有专门电源,电源有较强的抗干扰能力。

1.2.2 PLC

PLC选用的是广域科技公司的智能WAT05控制器,该PLC采用模块化的结构,运用在该系统中的有CPU模块、电源模块、模拟量输入模块、RS485通信模块[1,2,3]。

1.2.3 仪器仪表

选择传感器最基本的要求是:抗干扰能力强,在工作范围内线性度好,并输出标准的电压或电流信号以保证和智能采集模块能很好地配合使用。同时,其必须具有良好的保护措施,以适应施工现场多油渍、多灰尘、多碰砸、多泥沙的情况。具体所使用的变送器类型及参数如表1。

表1变送器类型及参数(参见下页)

2 网络结构

2.1 以太网

以太网是当前应用最普遍的局域网,它很大程度上取代了其他局域网标准,如令牌环、FDDI和ARCNET。经历100M以太网在上世纪末的飞速发展后,目前Gb以太网甚至10G以太网正在国际组织和领导企业的推动下不断拓展应用范围。

该系统中联合站内PLC通过交换机以双绞线为传输介质与服务器连接,服务器又和油田计算机相连,共同组成一个以太局域网,形成局部的星形拓扑结构。整个胜利油田又以光缆为传输介质组成大的环形拓扑的以太局域网。

2.2 MODBUS通信协议

工控机和PLC之间采用MODBUS通信协议进行串口通信,标准的MODBUS口是使用的RS232兼容串行接口。控制器能直接或经由Modem组网,通信使用主—从技术,即仅一设备(主设备)能初始化传输(查询)。其它设备(从设备)根据主设备查询提供的数据做出相应反应。典型的主设备是主机和可编程仪表,典型的从设备是PLC。

主设备可单独和从设备通信,也能以广播方式和所有从设备通信。如果单独通信,从设备返回一消息作为回应,如果是以广播方式查询的,则不作任何回应。MODBUS协议建立了主设备查询的格式:设备(或广播)地址、功能代码、所有要发送的数据、一错误检测域。

3 组态监控界面设计

3.1 组态分析

联合站内共有6个分离器,需对每个分离器上压力变送器、流量变送器、温度变送器上的采集数据进行监视。在PLC内的保持寄存器中,所有的压力数据、温度数据,放于HRU存储区域;天然气出口流量数据、低含水油流量数据、以及气的累计数据放于HRF存储区域;污水出口流量数据、污水累计数据、低含水油的累计数据放于HRD存储区域。

3.2 组态过程[4,5,6]

(1)双击桌面力控快捷方式,进入工作界面,点新建出新建工程导航;

(2)点击开发,进入开发环境;

(3)点击导航栏中的IO设备组态,选择标准MODBUS(RTU),开始设定与PLC的连接;

(4)在导航栏中点击数据库组态,选择区域0,模拟IO变量,开始定义所有的数据变量,如图3所示,建立实时曲线如图4所示;

(5)与设备调试完成之后即可进入运行状态,建立组态现场监控界面如图5所示。

图3数据连接界面(参见右栏)

图4实时曲线窗口(参见右栏)

图5组态现场监控界面(参见右栏)

4 结语

自动化数据采集系统正朝着计算机化、标准化和网络化三大趋势发展。基于PLC的油田计量数据采集与监控系统解决了联合站无人值守的数据采集和传输问题,网络结构简单,方案可行,充分利用已有的线路资源,廉价且有效,在实际应用中发挥着一定的作用。以此为基础可进一步完善油田自动化监控系统,降低劳动强度,节约人员,提高生产效率,向建立数字化油田方向而努力。

参考文献

[1]赵全利,李会萍,贾磊.PLC基础及应用[M].北京:机械工业出版社,2010.

[2]周美兰.PLC电气控制与组态设计(第二版)[M].北京:科学出版社,2009.

[3]山东广域科技公司.WATO5说明书[G].

[4]王善斌.组态软件应用指南[M].北京:化学工业出版社,2011.

[5]北京三维力控公司.力控6.1使用手册[G].

油田计量系统 篇4

根据油田公司第一次油水井普查结果，截止2009年12月底，公司共有采油井78756口。作为油田公司，管理好这些油井是我们主要的日常工作之一，弄清楚这些油井的产能动态，不但是深化地质认识的需要，更是合理制定生产方案，依靠科技提高单井产量的迫切要求。为此，集团公司、油田公司领导十分重视油井计量管理工作，并将此项工作作为实施可持续发展的基本管理工作之一。现就公司油井计量工作状况及今后工作设想谈谈自己的一点想法。

一、2010年油田公司油井计量主要工作简要回顾

2010年油田公司有计划、有步骤地加强油井计量管理工作，开展了一系列具体管理活动。

（一）建章立制，强化组织

为了统一规范和加强油井计量工作，公司2010年初制定并下发了《油田公司油井计量管理办法》，同时也成立公司油井计量管理领导小组，建立健全了公司、采油厂、采油队、区队、班组、井场六级油井计量管理组织体系，从组织制度上使该项工作得到有效保证。同时，根据公司油井计量管理办法，各采油厂结合本厂实际，制定了相应的油井计量管理办法和实施细则。

（二）积极行动，认真落实，加快配置计量、化验器具

按照公司《油井计量管理办法》要求，各采油厂为采油井场、班组、区队、大队和各级化验室配置了相应的计量化验器具，如量油尺、取样器、烧杯、量筒或量杯、电加热板、计算器等器具。虽然有些厂器具配备不是很全，但能够满足基本的含水化验要求。

（三）强化基础，规范统计，强力推行新生产统计报表

油田公司2009年12月制定了新的生产统计报表体系，4类13张，并辅以填报说明。各采油厂能够结合本厂实际，按照油井计量工作的整体要求，全面使用新的生产报表体系，进一步规范了基层原油生产统计管理工作。

（四）广泛动员，提升素质，积极开展人员培训

以新的生产统计报表和油井计量管理办法为主线，结合各采油厂开展计量工作中出现的问题，去年在公司层面举办了规模较大的四次业务培训会。两次对各采油厂主管生产厂长、生产科长、各采油大队长和生产统计人员进行了生产日报表等方面的业务培训和考核。同时，对各厂化验人员进行两次专业培训，受训人员达500余人次，达到预期目的。

（五）按照要求，因地制宜，不断改造井场计量设施

由于历史原因，部分采油厂在井场建设时没有考虑或考虑不周，致使有部分油井不具备计量条件。为此，对这些井场和油井进行了一系列改造：一是对丛式井混输管线进行了改造，从井口至储油罐增设了输油管线或切换阀门，实现了单井单罐计量或轮流计量。二是给部分井场增设储油罐或计量罐。三是对部分实行轮流计量的管输井，采取增压站自动计量（双容积、翻斗、流量计量等）与计量罐检尺相结合的计量方式，进一步缩短了计量周期，提高了计量的准确率。四是对不规则油罐容积进行重新标定。

（六）加强监督，严格考核，建立健全内部计量监管体系

为加强油井计量工作，有效指导各采油厂，推动油井计量工作健康高效运行，公司全年进行了5次油井计量专项考核。通过油井计量的单月抽查、季度考核等措施，各厂对油井计量工作普遍重视，有力推动了油井计量管理工作。

二、目前油井计量管理工作存在的主要困难和问题

（一）东部油田井场生产、生活设施条件差

在企业规模蓬勃发展的同时，生产一线基础建设相对滞后。有些井场无值班房，使得油井计量、化验器具和生产统计报表无处存放，给油井管理和计量工作带来一定困难。

（二）部分采油工素质低，工作负荷大

有些采油厂，特别是东部油田采油工工作负荷大，有些采油工照管30多口油井。且采油工大多数为当地农民，文化水平低，业务素质差，待遇低，部分采油工责任心缺失，严重制约了生产现场油井计量工作的有效开展。

（三）油井产量低，上液不规律，含水率高

随着老油田进入高含水期，有些采油厂原油含水80%以上。而东部油田油井产量低，油井上液含水波动很大，间歇上液且无规律可循。短时计量很难得出真实的产量，取样和含水化验难度较大。

（四）部分井场计量设施不规范或先天不足

有些采油厂井场建设无统一标准，井场在建设时对油井计量考虑不周。井场储油罐安装有的是地埋、有是高架、有的是筑台，油罐大小不规范且与单井产量不匹配。有些管输井计量设施因设计因素，不能满足计量周期和取样要求。

（五）部分基层管理者重产量、轻管理，采油工计量意识淡薄

由于企业发展速度快，各采油厂成长过程中外部环境复杂等因素，形成了重生产、轻基础管理思想。要转变这种思想，改变在这种思想指导下所形成的生产管理模式，强化采油工油井计量意识，需要一定的时间，更需花大力气。

三、油田公司油井计量工作基本思路

2011年是“十二五”开局之年，油井计量工作将紧紧围绕公司“十二五”规划，结合实际，因地制宜，大胆实践，进一步强化油井计量管理工作，完善油井计量成果利用体系，通过油井计量管理达标活动，推动此项工作全面提升。基本思路如下：

（一）提高全员油井计量意识，搞好油井计量基础工作 油井计量工作是一项全员参与的基础性工作，提高各级领导和广大职工的油井计量意识是搞好这项工作的前提。一是通过转变增长方式，强化各级领导对油井计量的重视程度；二是通过各类媒体加大对油井计量重要性的宣传，提高一线干部职工的油井计量意识；三是通过树立典型、表彰先进，严格考核等办法，调动广大干部职工的积极性，强化责任意识。

（二）加强计量化验器具的配置和管理，完善油井计量基础手段

2010年，油田公司及各采油厂在这方面做了大量工作，配置了必要的计量化验器具。下一步就是要建立计量化验器具管理目录和台帐，加强器具动态管理，制定器具配备规范，严格计量器具管理的配备率、使用率、完好率和周检率的考核。

（三）继续完善井场计量设施改造，不断提高油井计量率

今后，老井场改造、新井场建设时应以采油厂为单位，统一井场建设标准。2011年的重点工作是完善并规范井场油井计量设施，如井场储油罐容积及其安装规范、上油管线和切换阀标准、管输井取样口改造等。同时对新投产井必须做到油井投运与计量同步进行，做到凡是投产的油井都具备计量条件。

（四）积极开展业务培训，不断提高员工素质

针对当前生产一线人员业务素质不高，责任心不强等状况，积极开展业务培训。今后，各采油厂要将采油工培训纳入年度工作计划中，有步骤、有目的地开展培训工作。依靠采油厂各级统计人员、生产、开发、勘探、化验室等部门业务骨干，围绕着计量、化验器具的使用和保管、生产统计报表填等具体内容，积极开展员工培训与考核，增强责任心，使其掌握必要的计量、化验技能。并将培训考核结果与职工工资收入结合起来，全面提高一线员工的责任意识和业务素质。

（五）结合实际，认真探索本单位油井计量工作 通过一年的油井计量管理管理实践，我们要认真总结，积极探索适合本单位的计量技术、方法和制度。

1、积极探索适合本单位的油井计量技术和手段。目前，公司油井计量主要采取容积法即人工检尺为主要手段。国内有不少类型的油井计量技术设备，但各有优缺点，都有一定的使用条件和范围，特别是对计量介质如原油粘度、使用地气候条件等比较敏感。要积极研究，结合实际，不断丰富和发展适于本单位的油井计量技术工艺和设备。

2、认真思考本单位油井计量工作制度。根据各单位实际情况，如单井产液量、含水率、采油工照井数及生产组织方式等，结合公司油井计量管理办法，认真思考适合本单位的油井计量工作制度如检尺频次、取样时间和化验周期等。

3、规范基层生产组织方式。有些采油厂目前没有班组，区队直接管理油井，有些区队管辖油井数量过多，难以实施精细管理。对此，相关采油厂要加快组建班组，同时要加强区队的生产统计、信息化及化验室等建设，真正把计量工作落到实处。

4、大胆改革用工制度，不断充实生产一线人员。东部油田采油工照井数过多，这是多方因素造成的结果。为此，一方面要积极改革用工制度，充实生产一线。另一方面在条件许可时适当招聘一些中专、大专学生，作为业务骨干充实到生产一线。

5、合理布局，充分利用现有值班房。东部采油厂井场生产生活基础设施差，井场值班房少。在目前情况下，一是要加快基础设施建设步伐。二是要合理布局，以现有的值班房为圆心，存放计量化验器具和报表，合理划定管理辐射半径，最终将生产井都覆盖在有效的管理范围，充分利用现有值班房。

6、全面推行有序泵油，科学安排油井计量和油井运行方式。有些采油厂采用间歇抽油，有些油井抽油时间与采油工检尺时间相矛盾。各采油厂要积极探索，按照油井计量管理办法有关规定，结合本单位生产实际，合理规范抽油时间和计量检尺时间。同时，大力推行有序泵油，科学组织好油井计量和泵油工作，建立采油工和泵油工相互制衡机制，明确采油工和泵油工计量职责。

（六）合理利用油井计量成果，认真落实“任务到井，责任到人” 目标责任制

今年，公司和各采油厂要加大油井测产力度，准确核定每口油井产量，把原油生产任务落实到井，责任落实到人，并把采油工收入和单井产油量挂起钩来，真正调动基层员工计量主动性。

（七）加大考核检查力度。

油田公司各级、特别是采油厂要建立严格的油井计量检查考核办法和考核机制。采油厂领导、各职能科室负责人、采油队长要定期或不定期检查考核，发现问题及时纠正，奖优罚劣，严考核，硬兑现。以此推动计量管理工作向前发展。

（八）以油井计量管理达标为动力，推动计量工作全面提升

结合实际，制定油井计量管理达标标准，以计量达标活动推动油井计量工作再上新台阶。“十二五”期间要有步骤地开展达标活动，以此推动计量工作全面提升。

油田计量系统 篇5

近年来,国内各采油厂已进行了油井现场监控系统的试点工作,然而在传统的油井现场监控系统中仍存在着许多问题,主要表现在油井现场设备可靠性低,可维护性差,不能承受油井恶劣的工作环境以及数据开放性不够、数据不能共享等方面[1]。油田的现场有十几个计量间,而且每个计量间离中心控制室都很远,天天都要对油的温度、浓度、压力等进行多次采样,人力物力需求很大。同时又不能根据现场的实际情况及时对输送的油温、浓度、压力等进行调整,因此计量间数据采集系统的设计是将自动化技术与油田生产过程相结合,以数据采集的自动化来替代传统的人员抄表、专人巡检等老旧生产方式,从而构造一个可对生产

过程进行实时、精准、安全、方便监控的自动化平台,可精简冗余人员、降低生产成本,显著提升油田的生产效益[2]。

1 系统基本结构

油田计量间数据采集系统以PLC为核心,选用西门子S7-200CN系列,中央处理器单元为CPU224CN。S7-200的CPU模块有一个24V DC传感器电源,它为本机输入点和扩展模块继电器线圈提供24V直流电源[3]。从硬件结构看,PLC是由CPU、存储器、I/O接口单元及扩展接口、外设接口和电源部件等组成,各部分之间通过系统总线连接。PLC的基本构成如图1所示。为方便采集系统的升级和扩展,该采集系统还使用模拟量扩展模块EM235,控制4路模拟量输入和1路模拟量输出[4]。

在油田计量间现场监控系统中通过传感器对油罐内油的压力、流量及温度等数据进行采集,模拟量信号通过传感器转变为控制系统1~5V电压或0~20mA电流,再经A/D转换器转换为数字信号,然后将该信号传送给PLC。PLC对采集到的信号处理后,通过RS-232/PPI多主站电缆线与上位机建立通信,把数据传送到监控中心上位机。通过组态系统动画实时显示现场工作状态和数据,达到实时监控的目的[5]。数据采集系统的结构图如图2所示。

启动数据采集系统后,先初始化I/O通道,设置输入量的范围。压力传感器获得的压力值由模拟量输入模块EM235进行A/D转换后送入PLC中,对输入的电压值与设定值间进行PID运算,输出运算结果,然后返回主程序,通过工程量的逆变换将读入压力值转换为对应的显示数字量,再由锁存器通过输出模块产生本周期的控制输出并显示[6]。当现场油道压力超限时发出报警信号。执行以上步骤,依次对计量间内油的压力、温度、浓度等进行数据采集并控制。系统流程图如图3所示。

2 监控系统设计

系统采用S7-200作为从站的核心控制器,对每个油井的油的浓度、温度和压力等数据进行实时采集,并将采集的数据传给主站S7-300,主站处理再传给上位机[7]。再通过北京亚控技术发展有限公司开发的KingView6.55组态软件对计量间数据采集系统进行组态,实时显示计量间设备的工作状态[8]。整个系统结构图如图4所示。

整个从站的硬件组成有自动切换模块、检测模块、显示模块、报警处理模块。其中检测模块由温度传感器、压力传感器、浓度传感器等构成,对计量间油罐内油的温度、压力、浓度等进行实时监测。

STEP-7 Micro/WIN为用户开发、编辑和监控自己的应用程序提供了良好的编程环境,文中选用STEP-7 Micro/WIN为编程软件。编程软件支持STL、LAD、FBD三种编程语言,编译与调试程序[9]。用RS-232/PPI多主站电缆连接S7-200与编程设备,然后为STEP-7 Micro/WIN设置通讯参数与S7-200建立通讯,把编辑好的程序段下载到S7-200[10]。

为保证S7-200PLC能够正常与组态王进行模拟量输入通信,编写组态王与现场PLC的通信程序。程序如图5所示。

图5程序梯形图

在KingView6.55工程管理界面上建立一个“油田计量间现场监控系统”的新工程。画面内将现场系统各组件进行系统组态,“数据库/数据词典”定义所需变量,编写命令语言,实现系统组态。系统组态画面如图6所示。

图6油田计量间系统组态(参见下页)

油田计量间系统正常工作时,通过系统监控组态界面可以看到当泵运行时,油从油井中抽出,在计量间内通过翻斗计量设备计量抽油量,流量、压力以及温度传感器分别采集生产现场油的流量、压力及温度等数据,经PLC存储与数据处理后和上位机建立通信,把数据传送到监控中心上位机。通过组态系统动画实时显示油田计量间工作状态和现场数据,达到实时监控的目的。

3 小结

油田计量系统 篇6

关键词：GPRS,无线远程,远程数据终端,数据采集,计量

0引言

新疆油田公司百口泉采油厂百重七供水管网主要承担百重七稠油处理站消防、生活、5个供热联合站供水任务,每天需要频繁录取供水计量数据［1］,但是目前供水站点存在地理位置较为偏远,距离厂区约为7千米,且供水流量计读表都安装在地坑中造成人员计量工作效率低,工作环境差,安全隐患大等众多不利因素,然而用水计量数据需要准确、可靠、及时,计量信息工作是生产经营环节中重要的基础工作, 每日用水计量数据直接影响企业的经济效益。 由于百重七井区移动通信网络信号可靠,稳定性好, 因此利用中国移动通信GPRS技术数据传输网络平台［2］应用GPRS数据采集传输终端将供水管线压力、流量、供水总量等数据上传,该BTU支持modbus-RTU通信协议,利用移动专号VPN绑定规定IP地址,建立了虚拟专用网,成功实现了供水管网远程数据采集传输系统［3］。

1系统总体结构设计

GPRS无线远程抄表系统结构由现场一次表、GPRS无线采集传输终端、GPRS网络和数据管理中心4部分组成［4］。 如图所示。

1.1现场采集构成

现场采集由位于地坑中的现场仪表智能型电磁流量计构成该电磁流量计所依据的基本理论是法拉第电磁感应定律,用于测量管道中水的体积流量,压力等各项数据,通过RS-232通讯串口与值班室内的带GPRS无线采集传输器9#、10# 端子连接通信串口通讯速率为9 600bit / s,7# 端子、8# 端子接收来自电磁流量计的4~20m A模拟信号,BTU内部微处理器对模拟信号进行A / D变换为数字量并自动存储。同时处理后的数字信号由I / O端口传送给GPRS模块,通过GPRS模块发射出去［5］。

1.2数据采集传输终端

水表数据采集传输终端内部由9部分组成

(1)7.2V锂电池供电,可上报8 000次以上。

(2)标准的RS 232数据接口。

(3)内置工业时钟,可定时定点上报数据,可以任意设置时间汇报数据。

(4) 内置1M Flash存储器, 数据自动存储, 可以满足每日的数据储存。

(5)提供2路标准4~20mA模拟信号输入接口。

(6)提供1路16V电源输出,可给外部仪表供电。

(7)提供2路开关量输入接口。

(8)性能可靠的CPU、GPRS通信模块。

1.3通信及数据传输

GPRS无线传输网络主要完成远程供水站点和数据中心的通信和数据传输。 其中主要的GPRS通信模块采用工业级超低功耗高性能模块,支持MODBUS-BTU,TCP / IP通讯协议。 把封装处理好的数据通过远端GPRS设备进行打包发送,通过GPRS网络与监控中心的主GPRS设备进行通信,主GPRS设备将接受的数据进行解压, 通过RS 232串口将各种监测数据传输保存到服务器数据库中。

1.4 VPN专线

VPN(Virtual Private Network) 技术是指采用隧道技术以及加密、身份认证等方法,在公众网络上构建专用网络的技术,数据通过安全的 “ 加密管道” 在公众网络中传播。

为了提高数据传输的可靠性和稳定性,供水数据管理中心先向移动申请VPN专网业务,移动公司为客户分配专用的VPN,用于GPRS专网的SIM卡开通该专用VPN后, 给所有监控点及中心分配移动内部固定IP, 这样监测系统的所有数据都是在VPN网内传输,系统的实时性和安全性都得到了保障。

1.5数据监测

供水公司数据管理中心通过服务器监测软件可以对百重七各个站点的数据进行实时监控,同时能够根据提供的数据进行故障判断和生成各种管理报表,提供分析、查询功能,以便能做好各管线的供水保障。

2系统工作原理

首先, 位于水量现场采集站的流量计通过RS 232将信号传输给数据采集集输器BTU,将现场数据进行加密、压缩处理、整合后, 以数据流形式通过串行方式送到从GPRS通信设备上,然后从GPRS设备与中国移动基站进行通信,数据经过TCP / IP协议封装后发送至GPRS网络。 基站再与网关支持节点进行通信,对分组资料进行相应的处理。 由于采用VPN网络,最后监控中心的主GPRS设备直接对VPN网络传输的数据包进行分析, 解包的数据再通过RS 232串口与监控软件进行通信存入数据库,监控软件从而对数据进行分析处理［6］。 整个数据传输采用半双工方式。

3系统功能

3.1数据实时监测

监测点的数据(累计流量、瞬时流量、管线压力、液位、工作状态等信息)能够实时显示在监测中心的服务器屏幕上,准确地反映输水管线的实际运行状态,数据实时监测,每5分钟(或根据需要)记录一次数据。

显示的方式既有电子地图动态实时数据显示, 也有实时数据曲线、历史曲线,具有友好的人机界面。

并保存各监测点的水量信息、停电信息、管路压力等,另外保存操作员的操作日志、报警纪录等。

监测点设备运行状态显示,工作状态是否正常,能够在服务器上显示。

3.2数据主动召测

系统主动召测, 即任何时候可以在监测中心的服务器上主动提取监测点的数据。 监测点能够随时接受召测, 上报相关数据,实现远程监测功能。 数据采用校验算法,保证数据可靠传输。

3.3数据报表

自动生成日报、月报、年报,也可随时进行统计报表、打印。 可以设置自动打印功能。

3.4数据分析

根据监测的实时数据,分析各个取水点的用水情况(如小时用水量、日用水量),对于异常情况产生告警;基于管线数据模型分析沿线的压力损失和流量损失,对于压力异常产生告警。

3.5数据分析、汇总报表

提供必要的数据报表及查询功能, 选择监测点以及日期便可得到相应的日报表、月报表、年报表。

3.6图表功能

软件系统自动数据分析,可按日、月、年绘出,可统计管路总的供水量趋势图。 实时绘制某几个监测点瞬时流量曲线图、压力曲线图、液位曲线图。

3.7数据存储备份共享

GPRS流量压力采集传输处理器有必要的存储容量,用水信息本地存储,其存储历史数据时间为1个月。提供完善的数据备份功能。 使用人员可根据需要,把数据随时备份出来,在系统破坏后,利用备份的数据,恢复系统的原始状态。 其他计算机通过内部局域网络,查询各种数据,并打印相应报表,即实现资源共享。

3.8故障自动报警

监测点的GPRS流量压力采集传输处理器自动将故障信息上报到监测中心。 自动检测的故障有:流量计通讯故障、220V交流停电、压力传感器故障、液位故障等。 如有故障造成数据漏召, 提示需补召的数据列表,有利于数据的完整。

3.9扩充升级

具有开放的数据接口,方便后期监测点的增加和扩容。 监测中心通过显示共享器扩展投影机大屏幕显示,系统可扩展移动笔记本电脑远程监测数据,系统可通过交换机扩展到局域网数据共享。

4结束语

浅谈提升油田企业计量工作水平 篇7

一、合理配置严格验收

油田企业应从实际使用要求出发,本着“经济实用”的原则,合理配置计量器具,结合企业自身工艺条件,技术标准的需要,做好对计量器具选型工作,该高就高,该低则低,不可盲目追求高精度,以免给企业造成不必要的浪费。但是,如果精度太低,满足不了使用要求,给计量带来损失,也是不可取的。一般来说选择计量器具的误差,通常以计量参数所要求误差的1/3-1/5或通过计算测量能力指数来选择。新购置的计量器具在入库前应进行严格的验收检查,检查其出厂合格证、技术说明书、CMC标志是否齐全,外观有无变形、碰损,经验收合格后方可办理入库手续,并填写验收记录,切实做到采购有计划,入库有验收,验收有记录,不合格的坚决退回供应部门处理。凡是没有制造许可证标志和合格证标志的计量器具,均做不合格处理,防止社会上不合格计量器具注入企业。

二、合理确定检定周期与按时送检

计量器具的使用情况是千差万别的,若不加以区分地一律机械地按检定规程的周期进行检定,则很难保证所有的计量器具在检定周期之内都是合格的。因此,我们应根据实际情况合理地确定每种甚至每台计量器具的检定周期。确定计量器具检定周期的主要依据是:

(1)计量器具的性能,特别是长期稳定性和可靠性水平;

(2)计量器具的使用环境和条件;

(3)计量器具的使用频繁程度;

(4)使用单位的维护保养水平;

(5)已使用的计量器具历年来周期检定合格情况。

综合以上情况,合理确定计量器具的检定周期之后,应按规定的检定周期到指定的检定机构送检或申请现场检定。经检定合格的计量器具方可投入使用,坚决不使用无检定合格证或超出检定周期的计量器具。

海洋钻井公司2012年对平台一线和后勤辅助生产单位使用的能源计量全部更换和配套。对添置的计量器具要实行申报制度,报废的计量器具必须办理注销手续,建立和完善公司在用的计量器具统计台帐,实行统一管理和定期组织检定。按着管理局和公司年度计量器具周检计划,严格按周期进行送检与校准,确保受检率达95%,合格率达97%。同时,对于各基层单位和钻井平台在用的计量、测量仪器定期到现场进行检查,严格杜绝计量器具损坏和超期使用,禁止使用非法计量单位,保证量值正确可靠。

三、加强计量器具的使用管理

计量器具的使用管理是计量器具管理不可缺少的重要部分,而计量器具的标识管理是计量器具使用管理中最主要的方面。计量管理人员在取得计量检定机构出具的检定证书后,必须将检定证书归入计量器具档案,并记录检定结果和下一次的送检时间,同时及时给予计量器具一个状态标识,以便提醒使用人员注意,保证所使用的计量器具是符合计量要求的。这个状态标识即“三色管理”,分别用三种不同颜色加以表示,“合格证”(绿色)、“准用证”(黄色)和“停用证”(红色)。“合格证”即计量检定或校准合格的产品标识,“停用证”即计量检定不合格或校准超差、不符合使用要求的产品标识,而“准用证”标识的适用范围是指某一测量段计量超差,但是能符合企业产品标准规定要求的、可作降级处理的产品标识,在使用“准用证”标识的同时必须同时写明限用范围。计量器具的标识管理让计量器具的使用人对计量器具的状态一目了然,根据标识,使用人员能正确地选择与要求相符的计量器具运用于检测之中。

四、提升人员业务素质和思想素质

首先,新上岗的计量工作人员要按照程序文件的规定,经过严格的培训、考核后,方可持证上岗。考核结果要有记录。其次,应配备与工作范围和工作量相适应的足够的计量工作人员,这些计量工作人员必须经过必要的教育和培训,有技术知识和专业经验。同时还要定期对计量工作人员进行各种技术业务、标准、计量法律、法规等方面的培训和学习,使其在不断的更新知识、提高技术业务水平的同时提高自身的思想素质,以适应和满足新世纪计量检定、校准及计量管理工作的需要。第三,加强教育培训,增强全员节能意识。积极宣传中华人民共和国《计量法》,组织举办中石化《油田企业计量管理与考核规范》和《油田基本用能单元计量器具配备与管理规范》计量学习班。并编印计量学习材料及时发放各三级单位,让基层人员学习和了解基本内容。同时,充分利用宣传栏、标语、办公网络等多种形式,深入宣传使企业广大干部职工充分认识计量管理的重要性,积极推动企业计量管理工作向纵深发展。

浅谈如何加强油田计量工作质量 篇8

加强仪器、计量标准器具的管理是保证计量工作质量的基础。首先, 仪器、计量标准器具要严格按质量手册的要求进行检定、校准, 以确保仪器、计量标准器具在有效期内的正常运行和准确性。其次.对一些不常用的仪器定期进行期间核查.以确保在使用时各项性能良好, 能够正常运行。严格杜绝使用超过检定周期的计量器具和仪器。再者, 计量标准器具的标定与校准应根据其精度等级的高低来选择所需送检的部门, 如国家计量院、行业中心计量站、省计量检定部门等。另外, 要切实作好仪器及计量标准器具的维护保养, 这一点对保证计量检定工作的质量非常重要。仪器及计量标准器具的维护保养工作应定期进行, 要按照程序文件中的保养程序对仪器及计量标准器具进行除尘、防锈等维护保养工作。良好的维护保养工作不仅能较好的保持计量标准器具及仪器的测量精度, 而且也可以延长其使用寿命。

2. 保证检定、校准原始记录和证书的质量

计量工作是一项科学而严谨的工作, 从检定、校准原始记录到证书的出具, 每一个环节都来不得半点马虎。真实有据、完整无缺、准确可靠是对原始记录最基本的要求。合格的原始记录应该具有真实性、完整性和准确性。

2.1 真实性

真实性就是如实地反映当时当地进行检定、校准的实际情况, 反映检定、校准过程中的数据和现象, 使用计量器具、仪器设备及环境条件等真实情况的原始记录。要保持真实性就要求我们的计量工作人员要本着科学、严谨的工作态度, 认真地对待每一次检定、校准过程和每一个测量的数据, 绝不允许有马虎和弄虚作假的现象发生。

2.2 完整性

完整性就是要制作规范完整的原始记录表格。表格中的检测项目要尽可能的详尽.有足够的信息量来满足出具检定和校准证书的需求。填写原始记录的字迹要端正、清晰易于辩认, 页面要保持整洁。同时改错要规范化, 当记录中出现错误时, 每一错误应划改, 不可擦涂掉, 以免字迹模糊或消失, 并将正确值填写在其旁边。对记录的所有改动应有改动人的签名或签名缩写, 以明其责。

2.3 准确性

准确性是计量工作的核心, 没有准确性, 检定、校准工作就失去其意义。准确性的建立除依赖于准确度高的计量标准器具及运行正常的仪器外, 还依赖于不同的检定方法和计量工作人员的素质。对有疑问的检定、校准数据要采用不同的测量方法和不同的测量仪器加以验证, 以保证检定、校准数据的准确性。而对一个被测量件来讲, 应根据其精度的不同采取能最大限度满足其测量精度要求的测量方法和测量仪器。

检定和校准证书是计量工作人员生产出来的“产品”, 是计量工作质量的集中体现。合格的检定和校准证书格式应规范, 内容要完整、清晰、准确、客观, 应包含检定和校准结果的全部信息。如检定、校准时所使用的计量标准器具名称;计量标准器证书编号;仪器设备名称、型号;所依据的技术文件编号、名称;检定、校准时的环境条件 (如温度、湿度等) ;检定、审核、主管人员的签名;证书使用有效期;测量结果的不确定度以及表明溯源性的情况等。

测量不确定度是指测量结果不能肯定的程度, 用以表明该测量结果的可信赖程度。由于认识的局限性、能力的不足, 任何测量都不可能绝对准确.都必然有误差。不确定度是建立在误差理论基础上的一个新概念, 用来表明测量设备的质量。不确定度越小, 测量结果的质量越高;反之, 测量结果的质量越低, 其使用价值也越低。因此, 在进行测量和使用测量结果时, 必须考虑测量不确定度。严格来说, 不知道不确定度的测量结果, 就无法相互比较, 不具备使用价值, 是没有意义的。

检定和校准证书应能提供追溯到国家计量基准的情况和符合计量规范的说明。在无法溯源到国家计量基准的情况下, 实验室应提供相关结果的满意证据, 例如参加一个适当的实验室间的比对或能力验证。

检定和校准证书不确定度及表明溯源性的给出满足了下级实验室的计量基准或检测的要求, 从而满足IS0/IE0 17025《检测和校准实验室能力的通用要求》, 在质量管理和质量保证中符合ISO 9001的要求。

3. 确保检定和校准工作的环境条件满足要求

检定和校准工作的环境条件必须满足测量的需要, 计量室内、外环境不应影响测量结果的准确性、可靠性和有效性。计量工作应配备相应的设施对环境条件进行监控、记录, 对可能影响检测准确度的各因素进行控制, 必要时应进行适当的合理的验证。一般环境温度在20±0.5℃左右, 环境湿度在60%左右。计量工作室一定要做到防尘、防震、防腐蚀、防污染及防噪声等。不能满足需要的环境条件会给检定和校准工作带来许多不利因素, 其每一项要求达不到规定的条件都将直接影响到测量值的准确性、可靠性和有效性。满足需要的环境条件是进行检定和校准工作的最基本的条件, 同时计量工作室应有良好的内部管理, 这种管理不仅限于卫生整洁, 还应包括各种安全防范措施。

4. 提高计量工作人员的技术业务素质和思想素质

提高计量工作人员的技术业务素质和思想素质是作好检定和校准工作的保障。检定和校准工作是一项科学性、法制性、政策性都十分强的工作。在人、机、料、法、环中人员是首位的, 先进的仪器设备还要具有良好素质的工作人员来操作, 各项计量法律法规的制定, 都必须依靠计量工作人员的严格执行, 才能发挥作用。这就要求从事计量工作的人员不仅要有良好的技术素质、业务素质, 还必须要有较高的思想素质。

首先, 新上岗的计量工作人员要按照程序文件的规定。经过严格的培训、考核后, 方可持证上岗, 考核结果要有记录。其次, 应配备与工作范围和工作量相适应的足够的计量工作人员, 这些计量工作人员必须经过必要的教育和培训, 有技术知况和专业经验。同时还要定期对计量工作人员进行各种技术业务、标准、计量法律、法规等方面的培训和学习, 使其在不断的更新知识、提高技术业务水平的同时提高自身的思想素质, 以适应和满足新世纪计量检定、校准及计量管理工作的需要。

油田单井智能计量器的误差分析 篇9

单井智能计量器是基于称重计量原理, 在油气水混合液流入恒定的容积仓内达到一定质量时自动换仓实现计量[3,4]。为了降低复杂的油品造成称重容积仓结垢、结蜡、黏油带来的计量误差, 将容积仓表面进行纳米复合涂层处理, 有效地解决了称重计量过程中的误差。根据容积仓往复重力的反应速度和往复频率, 配套了感应称重传感器和频率传感器, 计量精度、可靠性得到了明显的提高。

单井智能计量器专为油田单井井口在线智能计量而研发。安装在油井回油管线上, 采用撬装式整体安装模式, 具有井口温度、回压采集传感器, 可无线远传单井产液量、井口温度、井口回压等数据。可以替代传统工艺的计量间, 具有体积小, 安装简便, 井口在线不间断计量, 投产方便等特点, 是减少油田开采工艺工程投资的理想方案[5,6]。同时它采用无线数据远传、全自动智能在线运行, 能够提高油田自动化管理水平, 大大减小工人的劳动强度[7]。

1装置的测量误差与分析

为验证单井智能计量器计量误差, 应用计量标定车进行标定。称重标定车配备1m3容积方罐, 方罐底安装电子秤称重, 罐内事先装有与油井生产温度接近的掺水700~800kg。用高压软管一端连接油田单井智能计量器预留的标定口, 另一端连接计量标定车出口, 通过计量车的出口安装增压泵将掺水注入油田单井智能计量器。为了模拟油井实际工况, 配备变频调节增压泵转速, 通过阀组调节注入流速, 保持出口压力与井口回压一致。智能计量器计量出掺水累计量与标定车电子秤称出事先设计量进行对比 (表1) , 计量最大误差为-2.33%, 最小为0.77%, 计量综合误差小于4%, 满足单井计量的要求。

2现场校验

2.1超稠油

在超稠油井杜84-4543油井安装一套单井智能计量器进行实验。先后进行称重计量车自检标定和计量标定。计量误差 (表2) :最大2.45%, 最小1.07%。

2.2稠油井

普通稠油生产井:杜38052、杜13850安装2套单井智能计量器进行实验。先后进行称重计量车自检标定和计量标定。计量误差 (表3) :最大2.93%, 最小0.72%。

2.3稀油井

在稀油井曙2-05-04、曙2-05-001、曙2-05-003、曙2-05-004安装4套油田单井智能计量器进行实验。先后采用称重计量车自检标定、计量标定、分离器计量总产液量3种方式进行校验, 计量误差 (表4) :最大3.42%, 最小0.40%。

2.4高含气油井

在气量较高的曙2-06-更05井进行实验, 该井油气比255:1。验证RB-SWPD-70-HS型油田单井智能计量器在日产气量2 000m3的油井上适用情况。经过26次的计量标定对比, 计量误差 (表5) :最大3.67%, 最小0.79%, 能够满足日产气量2 000m3油井的单井计量要求。

2.5与出站流量计对比

在新1站安装10台, 安装使用时间均超过半年, 站内进站10口单井总液量与外输流量计进行数据对比 (表6) , 计量器计量产液量与外输流量计计量总液量总误差为-0.83%。

2.6计量器计量与罐车计量对比

在59#站37053井采用罐车放量对比标定计量器, 利用站内扫线头将37053井进站液量导入罐车, 3h35min共放量4.64t, 折合日产31.07t, 单井智能计量器计量累计量4.79t, 折合日产32.08t, 标定计量误差为3.25%。

3结论

油田单井智能计量器经过超稠油、稠油、稀油、大气量油井等油井的综合实验, 多次反复采用计量标定车标定, 罐车与计量器对比标定, 出站流量计与计量器累计计量数据对比, 计量综合误差小于4%, 可以作为新型油田单井地面计量设备在油田推广使用。

参考文献

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