随着油田的不断开发，联合站来液越来越复杂，区块越来越多，用传统的取样化验含水率以及利用流量计计量液量、油量，不仅工作量大，而且人为因素大、测量时间长，给生产管理、考核、配产等都带来了很大的不便。为了摸清各个区块、不同来油管线的产液量、产油量情况，提高生产的积极性，便于集中管理、提高效率以及方便地质工作者进行数据分析，我们采用了技术先进、精度高、质量可靠的远程实时监控原油分线计量系统（以下简称“原油分线计量系统”），实现了原油在集输过程中液量、油量、水量、含水率的在线自动检测计量，有效地解决了各采油站来油计量存在的问题。

二、原油分线计量系统的原理及结构

原油分线计量系统运用电子学、计算机技术、机械制造、通信技术、流体力学等综合集成，主要由以下三部分构成。

（一）FGH系列原油含水率自动监测仪

FGH系列原油含水率自动监测仪（简称FGH含水仪）由γ射线源、探头传感器、变送器、数据采集接口板等主要部件组成。该监测仪是利用原油和水对γ射线吸收能力的差别原理研制的，对于能量一定的γ射线，在穿透介质时，它的强度γ衰减与介质的成分、密度和厚度有关。利用低能放射源钚238（Pu238）发出的γ射线穿过油水混合物，根据油、水介质对射线的吸收系数的不同计算转换含水率。具体计算如下：总计数为N0的γ光子通过厚度为L的被测介质，被介质吸收一部分后计数为Nx，其吸收规律满足：Nx=N0e-μxL。FGH含水仪构成与原理图如图1所示。带二次表头的含水仪实物如图2所示。

μx是混合介质的综合线性吸收系数，因此μx必然与油、水混合物的不同体积含量有关。使用光子探测器将Nx计数准确测量，再配以各种形式的数据获取处理系统（配套系统），就可以计算输出混合介质中的含水率。FGH含水仪必须竖直自下而上安装在被测管线上；压力变送器为可选配件；若来液温度变化较大（超过15℃），则为了提高精度必须安装温度变送器进行温度修正。分线计量系统工艺流程如图3所示。

SKZN系列旋转电磁流量计是针对传统电磁流量计的升级改造，主体由主体壳、转子、偏心轴承、中心轴、上下分流箱、上端盖和磁力联轴器等组成，如图4所示。其工作原理是：计量腔由筒形入口腔和出口腔组成，两腔同体，入口腔和出口腔之间嵌接着隔板，以防止被测液体由入口直接流入出口。在隔板上下两端装有上、下分流箱，分别对称开有一个进油孔和出油孔，通入计量腔，形成进出油通道，当被测液体通过上、下分流箱的进油孔和出油孔流入、流出时，在压差的作用下将转子浮起，并推动转子在计量腔内做旋转运动。在转子运动过程中，与壳体内壁之间形成不间断的周期性变化的容积室，当转子和壳体的结构尺寸一定时，排出液体的体积量与转子的转速成正比。转子经输出轴带动发讯器工作，将转子的转速以脉冲信号形式传给智能指示器的CPU进行编码处理后，液晶显示器会准确指示液体的流量值。同时，流量脉冲信号或数字信号还可以直接远传至二次仪表或计算机，实现了流量测量的自动控制和准确计量。

HGS-F数据采集系统采用818数据采集器，数据采集量是脉冲量、A/D（模拟/数字）量，软件采用“组态王”组态软件，算法通过VB语言编写，算法精致、速度快，它本身不会影响工业控制计算机的任何其他处理功能。由远程实时监控系统包括FGH含水仪、SKZN系列旋转电磁流量计、HGS-F数据采集系统，可形成完整的原油在线计量和动态管理系统，实现各类生产报表数据、图形曲线等文件的显示和打印。

三、原油分线计量系统的技术特点

原油分线计量系统是一种非接触自动在线测量仪表，自动化程度高，测量对象多，采用标准化高可靠性的硬件产品，并采用高集成化程度的系统软件平台。该系统测量精度高，稳定可靠；FGH含水仪与油水的混合状态无关，根据γ射线的基本特性，射线直接与介质分子中的原子发生相互作用，所以油和水对γ射线的吸收与油水组成状态无关，不影响仪表的全量程测量；该系统实现全量程线性化在线连续自动测量，在全量程内保持线性刻度，便于定期校验；配置工业计算机，能完成所有组态任务；各站通过光缆联网，数据随时上传；系统随时可随意扩充、引入现场总线；结构简单，安装使用方便，使用寿命长。

四、原油分线计量系统的应用

风城油田作业区稀油联合站担负着夏子街、乌33、乌36、乌5区块来油处理任务。夏子街采油站来油在夏子街转油站初处理后管输至联合站，乌33、乌36、乌5区块来油没有初处理，经过分离器分离后计量。在分离器的出口管线上分别安装了一套FGH含水仪和电磁流量计。通过工艺改造，分别对采油、来油分析计量后进沉降罐。可随时对流量计进行校对与调整，从而保证仪表计量的准确性和可靠性。改造前、后工艺流程分别如图5（a）、图5（b）所示。

稀油注输联合站原油分线计量系统改造后已经使用2个月，现将2个月分线计量的数据与传统大罐计量的数据对比，并进行了含水跟踪分析，总结如下。

（一）分线计量液量与大罐计量液量对比分析分线计量液量与大罐计量液量对比分析如图

6、图7所示。

分线计量液量是由流量计读出，而大罐计量液量数据是每天进站油量/密度+排水量。由图6可以看出，分线计量与大罐计量出的液量基本一致，由2个月数据分析，分线计量平均每天液量为2609.5m3,大罐计量平均每天液量为2670.2m3，大罐计量液量比分线计量液量平均每天多约60m3。误差平均保持在-50~70m3之间，平均液量误差控制在2.2%内。

（二）分线计量油量与大罐计量油量对比分析

分线计量油量=流量计计量液量×（1-含水率）×密度，大罐计量油量=大罐标定系数×液位高度。

由图8可以看出，分线计量与大罐计量出的油量基本一致，由2个月计量数据分析，分线计量平均每天油量为863.8t，大罐计量平均每天油量为896.6t，大罐计量油量比分线计量油量平均每天多32.8t。

由图9可以看出，大罐计量油量比分线计量油量平均每天多32.8t，平均油量误差控制在3%以内。

（三）分线计量油量与外输量数据对比

由2个月分线计量与大罐计量出的油量以及外输量数据对比分析得出，分线计量油量为51830t，大罐计量油量为53796t，外输量为57771t。外输量减去转油量（近3000t），即为54771t。平均每天分线计量油量为863.8t，平均每天大罐计量油量为896.6t，平均每天外输量为912.8t。也就是说平均每天分线计量油量比外输量少49t。分线计量油量与外输量数据对比如图10所示。

（四）乌尔禾及夏子街来油含水分析

通过近2个月夏子街、乌尔禾来液含水分析可知，分线计量含水值与化验室化验值基本一致，误差基本在-1%与+1%之间波动，如图11所示。

五）应用效果

稀油注输联合站自2010年5月安装原油分线计量系统以来，到目前仪器运行良好。计量准确率达到了要求。

(1)仪器检测比较准确，误差较小，真实反映了采油队的产量情况，实现了进站原油的含水、液量、油量、水量的在线自动连续监测计量。

(2)自动化程度高，操作运行全自动化，简易直观。可选择在线显示产液量、产水量、含气量、含水量的瞬时、班、日、月和年的报表。

(3)可有选择地在线显示时、日、月的原油含水变化趋势图和产油量、产水量累计值。测量数据可储存一年，可查阅历史记录，并可有选择地自动储存，自动打印，节约了大量的手工劳动。

五、原油分线计量系统产生的效益

（1）建立原油分线计量系统，自动化控制技术水平得到了全面提升，可以安全可靠地实现生产工艺流程，减少人为因素带来的误差，保证了盘库的准确性，以及原油含水、污水水质的达标等。同时减轻了操作人员的劳动强度，提高了工作效率和效益。

（2）建立远程实时监控原油分线计量系统，上级领导可以及时方便地了解掌握采油队生产情况，更有效地指导调节生产。

（3）建立远程实时监控原油分线计量系统，能更加有效地管理和调节分离器的运行情况，使分离器更加安全高效地运行。

六、运行中存在的问题及下一步建议

（一）存在的问题

该系统在运行中，我们发现该系统存在若干问题，影响其正常运行：

（1）由于分离器来液管线存在问题，使乌33、乌36和乌5来液不能完全分开计量。

（2）由于稀油含水较高，致使过滤器经常结垢堵塞，且原油含杂质多，也会使过滤器经常堵塞，因此增加了操作人员的工作量。

（3）由于高含水来油没有一个标准的化验含水的方法，导致校对FGH含水仪困难，仪器测量误差较大。

（二）下一步建议

（1）对分离器进行改造，**好在分离器前端加一个来液过滤器。

（2）实现分线计量数据的网络连接，充分利用分线计量的数据服务于生产。

（3）完善制度、规范管理，认真做好分线计量装置的运行管理，加强保养，提高仪表的平稳性和运行率。

七、结论

稀油注输联合站建立原油分线计量系统，较好地实现了各采油队的计量工作，避免了人工检测工作量大、误差大的现象，极大地提高了集输系统的生产效率，取得了良好的经济效益和社会效益。