在线石油管测长系统的测长原理分析

浅析原油管道实现在线分析计量文章基于容积式流量计结合人工测温测密的计量现状进行研究，通过研究原油管道在线分析密度含水指标，实现并推广原油管道实现在线交接计量。

可大大降低计量人员劳动强度，对提高计量准确性，降低计量误差具有重要的作用。

标签：原油管道；计量交接；在线分析；在线计量目前国内原油管输上下游计量交接大多采用容积式流量计配备在线体积管，人工或自动取样化验含水及密度的方式计算管输原油交接质量，此种方法在输量较大的交接站由于取样频繁需耗费大量人力，同时受限于计量人员技术能力及含水化验质量无法保证。

另外部分管线站点采用质量流量计配备体积管及在线密度计，人工或自动取样测含水的方式计算管输原油交接质量，同样受限于计量人员技术能力1 计量标准1.1 原油质量计量交接标准根据GB/T17291，我国计量标准参比条件温度为20℃，压力为101.325kPa。

1.2 动态计量系统技术条件根据国标GB/T9109.1原油动态计量一般原则，原油交接综合计量误差应不大于±0.35%。

2 计量系统改进分析考虑目前原油交接场站大部分为配备容积式流量计进行手工计量，少数进行直接质量计量并人工进行含水检测的情况，对计量系统配备含水及密度实时工况测量，同时根据实时温度压力对含水及密度进行标准参比条件修正，以实现原油实时在线进行体积、密度、温度、压力、含水测量，并由系统根据原油动态计量方法进行计算，出具原油标准体积、含水质量及纯油质量。

2.1 计量系统现状改进由于体积计量均满足国标要求，因此在目前计量系统基础上对人工操作部分进行改进，增加在线含水分析仪及在线密度计，对测量数据进行温度、压力修正后上传至流量计算机，由流量计算机将数据转换为标准条件下密度及含水，按照BG/T9109.5进行油量计算。

2.2 在线密度测量系统分析目前国内原油密度人工测量方法有三类，分别为密度计法、比重瓶发和自动密度测定仪。

其中比重瓶法通过测量一定体积的油品重量进行计算得出标准条件下的油品密度，此种方法由于误差较大且操作繁琐占用时间均布采用。

管道输送原油密度在线测量方法分析163000摘要：随着世界经济的不断发展，石油化工行业得到了较好的发展机会，在工业化发展历程中发挥了重要的作用。

而对于油气生产与运输工作来说，原油产品的密度将直接影响原油的品质以及数量检测的精准度，因此技术人员应当通过不同的方式实现管道输送原油密度的精准测量，这样才能够保障原油开采与运输工作的正常开展，避免出现资源浪费的现象，提高石油企业的经济效益。

对此，本文利用超声波构建了原油产品密度在线检测系统，与其他在线测量方法相比，该方式能够消除原油管壁以及声楔对密度测量的影响，进一步提高了测量的精度。

另外超声传感器的夹装式结构还能够满足不同管径输送管道的测量，具有较好的适应性特征，值得在实践工作中推广应用。

关键词：管道输送；原油密度；密度测量；在线测量；测量方法引言部分石油产品的密度将影响石油半成品以及成品的数量，同时还会对石油产品的品质造成一定影响，因此技术人员应不断优化石油产品密度测量技术，提高计量管理水平，推动石油化工行业的持续性发展。

对于管道石油密度测量工作，人们一般可以使用静态测量与动态测量两种方式，其中静态测量指的是通过对石油样品的分析与测量得到相应的密度参数，在实验室就可以进行，测量方式比较简单，操作成本较低，具有较高的测量精度，但其无法反映密度的动态变化情况，且会在测量过程中受到人为因素的影响，难以满足当前油品密度测量的要求。

因此技术人员逐渐开始重视动态测量，也就是本文所分析的在线测量方式。

超声波具有传播方面的优势，技术人员可以利用其传播性质构建其与液体密度之间的相互关系，进而得到液体的动态密度测量结果，以下对超声波在线密度测量进行细致的分析。

1.管道输送原油密度在线测量的优势与传统的静态密度测量方式相比，在线测量技术能够有效提高和保障测量的精度。

传统测量方式受到人工以及测量取样的限制，只能够开展8小时每班次测量工作，而在线密度测量技术则能够实现实时密度数据的测算与获取，对以上两种方式获取的密度数据进行对比可知，在线测量方式的数据精度更高。

在线石油管测长系统的测长原理分析摘要：随着科学技术的不断进步，对于现实的测量过程中所采取的测量原理也有着一定的研究，根据现代的测量软件以及数据处理软件的使用，本文就相关的在线的石油管测长系统进行研究，通过对其测量原理的研究，通过激光感应器、定位机架以及测绘仪器的使用，构成了整个石油测长系统。

这个系统是相关的企业进行测量石油管长度的重要装置，其精度优于10mm，通过对其基本的系统布局以及测长的原理相关概述，对整个石油管的测长系统进行分析探究。

关键词：在线石油管测长原理随着科学技术的不断发展，各项的测量技术在不断的进步，其中在线石油管测长技术就被运用到现代的石油钢管生产之中，而且还得到了企业广泛使用。

虽然此项技术被广泛的使用，但是到目前为止仍然没有相应的标准和计量作为整个行业的准则。

本文笔者就相关的系统测长要求以及测长的原理进行研究，从其要求和测量的方法着手，试拟定相应的测试方案，实现对整个测长系统的认识。

一方面在进行研究的过程中采用仪器测量所给出的参考零点或者是激光感应器的距离等作为基本的测量长度的标准，另一方面通过测量的样管使之在测量的过程中可以对相应的标准进行误差值校准以及测长系统中的示数重复性进行分析，以此来研究在线石油管测长系统中的测长原理。

一、系统机构布局相关概述在线石油管测长系统主要是由5个部分组成。

其主要是定位架的光栅尺（规格0～800mm）、激光感应器（包括接收极、发光管）、推进电机和数据处理软件。

在线石油管测长系统的主要布局如图1所示，其中在零点和感应器3之间的距离为L3，则激光感应器3到B端的距离为Mo，如果当推进的电机带动光栅尺向前运动的时候，测头达到零点的时候，则整个系统示数会清零，此时从光栅运动的时候开始计数，当参考的零点与钢管A的断面重合时，此时B端则运动到激光感光器2、3之间，此时则可以得出钢管的长度为：，由于在进行测量的时候L3为系统的固定值，因此只需要测定Mo的值就能够计算出整个钢管的实际长度。

油田管网在线监控系统的关键技术解决引言建立一套实时检测监控油田管线原油实时数据（包括瞬时流量计算、流量累积、含水、密度、压力、温度、泄漏等参数）的计算机网络系统，及时反映各测试点的原油输送情况，提高计量的高精度、高可靠性和实时性，是实现石油生产从测量到管理自动化、智能化、建立了一套测试标准体系有效的手段之一。

该网络系统具有油田管线监控、动画显示、实时存储、实时查询、实时报警、历史曲线查询、各种报表的自动生成、打印及输油管线漏点监测(士5%距离精度)功能。

服务器统计所有工作站的实时数据，实时生成各种报表和曲线，通过网络供职能部门掌握生产状况进行管理决策，容易与MISS系统结合，参与管理。

系统结构和特点油田管网在线监控系统由计量站前置单元和监测中心两大部分组成，其系统网络组成结构如图1所示。

图1 油田管网在线监控系统网络结构计量站前置单元采用模块化结构，包括工控机、检测仪表（具有智能传感器）、数据采集卡，光电隔离电路、开关量输出控制模块及接口电路、无线通讯消息传输模块及天线等几部分，前置单元组成结构如图2所示。

图2 前置单元组成结构监控中心主要由天线、消息传输模块、主控计算机、服务器及企业MISS系统网络接入设备组成，如图3所示。

图3 监控中心组成结构整个系统的软件基于Windows NT环境下，采用先进的组态软件MCGS和编程语言VB 实现管网状态的监控处理，并应用SQL Server 2000大型数据库动态地存储大量关联数据、重要的信息资源，实现数据的充分共享、交叉访问以及应用的高度独立性。

油田管网在线监测系统具有以下特点：* 设备投资少，无需通讯网架投资；* 运行费用低；* 组网灵活，可随时增减监测节点；* 可与MISS系统结合，参与生产运输管理；* 图形化主站系统，直观方便，操作灵活。

关键技术传感器准确性油田管网在线监控系统的前端计量主要监测温度（℃）、压力（Mpa）、体积流量（）等实时参数，辅以预置按照规定时间间隔人工测量参数及修正系数，通过函数计算可得出管线流动原油的质量，这是原油生产的最关键参数，因此传感器准确计量技术是系统监控的基础，是数据准确性的保证。

基于光纤传感技术的石油管道监测系统研究1.引言石油管道的安全运行对于保障国家经济发展和人民生活至关重要。

然而，由于长期使用、外力破坏或者自然灾害等原因，石油管道存在泄漏和损坏的风险。

因此，建立一种高效、准确的石油管道监测系统是至关重要的。

本文研究基于光纤传感技术的石油管道监测系统，探讨其在实际应用中的可行性和优势。

2.光纤传感技术概述光纤传感技术是指利用光纤作为传感元件，通过测量光纤的物理参数或环境变化来实现目标监测的技术。

光纤传感技术具有高精度、长距离传输、抗干扰能力强等特点，因此被广泛应用于工程领域。

3.基于光纤传感技术的石油管道监测系统原理基于光纤传感技术的石油管道监测系统主要由光纤传感器、信息采集与处理装置以及数据显示系统三部分组成。

其中，光纤传感器通过感知石油管道的物理参数变化，如温度、压力和应变等，将信号传输给信息采集与处理装置。

信息采集与处理装置对传感器信号进行采集、处理和分析，判别石油管道是否存在异常。

最后，数据显示系统将监测到的信息以可视化的方式展示给用户，方便及时判断管道的安全状况。

4.基于光纤传感技术的石油管道温度监测石油管道在运输过程中温度的变化对管道的安全运行至关重要。

利用光纤传感技术可以实现对石油管道温度的实时监测。

光纤传感器可以经由外界温度的影响而发生一定程度的光纤长度或介质折射率的变化，通过测量光纤的光学特性变化可以得到管道温度的信息。

与传统温度传感器相比，基于光纤传感技术的温度监测系统具有抗干扰能力强、可远距离传输等优势。

5.基于光纤传感技术的石油管道压力监测石油管道的压力变化也是管道安全的重要指标之一。

基于光纤传感技术的石油管道压力监测系统可以利用光纤光栅技术实现对石油管道压力的实时监测。

通过在光纤上固定光栅，当管道压力变化导致光栅应变时，光栅的反射光波长也会相应变化。

通过测量反射光波长的变化可以得到石油管道压力的信息。

6.基于光纤传感技术的石油管道应变监测石油管道的应变监测是判断管道结构损坏程度和管道运行安全性的重要依据。

油气管道阴极保护在线监测系统研究摘要：近年来，工业生产量扩大，对石油资源需求增加，导致我国燃料供应迅速增加，油气管道安全运行技术研究取得良好成果，为现有石油和天然气管道的安全高效运行发挥了巨大动力。

鉴于此，本文对油气管道阴极保护在线监测系统进行分析，以供参考。

关键词：阴极保护；油气管道；在线检测引言我国阴极保护数据的采集工作还是采用定期人工录入的方式来进行，该方式的缺陷是效率过低，难以实现管线的基本运行需求。

因此，需加强对油气管道阴极保护技术的研究力度，合理分析阴极保护的基本原理与无线传输的通讯原理。

1概论我国经济的不断增长，人们对石油的需求量是日渐增加，石油资源的开采及新设输油管道的数目也不断提升。

当今的油气运输可以借助管道来进行运输，但所存在的问题也是逐渐凸显，比如管道受到腐蚀而造成管道受到破坏，油气相关单位都对其腐蚀问题进行深入探讨，如今的油气管道安装主要以地下敷设的方式进行，因为敷设的区域不同和区域结构不同，其管道出现腐蚀问题也不尽相同。

2阴极保护准则目前我国对石油和天然气管道采用阴极保护技术，主要采用-850mVOFF电位标准和100mV极化标准。

油气管道阴极保护技术长期运行效果比较与演示，-850mVOFF potential标准为其他地区的土壤环境提供了更好的适应性，并为石油和天然气管道提供了良好的保护。

如果某些-850mVOFF电位指南不符合实际要求，可以使用100mV极化指南有效地减少新的阴极保护系统[1]。

但是，请注意，如果高温区域或金属相接触，或者存在交流干扰，则必须仔细考虑100mV极化标准的应用。

3油气管道阴极保护技术3.1阴极保护计算油田在油气管道阴极保护计算中一般以理想状态进行。

换句话说，阴极保护电流在计算过程中成为管道表面的平均分布。

但是，该方法无法准确计算管道的电位，某些结构不适合计算相对复杂的金属管网的电位和电流，最近几年出现了三维技术，在管道阴极保护计算过程中，数值模拟技术得到了广泛应用。

石油专用管检测线自动化系统的应用摘要:石油专用管检测线系统是质检站石油专用管检验过程中重要的设备流水线装置,多数检验参数都要通过系统装置的流程环节。

介绍了检测线工艺流程结构,检测设备系统的性能,采用科学的检测操作技能是取得优质检测质量的重要技术支撑。

关键词:石油管检测质量工艺流程石油管材专用传输线是由管架、电机滚道、液压缸、电机传输链带形成的一条完整的输送通道,一环扣一环连续工作而组成的自动化传输过程。

流水线配套检测设备。

主要包括:卸护丝机、清洗剂、检验设备、测长设备、测厚仪、通径、称重机构、探伤检测设备、螺旋传输系统、水压检测系统设备等[1～3]。

1 工作流程(1)抽样待检。

新的石油专用管材检验按10%抽检,待检管径抓管机有序地放入待检管架上。

待检管架是一个20°的斜坡架,斜坡架底部由液压缸、机械结构组成的活动挡板,由操作台来控制电磁阀,使活动挡板完成接料工作。

在自动工作状态出现故障的时候,也可以采取人工手动方式工作,挡板打开后一根待检管从待料管架上落到进料传输线上之后挡板立即合上,待检管根据进料设定速度有序的一次接到传输滚道上,被送到检验管架工位上。

待检管从待检管架上落到进料传输线的时间间隔是由程序计算出而自动设定或人工指定的,其间隔时间取决于设备工序所需的时间。

(2)进料传输。

待料管架设有3个,根据不同规格的管材,分别摆放待料,依据需要,准备进入检验流水线上。

(3)预热。

由于温度的影响可能引起大约0.1mm的误差,因此石油专用管的检测环境应是在常温下进行。

现场的环境有时达不到要求,因此要考虑给油管升温,可以采用蒸汽升温,也可以采用电升温对检测结果进行修正。

(4)卸护丝。

按要求卸具标准,规范操作,不要伤及螺纹,重大变形按废品处理。

(5)清洗。

卸下螺纹保护器,用毛刷或溶剂(柴油、锯末)彻底清洗螺纹上的覆盖物,确保螺纹脂、灰尘、污垢、铁屑、清洗材料及其他异物不遗留在螺纹上。

(6)外观检查。