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减小凝析油涡轮流量计偏差的工艺调整方法

时间:2017-05-12 16:32 来源:http://www.shslgs.com 点击数:

崖城气田南山终端凝析油输油管线新安装涡轮流量计出现偏差高的现象 。利用分析涡轮流量计背压的方法找到了其原因,通过工艺调整的方法减小偏差。结果表明,采用输油泵循环排气后加压输油的方法可以有效减小凝析油涡轮流量计的偏差。

2012对崖城气田南山终端凝析油输油管线进行改造,在原有的输油管线上安装一款高精度涡轮流量计,型 为SMITHTURBINEMETERK2DHA0A4100。由于地理位置局限及安全因素的考虑,该流量计未能按原设计安装在外输码头外输阀门附近,而是安装在油罐区域附近输油泵出口管线上,其距离原设计地点大约12,高度落差。

2012-03,新安装的凝析油涡轮流量计投入试用不久后发现,其计量结果与船上量舱结果相比出现了偏差较高的情况,偏差率数值最高达到7.35,通过对该流量计重新进行计量标定后 此问题仍没得到解决。文中对此进行了详细分析,以期对输油作业中如何减小涡轮流量计计量偏差具有一定的指导意义。

1.计量统计

2012-12-28,凝析油装船作业汇总结果见表 1 

汇总1.jpg

文献指出,涡轮流量计偏差产生的原因主要是振动、电磁干扰、溶解气及气穴等。

 对崖城气田南山终端多次输油作业计量结果进行比较后得知,其偏差主要出现在输油作业刚开始阶段。从表  可知,在装第  舱时正偏差达到16.263m3,占总偏差的70%,而后面4舱均在2m3左右。

鉴于振动和电磁干扰具有连续性的特点,经过实际检测后排除了该涡轮流量计受振动和电磁干扰的影响。

.计量高偏差原因分析

2.1 溶解气的影响

溶解气是石油中以溶解状态存在的天然气,溶解气的多少将直接影响计量偏差的大小。崖城气田南山终端凝析油处理的方式是在原有稳定凝析油处理的系统中加装液化石油气回收装置,所得到的凝析油产品比较稳定。

经过实验室测定可知,在常温下南山终端凝析油蒸汽压力为69.0kPa(雷氏蒸汽压)。由于该终端凝析油长期静置于储罐中,加上凝析油本身具备挥发的特性,所以崖城气田南山终端的凝析油中虽然含有少量的溶解气,不会对计量偏差产生较大的影响。

结合表1中第2舱~第4舱的相关数据可以看出,溶解气不是引起该终端凝析油涡轮流量计高偏差的主要原因。

2.2气穴的影响

气穴是在液体工艺操作中发生的一种现象,当液体加速通过收缩断面或狭窄界面时,液体会产生压降,当压力降低后液体压力低于液体饱和蒸气压力,便会产生气泡,这种现象被称为气穴。如果气穴发生在涡轮流量计中会严重影响计量结果,产生正偏差。

从崖城气田南山终端操作程序上看,该终端以前在输油作业刚开始时采用重力自流方式,重力自流5min后启动输油泵,由此需要判断,重力自流过程中是否发生气穴。

在参考美国石油标准第五部分石油计量标准(为了有效地防止气穴,必须对经过流量计的流体建立一定背压)基础上,对此次计量偏差进行了判定。

最小背压计算如下:

pb=2 p+1.25pa

式中, 为最小背压, 为压降, 为操作温度下

pb pa的绝对蒸汽压力,MPa。

该终端流量计直径d=15cm,设计的体积流量为600m3/h,pa=69.0kPa,p=69.0kPa(根据某生产厂家提供的资料),代入式(1)可得pb =168.25kPa。

根据罐体相对于流量计安装的水平高度10m、凝析油密度0.8kg/L可计算出凝析油重力所产生的最大背压为80kPa,此数值小于该流量计要求的最低背压,因此,可以判定在重力自流时有气穴发生。当输油泵启动后,通过泵出口压力表得知,流量计通过输油泵增压后背压达到480kPa,满足最小背压的要求。由此可以得知,该终端凝析油流量计高偏差的主要原因是由于重力自流过程中发生气穴所导致。

.工艺调整方法

 3.1 减小溶解气对计量偏差的影响

在输油作业开始前,管线内及储罐中的凝析油由于长时间静置溶解气会自然析出,在管线的高处及凝析油中可能聚集一定数量的气体。其中凝析油中是以气泡的形式出现,如果在输油作业开始时,这些气体经过流量计将会影响计量结果,使计量结果偏大。

根据流体在运动中可以打破气液平衡使液体中的气泡析出的原理,尽量在输油作业开始前将这部分气体排出。

外输管线流程示意图见图1。在输油作业开始前,将回流阀打开,启动输油泵,通过回流管线循环6~8h,使管线内及凝析油中的析出气体通过回流管线回到储罐中排出。

汇总2.jpg

3.2 防止气穴产生

取消原来重力自流这一环节,采用输油泵加压输油的方法防止气穴产生。

在上一循环环节结束后启动输油泵,关闭末端回流阀(图1),使管线内压力增加到输油泵出口压力,满足涡轮流量计最低背压的要求,此时开启流量计,再开启末端输油阀门。

观察输油管线末端压力表,末端回流阀关闭时输油泵所产生的最高压力为600kPa。经查证该管线压力等级为 ANSICLASS150,符合管线压力等级要求。

.结果验证

工艺调整前,采用未循环先重力自流5min后再启用泵的输油方式进行了凝析油外输的作业。调整前近10次输油作业计量的偏差率统计结果示意图见图2。

汇总3.jpg

从图2中可以看出,偏差率平均在5.5左右,其中第6次输油作业达到7.35,不能满足该气田对计量偏差不超过±的要求。

工艺调整后,采用输油泵循环排气后加压输油的方式进行凝析油外输作业。调整后近10次输油装船轮次作业计量的偏差率进行比较的结果见图3。

汇总4.jpg

从图3中可以看出,工艺调整后装船轮次偏差率的平均数值在1.6左右,其中第10次输油作业偏差率最高(数值为2.08),均符合气田对计量偏差的要求。

.结语

从2013-03采用先循环再加压输油的工艺操作方法后,此类问题再没有发生,此次通过工艺调整成功减小计量偏差的经验可供同行借鉴。