开展数字化油田建设， 目的是将油田从没有围墙的工厂变为电子井场、电子站库，实现技术融合、专业融合和团队融合，降低操作成本，提高应急处理能力和生产效率。 按照中国石油化工4118ccm云顶集团数字化油田所提出的标准化设计、模块化建设、标准化采购和信息化提升的“四化”建设要求，逐步推进生产管控模式变革， 为体制建设提供信息化、 自动化支撑。

 

中国石化江苏油田分企业采油一厂 （以下简称采油一厂）目前共有 1 215 口油水井， 32 个中转站，9 个集输站，年生产原油约 70×10 4 t 。 通过数字化油田建设，实现运行参数自动采集、传输和异常报警，保障流程、设备在zui佳状态下运行，改善劳动条件，提高生产效率。作为采集数据的终端，各式自控仪表和传感器的选型、设计，现场维护、校验（检定），保障系统可靠运行， 降低操作成本是项目后期的一项重点工作。 目前采油一厂主要自控仪表种类与检验规模见表 1 。

1 自控仪表配备、选型与使用中存在的问题

1.1 重建设、轻选型

1 ）数字化油田工程在投资建设中，涉及的自控仪表虽按框架选购， 但设计和技术规格书没有对仪表的准确度、稳定性指标进行约定，存在低价中标现象，导致价低质差的仪表产品进入现场，质量寿命无法达到额定周期。

2 ）工程项目中计量方案与计量仪表的选型很少与计量专业部门结合， 计量仪表的质量认定和准确度校验与相关规程符合性不能保证， 工程的综合效益得不到保障。

 

1.2 重配备、轻管理

自动化工程涉及到的一次仪表种类多， 如测定温度、压力、液位、流量等参数，如果测量数据有误差，就会产生错误的分析结果 [1] 。

 

1.3 重功能、轻校验

随着技术发展，多参数、智能化、集成化仪表逐步进入油田市场，应根据使用要求选择成熟可靠，经济实用的计量仪表，避免功能与资金浪费，如温压示功仪等石油专用器具，检定与校验技术相对滞后，无法对其计量性能进行有效的量值评定。

 

1.4 重维修、轻维护

油田使用的自控仪表基本是露天安装， 环境恶劣，且测量对象是高温、高压和腐蚀性介质，尤其是安全级别较高的油气缓冲罐双法兰液位计、 储油罐液位计、燃气流量计等重点仪表，安装后不易拆卸，出现故障不仅维修与校验难度大，而且费用较高。

 

2 自控仪表的在线检定与校验

自控仪表按照管理等级，属于非强检计量器具，在保证计量准确度前提下， 企业根据现场实际和技术规范制订实用的溯源方法。

 

2.1 压力变送器的现场校验

       压力变送器现场校验如图 1 分为两种方式，一是按照（ a ）方式在变送器无法与系统隔离时，采用并入标准压力模块， 在手持式校准器以数字或电流信号方式显示瞬时标准值， 与输入测定瞬时压力 （差压）值进行比对，计算并修正仪表相对误差。 此种校验方式无法掌握仪表线性误差，具有一定局限性。二是按照（ b ）方法将变送器与系统隔离，接入压力模块和压力泵测定多个压力（差压）量程，通过手持式校准器显示标准值，与输入测定压力（差压）值进行比对，计算并修正相对误差，此方式能够掌握变送器示值与线性误差，接近实验室 JJG 882 — 2004 《压力变送器检定规程》 [2] 检定效果。

2.2 三相电能表现场校验

采油一厂目前有 820 多口油井，按照 GB 17167— 2006 《用能单位能源计量器具配备和管理通则》每口井安装一块三相电能表来计量耗电量 （图 2 ），三相电能表拆卸校验工作量较大， 只能按照 DL/T826 — 2002 《交流电能表现场测试仪》 [3] 要求现场校验电压、电流、功率、相位、功率因数、频率等电参量，可扩展分析实时矢量图显示和谐波分析等功能。 三相电能表经过现场检定准确度符合 GB 17167 —2006 规定的 2.0 级要求。

2.3 注水流量计校验

1 ）对于 DN25 、流量范围 0.5~10 m 3 /h 井口注水流量计在现场关闭下游阀门， 打开放空阀门将水排入 50 L 、 0.5 级便携式标准量器，控制比对误差≤±3% 。

 

2 ）对于 DN50 以上、流量范围 5~300 m 3 /h 污水流量计，必须采用标准装置进行校准。对一台重复性误差 ≥±0.02% 双向标准体积管进行改造，该体积管单向容积 973.43 m 3 ，双向容积 1 946.86 m 3 ，重复性误差 0.08% 。 可根据流量计量程选择标准值累计方式。根据污水流量计输出流量信号制式，增加一台信号转换显示器， 由体积管检测开关控制显示器流量信号开启与停止 [4] 。 通过测量值与标准值计算流量计相对误差（图 3 ）。 配备热水置换流程，还可满足0.5 级以下生产与能源消耗原油流量计校准。

目前温度变送器、 蒸汽流量计和天然气流量计尚未建设校验装置， 影响温度和能源消耗量值有效溯源，下步将逐渐完善 [5] 。

 

3 改进措施与建议

1 ）加强仪表的选型管理。 技术监督部门应参与油田数字化工程在设计、建造和验收全过程，自控仪表选用和计量方案与计量要求相抵触时， 由计量专业部门提出处理意见。在性价比相当情况下，优先选用列入油田自控仪表选型目录中的产品。

2 ）加强自控仪表的校验管理。 在建设中应预留现场检验通道和电气接口， 实现自控仪表现场校准和比对，确保测量数据处于受控状态。根据自控仪表的种类和规模配备校验标准，制订校验方法，对现场应用量较大的自控仪表， 要求厂方配备相关现场标准检验装置，能够溯源至国家和行业标准体系。对石油石化专用计量器具，依据专业化特性，制订实用量值溯源方法与手段， 确保自控仪表的使用率、 准确率、完好率符合技术要求。

 

3 ）加强自控仪表的质量管理。 一是建立专业化队伍，加强操作维护人员培训；二是保障维修资金和配件供应，保障仪表完好运行。

 

4 ）加强自控仪表维修管理。 一是从报废仪表中筛选有价值的核心部件，如压力变送器中的模盒、智能流量计的主板等进行储备；二是组建一支会操作、有经验的专业维修队伍，实施激励机制，根据成果和绩效进行考核。