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2012年中国油气计量技术论坛

2012年中国油气计量技术论坛

  • 召开年：2012
  • 召开地：宁波
  • 出版时间： 2012-11-20

主办单位：中国计量协会

会议文集：2012年中国油气计量技术论坛论文集

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  • 摘要：本文简要介绍了质量-时间法高压天然气流量标准装置建设的背景、构成及工作原理,并对如何保证该装置操作安全和提高测量准确度进行了详细的分析和研究.经过计量性能测试验证,该装置可以直接以天然气为介质,在压力为5.0～8.0MPa、流量为0.1～8.0kg/s的范围内,按本文给出的安全和技术措施可以有效地保证mt法原级标准装置的操作安全和测量准确度。南京分站建立的mt法原级标准装置的质量流量扩展不确定度优于0.10%。填补了国家高压天然气流量原级标准装置的空白。南京分站将继续开展mt法原级标准装置影响因素的研究，力争使装置的质量流量扩展不确定度达到0.06%。
  • 摘要：本文介绍了油库油品数量管理中,在油品的接卸、发货以及储存等环节的操作中存在的问题及应遵循的操作规范和注意事项.油高是指从油罐内油品液面到罐底下尺点的距离。油高测量中存在的问题主要有:未执行稳油时间就进行测量;量油尺不符合测量要求等，要选用合格有效的器具，正确选择测量点，操作要规范，注意稳油时间。油料温度的测量工作中常常出现的问题是:测量温度使用的保温盒不符合要求;测温位置不对;温度计在油料中的浸没时间不当;有时用一罐的温度代替所有罐的温度，使温度测量没有代表性等;要油测温器具必须符合有关要求，根据液面高度确定好测温位置，温度计在油品中的停留时间要符合要求。影响密度测量的操作因素主要有两个，一是取样位置具有代表性，二是操作步骤与测量环境，要取样器具符合要求，取样位置具有代表性。油品出库操作发货前后管线的空实情况一致，承运方参与发货前后的复核。油品储存要坚持非动转罐三日测量制度，罐内水位不能超高等。
  • 摘要：本文介绍热采单井常用计量方式高架罐量油法，称重式油并计量器法。目前国内针对稠油单井的计量，除使用高架罐量油、称重式油井计量器、功图法外，还有旋流分离计量装置、柱塞式计量仪等。旋流分离计量装置。是单井来液先通过一个旋流装置进行分离，再通过质量流量计进行计量。由于单井来液状态复杂，功况变化大，旋流分离过程短，造成不能够彻底进行分离。导致质量流量计计量误差增大，工作不稳定。其次质量流量计是一种较为精密的仪表，对安装有一定的要求，对管线的震动也较为敏感，最主要的是对来液有一定要求，对于较干净、较稳定、分离较彻底的单一介质计量效果较好。然而单井来液恰恰是较复杂、不稳定的介质，这样就对用质量流量计来计量单井的产量影响比较大，计量精度难以保证，误差大。柱塞式计量仪主要由分离器、换向阀、计量缸、活塞等组成，此计量仪适合产量低的稀油井计量，属于容积法计量范畴，如果气体分离不好，将会产生较大误差。同时活塞和缸壁的密封不好，还会引起内部泄漏，原油泡沫也会造成假体积，这些对计量的影响同样都是特别大的。
  • 摘要：能源计量是企业开展精细化节能管理的重要保证,是企业完成节能任务的基础性工作之一.其首要任务是要做到能源消耗量的全面和准确计量,实现能源消耗的定量管理;其次是要加强计量数据的科学处理,实现能源流动的全貌分析.建立在能量平衡分析基础上的能源计量,不仅可消除计量数据中的偏差,确保计量数据的统一,更能计算出各环节能源利用效率,为节能工作指明方向.能源计量数据是节能的基础，计量器具配备的完整性和校验准确性是获得真实可靠能源数据的保证。能源计量器具配备要遵循全面性、代表性和准确性的原则。能源计量数据的科学分析是实现节能目标的关键。以计量数据为依据，建立以能量平衡为基准的能源计量数据分析体系，利用数据挖掘和校正技术提高能源计量数据的准确性，利用能源平衡测试模型计算用能单元和设备的用能效率，利用能源网络图工具评估各环节的能效水平，制定节能目标，使能源计量真正成为节能工作的有效手段。
  • 摘要：小流量开始装车解决了装车初始阶段鹤管在空气中喷油时必须限制流速的问题,而逐级关阀并在最小流量下完全关阀的控制,不仅提高了装车的控制精度,还有效地遏制了水击的发生,这是先进的装车控制的重要目标之一.气动v型调节球阀是一种直角回转结构的高级控制阀，它与阀门定位器配套使用，可实现比例调节;与二位五通电磁阀及控制器配套使用，可实现开关控制双保险。适用于气体、液体、固态颗粒介质的控制。由于阀芯和阀座之间是无间隙回转，所以具有很大的剪切力及自洁性能，尤其适用于含有纤维性或有微小固体颗粒的悬浊液及固态颗粒状的控制。因此气动v型调节球阀可广泛用于液体定量装车系统。
  • 摘要：本文通过对使用体积管校准流量计时流量计系数异常变化的分析,找出体积管预热时间对流量计系数检定准确性的影响.通过试验提出了体积管检定的最佳预热时间.对于使用体积管作为日常输油流程来说，体积管一直处于运行状态，预热时间的长短对流量计的检定或校准几乎没有影响。当体积管只在检定流量计时才倒人使用的情况下，尤其是在采用了保温等防蜡措施的时候，通过现场测试对比来选择正确的预热时间对于检定的流量计系数的准确性有至关紧要的作用。体积管作为一个动态运行的高准确度标准计量器具，体积管管体庞大，外部散热面积大，同时体积管内层涂料为化学物质，在运行中还有结蜡现象的产生，热传递效率比较低，因此预热过程中的温度、压力平衡是需要时间。为了获得准确的检定数据，JJG667-2010《液体容积式流量计检定规程》中对于体积管的预热时间应有指导性明确规定，或给出最低预热时间要求，以便操作和监督双方共同遵守，避免不必要的争议。
  • 摘要：原油计量的误差主要来源于检尺计算、采样分析、油温测量和仪器、设备本身存在的误差。由于仪器、设备本身存在的误差没法改变，而检尺计算、采样分析、油温测量等所产生的误差是由于人员、操作以及环境等因素造成的，可以设法把这些误差尽量减少到最小，从而提高原油计量的准确性。因此，量油尺一定要符合检定要求，当发现尺带有扭折或刻度不清等现象时要及时更换量油尺。检尺动作要规范，为防止拖拉和读错数，检尺过程中应避免量油尺尺带垂直放下，而要在检尺口外使尺带呈倾斜状，且眼睛视线与尺带成90度，这样既便于读数又能防止尺带拖拉。由于原油罐一般都存在混油现象，为了采取有代表性的原油样品，在采样前应先了解该油罐所收原油油种、油高，及原罐底存油油种、油高，这样可根据这些情况来确定取上、中、下部样的准确位置。在分析过程中应先洗干净各种器具，读数时眼睛应与所读液面或刻度线呈水平线。其次，在查表时应查准确，最好用直三角板对准视密度和温度值，以防查错表。
  • 摘要：本文介绍了定量包装产品复秤数据采集与监控系统的软、硬件实现方法,本系统的设计和实施完全基于标准的三层体系结构，为了保证系统的质量，在进行系统的设计、开发、部署和运行管理规划时遵循了几项原则，系统实施之前确立的设计原则以及系统设备硬件配置、工程施工、软件开发过程中的高质量实施，对于系统性能起到了决定性的作用。通过实践应用，指出复秤数据采集的难点在于对秤量值的判断与确认，公司开发完成了定量包装产品复秤数据采集与监控系统，并投入应用，实现了WEB展示、实时查询、历史查询、分析输出等功能，且系统具备可扩展性。值得一提的是:本系统的软、硬件实现思想可推广应用到各种现场串口仪表的数据采集、以太网的监控、查询等功能的实现，从而在技术上实现从现场仪表技术到现代信息技术的提升，提高信息化管理水平。
  • 摘要：本文对5440B直流标准电压源期间核查中核查标准的选择以及核查程序、核查判据进行了探讨,确保了实验室的计量标准设备在两次校准(或检定)之间的时间间隔期内保持校准状态的可信度.对测量过程失控的原因分析如果发现控制测量平均值出现单方向偏移或超出警戒线时，则说明测量过程出现了某种系统影响，有失控的趋势。如果测量结果超出控制限，且进一步控制测量后证明不是偶然现象，则表明测量过程失控。平均值控制图失控表明测量过程中出现了明显的系统影响，标准偏差控制图失控表明测量过程的重复性已经明显变坏。当发现测量过程出现单方向偏移或失控趋势时，应积极采取预防措施，避免测量过程失控。如果测量过程确已失控，则应及时采取纠正措施，直到测量过程恢复受控。测量过程失控阶段开展的测量工作视为无效。如果纠正措施无效，则需要对测量标准或测量仪器的性能进行重新评估，如果仍符合预期要求，则可用近期积累的核查标准数据重新计算过程参数并确立新的控制极限。即使测量过程受控，也可将新积累的测量数据和历史数据合并起来确定新的控制极限，以提高其置信度。
  • 摘要：针对目前成品油计量稳油时间没有统一标准的现状,开展计量稳油时间测试,并结合静电安全要求,给出了相对科学合理的稳油时间数据,进油后稳油时间最大不超过30min、发油后稳油时间最大不超过20min,核验结果也证明30min内稳油时间完全足够，罐底游离水在30min后保持稳定。结合油罐进油最新防静电规范要求及管理便利，将成品油的计量稳油时间统一确定为30min是科学合理的。在以后的成品油石油计量标准修订中，特别是在GB/T13894-1992《石油和液体石油产品液体测量法(手工法)》的修订中，应明确收、发油手工计量稳油时间，建议将稳油时间定为30min.在以后的成品油计量行业标准及中石化的制度修订中，也应明确收、发油手工计量稳油时间，建议将稳油时间定为30min.据了解，目前各单位制定的计量稳油时间都比较长，一般为2-4h，因此建议各单位尽快修订计量交接制度，缩短计量稳油时间。这样，在确保计量安全准确的前提下，可有效提高码头、栈桥和管输的接卸效率。
  • 摘要：本文阐述影响涩北气田SCADA计量系统准确度的主要因素在于孔板本身误差、压力通路、差压通路和温度通路误差。减小它们带来的误差，对提高SCADA计量系统地准确度，保证自动化计量系统高可靠地运行具有积极意义。本文在总结分析的基础上，提出针对标准孔板的特点，加强对孔板的维护保养。正常生产时，尽量保证孔板表面无固体、液体沉淀和聚集，发现孔板表面粗糙度明显增加或孔板入口边缘损伤时，应及时更换。由于计量系统本身的特殊性，考虑到从节流装置中提取孔板后，计量管段无节流件，致使瞬时流量增大，而清洗孔板期间的计量仍按提取孔板前计算，这部分少计算的流量是应该考虑补偿的。在条件允许的情况下对SCADA计量系统中的压力、差压变送器、温度变送器实行每六个月校验一次，并对压力、差压、温度通路进行联校，控制各个通路总体准确度在0.3%以内。现有的天然气流量计量标准，是一个一定历史条件下的产物。随着计量技术的发展，对天然气流量计量探索的不断深入，若能通过更多的实验验证，修订现有标准，使之更好地适应现场工况条件，减少流量计量的附加误差，将能更好地适应现场天然气流量计量的需要。加强对流量计量系统及站控系统管理维护的同时，要加快工程前期调研和方案的编制实施工作，早日将流量计量系统从站控系统中分离出来。
  • 摘要：换向器是利用机械部件改变液流方向的一种机构，是液体流量标准装置中的实验启停设备。换向器的检定是液体流量标准装置检定中的一项重要指标。换向器在切换过程中，不论使液体切入或换出测量容器，液体的流量都不可能由零突变到正常流量或由正常流量突变到零。其流量变化都有一个过渡过程。本文提出了新的检定方法:液体流量标准装置的换向器检定方法为流量计法，用质量流量计作为被测流量计。检定程序是通过软件来实现的。此外，平时要注重对换向器的日常维护，比如经常用手动方式检查换向器换向是否灵活，定期给换向器各个轴承加润滑油，定期更换密封件等，很好地保证了换向器的正常工作，并严格执行换向器的周期检定，这些都为液体流量标准装置的测量准确性提供了可靠保证。
  • 摘要：本文介绍气体超声波流量计概述和优缺点，例如安装维修方便；管道口径小时，性价比较低等。通过对超声波流量计计量比对和数据统计分析，指出误差因素有噪音、压力和温度测量、天然气杂质、安装不确定度。提出了消除误差因素的建议，尽量不要将超声波流量计安装在调节阀近下游，同时注意某些静音调压阀，应在设计和安装前确认其降噪的范围已经达到不会影响超声波流量计的效果，否则也应该按照一般调压阀原理超声波流量计来进行设计安装。实际使用中可充分利用超声波流量计自诊断软件加强监控，了解超声波流量计的工作情况，并根据相关参数判断流量计是否工作正常以及可能出现的问题等。加强对环境温度、湿度等环境因素的监控，当发生类似环境温度接近其设计工作温度的上限的情况时，应增加防护措施，以免造成较大的测量误差。应该注意现场的监督，保证安装满足超声波流量计的各项要求，例如，直管段的准直度、超声波流量计中心与直管段中心一致等。
  • 摘要：针对特高含水油井原油含水计量准确度问题,对照标准,结合实际,进行了大量的对比实验,分析了各种因素对测定结果的影响,提出了修订办法,取样:检查井口流程。关井口掺水阀门，停掺水10-15min后开始取样。放空排污，即将取样弯头污油放净，污油放至污油筒中。取样桶要符合要求，有盖子，样桶内外干净，无水、砂、灰等杂物。用样桶对准取样孔，缓慢打开取样阀门，待油中泡沫消失后，再进行第二次取样。取样共分三次进行，取样量为样桶的三分之二。确认取样量够后，立即开掺水流程;盖好油样盖子，填好卡片。用棉纱擦净取样口处污油。将污油筒内污油倒到规定的地方，清理现场。从取样到送交化验室全过程中要确保样筒不渗不漏不被污染。样品处理:要求样品预热时温度不得高于40度，游离水必须彻底倒净，样品要充分混合均匀。操作过程:确保蒸馏设备的气密性和液密性完好，冷凝管内表面或接收器应每天至少进行一次化学清洗，除去内表面膜和有机残渣等。蒸馏过程中严格按标准控制馏速在2-5滴/s，及时调整沸腾速度，避免造成冷凝蒸汽从冷凝管上口冲沸逸出。读数要求:要等接收器内上层溶剂完全透明和除接收器外仪器任何部分的可见水收集到接收器，并等接收器冷却到室温再读数。
  • 摘要：随着工业过程自动化水平的不断提高,人们对流量测量的要求越来越高,变组分气体的流量测量长期以来没有一套比较成熟的手段,由于其组分的不断变化引起其密度的变化,给流量的测量带来了困难,采用传统的测量方法很难准确地对变组分进行计量.本文以科氏力质量流量计对于变组分气体的测量为基础,深入研究对比多种气体测量方法,结合笔者多年来的研究成果,以大量数据和实例为依据,着重分析了采用质量流量计对变组分气体流量进行测量的精确程度以及稳定程度方面的技术优势,采用试验比较国产质量流量计与进口质量流量计在实际应用中的差异性,肯定了国产质量流量计在气体计量方面的技术进展,并通过此文的探索,拟给石化同行提供一个变组分的测量的理想解决方案.
  • 摘要：油罐自动计量系统是石油储运行业油库运营自动化系统的重要组成部分.本文主要探讨了油罐自动计量的分类与原理,HTMS混合法系统的可行性分析及关键技术介绍,阐述了油罐自动计量的优点与选型建议.由于国内实行质量交接的贸易结算方法，从理论上讲，采用HTG方法最合适。多年来，国内一直采用人工投尺的方法计算罐内的油品质量，如果人工投尺的液位测不准，那么计算的油品质量就会差很多。HTG法的一个突出优点是不通过液位来计算质量，而是通过压力来直接测量质量的，所以采用高精度压力传感器，就能得到精度足够高的质量。这就是HTG法的一个突出优点，同时也是它的一个突出缺点，即HTG法测量液位不太准确。很多安装了HTG系统的用户知道，自动测量出来的液位与实际投尺相差较大，但质量却与人工投尺差得不多。这其实是HTG法的基本特点。对目前国内的石油储运，资金不足的话可以先选用HTG油罐自动计量系统，以备逐步到位;资金充沛的话就直接上HTMS油罐自动计量系统，一步到位。在油罐自动计量系统集成方面，仪表的固有误差只能保证系统精度的40%左右，剩下60%的精度取决于系统安装调试方式、正确的使用以及日常的维护。国内一些有实力的厂家完全可以保障来自于安装、调试和维护的60%系统精度，而且服务比外国的公司更加到位。
  • 摘要：以油田注水系统的注水站为开发单元,对注水系统中的同步计量与实时采集技术进行研究,开发设计了注水站主要生产数据的同步计量与实时采集监控系统.该监控系统具有如下的技术特点:实现仪表自动化全天候同步计量和实时数据采集.实现了注水站平稳注水.降低了设备和操作人员的安全风险.现场应用表明,本系统不仅能够及时发现油田注水系统设备运行中存在的问题,有助于提高设备管理水平,保证设备高效安全运行,同时可以分析注水系统效率,优化调整注水方案,有助于实现注水系统节能和平稳高效运行.油田注水系统同步计量与实时采集技术对油田实际生产运行具有指导作用,其技术优势明显,节能效果显著,现场应用后获得良好的经济效益和社会效益,提升了工作效率。
  • 摘要：油田在经过一段时间的开发后,均会不同程度地出现套管损坏现象.套管损坏不仅影响受损井的正常生产,而且也影响到邻井乃至区块的正常开发,生产过程中及时发现套管的损坏情况是十分必要的.十六臂井径测井仪是一种石油套管监测仪器,它能够实时精确地测量出石油套管油管的内径、套管接箍、油管接箍,通过对仪器所测出的物理参数的分析,能准确判断井下套管的受损情况和位置.该项技术在华北油田的应用极大地提高了油水井测井水平,为作业施工提供了第一手真实的井下资料.
  • 摘要：外输原油温度不稳定，波动范围较大，为了验证温度对计量结果的影响，降低计量误差，该站计量人员做了大量的检定实验，实验温度范围覆盖正常外输原油温度范围，温度是对刮板流量计计量影响比较大的一个参数,因为温度的变化将引起一系列参数的变化,如原油的体积、密度、黏度以及流量计本身运动部件之间的间隙,从而影响流量计检定系数,直接导致计量误差曲线的改变,选择合适的原油检定温度和正常外输温度对原油计量准确性有重要的意义.温度不仅是流量计标定最重要的控制参数之一，也是外输原油贸易计量的重要控制对象，如果正常输油计量温度与流量计计量标定温度偏差太大，势必影响计量的准确性，高温标定、低温运行或反之误差都增大。同时，通过调整温度，合理降低勃度，对于降低输送成本也具有非常重大的意义，因此确定标定温度需统筹考虑现场工艺、环境条件、物料性质、经济成本、客户需求等诸多因素。
  • 摘要：本文介绍科氏力质量流量计的优缺点，优点是计量准确度高，稳定性好。故障率低，测量管的振幅小，可视作非活动件，测量管路内无阻碍件和活动件，很少需要维修，正确安装的质量流量计在正常使用的情况下很少发生故障，比其他种类的流量计维修率要低很多，所以维护简单。缺点是质量流量计零点不稳定形成零点漂移，影响其准确度的进一步提高，使得许多型号仪表只得采用将总误差分为基本误差和零点不稳定度量两部分。不能用于测量低密度介质和低压气体;液体中含气量超过某一限制，会显著影响测量值，甚至仪表不正常，出现故障。主要阐述了温度、压力、密度、黏度、双相流体、环境振动、管道应力对科氏力质量流量计测量精度的影响及解决措施。在实际应用中要注意流量传感器安装一般要求，流量传感器安装位置，变送器输出信号的要求，截止阀和控制阀的安装，管道应力和扭曲，零点漂移和调零。
  • 摘要：球形金属罐的构造一般是按正球体形状制造，需测量赤道直径和竖向直径，通过计算得到其准确容量。先将全站仪安置在罐内靠近球心点的投影位置，仪器整平后保持照准部不动，启动无棱镜距离测量模式，将全站仪望远镜投射出的可见激光点移动到赤道位置的下部，然后输入一定区间的高度，该高度应明显覆盖赤道位置，按照立式罐测量程序在该区间高度内进行测量，最终在不同高度位置测量结果找出直径的最大值即为赤道直径。在测量竖向直径时，除了全站仪法以外，均推荐进行竖向内直径的测量方法，但这些方法要么测量的准确度不高，要么比较繁琐，要么操作安全性不高。全站仪兼有上述三种方法所使用仪器的优点，认为应该发挥全站仪的作用完成竖向内直径的测量工作。通过实践证明，使用全站仪内测球罐是可行的，不但保证了测量准确度，而且不用在罐内搭接脚手架，省去了一些不必要耗费的人力、物力，再就是检定员不用在脚手架上操作，消除了很多不安全因素，原先一般需要三人参加球罐检定，使用全站仪后只需两人就可以了，而且在体力上也轻松许多，所以使用全站仪检定球罐将得到越来越广泛的使用。
  • 摘要：本文主要介绍了立式金属罐上计量检尺口和下计量检尺板(台)在安装和使用过程中的规范要求,以及它们在油罐检尺计量中的重要作用.立式金属罐在装液体后,罐底呈现出不规则几何形状引起检尺计量时参照高度量值发生变化,从而影响油罐检尺计量的准确性.本文对造成在油罐检尺计量时参照高度量值发生变化的各种因素进行了全面的论述和分析.现在虽然规范了上计量检尺口和下计量检尺板(台)，但检尺台下的死量现无法检测到。对一些油品贸易油罐需要精确到罐底检尺台下的死量或需要罐底水高量，查罐容表是查不到的，只有开表的零点量。这给油品贸易计量带来了一定的不确定性和计量误差。在上计量检尺口附近(20cm)左右，增加一个副计量检尺口，跟上计量检尺口标准一样，但无须安装下计量检尺板(台)，这样就可以直接检测到所需要的检尺台下，即零点以下量和油品水高量。把油罐计量检定、贸易检尺工作做得更加科学、量准、规范。
  • 摘要：本文的重点是阐述火车栈桥大鹤管自动装车系统的检定方法，特别介绍了通过对装车系统的工艺改造，得以实现利用体积管的在线实液检定方法。两种实液检定方法，相比较而言，利用车载标准体积管实现在线实液检定无论是流量计计量的准确度，还是油品装车与工作实际的接近程度都更有保证。火车油罐栈桥装车系统大鹤管方式，控制部分采用PLC，确保系统安全、可靠地运行，计量部分采用质量流量计直接对油品质量进行计量，大大地提高了计量精度和系统的稳定性;密闭浸没式外液压大鹤管是近几年兴起的油品铁路装车系统的专用设备。现有质量法检定原理是采用车载电子秤直接称量流过质量流量计的质量。被检质量流量计变送器发出的脉冲信号传输到批量控制器，批量控制器通过脉冲当量换算为瞬时流量，并利用内部累加器指示累计流量。
  • 摘要：本文着重阐述质量流量计、地衡用于外采成品油贸易交接与人工静态计量相矛盾是超耗纠纷发生的主要原因,并提出了解决这一问题的看法.承运方管理者在确保运输安全的同时，应加强对汽车油罐车容积表检定的监督力度，杜绝不规范行为的发生。地方炼厂计量管理人员继续加强对付油流量计的计量准确度的监控，保证流量计按周期检定并符合相关标准及管理规定的要求。计量优先使用质量流量计，如计量准确度达不到交接要求的流量计，可以采用地磅交接。各地区公司进库油品可以采用地衡与地方炼厂的质量流量计进行交接，进站油品加强出厂与地衡的比对及进站与地罐液位仪的比对，尽量避免人工检尺带来的人为误差，减小计量纠纷的发生。
  • 摘要：湿天然气是含有一定量的水或液态轻烃的天然气,计量方法主要包括单相流量计和湿气流量计两种,测试装置包括实流和模拟两种,ISO已经开始制定湿天然气测量技术规范,国内外还没有制定相关标准,中国需进行湿天然气计量及测试技术研究,跟踪国际标准化的发展,制定中国的湿天然气计量及测试标准.在一定的测量条件下，采用差压流量计测量湿气会有虚高现象，且具有很好的重复性，可以采用相应的湿气修正经验公式进行误差修正，修正后的流量测量不确定度可以达到2%一6%;湿气流量计的发展还处于初期阶段，气体质量流量测量误差小于15%，测量准确度还有待进一步提高。湿气计量仪表的测试标准装置主要有模拟、实流两种类型，实流装置比较先进，但建设实流高压测试回路的投资较大，安全运行的要求较高。
  • 摘要：为了不断提高孔板装置在天然气计量中的应用水平,降低该装置在天然气计量中存在的精确计量问题和故障,本文以新疆油田公司彩南油田集中处理站在天然气计量中应用孔板装置的实际,对使用中出现的主要问题和故障进行研究分析,并对处理这些问题所采取的应对措施进行剖析论述.在此基础上,提出了天然气标准孔板计量须与生产运行管理实际相结合的建议,降低计量过程中的不确定性,提高数据的准确性,保证计量装置在生产使用中安全稳定.建成并投运伴生气脱硫装置，延缓和降低计量装置中孔板、附件和管线的腐蚀问题，提高计量系统的稳定性，延长装置使用寿命。投用原油处理系统的除油器，配合脱硫系统的进出口分离器，实现伴生气外输气的三级分离，尽可能提高外输气品质，降低天然气湿气的机械杂质和携液量，消除引压管堵塞和管线中段塞流的现象发生，有效保证计量装置对天然气的品质要求。慎重操作脱硫装置的旁路流程。有效利用管线的走向，实现湿气计量系统的控水故障。定期清洗和检查直管段粗糙度。
  • 摘要：本文介绍了射频含水仪工作原理,综合分析了影响射频含水仪计量准确度的原因,研究探讨了提高射频含水仪计量准确度的措施.含水仪安装在现场后，按照实际应用状态进行取样化验含水，录取多点含水的流速、电压值、含水比等参数，进行归一化处理后存人二次表的EPROM中，使程序运行在实际测量过程的范围中，避免了修正系数带来的计量不准确。经常需要校对调整，要想大幅度提高含水仪准确度，在现有技术条件下不太可能，要降低分队计量误差，目前最理想的途径就是实现低含水计量。若经过分离缓冲罐分离后的原油中的含气率在较长时间内基本稳定，可采取电脱仪多点校对射频含水仪，修改含水变化曲线的方法，用软件修正含水率误差。原油中的含气率变化较大时，用单一的射频法不能实现含水率在线测量的含气率实时修正，必须采用两种不同的方法，如用射频法测量含水率，用电导法测量含气率，实现管输原油含水率在线测量的含气率实时修正。减小含水仪受温度变化的影响，主要采取定期校对含水仪，根据气候变化及时修改含水变化曲线，对新装含水仪用人工化验数据校验含水仪，以满足含水测量要求。工业控制机终端增加温度补偿软件，实现含水率温度实时修正。
  • 摘要：本文通过螺杆泵井计量现状分析,指出电流法等求产法的弊端,提出了以泵效分析求产的新方法.针对螺杆泵采油井自动算产和工况诊断的难题,研发了在线扭矩、转速、载荷三合一U型无线传感器,实现求产关键参数的一体化测试.建立泵效求产数学模型,编制"螺杆泵井远程监控与管理系统"软件,实现了螺杆泵井动液面等生产参数远程监控、在线算产、工控诊断预警功能.
  • 摘要：地层密度测量的准确度是地层评价的关键。为使密度/岩性密度技术能为真正有效地进行地层评价提供服务，必须保证密度仪器的响应一致和准确。石油工业测井计量站研制的密度/岩性密度标准装置由密度标准模块(群)、模拟泥饼、液压推靠系统及刻度井坑组成.密度值1.183～2.939g/立方米,Pe值0.238～8.93b/e,标准井径为200mm.有两种密度(1.39～2.44g/立方米)的模拟泥饼,对应每种密度有四种厚度(5mm,10mm,15mm,20mm)共八种.采用"替代测量法",确保整体模块体积密度定值不确定度小于0.001g/立方米;采用标准算法和修正算法相结合的方法计算模块的光电吸收系数Pe,使理论定值更可靠.该装置于2006年元月通过国家质量监督检验检疫总局的计量标准考核.该标准装置于2006年10月被中国石油天然气集团公司批准为密度/岩性密度测井最高计量标准.已在密度/岩性密度仪器的研制、生产、检定及在量值溯源方面发挥了重要的作用.
  • 摘要：本文对火车装车大鹤管控制系统的功能和测量不确定度进行了研究,对华北石化公司提出的火车装车大鹤管特殊工艺要求进行了设计,介绍了系统组成和各部分功能,阐述了控制系统技术难点和技术创新,以及需要研究的方向.大鹤管控制系统采用PLC控制器与上位机分散控制集中管理的结构，系统由上位计算机系统，网络通讯系统，现场控制系统，现场仪表、设备等四个部分组成。通过现场操作台内以PLC为核心的控制系统，分别实现对现场四个装车鹤位的付油控制，系统工作原理,自动方式:由触摸屏发出指令，可编程控制器相应继电器动作开始准备装车前的工作.高液位控制:液位上升到一定的高度，即高液位信号有效(节点闭合)时，装车立即终止，同时关闭所有的阀。防静电接地控制:接地电阻大于设定值时，打开回流阀(副线阀)关闭主控制阀，暂停装车，通过人工处理，接地电阻小于设定值后，启动继续装车。
  • 摘要：物联网是通过射频识别、红外感应器、全球定位系统、激光扫描器、气体感应器等信息传感设备，按约定的协议，将物体与互联网连接起来，以进行信息交换和通信，从而实现对物体的智能化识别、定位、跟踪、监控和管理的一种网络。从技术架构上来看，物联网可分为三层:感知层、网络层和应用层。精细化管理是一种管理理念和技术，是通过规则的系统化和细化，运用程序化、标准化和数据化的手段，使组织管理各单元精确、高效、协同和持续运行。成为精干的、高度柔性的、低成本的、提高企业核心竞争力的一个工具;以彻底消除无效劳动和浪费为目标，即有效配置与合理使用企业资源、综合运用各种现代管理技术与手段，最大限度地为企业谋求经济效益的一种新型生产方式。基于物联网技术的无人值守汽车衡称重系统在石化企业发挥了重要作用。AVs无人值守称重管理系统实现了计量管理与生产管控系统的无缝衔接，为精细化管理提供了技术支撑。将物联网技术应用在计量的智能化管理，实现了物流与信息流的同步和计量全过程追溯;实现汽车衡智能控制，计量数据实时采集、及时传递和分发。称重数据不仅为成本核算服务，通过MES/ERP系统共享到生产管理系统、物流调配系统，从而使称重数据的效用最大化。实现原料或成品收、耗、存、量、质、价统计与财务成本核算一体化运作，实现每日入厂、入炉、库存原料成本的核算，并及时、准确地将信息提供各相关管理部门参考，提高原料成本核算的准确性和时效性。可借助ERP系统，将各个磅房的数据实时上传、匹配，提高物资效率。
  • 摘要：天然气流量计量是天然气生产、输送和销售的关键环节,其计量用流量计在出厂或使用前,必须在标准装置上进行测试或检定,流量计检定结果的准确与否直接影响着现场计量的准确程度.从音速喷嘴法气体流量标准装置(负压法)检定天然气流量计过程中的温度、环境湿度、取压方式及检定装置四个方面分析探讨了它们对流量计检定结果的影响,对天然气流量计离线检定系统的进一步改进、规范化管理及油田天然气的准确、科学计量、降低天然气流量计计量误差具有一定的指导意义.
  • 摘要：动态计量系统由计量和检定两部分构成，计量系统包括流量计、温度变送器、压力变送器、压力表、过滤器、消气器、流量计算机;检定系统包括体积管、标准容器、四通阀、检测球、就地显示温度计、检定计算机、检测开关、换向器、温度变送器、压力变送器、在线密度计。动态计量系统工作原理，计量程序:首先关闭流量计检定阀k4,k5，然后打开流量计入口阀k1和出口阀k2,k3，开启输转泵，油品流经计量系统，流量计算机采集流量、温度、压力等参数，然后修正积分得出累积量。检定程序:首先需进行检定前准备工作，待系统预热运行一段时间，开始检定。计量系统实现油品计量，体积管用来检定流量计，而标准容器用于检定体积管，从而实现量值传递和溯源。动态计量误差主要源自三个方面:流体、流量计、检定系统。控制误差要加强油品输转操作管理，选择交接计算方法，建立贸易双方对量制度，实行流量计自检监测，退补量机制。
  • 摘要：目前国内很多企业的油品铁路出厂仍采用人工检尺计量的方式,不仅工作量大、作业环境差,而且计量准确度很低.多年来,计量专业人员在高度重视人工检尺计量的同时,积极摸索新的计量方法,其中大鹤管装车计量技术的应用,大大提高了油品铁路出厂计量的准确度,具有十分重要的实用价值.以镇海炼化汽油大鹤管装车系统设计、安装、调试及投用过程为例，质量流量计应安装在管线最低点，质量流量计前应配置合适的消气器，增加记录质量流量计温度、密度、流量等参数的历史趋势，制定科学、合理的操作流程并规范操作，定期跟踪比对装车数据，大鹤管装车计量准确的前提条件是装车时确保质量流量计测量管及流量计后管线满管，满足质量流量计正常运行要求。
  • 摘要：压力表是采气生产流程重要的压力指示器,真实准确的压力值是进行生产动态监测和判断设备、管道运行安全的重要依据.因此,保证压力表在允许的误差范围内运行意义重大.而弹簧管式压力表(下称压力表)在使用过程中会出现示值误差增大,如回程误差超出允许误差范围,采用常规方法处理后,回程误差仍然超出允许范围.分析认为这是机芯游丝弹性减弱所致,采取将游丝剪短一部分,进一步增加游丝的反弹力矩,实践证明能有效解决回程误差超出允许范围的问题.
  • 摘要：热力厂-热力一部石油焦皮带秤安装于2006年.皮带秤安装后未起到应有的作用.由于历史原因,热力厂与炼油厂的结算取决于炼油厂的盘煤仪和双方协商.随着专业化重组的进行,两厂的计量问题突显出来.热力厂不同意原有的结算方式,要求使用皮带秤作为交接计量器具.对皮带秤进行了检查.从中发现皮带秤管理和本身安装存在着问题.针对皮带秤检查出的问题,对皮带秤进行了改造.主要表现在:皮带秤管理责任;皮带秤称体移位;皮带秤转速滚筒更换;皮带秤转速探头加固.提出皮带秤称体原安装在2#皮带爬坡处，现移位在3#皮带水平处。皮带托辊进行打磨、抛光，减小与皮带间的磨损。更换测速滚筒，更换辊筒安装位置。由原来皮带安装在回程皮带下表面，改为回程皮带的上表面。消除了皮带打滑造成的影响。加装地脚螺栓，减小振动，保证测速探头测量的皮带转速稳定。链码检定改为挂码检定。很好地完成了皮带秤的计量工作.通过改造,皮带秤达到了厂际间的计量要求,为统计提供了真实的数据,合理地解决了两厂的计量纠纷.
  • 摘要：原油在管线中流动是动态的,要实现对连续流动的介质进行称重必须将连续流动介质有效分割开.通过研究,研制出了柱塞式连续称重计量装置,利用往复运动的无杆活塞把连续流动的动态原油分隔开来,再利用高精度称重传感器测量出每一段原油的重量,最后累加就可计算出原油总重量.该装置投入到现场应用,单井计量误差在3％以内。
  • 摘要：本文从立式金属罐使用的现状出发,分析影响立式金属罐计量准确度的因素,指出密度的采集对油量计算非常重要，不容忽视。提出修正措施和改进计量方法,立式金属罐罐底板在工作状态下会发生变形导致参照高度改变，在参照高度改变大于2mm的情况下，需要对数据进行合理修正，参照高度变化过大应及时对油罐重新检定。油罐铭牌所标识参照高度应为容积表参照高度;原始记录本上应设“参照高度”一栏，计量员计量时应核对参照高度做好记录，发现△H大于2mm应及时汇报处理。建议油罐计量板安装在罐壁上，罐底垫水要高于罐底最高点。油样采集方法要灵活多样，要有代表性。对于上、中、下三层样要分别测取密度，然后取平均值;全层样、例行样、管线样能很好地解决不均匀油品的取样问题，应尝试使用。要求油罐与管线采用软连接，油罐应避免或减少扫气作业，发现阀门渗漏问题要及时解决。建议推广混合式油罐测量系统应用于库存管理和交接计量。
  • 摘要：本文阐述了称重式分离器结构与工作原理，称重式分离器现场计量准确度效果评价和称重式分离器适用效果优点、缺点分析。指出称重式分离器作为一种新的计量分离器在稠油井计量的准确性和适应性上确实是毋庸置疑的，也大量地降低了工人的劳动强度，但是在现场使用中也存在不少问题，在设计上需要继续改进，建议加装计量旁通，在分离器不量油时使其不经过翻斗，既能保证流程畅通不堵，又能减少翻动次数，预防翻斗震漏。加装翻斗缓冲机构，降低翻斗震动强度，减少震动对分离器造成的损坏。提高翻斗及支架强度，提高抗震性。采取定期标定和发现计量异常时标定分离器，以检查翻斗是否渗漏，提高计量准确性。
  • 摘要：现用检测装置的标准球容量偏大、检测点偏少、准确度低，根本无法达到送检用户的实际要求。要解决这个问题需要从以下两个方面来考虑:缩小标准器容量示值，细分检测点。现在普遍使用的水分接受器的总容量和分度值有三种，其最小标注刻度分别为1mL,2mL,0.5mL。因此只需要制作1mL的标准球来逐次加入蒸馏水检验，即可检测全部容量型号的接受容器上刻度标线的准确度。整改配套检测装置，减少人员劳动强度。整改后的检测装置利用装置本身进行调节，达到人员不动来进行读数。这就要做一个特制的升降架来固定被测的接受管，然后每检测1mL就上升一点以达到与人眼在同一水平线上，人员无需坐下、站起检测这样的重复步骤。这样既缓解了人员疲劳，又节省了检测时间，并且不会降低检测准确度。
  • 摘要：量油分离器是采油工艺中的计量设备,它的测量精度将影响到采油井实际产量数据的准确性,生产实践中出现执行Q/CY12303-1998《量油分离器校验方法》时,存在着诸多不便和方法很难统一,因此提出统一童油标高的位置，减小台秤自身误差和试用新型计最器具的新校验标准。通过校验分离器新方法的效果验证，水表法是优化了校验量油分离器操作工艺，降低了校验量油分离器误差，降低了劳动强度，为保证达到中国石油天然气集团公司原油计量误差要求打下了基础。用水表校验量油分离器的试验工作已结束，数据真实可靠。该采油队至试验以来，一直应用这项技术，效果良好。水表法校验分离器的方法，是对Q/CY12303-1998《量油分离器校验方法》的补充。
  • 摘要：本文介绍了差压式蒸汽流量计的应用现状和使用中存在的问题,分析了影响差压式蒸汽流量测量的各主要因素,并从诸多方面进行检查、分析,找出影响计量精度的原因,再结合现场实际工况,提出具体的改进方案并实施,通过论证,最终排除该故障.尽可能选用较高准确度检测仪表。对节流件及检测仪表应定期检定或校验，保证经常处于完好状态。测量设备要正确安装，这里包括导压管及阀门的正确安装，否则准确度再高的仪表也不能得到准确。蒸汽的补偿应当使用专门的流量计算机补偿方式，它比在DCS中用简单公式组态进行补偿要准确，建议有条件尽可能利用流量计算机进行补偿。通过蒸汽平衡核算关系对蒸汽计量数据进行检查。建议加强计量人员培训，强化能源计量的现场管理。同时希望在蒸汽计量的方法上加以改进：从传统的质量计量到热量计量的转变，更为直观准确体现一个单位的能耗情况，更准确更便捷的服务于生产实际。
  • 摘要：随着油田油气开采难度的增加,促进石油装备制造业向着大排量、高负荷的迅速发展.在固井压裂泵车主要部件大型柱塞泵的生产中,应用三坐标测量方法对十二五国家重点攻关项目2800型柱塞泵的关键零件曲轴的测量结果分析,提出用三维点轨迹产生的异面虚拟圆,来对曲轴的五拐连杆轴颈的运动轨迹进行研究;通过对曲轴的五拐连杆轴颈的三维运动轨迹以及连杆轴颈分度的检测结果分析,找出产生发热、发响现象的关键影响原因,提出工艺工装改进建议.此方法推广应用于15种类型约500台套的柱塞泵的设计、工艺及质量控制中,大型柱塞泵已成功地应用于川庆油田页岩气的开采中,产生较好的经济效益.
  • 摘要：通常海洋石油原油外输计量多采用卧式分离器或多相流计量的方式,本文在分析传统卧式分离器和多相流量计优劣的基础上,通过优化设计和系统集成,研究设计了基于GLCC(柱状旋流式气-液分离器)技术的油气井流量计量装置.现场应用证明，对段塞流现象及气液产量波动较大的工况，利用优化设计的生产计量系统，可以使分离器处于长期稳定工作状态，实现气液两相高效分离，从而提高气液管路上单向仪表的计量准确度，采用该装置弥补了多相流量计无法实现三相流动态精确测量的技术空白。
  • 摘要：针对文留油田单井产液计量存在的问题,为提高单井计量的准确度,研制了气液两相在线监测装置用于计量站油井的产液计量,经现场应用,气液两相流监测装置的应用，提高了单井计量的准确度，降低了计量设备日常维护、维修和运行费用。实现了在线连续自动无人值守测量，降低工人的劳动强度，减少了单井计量人为因素造成的误差。气液两相流监测装置可广泛地应用到电泵井、抽油机井的产量计量，尤其适用于间出、产气量小的油井计量。以后气液两相流监测装置可用于新建和改造计量站的单井计量，独立区块使用，特殊单井使用。
  • 摘要：本文详细介绍CNAS T0475天然气组成分析能力验证计划运作流程,以及检测标准和测试项目、测试样品、数据统计分析和评价方法等执行方案和统计分析及评价结果,分析研究CNAS T0475天然气组成分析能力验证计划在执行中标准和统计评价方法对评价结果的影响,以及不满意结果对发热量的影响,提出通过限定测试组分数量,用制备的气体标准品替代实际天然气样品,对实验室采用的方法标准不做限定。在未来的天然气组成分析能力验证计划开展中，建议通过限定测试组分数量，用制备的气体标准品替代实际天然气样品，对实验室采用的方法标准不做限定，给出测试样品中的测试组分和测试范围等措施进一步提高和完善，从而达到与国外水平对话的目标，促进中国天然气组成分析水平与国际接轨。
  • 摘要：超声流量计对于气体的微小流动比较敏感,制造商会给出一个阈值来切除未使用的超声流量计测得的小流量值.本文对天然气管道运行过程中超声流量计产生的小流量干扰进行了总结,对小流量干扰产生的原因和机理进行了分析.为保证贸易交接的准确性,提出了避免小流量干扰的应对措施.做好阀门的维护保养，使阀门保持良好的密封性能,对于计量橇下游临近处设置压缩机的，需在压缩机与计量橇之间安装单向阀,超声流量计配套的流量计算机有小流量切除值的设定，流量计厂家一般会推荐小流量切除值。及时进行管道排污，清洁超声流量计换能器和内壁。观察超声流量计报警，对超声流量计性能进行诊断，及时发现流量计电子部件的问题，进而进一步做维修或更换处理。在下游阀门密封良好，且与交接方协商一致后，有效监管下可将备用超声流量计断电。
  • 摘要：湿气流量计的测试通常分为现场测试和实验室测试两种。现场测试采用的是湿气流量计与湿气分离计量装置在线串联比对的方法，由于现场工况条件的限制，气液流量不易调节控制，分离效率监测困难，测试流量不稳定，很难全面评价湿气流量计的整体计量性能。实验室测试采用气液配比的方法在室内测试装置上对湿气流量计进行性能评价，测量范围宽，测试温度和压力稳定，仪表测量准确度高，可以较好地开展全量程计量性能测试，因此，实验室测试是公认的评价湿气流量计计量性能和应用条件的主要技术手段。湿气流量计不同于传统的单相气体流量计，它通常内置有多个测量传感器和专用软件程序，其计量性能的测试评价具有特殊性和复杂性，因此国内外还没有统一的湿气流量计测试评价方法。借鉴多年来在大庆油气水多相流量计测试装置(MRI)上开展的多相流测试经验，以及国外实验室湿气流量计的评价方法，研究了依托MRI装置的湿气流量计测试评价方法，从流量计性能指标描述、测试矩阵选择、测试时间、测试结果表示等四方面做了简要分析。
  • 摘要：本文介绍了基于能量计量模式,在国内首次公平合理地实现两个气田产量的数据管理以及油、气销售产品的分配.中海油崖城13-1气田和崖城13-4气田混输计量分配系统自2012年5月初正式投用以来，软件计算分配系统运行稳定，按照分配协议的要求，系统每天自动生成分配报表，自动计算分配两个气田的天然气销售量，凝析油和LPG产量和销售量，以及海管管存量，分配准确，与EXCEL分配测试模板对比，准确率达到99%，误差主要是由于有时分配软件系统取数据时运行时间长，超过设定时间，系统没有取完全部数据就进行计算，导致分配计算结果不对。出现这种情况时，只要通过简单的人工操作，使分配系统重新取数据计算即可，同时针对这个问题，崖城作业公司正计划安装微波通信系统，解决网宽的间题，提高公司网络速度，解决现场与办公室通信速度过慢问题，提高通信系统的可靠性和有效性。
  • 摘要：本文简单介绍了移动式气体流量标准装置的工作原理和国内现状,总结了确保标准装置测量准确可靠的有效措施,结合移动式流量标准装置在天然气管道的实践经验,针对移动式气体流量标准装置在量值溯源和量值传递过程中存在的问题提出了建议.测量前稳定足够长的时间，让管道内介质充分热交换，达到热平衡，从而达到减少管道介质变化量的目的。延长每个流量点的测量时间，增加累积流量，以减小管道内介质质量变化的影响。如有必要，还应在连接管道上增设多组温度、压力变送器，计算测量前后管道内介质质量变化量，对测量结果进行修正。
  • 摘要：针对石化行业易燃易爆、有毒有害气体种类和应用范围的不断增加及各套装置复杂的工艺条件,介绍了常见危险气体的特性及两种常用气体检测报警器的传感器原理,论述气体检测报警器的一般选型原则和检定要求,指出要合理选用和正确检定气体检测报警器,需对各种报警器的性能、检测对象的特性及检定时的注意事项有充分的了解,着重阐明了气体检测报警器合理选型和正确检定的分析过程及重要意义.
  • 摘要：本文阐述了以色列APM3DLevelScanner三维平面扫描仪(以下简称3D料位计)在聚酯装置PTA料仓料位测量上的应用.聚酯装置PTA料仓的料位测量是聚酯行业中一个非常重要的测量数据,它对于产品的质量控制、控制生产平衡起着非常重要的作用.但是由于PTA粉料难穿透性、颗粒间摩擦力等特殊物理特性以及料仓过大等原因,使PTA料仓料位的测量一直是聚酯装置的一个难点,近20年虽然尝试过多种测量技术,但使用效果均不理想.装置使用以色列AMP公司3D料位计,试运行一年,运行稳定,满足了工艺生产对料位测量的要求.3D料位计在聚醋PTA料仓料位测量上的主要应用特点，带温度补偿，测量天线独立，高穿透性克服粉尘及湿度的干扰，直观的3D料位图像，测量结果数据齐全、直观。针对出现的问题，给出了措施将料位计安装在有效范围内，以确保料位计测量信号有效覆盖。系统中输入的信息不是越多越好，只有在料位计信号有效范围内的信息对料位计的数据采集才会有帮助，在有效范围外的信息添加进系统会对料位计的数据采集产生干扰。
  • 摘要：本文借鉴全面质量管理中的五个影响产品质量的主要因素的分析方法,包括人员、机器、原料、方法、环境。探讨影响公司加油站损溢各种因素,得到降低油品销售环节油品损失的措施，规范计量员日常操作，如实记录计量日报。加强运输车辆铅封管理，尤其是反向铅封管理。重新标定加油站地罐。普查监控设施运行情况，确保能监控到有效部位。在有条件的情况下，按油品来源分类入罐。加大检查力度，规范油品验收环节。增加温度、密度采集点。
  • 摘要：海上油气田要求其生产设施应适应恶劣的海况和海洋环境的要求，还要满足安全生产和海洋环境保护的要求;由于海上油气田空间有限，平台上的设备更紧凑、自动化程度更高;由于远离陆地，海上油气田配有独立的发电/配电系统，自产能源作为发电机组燃料，为海上生产设施提供动力。根据海上油气田生产特点，油气计量主要分为:原油计量、天然气计量。原油计量又分为原油单井计量、处理后含水原油计量和合格原油计量;天然气计量又分为天然气单井计量、伴生气计量和合格天然气计量。需要配备的油气计量器具主要包括:油流量计、气体流量计、温度仪表、压力仪表等。海上油气田油气计量方法，包括计量分离器方法，多相流量计计量方法，海上油气田原油计量方法主要为动态计量，孔板流量计天然气计量方法等。针对海上油气田油气计量存在的问题，提出了建议，合理选择计量仪表，加强能源计量管理工作，加强计量仪表的检定、校准工作，尝试采用新技术、新方法，是油气计量数据准确的保障。在ODP设计阶段，提出油气计量器具配备的要求。
  • 摘要：多相流计量技术是现代采油智能监控、自动化、节能和管理等方面工作的重要基础.多相流的精确计量技术难度大,其关键核心技术是保证取样分配器的取样具有高度的代表性、相分率测量的准确性以及较宽的适用范围.多相流主要计量其各组分含率和流速，进而得到流体中油、水、气三相的质量流量。目前还不能直接测试流体中三相的质量流量，采用间接测量的方法，即计量每种成分的瞬时速率和截面含率。由于这两种参数较难获取，因此采用了两种简化的方法来降低参数获取的难度。多相流量测量方法按照是否分离以及分离的程度一般可分为四种:不分离、完全分离、部分分离和分流分相方法。对于海上采油平台来说，传统的多相计量装置价格昂贵，体积庞大。海上油气田开发由于受平台空间的限制，要求开发出体积小、质量轻、精度高、可靠性好的多相计量装置。GLCC分离器工作原理,分离器由倾角向下的管道沿特定角度的切线方向与铅垂管道相连，多相流经入口段预分离后进入主分离器。由于旋流作用，在主分离器中，离心力、重力和浮力形成一个倒圆锥型的涡流面。密度大的液相沿铅垂管道的管壁流到分离器底部，密度小的气相沿涡旋的中央上升至涡面并流至分离器顶部，最终气相和液相分别从分离器的顶部和底部排出。并通过控制阀调整液位和压力，实现两相充分分离。
  • 摘要：针对边缘油井计量研究项目，对两种计量工艺技术方法进行了研究和探讨，分别为:“边缘井多相计量工艺技术”和“温度间接法计量技术”。计量数据由自动实时采集技术进行处理。经过现场实践，该技术具有计量准确、全自动运行、安全可靠等特点。该工艺技术的研究成功，实现了管理模式的转变，可在数字化、信息化、自动化油田建设中发挥重要作用。为油井计量技术工艺优化及油井管理模式创新提供了可靠的技术支撑。解决了边缘油井长期无计量状态，同时实现了数据自动采集录取和油井生产状况的连续跟踪描述。为边缘油井的动态变化、地质分析、故障诊断、单井考核提供了第一手资料。给边缘油井故障诊断提供了手段。对于边缘井故障，可根据油井24h监控曲线和瞬时数据发现异常，并及时采取措施，为恢复油井的正常生产缩短了时间。
  • 摘要：利用全站仪进行金属罐的外部测量，是利用全站仪可以测量水平距离的功能，通过测量各圈板上下各1/4处距离全站仪位置的水平间距，与对应测站的基圆位置与全站仪之间的水平间距之差，求得金属罐各圈板半径与基圆半径之差，即径向偏差。利用全站仪测量水平间距的功能，相当于替代了光学垂准线法中的光学垂准仪与移动式径向偏差测量仪两个仪器组合实现的功能。在一个测站点架设全站仪后，切准油罐的左右两侧，读取夹角，然后将仪器定位到1/2的夹角处，即为径向方向。瞄准各圈板的1/4和3/4位置，全站仪即可自动测出到各圈板的径向距离(平距)并与到基圆的平距进行比较，即可得到一条母线上各圈板与基圆的径向偏差。经过多个测站点的测量，就可以计算出各圈板与基圆的径向偏差。鉴于该罐是使用多年的罐，罐体结构趋于稳定，圈板变形可能性小，可认为全站仪测量的圈板径向偏差与移动式径向偏差测量仪测量的径向偏差具有可比性，由全站仪完成圈板半径测量、板高测量测量后进行罐容表的计算，并在不同的几个液位高度，抽查了全站仪方法与前周期径向偏差仪法的容积数据，最大互差为0.028%，远小于0.1%的检定规程限差要求。
  • 摘要：根据电子天平的特点对JJG1036-2008《电子天平》检定规程和实际操作中遇到的疑难问题进行分析,确定正确的操作方法;并结合现场检定的特点从环境和操作上排除可能影响电子天平检定结果的各种不利因素,提高检定结果的可靠性.由于电子天平对环境温度要求并不高，使用单位的现场不一定有温控设备，但是标准祛码由室外进入室内，不同的季节，与被检电子天平的温差还是会有的，对于等级较高的天平在称量时温差会产生空气流动，造成一定的称量影响，可以利用祛码恒温的时间进行现场环境、被检天平的状态、预热、压顶检查。总之，对于电子天平检定来说，对天平本身更多的了解能够更好地理解检定规程，从而正确地操作和细致地检查，避免各种因素带来的影响，这样得到检定数据和结果才能够真实地反映被检电子天平真正的计量性能，为使用者提供准确的测量保证。
  • 摘要：本文介绍罐车拉运原油密闭计量技术是一个包含油气集输数据采集、数据汇总、统计分析、实时监控、报表打印的综合管理系统。系统采用先进的复合型含水分析仪来代替传统的中子源含水分析仪，避免了中子源含水分析仪易产生飘移的问题;由计算机自动计量代替原有的人工取样、人工测含水，提高了测量准确度，减少了人为误差;使用密闭计量中控系统实现复合含水分析仪和计算机联通，卸油完毕及时出具报表;由密闭卸油代替原有敞口卸油，无泄漏无气味，杜绝油气损耗。通过实施罐车拉运原油密闭计量技术取得看较好的经济效益，提高了文南油田原油计量管理水平。
  • 摘要：通过分析目前常用的油品水运进出厂船检量与罐收付量计量比对模型,找出此模型存在的不足,并通过建立新的计量比对模型来完善计量比对体系,保证船检量与罐收付量的比对数据具有高可靠度.同一船油品船检量与罐收量的质量量、体积量比对差率原则上应该相等。但从上述例子的比对结果看，其值并不相等，且质量量比对差率往往偏差较大，究其原因，主要是因为罐内油品密度变化较大引起。这从标准体积量的比对差率较小上可以看出。因此，如果确实需要进行船检量与罐收付量之间的数据比对，则应同步实施其质量量与体积量的比对。在发现质量量比对差率较大时，在排除可能造成影响的因素后，还应尽可能采用单一的化验分析密度来重新复核质量量。只有在对同一船油品同步实施的质量量、体积量比对数据都在规定要求的范围之内时，才能说明比对数据有效，才能够保证船检量与罐收付量的比对数据具有高可靠度。
  • 摘要：本文主要是针对城市燃气计量管理过程中日销气量难以精确统计、购销差难以分析控制等问题,提出计量网格管理的设想,对采集数据设计了后台统计、分析、处理平台模型,最后在安全防护技术上进行探讨,基于时间序列的运行异常识别模型就是采集数据去噪后，将采集的数据进行特征提取，形成特征向量，按照分类算法进行分类，形成模式识别器，再从计量网格单元实时数据经预处理后送入模式识别进行识别，判断是否有异常发生。目的是实现计量管理由粗放式向数字化、精细化转变.
  • 摘要：本文介绍石油企业油气计量具有多样性、服务性的特点，所以在计量工作中，应强化石油计量管理工作，规范计量管理，建立健全的计量管理体系，加强计量技术管理工作，加强计量器具管理工作，加强队伍建设，提高检测能力，加强工作责任心、新技术的开发利用、开展能源计量数据的认证、确保计量数据的权威。
  • 摘要：原油在商业性的交接中,准确的计量是极为重要的,计量的准确可避免买卖之间的争议,并使损耗保持在控制的范围之内.原油交接计量是在测量条件下,测量出贸易交接的原油体积量、温度、压力、密度、含水率等重要的原油参数,用测得的参数计算出标准参比条件下的不含水原油的质量数据.管输原油交接的计量数据是油田结算的重要依据,数据的准确与否直接关系到买卖双方的经济利益.因此,做好管输原油交接计量,降低管输原油交接中的计量误差,一直是油田原油计量交接工作的重要任务.可以通过提高原油稳定效果，加强消气器的检定与管理，加强流量计检定和运行过程的管理，降低取样带来的误差，进一步完善相关的操作标准，加强操作计量人员的培训和管理，做好盘库和数据比对工作等来提高精度。
  • 摘要：由于油井产液生产集输工艺的改变,传统的单井产量计量方式已经不能满足实际单井计量需求,在推广功图量油法的过程中,结合河南油田原油凝点高的特点,探索出了适合高凝油单井示功图量油技术,解决了单井计量难度大、准确度低的问题.从应用试验研究及分析可知:经过修正的高凝油功图计量技术可行性良好，95%油井计量误差小于10%;尤其对产液量不超过lO立方米/d以下的油井，功图计量比传统方式更能真实反映油井产液状况。功图计量不适应油管漏失井和个别功图特征不明显的油井。
  • 摘要：本文介绍液态烃储罐假液位对储罐安全运行和准确计量的影响,分析液态烃储罐假液位受压力、介质、温度的影响,并依此提出对储罐液位计系统改造和完善,直接测量罐内液位计，液位联锁物位开关直接装设在储罐本体上，液位计连通管增加保温措施，工艺控制保障等温计量。
  • 摘要：超声波流量计由超声波换能器、电子线路及流量显示和累积系统三部分组成。测量精度会受到安装环境、管道参数、内衬及管道材料、传感器安装、外界因素、祸合剂、信号电缆等。因此，剥净安装段内保温层和保护层，并把传感器安装处的壁面打磨干净。避免局部凹陷，凸出物修平，漆锈层磨净。对于垂直设置的管道，若为单声道传播时间法仪表，传感器的安装位置应尽可能在上游弯管的弯轴平面内，以获得弯管流场畸变后较接近的平均值。传感器安装处和管壁反射处必须避开接口和焊缝。传感器安装处的管道衬里和垢层不能太厚。衬里、锈层与管壁间不能有间隙。对于锈蚀严重的管道，可用手锤震击管壁，以震掉壁上的锈层，保证声波正常传播，但必须注意防止击出凹坑。使用插入式在线流量计及便携式流量计检测供水流量时需要对环境的整体考虑，它不单纯是屏幕数字的显示。计量人员要填密考虑每一个检测因素，定期检查，按期校准，才能将误差率降到最低，最大限度地提高其测量准确度。
  • 摘要：装运环氧乙烷槽车为压力容器,槽车内始终存在一定压力气体(环氧乙烷与氮气混合物),在装车过程气体至废气处理装置,用汽车衡过磅计量,这部分气体量由发货方承担;用质量流量计计量,这部分气体量由收货方承担,如何保证该类介质装车计量公平、公正,合理选择计量方式、操作方法极为重要.以质量流量计的计量数据为生产企业实际发货量，计量方式合理。因环保需要，装车过程槽车内气体回至生产企业废气处理装置，生产企业约有20-30kg环氧乙烷回收，但这些环氧乙烷回收价值远不够废气处理运行成本，所以，在计量过程不考虑这部分量也是合理的。装车管线增加循环线，保证经过质量流量计介质温度稳定，始终保持管线满管，保证计量数据准确、可靠。如超出此差量范围，应及时查找原因，及时纠错，保证每批次的计量数据准确、可靠。适当增加保冷及制冷设施投资，或者实行专车专运。因环氧乙烷槽车采用上装上卸方的操作方法，选用性能好的泵尤其重要，从而保证卸车干净。
  • 摘要：本文从功图法油井计量技术的技术原理、定向井抽油机系统数学模型、基于工况诊断的有效冲程识别、产液量计算、计算结果修正五个方面对该技术进行了详细阐述.重点介绍了通过利用计算机信息网络资源,在长庆油田建立了基于多层客户机/服务器(C/S)和浏览器/服务器(B/S)结构的功图法油井计量网络化系统,将现场数据采集、处理与局域网进行对接,实现生产数据实时采集、产量自动计量、油井远程监控、油井故障诊断、报表自动生成等功能,简化了流程、降低了投资、减少了用工总量,提高了油田数字化管理水平,为建设数字化油田搭建了平台.
  • 摘要：本文介绍了油气水三相流检定试验装置设计,主要包括装置的技术指标、工艺流程、功能及结构.油气水多相流量标定试验装置按功能分为稳压供水、稳压供油及稳压供气单元;油、水和气流量测量调节单元;液体流量自检单元;水表、油表及气表检定单元;模拟井筒单元;控制单元及视频监控单元。该装置既可以进行单相和多相流量、含水等计量仪器的检定校验,又可以模拟油气水三相流的流型流态以及进行井下测试仪器的开发,开展油气水三相流一些前沿性和基础性的实验,是一套功能比较完备的实验装置,整体技术指标达到国内领先水平.
  • 摘要：本文阐述了流量标准装置自动检定系统出现的问题，数学模型不正确导致计算结果错误，参数信号传输地址不正确导致结果错误，对名词、术语概念理解不正确导致结果错误，采样方式不合理导致结果错误，规程中公式差异导致结果错误，由于厂家对用户进行限制导致系统不能正常使用。应该制定“流量标准装置自动检定系统软件测评规范”，在相应的计量检定规程中增加对软件的要求及检定方法，对流量标准装置自动检定系统进行正确的理解和设置，及时对流量标准装置自动检定系统进行手工验证，确保计算结果准确。通过对流量标准装置自动检定系统的可靠性进行分析，发现流量标准装置自动检定系统对提高工作效率有很大帮助。
  • 摘要：本文概括地介绍了当前国内外用于油罐自动计量的三种系统,通过对三种油罐计量系统特点的分析对比,确定比较适合润滑油行业生产单元用于罐区监控管理的罐区计量系统.重点论述了HTG法油罐计量系统的基本组成和测量原理.根据其测量原理和压力变送器的精度,讨论了油品输转的精度,推导出满足油品调合精度要求的最小油品输转高度.在对当前各类润滑油调合方式进行了系统总结的基础上,从理论和实践上论证HTG法油罐计量系统在油品调合中应用的可行性。
  • 摘要：本文论述了在石油勘探项目中为提高勘探质量保证能力对大地测量设备进行计量确认的过程管理和效果.设备管理员与项目组密切配合，根据设备检定计划，提前通知项目组，抽调到期设备送检，并调配有效期内的设备上项目继续保证生产。在投入生产前，项目组建立了核查基准点，对各设备进行了动态、静态一致性检验，以便检测仪器各主机、手簿、连线、磁卡等设备，是否能正常做静态观测和动态观测。为了确保各类设备参数的统一，对一个项目投入不同类型cps设备，必须做各类仪器的动态观测数据的对比测试，以此来确认各类仪器观测数据的一致性。为了保证施工过程的质量，项目组从项目第一天放样(施测测线)工作开始就做好每个工作日的比对确认工作。随着社会市场经济的发展，季节工操作手更新频繁，使得培训工作尤为突出。在加强人员技能素质培养的基础上，严格执行测量设备计量过程确认是势在必行的，防止质量事故的发生。
  • 摘要：本文阐述了栈桥质量流量计铁路罐车装车系统在线质量法检定的原理、实施方法,检定数据处理及质量流量计流量校准系数的调整,确保栈桥质量流量计装车系统实现计量准确、公平可靠.在检定期间，采用每条铁道线分开封锁进行检定的方式，不影响其他铁道线装车，保证储油罐内的成品油能够及时输送出去。
  • 摘要：综合概述了科里奥利质量流量计的基本测量原理和结构.结合流量计在油品交接中的实际应用,详细阐述了科里奥利流量计在使用和标定过程中可能零点漂移现象,以及详细的解决办法和处理措施.在工艺设计时输油管线采用埋地方式敷设，解决因季节温度变化引起管线内油品膨胀，致使管线压力增高，从而导致零点漂移。避免振动的干扰，如在输送油开始或结束时防止阀门关、开过快产生“水击现象”损坏测量管对称系统振动。质量流量计安装时，在进口和出口处应有夹持和支撑，轴向管接头应与流量计接头尺寸相符，防止在安装过程中有过分的应力施加在流量计传感器上。如果无法避免振动源干扰时，可采取与振动管间用柔性管连接、隔离振动的支架等隔离措施，使流量计与振动源隔离。在工况温度状态下校准质量流量计的“零点”如果流量计操作压力是一个已知的固定值，则可以在质量流量计变送器上输入外部压力值进行补偿。如果操作压力变化显著，可以进行流量计变送器进行组态，来轮询一个外部压力测量设备，通过外部压力测量设备获得实时动态压力值进行补偿。通过以上分析影响质量流量计零点偏移的因素很多，特别是采用间歇方式管输送油品时，由于长时间质量流量计在非计量状态下零点偏移要比常运行的质量流量计零点偏移的几率要大，因此在质量流量计长时间不计量情况下.，双方计量工作者要达成一致意见，根据季节检查流量计“零点”。
  • 摘要：本文分析了原油储运过程,动态计量中误差产生的原因.计量器具误差,计量人员操作误差针对误差的产生原因采取相应的措施,提出了行之有效的解决办法,从而提高计量精度,减少企业经济损失.加强计量器具的周期检定，确保计量器具完好且在检定期内使用。加强流量计及附属设备日常维护保养:体积管间提供较好的室内采暖供热条件，保证环境温度高于输油温度，当管壁温度高于输油温度时，管壁几乎不结蜡，另外在体积管的管道线上加电热带，使体积管内壁不结蜡。加强技术培训，提高计量人员的理论水平及实际操作技能，使员工按标准操作、标准录取数据、标准修正，避免人为操作误差。
  • 摘要：本文结合目前国内外的最新研究成果及现场实际经验,探讨天然气数据采集与流量评价系统涡轮工作标准装置在检定/校准过程中的质量控制方法,给出相应建议使该系统能够得到更好的应用.通过计算机控制系统对进出站大流量检测系统或小流量检测系统的一级和二级的调压阀进行调节压力，为数据采集与流量评价系统提供稳定工况。在检定和校准流量计时，先确定检定压力后选择合适的压力变送器。如果选用的变送器输出是模拟量的则要考虑电子干扰。)所有计量所用压力仪表在检定规程JJG882《压力变送器》规定期限内(目前为一年)都送到相应的检定机构进行检定和量值溯源。对站场涉及检测的裸露的管线进行必要的保温措施。如果选用的变送器输出是模拟量的则要考虑电子干扰。检定或校准时必须预通气时间足够长，使天然气流通的管路内温度一致，最好是从大流量到小流量开始检定或校准，便于涡轮工作标准装置内的温度尽快达到一致。通过检定控制、标气核查控制、定期相互对比控制和声速核查来实施。检定喷嘴时采用高精度的长度测量装置进行实际测量，得到测量结果与喷嘴的检定证书进行比对无误后才能实施检定工作。在软件中输入喷嘴喉径时小数点位数尽可能多，一般在4-5位。
  • 摘要：本文对科里奥利质量流量计的结构及工作原理进行了介绍,并从科里奥利质量流量计在国内某成品油管道的实际应用情况出发,分析了质量流量计常见的故障原因.并针对具体故障结合站场实际提出了切实有效的处理措施.当停输时因为温度升高或空管气化产生大量气态汽油时，可以在输油前利用新鲜油品将管存的气态汽油冲掉，从而保证贸易交接时流经测量管的油品不再含大量气体，流量计工作在正常状态。停输期间，因为长时间使用电伴热而使汽油气化程度加大，致使流量计故障，此时，须及时将电伴热关掉，降低油品温度，从而降低油品的气化。针对柴油在-3℃以下会产生凝管现象(挂壁)导致流量计故障，可采用以下方法解决:停输时，开电伴热提高油品温度，将蜡化掉;输油期间，油品温度一般较高，不推荐用新鲜油品将其化掉，先启动备用完好的流量计，待停输时，再利用电伴热加热油品将蜡化掉。
  • 摘要：本文主要依托于呼和浩特石化计量业务的实际需求,通过建立一套科学合理的信息系统来满足计量数据处理和分析的需要.计量综合管理平台的成功应用,为企业进一步提高效率、降低成本、提高计量业务的管理水平奠定了坚实的基础,也为计量系统的数据集成、功能的衍生提供了应用思路和指导作用.目前呼和浩特石化公司计量平台的功能将分为油品进出厂计量管理、公用工程计量管理、装置罐区物料计量管理、综合统计管理、计量网络图管理、测量管理体系、平台基础功能(包括:权限综合管理、基础配置管理、计量报表管理、用户综合管理、数据上载管理)、计量综合展示。计量综合管理平台通过应用与实践得知建设统一的计量综合管理平台，提供企业全覆盖、准确的计量数据，实现“综合计量管理”，业务全面集成，更集成的监视、报警与更直观的报表、分析手段。
  • 摘要：本文提出了一种用体积流量计实现质量发油的DCS系统，从理论上分析了采用体积流量计误差产生的环节及消除方法，以批控器完成温度补偿与密度换算等环节，并通过实验，证明了该系统可以实现高精度质量发油。该系统不仅能满足油品交接误差要求，而且无需更换质量流量计，大大降低了改造成本，为采用体积流量计进行发油计量的油库提供了借鉴。通过的测试结果显示，批控器的内部查表计算值与手工查表计算值的误差仅在0.011%以内，说明批控器查表计算的质量换算值与手工换算的质量值误差在0.01%以内。批控器可以实现体积按质量发油实时进行温度体积修正及计算质量，并完全满足体积流量计按质量发油的计算控制精度要求。
  • 摘要：本文通过对比国内外体积管技术现状,提出了橇装式体积管技术发展方向,通过改进计量缸体结构、集成电气元件、优化远传控制系统,实现橇装式体积管数字化检定技术.机械部分，在活塞端部增加导向清扫圈，用以活塞与缸体的导向及清扫;计量缸体的尺寸在原长度的基础上增长了450mm，增加部分的直径略大于计量段直径，使活塞与缸壁之间形成环形间隙，实现缸体内底部排污通畅，活塞完成行程后缸内底部不存残留污物，防止缸体内壁被腐蚀。电气部分设计，在体积管缸筒外部缠绕电热伴热带和温度传感器，采用独立的自动恒温控制系统，实现缸筒预热功能，从而保护密封圈在寒冷季节的冷启动不损坏。在体积管电源进线前端，安装三相交流电源智能保护器。在出现过电压、低电压、零线断开、缺相、断电现象时，智能保护器自动切断电源;出现合闸前电压、零火线接反、零线断开、缺相/断相等故障时，可做出故障识别与指示;同时具有RS485通信接口，实现定时开/关与远程控制。在体积管两个排气口最高处安装电磁阀，通过计算机控制实现气体自动排放。控制系统设计，集成安装到防爆接线箱中，利用WIFI技术实现设备操作设备上外加RTU数字远传终端，利用移动网络，实时传输体积管的历史检测数据报表、运行参数、运行状态以及故障信息。
  • 摘要：本文结合智能型旋进旋涡流量计在油田生产现场广泛应用的实际与数字化油田管理水平的提升,从仪表的选用背景、工作原理、特点进行了论述,同时对使用中的检定、校验、数字化接口注意事项等进行了应用分析,并且阐明了仪表可供改进的建议等多方面问题,建议仪器仪表在出厂时完善对压力、温度补偿模块的功能，附p/T特性曲线图和增设压力、温度补偿模块动态检测、测量输出端口。建议测量体的形态和材质选择应增强对二元、三元聚合物抗腐蚀的能力。建议智能表头增设外接数据检测口、RS-485通讯口等，可直接对流量计进行现场数据调校，并具有自诊断功能和远端地址查询，以及适应数字化油田对仪表的特殊功能要求。
  • 摘要：本文主要介绍了超声波流量计在上海LNG项目中的应用,由于超声波流量计所具有的特性,选用超声波流量计的不同配置和测量方法用于本项目中海水流量测量和天然气外输计量,尤其在工况恶劣和大管径流量测量中,超声波流量计可根据被测对象及工况要求灵活配置换能器的类型和设置方式，在LNG项目实际应用中已得到很好体现，选用单声道和双声道测量海水流量，用四声道测量天然气外输计量。另外，由于流量计仪表系数可依据理论式计算求得，原则上无需实流校验确定流量计的仪表常数，尤其适于不可能进行实流校验场合的大管道大流量测量。因此，在LNG项目中36in海水管道流量测量中也是目前流量计中最为合适的流量测量仪表。随着科技的发展，新型超声波流量计将在现有检测基础上更以其独有的检测方式，在解决流量测量困难、流量测量精度、降低成本等一系列问题上，得到更加广泛的应用。
  • 摘要：蒸汽在不同温度、压力下的焓值不同,其计量准确性直接影响生产成本核算,对其载能采用质量计量则不尽科学与合理.准确计量蒸汽,客观评价装置消耗的蒸汽能,应重视蒸汽的能量计量.近年来，国内睛纶装置综合能耗逐年下降;其中Z厂睛纶联合装置通过精细管理、技术进步，在节能降耗减排方面取得了一定成效，使能源消耗指标逐年改善。Z厂睛纶联合装置蒸汽来源为三股，分别是:炼油催化裂解装置的背压汽，以裂解装置供出的表计量，其管道损失全部由睛纶装置承担;循环水透平泵的背压蒸汽，并且在循环水透平泵机组处有80%的放空管线，系统无法平衡的部分在此放空，造成了一定的蒸汽损失;动力厂来的低压蒸汽是以到睛纶装置界区表计量。蒸汽的能量计量方案主要是根据温度、压力计算蒸汽的烩值，以及计算质量时正确求取密度。
  • 摘要：本文阐述旧系统存在取样探头和汽化器之间连接设计不合理；电加热的汽化器功率不够，且无法控温；受LNG主干道压力和外界环境温度影响明显。由于厂家最初交货的LNG探头到现场后发现有质量问题，施工被迫分为两期:一期是在运营的LNG主干道上焊接两个2in的凸台并在凸台内向管道开孔;二期是打开主干道上的2in法兰，并将经过预冷的探头插入管道。新取样系统完成安装后，实验室对系统进行了初步使用验证。LNG卸载过程中全速卸载时，获得了稳定的汽化NG流量及甲烷组分;在线色谱实时分析结果取得了很好的重复性:来自卡塔尔的LNG,13h的卸船，总共获得(1%个)色谱数据，重复性为0.033，标准偏差为0.011，该结果显示了新系统非常良好的重复性。并对新取样分析系统稳定性验证。通过实践，整个施工过程对风险辨识是充分的，准备和预防到位，采取的措施值得向类似作业推广。新的取样系统改变了公司实验室低沸点的甲烷测定值偏低而重组分测定值偏高的状况，避免了贸易交接LNG单位热值偏高，贸易交接总能量数值偏高的情况。新的取样系统保证了卸船期间能够取到有代表性LNG的样品，可以使离线和在线色谱分析结果更可靠，可信度更高，重复性和重现性更好;使LNG贸易交接计量更准确，公平，公正;从而很好地降低了LNG贸易交接商务风险。
  • 摘要：近年来,随着加油站地罐交接工作的深入开展,对储油罐计量精度的要求也越来越高.由于地罐变形或标定方式精度偏低等原因造成地罐容积表不符合交接要求.本文旨在引入标准量器作为中间介质,校准地罐原有容积表,解决地罐交接工作中的一大难题.具体操作过程是通过将油品先注入标准金属量器,计算出标准量器内油品标准体积,然后再将标准量器内油品卸入加油站地罐,利用原地罐容积表计算出地罐收油量,并与标准量器测量数值进行对比,计算出地罐容积表的相对误差,从而对地罐原有容积表进行修正,使之准确度符合计量交接的要求.
  • 摘要：本文介绍了FPSO原油外输计量系统的组成、结构与要求,阐述了FPSO原油外输计量系统中流量计与标定装置的选型和设计原则,并通过对具体的FPSO原油外输计量系统进行选型分析,得出的结论是对于大口径、大流量的原油贸易交接计量,液体超声波流量计在尺寸、压降和免维护性等方面有突出优势;在标定装置的选择上,可优先考虑采用双向球形体积管对液体超声波流量计进行现场检定.
  • 摘要：本文对电能计量装置的综合误差进行了分析，提出降低电能计量装置综合误差的措施，安装电流互感器自动切换装置。减小电压互感器二次回路压降，校验调整电能表基本误差时，应考虑互感器的合成误差，并应在合成误差较小的情况下运行;要求负荷大小和性质必须预先知道，且必须经常维持稳定。对接入中性点绝缘系统的电能计量装置应采用三相三线制电能表，其两台电流互感器二次绕组宜采用四线连线;对三相四线制的电能计量装置，其三台电流互感器二次绕组与电能表之间宜采用六边线;开展计量装置综合误差分析。对互感器误差进行调整。经常检测电流互感器倍率和计量回路。通过实践效益分析，对电能计量装置的最基本要求是准确，是否准确是用综合误差来评价的。设法减小电能计量装置的综合误差，不仅可以提高电能计量的准确度，还可大大降低计量设备的投资。电能计量是考核主网线损的重要依据，必须认真做好电能计量工作，提高电能计量装置的准确性，真正做到电能计量公平合理，为油田用电管理提供可靠依据。
  • 摘要：质量流量计在液化石油气计量中应用的情况,对液化石油气组分物理特性分析及实际计量中产生的问题进行分析,提出从选型、安装及调试等方面采取优化措施予以解决,保证计量的准确度.在对外贸易交接计量中，采用质量流量计是首选的计量器具。首选是它测量管内部无可动部件，克服了介质的自润滑性差造成的影响。同时，它直接测量流体的质量、温度、密度这些参数，国内贸易交接是以质量进行交接的，而其他流量计测量的是体积量，要想换算成交接质量，必须还要测量介质的温度、压力、密度等参数。首选理想的轻烃流量计的安装方式组成是在流量计的下游安装自力式压力调节阀，调节方式为控制阀前压力为定值，使介质的压力高于其饱和蒸气压，一般达到饱和蒸气压的1.2倍。这样就能避免在介质输送过程中在测量点产生气相，满足测量技术要求。在对轻烃(液化气)装车结束时，现关闭流量计后阀，使管道内压力保持，对流量计处介质不进行吹扫。装车开始时，先启动泵，对管道进行增压，达到介质的饱和蒸气压后才开启阀门进行装车。在装车时，对罐车进行带压输送，就是增加流量计的背压。质量流量计的调零是必须的，当然必须满足调零的条件:流量计内必须充满介质，并且是单相的，此时的温度接近实际工作的温度，必须关闭流量计前后阀门，流量计内介质处于静止状况。
  • 摘要：本文通过对采油厂水流量仪表在用情况以及检定情况进行剖析,详细阐述了注水系统计量仪表在检定和管理中目前存在的问题,超期使用情况严重，使用淘汰仪表，采油厂在用部分水流量仪表选型不合理。提出了提高注水计量仪表检定和管理水平的解决方法和建议,要求采油队拆卸的水表必须经过清洗后送检，避免污染检定流程。严禁擅自拆拼仪表，违者对于送检的仪表予以没收处理。对于周期检定时误差超过5%以上的仪表，调研分析造成的原因，必要时调整缩短检定周期。增加备用仪表，保证水流量仪表按期送检。科学合理选择配备仪表。搞好培训，减少人为损坏。
  • 摘要：阐述了数字温度指示调节仪(配热电偶)的校准和测量能力评估的方法,校准和测量不确定度的表示方式取决于其占绝对优势的不确定度分量和测量范围的关系，表类校准的主要不确定度分量影响量是标准器的不确定度，由于直流电位差计UJ33a采用相对不确定度方式表示，故此校准和测量不确定度采用相对不确定度方式表示，考虑到合成不确定度的适应性，其每个不确定度分量也应符合相对不确定度表示的要求。评定步骤相对原不确定度评估在前六个步骤上是相同的，但各步骤中注意的细节却有所不同，如被校仪器的范围统计、相对不确定度分量的表示方式，其新增加的被校仪器参量完整的不确定度评估和其他类型仪器该参数的不确定度评估步骤，主要应区分不确定度分量中的变量和不变量，以减少不确定度评估的工作量。当然，校准和测量能力必须具有普遍性或代表性，其结果是反映一个实验室在其认可条件下所能达到的最高测量水平。
  • 摘要：本文介绍了德国Pigsar高压天然气流量标准系统和欧洲环道高压天然气流量标准系统,并分析讨论了欧洲天然气流量量值传递模式的特点,在此基础上,提出了改善中国天然气流量量值传递模式的建议.完善流量标准装置的校准规范，以校准模式进行天然气流量标准量值的传递，定期组织国内高压天然气标准装置循环比对活动，建立传递标准装置，完善中国高压天然气量值传递体系统，积极参加高压天然气量值国际循环比对。
  • 摘要：地震检波器是石油勘探地震数据采集的第一道门槛,是关键计量器具,其质量好坏直接影响整体地震采集质量.为了确保检波器产品质量,东方地球物理公司计量中心研制了地震检波器振动台校准系统,振动台校准系统由计算机系统通过设定、控制信号源，经过功率放大器调节振动台，同时计算机采集激光测振仪与被测样品的输出，计算得到被测样品的相关参数。振动台校准系统由计算机软件控制，实现了测试过程自动化，软件可以采用绝对法和相对法对振动传感器进行参考灵敏度标定、幅值线性标定和频响特性标定，绝对法可以同时标定八只传感器，而相对法可以同时标定六只传感器。通过项目测试由振动台校准系统完成，配合失真度仪、电阻测试仪、跌落试验机、高低温箱等试验设备，就能够对检波器进行全面的质量特性评价。
  • 摘要：本文对中石化股份天津分公司天然气进厂计量交接数据统计发现的问题进行了描述,简要介绍了分公司天然气计量系统的组成、安装方式及计量工艺流程,分析误差产生的根源,并对采取的控制手段如仪表运行状态监控、在线诊断、主辅计量数据对比统计分析等技术措施进行了详细说明,给出了实际应用效果.根据天津分公司天然气计量数据统计，2011年10月至12月误差控制在-0.66%,2012年上半年误差为-0.62%，优于公司管理要求，确保了天然气贸易交接量值的准确可靠。
  • 摘要：本文阐述铁路罐车计量产生误差的原因，包括人工检尺误差、测温误差、套表存在的误差、罐车装油后罐体热胀冷缩产生计量误差、罐车容积检定存在误差。针对这些问题提出了相应的策略。例如解决计量检尺不准的措施，液面稳定后检尺，检尺前必须检查量油尺是否符合要求，定期抽查计量器具(量油尺)的完好情况，重质油计量，在装油前必须检空高等。并通过实际表明，产生油品计量误差的主要因素有计量检尺误差、测温误差、套用表号误差、罐车装油后罐体热胀冷缩、罐车装油后发生横向弹性变形、罐车容积检定误差等。在减小计量误差方面采取了一系列措施，提高了计量的准确性，且在客户中建立了很好的信誉度，增强了市场竞争力。
  • 摘要：针对现有液位测量方法测量稠油液位时存在的缺陷,作者研发出一种新型稠油液位测量计.该型液位测量计尤其适合对高黏度、有毒、高腐蚀性介质的液位进行间接、连续测量和监控,消除了溶解气和泡沫对流量测量结果的影响,测量精度高,结构简单,工作可靠,使用和维护简便、安全,制造成本低廉.由于探井和评价井地层测试作业设备需要频繁地动复员，制约了某些液位检测方法的运用，目前现场常用的稠油流量检测方法有人工检尺测量法和直接检测法。人工检尺测量法要求罐顶有敞开测量孔，存在可燃气体逸散并聚集在作业区域、作业人员频繁地攀爬计量罐顶带来的安全隐患，另外测试队伍中需设专职测量岗，既增加了用户的人力成本，也加大了作业安全风险。直接检测法利用连通器的原理进行测量，前已述及，不适于豁稠介质测量。安装使用本型液位计可完全克服上述缺点，且能取得满意的测量效果，因此，该型液位测量计应具有较好的推广应用前景。
  • 摘要：本文阐述热电偶300℃点示值检定及恒温设备，热电偶300℃点示值检定的实验以及热电偶300℃点示值检定的实验分析。分析了热电偶多次检定后由不合格变合格的原因。通过对实验和实例的分析与探讨，对热电偶检定过程中存在的问题有了比较明确的解析，通过比对分析检定数据，热电偶300℃这个点的检定只能使用恒温油槽，而不能使用管式炉，只有恒温油槽检定才能保证热电偶的检定精度，才符合热电偶检定技术指标。热电偶的热电极受到外力作用，会导致晶粒度发生变化，造成结构组织不均匀。多次复检的同时就是给热电偶进行不规范退火的过程，使新热电偶经这样不规范的多次退火，逐渐消除了应力，重新获得稳定的结构组织，所以热电偶经多次复检又合格了。故建议对于首次检定不合格的热电偶，退火处理后再进行检定。
  • 摘要：本文提出了通过对输油管道泄漏环境的面积、体积进行测算,同时化验计算出采样点单位质量土壤含油量,估算出输油管道油品泄漏损失量的方法.泄漏发生后，测量计算含油土壤体积,采集含油土壤样本，测量土壤含油率。通过对2010年11月，某单位输油管道发生泄漏后，对油品泄漏情况进行现场测量、评估实践。本方法主要采用对受污染区域进行总体测算，通过对采样点含油量的分析，估算总体泄漏量。在测量与计算过程中应注意以下问题:在测量浸油土壤面积和体积时应保证精确，尤其在测量深度时，要保证开挖到浸油土壤最低点为止;另外在进行化验采样土壤含油率步骤时，应尽快进行，避免因油品挥发等原因造成数据误差。
  • 摘要：在油井的日常管理中,掺水的目的是降低稠油井采出液的黏度,以利于开采和集输.它是保证稠油井正常生产的重要手段.但是掺水表在使用一段时间后,由于水中悬浮物及油泥杂质等沉积在水表内部或水表前后直管段内,造成水表计量失真,影响掺水量及油井产液量计量,导致资料录取不准确,对油井的开发分析造成不利影响.为解决稠油井液量计量不准确的问题,通过现场实验分析,采取将陶瓷水嘴与掺水表串联安装以实现掺水量的准确计量与控制.即:首先通过在不同压差下不同通径水嘴的掺水量试验,绘制出压差平方根与掺水量的对应关系曲线,然后根据优化后的掺水量,选用合适通径的陶瓷水嘴串联安装在水表下游,通过节流压差计算出的掺水量,与掺水表流量比对,确定掺水表计量是否准确.最后对于两者相差比较大的情况,采取检查水嘴是否堵塞、清洗水表及前后直管段等方法消除计量的差异,使掺水油井掺水量的控制和计量更加直观、更具操作性,提高了掺水量计量的准确度,降低了稠油井计量误差.
  • 摘要：在稠油开采领域，目前国内主要采用蒸汽热力开采方式，包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD技术。蒸汽发生器产出的湿饱和蒸汽通过管网注入稠油单井中.使油层升温降黏。在注汽过程中.存在着汽-水两相流的计量问题。针对目前稠油蒸汽热力开采过程中,无法实现稠油热采单井注蒸汽量、干度的准确、合理计量的问题,从湿饱和蒸汽流量测量的难点入手,分析在SAGD重大试验区应用的锥形孔板流量计测量技术的应用效果.该技术所依据的孔板噪声法测量原理,通过孔板差压方根的统计样本估计湿饱和蒸汽的流量和干度,解决了汽水两相流干度测量的难题,从理论上分析具有一定的可行性.在现场应用过程中,通过单台锥形孔板流量计与标定装置、多台锥形孔板流量计与锅炉蒸汽出口参数两种比对方式,证实了流量计测量湿饱和蒸汽的流量、干度测量误差小于±8％,能够满足生产实际的需要.
  • 摘要：研发一种高准确度的小型移动橇装式质量流量计在线校准装置,在不拆卸质量流量计的情况下,实现对质量流量计的在线校准.“橇装标准装置”基本配置由两台准确度为0.05%的质量流量计、电动调节阀、温度和压力变送器、PLC控制系统、接地报警仪、控制阀、系统软件、防爆终端显示设备和橇体等组成，“橇装标准装置”采用三种校准模式实现对在线质量流量计进行校准或比对，单流量计校准模式，双流量计并联校准模式，双流量计串联模式。通过实践，“橇装标准装置”具有结构简单、占用空间小、自动化程度要高、校准时间短、重复性能好、校准结果直观等优点，是一种新型计量标准装置，可实现质量流量计在线校准和比对，分析判断质量流量计交接计量过程中产生的测量误差原因，有利于在公平、公正的原则下，保护交接双方的利益。

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