油气田自动化水平及仪表选用
纪红
仪表自动化技术作为信息化技术的一部分，也是当代高新技术中发展最快的领域之一，几十年来随着世界自动化技术的飞速发展，我国油气田自动化技术也得到了快速提高。为油气田开发生产过程自动化系统提供准确的数据，就需根据油气田生产工艺及介质的特点合理的选用自动化仪表。如对原油、天然气、水和蒸汽的流量测量，对计量分离器、地下水池、污油池、污水池、缓冲罐、原油罐、轻质油罐、液化气罐的液位测量等。
6．1，基本原则
（1） 自控仪表选型应符合国家及行业有关标准、规范和有关技术规定。
（2） 选用的仪表应满足技术先进、性能可靠、操作维护方便、经济合理等原则；应采用满足所处工艺条件和在工业应用中被证明的成熟产品。
（3） 选用仪表的精确度等级应按工艺过程的要求和变量的重要程度选择；计量仪表的精确度等级应符合国家和行业现行标准规范的要求。
（4） 应根据国家和行业现行标准规范的有关要求，按照工艺场所的爆炸危险类别和范围以及爆炸混合物的级别、组别，确定爆炸和火灾危险区内安装的各类电动仪表设备的防爆类型；所选用的仪表设备必须具有公认的权威机构颁发的符合有关标准的防爆合格证书。
（5） 选用的仪表设备应根据所处环境条件确定相应的防护等级。
（6） 现场仪表的接液部分温度范围必须满足仪表使用部位的工艺介质的温度范围；现场仪表的环境温度范围必须满足仪表使用地区的极端环境温度,当不能满足要求时,应采取措施。
（7） 现场仪表的耐压等级应高于或等于仪表使用部位的设备、工艺部件的压力等级，同类仪表的压力等级应尽可能统一。
（8） 现场仪表应根据介质物性选用合适的材质。接液部分的材质，在制造厂标准中选择高于或等同于仪表安装部位的工艺管线或设备的材质；非接液部分的材质， 在满足当地气候和环境条件下，可采用制造厂标准材质。
（9） 同一工程中，所选用的仪表类型、规格应尽可能统一。
（10） 为了防止感应雷对现场重要仪表设备的损害，现场重要仪表设备应具有防雷保护功能。
6．2， 温度测量仪表
（1） 一般情况下，就地指示的温度仪表宜选用双金属温度计，其温度测量范围为-80℃～500℃，精确度为1.0级或1.5级；刻度盘直径一般选用φ100mm，安装位置较高或观察距离较远时，选用φ150mm。
（2） -80℃以下的低温介质、无法近距离读数、有振动、精确度要求不高的就地温度指示，可采用低温压力式温度计，但毛细管敷设距离小于20m，超过20m时，应按显示仪表进行选型。
（3） 要求以标准信号输出的温度测量仪表，应采用温度变送器，测温元件选用热电阻或热电偶。一般情况选用一体化温度变送器；烟道气等变温介质的温度测量，不宜采用一体化温度变送器，可选用测温元件或分体式温度变送器。 ①测温元件的选择一般根据工艺要求的测温范围确定。热电阻测温范围为-200℃～650℃，热电偶测温范围为-269℃～2800℃；通常，测温范围小于350℃时，建议采用热电阻；测温范围大于350℃时，建议采用热电偶。
② 有振动的场合，宜选用热电偶测温元件；精确度要求较高、无剧烈振动、测量温差等场合，宜选用热电阻。
③ 测量设备或管道外壁温度时，选用表面热电偶或热电阻。
④一个测温点需要在两个地方显示或要求备用时，选用双支式测温元件。
⑤测温元件有弯曲安装要求、需快速响应工况及设计认为必要的场合，可选用铠装热电偶、热电阻。
（4） 温度测量仪表一般采用M27×2螺纹连接形式。 6．3, 压力测量仪表
6．3.1 就地指示压力表的选用
（1） 压力在40kPa以上的一般介质，一般选用弹簧管压力表，精确度等级为1.5级或2.5级，压力表接头螺纹为M20×1.5，刻度盘直径一般选用φ100mm或φ150mm。
（2） 压力在-40～0kPa～+40kPa的一般介质，宜选用膜盒压力表，表壳可为圆形或矩形，精确度等级为2.5级，压力表接头螺纹为M20×1.5。
（3） 压力在-0.1～0MPa～0～2.4MPa的一般介质，应选用压力真空表，精确度等级为1.5级或2.5级，压力表接头螺纹为M20×1.5，刻度盘直径一般选用φ100mm或φ150mm。 （4） 压力在-0.1MPa～0MPa的一般介质，应选用真空表，精确度等级为1.5级或2.5级，压力表接头螺纹为M20×1.5，刻度盘直径一般选用φ100mm或φ150mm。
（5） 对于粘度较高原油的测量，选用隔膜式压力表、膜片式压力表或采用灌隔离液措施的弹簧管压力表，精确度等级为1.5级或2.5级，压力表接头螺纹为M20×1.5，刻度盘直径一般选用φ100mm或φ150mm。
（6） 对于炔、烯、氨及含氨介质的压力测量，应选用乙炔压力表和氨用压力表。
（7） 对硫化氢及含硫化氢介质的压力测量，应选用抗硫压力表。
（8） 对于有剧烈振动场合介质的压力测量，选用耐震压力表或数字式压力表。 （9） 对强腐蚀性且高粘稠、易结晶、含有固体颗粒状介质的压力测量，宜选用膜片式压力表（防腐型），或采用吹气、冲液法进行测量。
（10） 对于温度高于或等于300℃油品的压力测量，须设置隔离器（或弯管），必要时，可选用耐酸压力表。
6．3.2 远传压力仪表的选用
（1） 要求以标准信号输出的压力测量仪表，应采用压力变送器。
（2） 对于高粘度、含有固体颗粒、易堵、易结晶、腐蚀性强介质的压力测量，可选用法兰膜片式压力变送器（温度不高于200℃），如采取隔离措施，亦可选用一般压力变送器。
（3） 对于有剧烈振动场合介质的压力测量，可选用数字压力变送器。
（4） 工艺管线内介质的压力测量，宜选择短连接式压力变送器；当介质温度大于120℃时，应设置隔离容器或适当延长引压管长度。
6．4, 计量及流量测量仪表 6．4.1 油井单井计量方式的选用 （1） 分离器自动玻璃管计量 分离器自动玻璃管计量是采用玻璃管液位计测量油气分离器的液位，通过小型可编程序控制器（PLC）进行计时和计算，实现单井产液量的自动计量。采用这种计量方式，取消了以往油井计量系统中，管理难度较大的单片机、电控气动阀和密度计，通过人工取样化验原油的含水率，可实现自动连续量油。优点是：设备少，可动部件少，运行稳定、可靠，对油气分离要求低，计量参数具有较高的代表性。玻璃管计量方式适用于含一定油气比油品的计量，不适用于油气比过高或太低油品的计量。
采用这种计量方式的主要有大庆油田采油二厂。
（2） 人工玻璃管计量
该方法是采用自力式差压调节阀来控制分离器与集油汇管之间的压差，手动控制液面，通过秒表计时，计量油井的产液量，实现间歇计量。采液量中的含水率通过人工取样化验分析获得。该方式适用于含一定油气比油品的计量，不适用于油气比过高或太低油品的计量。
该方法是目前大庆油田采油一厂～采油七厂广泛采用的方法，约占油田油井总数的90%以上。该方法的优点是装备简单、投资少，维修方便，经久耐用。通常每口井计量4h～8h，15d为一个计量周期。但是，由于油井产液量普遍呈现脉动现象，采用短时间间歇量油的方式来折算全天的产量，难以反映油井的真实产量。
(3） 油井计量车
油井计量车方式主要有以下几种方式：
①采用敞口罐接油，气体放空。这种计量车对油井伴生气不能计量，采取气体直接放空排放的方法存在一定的安全隐患，对油井周围的环境会造成不利的影响。
这种计量方式于90年代末在大庆油田的一些外围油田使用。
②采用油气两相分离器配套测重电子衡进行液量测量，气体放空，用空气压缩机将计量后的产出液压回到井口管线。这种计量方式对油井伴生气不能计量，采取直接放空排放的方法，存在一定的安全隐患，对油井周围的环境会造成不利的影响。采用空气压缩机加压，把计量后的产出液打回到集油汇管的方法，也存在一定的安全问题，易将空气压入集油汇管，空气与油气混合会导致严重的后果。这种计量方式在大庆油田的一些外围油田使用。
③ 采用油气两相分离器分离油气，液路采用可以变频调速的滑片泵打回到井口管线，通过计量滑片泵的转数计算出产液量。由分离器分离出的气体经智能旋进旋涡流量计计量后，靠自身压力返回到井口管线。采用这种容积泵的计量方式，由于井口原油物性较差，易造成泵的磨损，计量精度难以保证。目前，这种计量车在大庆油田只有一辆。
④在计量车箱内配备加热器，为容器、管路、仪表和设备进行保温，采用全封闭结构，工艺布局紧凑，自身重量轻，能满足野外油井计量的气候、道路条件。进行计量时，采用工业PC机和笔记本电脑进行控制和计算，并将计量结果进行保存。车上采用车载式分离器，通过微差压变送器和电动球阀控制液位，分离出的气采用旋涡流量计进行计量，分离出的液采用刮板流量计进行计量。在大庆油田有十几辆这种计量车，按油田区块进行分配。
油井计量车适用于低产、外围油田油井采出液的单井计量。
⑤翻斗计量装置
翻斗量油方法可以实现连续自动计量。但是，要使翻斗计量装置正常工作，必须满足一定的工况。气量太大，翻斗的稳定性不好，严重时会将翻斗推翻；气量太小，则排液困难，液体会将翻斗淹没，对于间歇出油的井，很容易出现这种情况。这种计量方式主要在吉林油田及大庆油田采油九厂采用。
翻斗计量装置不适用油气比过高或太低油品的计量，同时也不适用于高粘稠油的计量。
⑥双容积计量装置 单井来油计量采用双容积分离器，通过浮球液位开关及多功能组合控制柜对液位进行控制，实现自动排液计量。多功能组合控制柜通过记录高、低液位的切换次数来计算单井来油的产量。双容积计量装置适应于中、低产油井的计量，这种计量方式在长庆油田广泛采用。
⑦ 油井三相计量装置
三相分离计量装置主要由电动三通自动选井阀组、三相分离器、计量仪表、检测控制系统、微机测控系统等组成。
由油井井口采出的油气水三相混合液通过电动三通选井阀组，将需要计量的油井采出液送入三相分离器内进行分离。经三相分离器分离出的乳状油、游离水和天然气经各自的管路，由计量检测仪表计量后，再汇集一起，与其它未计量的油井采出液一起进入外输管线。
分离出的天然气采用气体计量仪表进行计量，并进行温度和压力补偿。含水油和游离水计量采用液体计量仪表进行计量。在三相分离器计量装置的油出口安装在线含水分析仪，与流量计配合，通过控制器计算出总液量、纯油量、纯水量及含水率，为合理开发油气资源提供准确的数据。
该计量方式在大庆油田100多座计量站采用，适用于产液量3～450t/d的油井，其中油的计量精度为±5％，水的计量精度为±5％，气的计量精度在±10％以内。
⑧不分离计量技术
近年来中石油的发展重点集中到海上。在海上由于受到面积及重量的限制，分离计量方式失去了自身的优势，需要开发一种新的计量装置，不需分流的分离器及其配套的控制设备和管线，以满足海上及恶劣条件下油田开发的要求。
油井采出液油气水不分离计量分为取样计量和直接在线计量两种方式。
取样计量方法一方面是测量管道内混合液的体积流量和密度，另一方面是由一个微型分离器从主管道上取样并进行气相和液相分离，然后由密度测量仪表测量出油水各自的密度。根据测量的结果，结合温度和压力的测量，间接计算出油、气、水各相的体积流量。
在线计量法是依据流体力学和传热学原理， 采用静态混合器、文丘里管测量出总液量，应用倒U型管测量气液比，应用温差变送器测量油水比。计算机根据所有测量的结果，计算出油、气、水各相的体积流量。
不分离计量方式主要用于滩海油田。
⑨ 软件量油
软件量油是利用由井口测量得到的数据，经过分析计算，得出油井产量的方法。主要包括液面恢复法和功图法。
（a） 液面恢复法计量
液面恢复法的原理是，从地层中流入井筒的流体体积（换算成地面体积）与地面采出液的体积是相等的。油井在正常生产情况下，抽油机井的动液面在某段时间里应保持相对稳定。对正常生产的抽油机井进行关井，在单位时间内，从地层中流入井筒的流体体积等于油井套管空间的动液面增高所增加的体积。
这种方法适用于地层条件渗透率较低（约低于100×10-3μm2）、生产压差为6~8MPa、保证关井时与正常生产压差不大、液面恢复高度一般控制在60m以下、压差变化控制在10%以内的工况条件。液面恢复法计量精度可达到8.3%，对于井深小于2000m，日产液量小于30t/d，油气比较低，不产生泡沫段的油井都能适用。
液面恢复法量油方式于1986年开始在大庆采油八厂进行试验，目前已经形成一套比较成熟的油井计量技术，在大庆外围油田广泛采用，取得了显著的经济效益，降低了基建投资，取消了计量站，改双管掺水流程变为环形单管流程。50口油井可配备一套便携式量油仪（2.5×104元/台），方便了生产管理，降低了生产管理费用，为低产断块油田的开发开辟了新的途径。 （b） 功图法
功图法是采用地面示功图数据计算单井产液量的方法。通过试验研究，建立数学模型，为了进一步提高计量精度，还需建立试验修正方法的模型。
抽油机进行工作时，液体进入抽油泵后被举升至地面。而抽油泵本体可看作是一个定容积的容器，也就是说可以把抽油泵体作为计量器具，检测抽吸过程中每次进入泵内的液量，将其连续累加便得到产液量计量结果。
抽油井在实际生产过程中，影响产液量计量精度的因素很多，但从深井泵工作的三个基本环节（活塞让出体积、介质进泵、从泵内排除介质）来看，可归结为抽油杆柱和油管柱的弹性伸缩、气体影响和漏失影响。因此，在进行产液量计算时，还需对各种影响因素进行修正。
软件量油方法适用于低产、少气油井的单井计量，但不能适用于工况不稳定、间歇出油、气量较大油井的单井计量。
6.4.2 气井计量
气井计量多在集气站进行。气井产气量计量多采用分离计量方式。站内计量分离器的数量，一般按配产气量相对接近的气井共用一套计量装置进行设置。
气井产液量，在气藏数据分析中是一个很重要的生产参数，它是气井单井计量中不可缺少的一部分。尤其在开发生产初期，该数据将成为制定生产工艺、确定生产流程和生产管理方式的重要决策依据。气井产液量多采用容积式计量方式，以适应气井带液量不稳定、不均匀、各井之间的产液量相差很大的特点。
气井的单井产量计量，按照现行国家标准GB50350《油气集输设计规范》的规定，对于产气量在气田总产量中起重要作用的气井；对气田的某一气藏有代表性的气井；气藏边水、底水活跃的气井；产量不稳定的气井，宜采用连续计量。
对于产量稳定的中、低产气井，可采用间歇计量方式。
对于采用间歇计量的方式，单井计量时，将被计量井切换至计量分离器进行气液分离后，实现该井的天然气、液量计量。根据单量时间内的产量计算该井的日产气、液量，交替对所有进站气井的产量进行计量。一般情况下，每口井的单独计量持续时间一般均能达到24h，对于少数计量持续时间少于24h时（不得少于8h），则适当调整其计量周期，来达到准确计量的目的。
集气站内生产分离器用于非计量井的混合生产，其工作方式同计量分离器，但无计量装置。
采用上面计量方式有代表性的气田是长庆气田。长庆气田在集气站内计量分离器的数量按配产气量相对接近的每3～4口井共用一套计量装置进行设置。单井产气计量仪表多采用差压式孔板流量计。在具体应用当中，节流元件采用高级孔板阀、标准孔板等，检测仪表包括温度变送器、压力变送器和差压变送器等，统一采用4～20mADC标准信号，集气站内站控系统自动完成单井瞬时流量和累计流量的计算。
6.4.3 原油流量测量仪表的选用
(1） 粘度较高的原油及含有污水、砂、蜡的油井采出液的流量测量，宜选用容积式流量计。如腰轮流量计、椭圆齿轮流量计、金属刮板流量计、双转子流量计。
)(2） 粘度不大于5mP•s的轻质原油的流量测量，宜选用涡轮流量计。
6.4.4 天然气流量测量仪表的选用
(1） 单井气量的计量仪表应根据油、气井单井气量的大小和工艺流程的要求选用气体涡轮流量计、涡街流量计、旋进旋涡流量计和气体腰轮流量计，不宜采用标准节流装置的计量方式。 (2） 用于生产装置内部监视、控制气量的测量仪表，可选用旋进旋涡流量计和气体腰轮流量计。
(3） 对于外输天然气的流量测量，当用于贸易结算时，可选用超声波流量计、气体涡轮流量计或标准节流装置。
当采用超声波流量计时，气体超声流量计测量管内天然气的流速不宜超过流量计标称最高流速的90%，根据现行国家标准GB/T 18604《用气体超声流量计测量天然气流量》的规定，被测天然气流速范围宜为0.3-30m/s。气体超声流量计的选择，同时应满足A.G.AReportNo.9 《采用多声道超声波计量天然气流体》的要求。
当采用标准节流装置时，应符合国家现行标准GB/T2624.2 《流量测量节流装置用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体测量》和现行行业标准SY/T6143《天然气流量的标准孔板计量方法》的规定。
气体涡轮流量计在国际上的标准有ISO 9951《Measurement of Gas Flow in Closed Conduits-Turbine Meters》和EN 12261《Gas Meters；Turbine Gas Meters》，可参照执行。
6.4.5 水流量测量仪表的选用
(1） 供水系统清水流量的就地指示，可采用水表。
(2） 供水系统污水流量的就地指示，可采用干式耐温水表。
(3） 高压注水系统水流量的就地指示，可采用水平或垂直螺翼式远传水表。
(4） 需进行远传输出信号的水流量测量，可采用电磁流量计(电导率大于10μs/cm)、涡街流量计、涡轮流量计。
(5)蒸汽流量测量仪表的选用
①油田热采注气及锅炉蒸汽流量的就地指示，可采用蒸汽流量计。
②需进行远传输出信号的蒸汽流量测量，可采用涡街流量计，也可选用标准节流装置配差压变送器。
6．5液位测量仪表
（1) 就地液位指示仪表可根据被测介质的特性、温度、压力及仪表安装方式进行选用；被测介质为原油时，一般选用浮球液位计；被测介质为轻质油和水液位时，一般选用玻璃板液位计或磁翻板液位计。
（2) 地下水池的液位测量，可选用顶装式浮球液位计或深度计。
（3) 污油、污水池的液位测量，可选用电容物位计。
（4) 介质为含水油的卧式压力容器的液位连续测量，宜选用插入式法兰差压液位变送器；当气相有大量冷凝液析出时，可选用双插或正插负平双法兰差压液位变送器。
（5) 介质为液烃的卧式压力容器的液位连续测量，宜选用差压液位变送器，对于气相极易液化的介质，负压引压管应设置隔离容器，隔离液一般为(重量比)50%的乙二醇水溶液，或选用双平法兰差压液位变送器、磁致伸缩液位计。
（6) 常压水罐的液位测量，宜选用压力变送器或差压变送器。
（7) 原油储罐的液位测量，宜选用雷达液位计；轻质油储罐和液化气球罐的液位测量，宜选用伺服液位计。
（8) 测量原油和水的界面，可选用微波式、辐射式、短波式等界面检测仪，探头要插入介质的敏感区，并且探头周围要有不小于200mm的空间，也可选用射频导纳式连续料位变送器或差压式液位变送器。
（9) 测量轻质油和水的界面时，宜选用射频导纳式连续料位变送器或差压液位变送器，当采用差压液位变送器时，要求总液面始终高于上部取压口。 （10) 需实现上、下限液位报警信号输出的消防水池、污水池、生活污水调节池的液位测量，可选用带上、下限报警开关的磁浮子液位计。
（11) 当储罐上、下限液位报警点需参与联锁控制时，应采用液位开关。
6．6, 油气生产过程分析仪表
（1) 原油含水率的在线测量：当含水率大于20%时，宜选用短波法、辐射法原油含水检测仪，当采用辐射法原油含水检测仪时，应符合国家现行对放射性仪表使用规定，并得到当地环保部门的认可；当含水率小于20%时，宜选用超短波法、辐射法、射频导纳法、电容法原油含水率检测仪。
（2) 原油密度的测量，宜选用振动式密度计。
（3) 原油、污水、锅炉用水等水中溶解氧量的分析，根据被测介质的含量，当需要连续检测时，可选用水中溶解氧分析仪。
（4) 冷却用水、锅炉用水、高纯度水及水蒸汽的含盐量的测定，可选用电导率分析仪或盐量计。
（5) 经阳离子交换树脂处理后的锅炉用纯水中的钠离子浓度的测定，当钠离子浓度在2.3～2300μg/l之间时，可选用钠离子浓度计。
（6) 经阴离子交换树脂处理后的锅炉用纯水中的硅酸根离子浓度的测定，当硅酸根离子浓度在0～100μg/l之间时，可选用硅酸根自动分析仪。
（7) 为防止锅炉结垢，在控制脱盐水中磷酸盐的加入量时，可选用磷酸根自动分析仪，连续检测水中磷酸根的含量。
（8) 加热炉、锅炉等烟气含氧量测量，宜选用氧化锆氧量分析仪。
（9) 天然气（含油田伴生气）的组分测定，宜选用工业气相色谱仪。 （10) 可燃气体及有毒气体泄漏检测，参照现行规范SY6503《可燃气体检测报警器使用规范》、SH3063《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》执行。
6．7, 控制阀
（1) 控制阀的选型参照现行规范SY/T0090《油气田及管道仪表控制系统设计规范》执行。
（2) 气液联动执行机构是可以将自身输送的气体介质作为驱动源的执行机构。适用于没有气源或电源比较困难的场合，且需要大推力、快速切断的场合。
（3) 电液联动执行机构适用于没有气源和大负荷电源供应困难，需要快速切断的场合。
油气田各类自动化仪表的合理选型，可以更好的发挥自动化系统在油气田开发建设中的作用，可提高油气田生产的管理水平，是满足油气田生产工艺过程操作安全、稳定、经济运行的可靠保证。在进行油气集输站场仪表选型时，应选用安全可靠、经济合理、品种规格力求统一的产品，应满足环境条件要求或采取相应的防护措施。沙漠油气田油气集输站场的检测仪表，还应具有适应温差大、防沙、防辐射等性能。另外，自动化系统的设计应适应油气田开发生产的需要，应合理确定检测点的数量。目前，现场仪表的发展十分迅速，正在向一体化、多功能和智能化发展。
