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摘要：采油作业二区目前共有油井439口，实际开井231口，日产油560吨，核实产液6000余吨。作业区管理采油站18座，其中转油站8座，并于2007年10月开始陆续使用自动输油装置。该装置投入使用后降低了员工劳动强度，增强了设备运转可靠性，并为平稳输油提供了保障。
关键词：自动输油、浮球装置、双液位浮球
1 自动输油浮球装置常见问题
自动输油装置使用时需在缓冲罐内安装液位传感器及配套液位浮球，由于原有浮球产品类型单一，加之使用时间较长，若发生故障将影响正常输油，甚至诱发安全生产事故，具体表现为：
（1）原有设备仅安装有一个液位浮球装置，当其损坏时整套装置将不能正常运行，无法实现安全平稳输油。
（2）原有浮球由于配重单一，当油质发生变化时，可能使其移动受阻;当上层油沫（轻质成分）较多时，浮球无法真实反映罐内液位，如果发现不及时可造成罐内液体抽空或冒罐事故。
因此，需对原有自动输油浮球装置进行改进。
2 改造内容及实施情况
该系统选用液位浮球密度稍低于液体密度，在理想条件下浮球随缓冲罐液面高低而上下移动，液位传感器干簧管元件不断采集浮球高度信息并送至油罐液位变频自动控制仪，控制仪根据变频曲线控制变频器的输出，以调整输油泵的转数，从而使缓冲罐液面保持在设定高度（一般在0.8m～1.8m）。
2.1 存在问题
据统计，近年对作业区自动输油装置维修累计36次，其中由于液位浮球损坏或失灵造成维修21次，占维修总量的58.3%。通过分析得出液位浮球损坏或失灵主要原因有：
（1）开采原油中含有硫化氢气体，造成浮球腐蚀损坏;
（2）开采原油油质较稠，造成浮球移动受阻或卡球;
（3）受外输介质温度、产气量影响，造成浮球反映液位与实际液位差距较大。
目前，作业区各转油站日外输液量自400吨至1400吨不等，流体性质及温度等参数也不尽相同，需对原有单一液位浮球进行多样性革新。
2.2 实施情况及应用效果
为保证浮球具备良好工作状态，先后采取两项革新措施：
（1）采用双液位浮球组合配置
经统计发现，液位浮球损坏或失灵集中出现在洼3站、洼6站、洼17站、洼20站，由于采出原油密度小于采出水密度，導致缓冲罐内流体分层明显，使得液位浮球长期悬浮在油层中。4个站外输原油多采自东三（7478～12016mPa·s）、沙三（12615～19000mPa·s）段油层，未采取蒸汽驱开发，采出流体粘度较大（20℃，2987～25398mPa·s ），易造成浮球移动受阻;加之受固体杂质的影响，造成浮球不同程度磨损，影响计量液位准确性。
通过原油粘温曲线可以看出随温度不断上升，地层流体粘度急剧下降。洼38块东三段油层受蒸汽驱影响，地层原油粘度降低，在一定程度上提高了缓冲罐液位浮球灵活性。但由于受高温高压蒸汽作用，地层原油中硫醇、硫醚等有机硫化物及含硫矿物逐渐反应形成硫化氢，其含量随着温度的增加而增加，对金属及非金属造成氢脆破坏。洼20站油井开采目的层为东三段，油井受蒸汽驱影响，平均出井温度达53℃，含硫化氢油井占总开井数的94.1%，井口测硫化氢平均浓度1724.4mg/m3。11月6日，该站自动输油装置出现异常，后经现场检查发现缓冲罐内液位浮球及外层保护罩腐蚀严重，造成液位上限报警、装置失灵。
经过研究，决定将4座采油站原单液位浮球装置改造为双液位浮球装置其中下浮球发挥测试作用，上浮球通过限位器被限定在某一高度段（一般在2.3m～2.6m）。当下浮球损坏或移动受阻时，液面上升至上浮球处时输油系统可强制报警，确保输油平稳，提高了装置耐用程度。改造工作于2月23日前陆续完成。
（2）增加浮球配重多样性选择
在对采用双液位浮球组合的4座采油站进行效果跟踪时发现洼3站、洼6站及洼17站未出现输油装置异常，应用效果较好，但洼20站输油装置于6月25日再次出现异常情况。在对缓冲罐进行脱硫泄压后打开观察孔发现缓冲罐内油沫较多。经调查发现，原有自动输油设备采用密度为0.6×10?kg/m3或0.8×10?kg/m3的重质液位浮球。当罐内油沫较多时，浮球会悬浮在油沫层下部，造成反映液位低于实际液位，增加冒罐几率。
经过研究，决定采用特殊组合浮球对该问题进行解决。保留双液位浮球的上浮球，起强制报警作用;下浮球改用轻质组合式浮球，排除油沫干扰，保证反映液位在设定范围内。改造工作于6月29日完成，目前运行平稳。
选用组合式浮球时考虑到降低浮球密度势必会增大浮球体积、降低浮球壁厚，影响其抗外力强度。因此采用三球组合式设计，经测算其综合密度为0.25×10?kg/m3。上部小球外壁较厚，承受主要载荷;下部大球密度较小，起到降低组合密度作用。
3 效益分析
3.1社会效益
通过应用新式缓冲罐液位传感器浮球增强了该装置不同环境的适应性，有效避免了因浮球故障造成的冒罐或罐位抽空情况的发生，在一定程度上保证了输油系统的平稳运行，促进实现安全生产;同时使用该装置减少了职工劳动强度，降低了其他设备耗损率;在降低维修次数的同时减少因打开缓冲罐时可能发生的人员中毒及硫化亚铁自然等事故概率。
3.2经济效益
由于新式浮球组合是将单一浮球通过焊接得到的，未增加浮球制作成本，因此革新费用较低。通过统计，液位传感器浮球检查及维修费用为11.563万元。经改造，预计可节约作业区该装置检查及维修费用11.213万元。随着使用时间的延长节约效果会更加显著。
4 应用和推广
自动输油装置液位浮球损坏或失效曾给个别采油站带来输油险情，由于处置得当未发生生产事故，但隐患问题始终存在。根据各站产液量及产液特点，率先在维护次数较多的洼3站、洼6站、洼17站及洼20站应用新式缓冲罐液位传感器浮球，目前设备均使用正常。由于新式浮球装置耐用性较强，因此建议可在适当时机对其余4座转油站的缓冲罐液位浮球进行更换，预计改造费用1.72万元。
5 结论及认识
该新式浮球装置制作简单、实用性强，在节约了成本的基础上给安全生产提供了一定保障。但随着油田开发的不断深入，输送流体性质也随之变化，可视情况对浮球装置进行升级：浮球密度可以更加多样化，适应不同流体介质环境;浮球材质可以更加多样化，增强其耐腐蚀性;浮球数量可以更加多样化，提高装置整体稳定性;装置应用范围可以更加广泛，可推广至其他容器。
作者简介：张姗姗（1985-），女，辽宁省盘锦市，工程师，现从事油田开发工作。
中油辽河金海采油厂，辽宁 盘锦 124010
关键词：自动输油、浮球装置、双液位浮球
1 自动输油浮球装置常见问题
自动输油装置使用时需在缓冲罐内安装液位传感器及配套液位浮球，由于原有浮球产品类型单一，加之使用时间较长，若发生故障将影响正常输油，甚至诱发安全生产事故，具体表现为：
（1）原有设备仅安装有一个液位浮球装置，当其损坏时整套装置将不能正常运行，无法实现安全平稳输油。
（2）原有浮球由于配重单一，当油质发生变化时，可能使其移动受阻;当上层油沫（轻质成分）较多时，浮球无法真实反映罐内液位，如果发现不及时可造成罐内液体抽空或冒罐事故。
因此，需对原有自动输油浮球装置进行改进。
2 改造内容及实施情况
该系统选用液位浮球密度稍低于液体密度，在理想条件下浮球随缓冲罐液面高低而上下移动，液位传感器干簧管元件不断采集浮球高度信息并送至油罐液位变频自动控制仪，控制仪根据变频曲线控制变频器的输出，以调整输油泵的转数，从而使缓冲罐液面保持在设定高度（一般在0.8m～1.8m）。
2.1 存在问题
据统计，近年对作业区自动输油装置维修累计36次，其中由于液位浮球损坏或失灵造成维修21次，占维修总量的58.3%。通过分析得出液位浮球损坏或失灵主要原因有：
（1）开采原油中含有硫化氢气体，造成浮球腐蚀损坏;
（2）开采原油油质较稠，造成浮球移动受阻或卡球;
（3）受外输介质温度、产气量影响，造成浮球反映液位与实际液位差距较大。
目前，作业区各转油站日外输液量自400吨至1400吨不等，流体性质及温度等参数也不尽相同，需对原有单一液位浮球进行多样性革新。
2.2 实施情况及应用效果
为保证浮球具备良好工作状态，先后采取两项革新措施：
（1）采用双液位浮球组合配置
经统计发现，液位浮球损坏或失灵集中出现在洼3站、洼6站、洼17站、洼20站，由于采出原油密度小于采出水密度，導致缓冲罐内流体分层明显，使得液位浮球长期悬浮在油层中。4个站外输原油多采自东三（7478～12016mPa·s）、沙三（12615～19000mPa·s）段油层，未采取蒸汽驱开发，采出流体粘度较大（20℃，2987～25398mPa·s ），易造成浮球移动受阻;加之受固体杂质的影响，造成浮球不同程度磨损，影响计量液位准确性。
通过原油粘温曲线可以看出随温度不断上升，地层流体粘度急剧下降。洼38块东三段油层受蒸汽驱影响，地层原油粘度降低，在一定程度上提高了缓冲罐液位浮球灵活性。但由于受高温高压蒸汽作用，地层原油中硫醇、硫醚等有机硫化物及含硫矿物逐渐反应形成硫化氢，其含量随着温度的增加而增加，对金属及非金属造成氢脆破坏。洼20站油井开采目的层为东三段，油井受蒸汽驱影响，平均出井温度达53℃，含硫化氢油井占总开井数的94.1%，井口测硫化氢平均浓度1724.4mg/m3。11月6日，该站自动输油装置出现异常，后经现场检查发现缓冲罐内液位浮球及外层保护罩腐蚀严重，造成液位上限报警、装置失灵。
经过研究，决定将4座采油站原单液位浮球装置改造为双液位浮球装置其中下浮球发挥测试作用，上浮球通过限位器被限定在某一高度段（一般在2.3m～2.6m）。当下浮球损坏或移动受阻时，液面上升至上浮球处时输油系统可强制报警，确保输油平稳，提高了装置耐用程度。改造工作于2月23日前陆续完成。
（2）增加浮球配重多样性选择
在对采用双液位浮球组合的4座采油站进行效果跟踪时发现洼3站、洼6站及洼17站未出现输油装置异常，应用效果较好，但洼20站输油装置于6月25日再次出现异常情况。在对缓冲罐进行脱硫泄压后打开观察孔发现缓冲罐内油沫较多。经调查发现，原有自动输油设备采用密度为0.6×10?kg/m3或0.8×10?kg/m3的重质液位浮球。当罐内油沫较多时，浮球会悬浮在油沫层下部，造成反映液位低于实际液位，增加冒罐几率。
经过研究，决定采用特殊组合浮球对该问题进行解决。保留双液位浮球的上浮球，起强制报警作用;下浮球改用轻质组合式浮球，排除油沫干扰，保证反映液位在设定范围内。改造工作于6月29日完成，目前运行平稳。
选用组合式浮球时考虑到降低浮球密度势必会增大浮球体积、降低浮球壁厚，影响其抗外力强度。因此采用三球组合式设计，经测算其综合密度为0.25×10?kg/m3。上部小球外壁较厚，承受主要载荷;下部大球密度较小，起到降低组合密度作用。
3 效益分析
3.1社会效益
通过应用新式缓冲罐液位传感器浮球增强了该装置不同环境的适应性，有效避免了因浮球故障造成的冒罐或罐位抽空情况的发生，在一定程度上保证了输油系统的平稳运行，促进实现安全生产;同时使用该装置减少了职工劳动强度，降低了其他设备耗损率;在降低维修次数的同时减少因打开缓冲罐时可能发生的人员中毒及硫化亚铁自然等事故概率。
3.2经济效益
由于新式浮球组合是将单一浮球通过焊接得到的，未增加浮球制作成本，因此革新费用较低。通过统计，液位传感器浮球检查及维修费用为11.563万元。经改造，预计可节约作业区该装置检查及维修费用11.213万元。随着使用时间的延长节约效果会更加显著。
4 应用和推广
自动输油装置液位浮球损坏或失效曾给个别采油站带来输油险情，由于处置得当未发生生产事故，但隐患问题始终存在。根据各站产液量及产液特点，率先在维护次数较多的洼3站、洼6站、洼17站及洼20站应用新式缓冲罐液位传感器浮球，目前设备均使用正常。由于新式浮球装置耐用性较强，因此建议可在适当时机对其余4座转油站的缓冲罐液位浮球进行更换，预计改造费用1.72万元。
5 结论及认识
该新式浮球装置制作简单、实用性强，在节约了成本的基础上给安全生产提供了一定保障。但随着油田开发的不断深入，输送流体性质也随之变化，可视情况对浮球装置进行升级：浮球密度可以更加多样化，适应不同流体介质环境;浮球材质可以更加多样化，增强其耐腐蚀性;浮球数量可以更加多样化，提高装置整体稳定性;装置应用范围可以更加广泛，可推广至其他容器。
作者简介：张姗姗（1985-），女，辽宁省盘锦市，工程师，现从事油田开发工作。
中油辽河金海采油厂，辽宁 盘锦 124010