原油含水率现状.docx

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原油含水率现状

原油含水率现状

作者张乃禄薛朝妹徐竟天张家田

西安石油大学电子工程学院

原油含水率直接影响到原油的开采、脱水、集输、计量、销售、炼化等，因此，在油田原油生产和储运的过程中，都要求检测原油含水率。

原油含水率的在线检测，对于确定油井出水、出油层位，估计原油产量，预测油井的开发寿命，具有重要意义。

同时，准确及时的原油含水率在线检测数据，能够反映出油井的工作状态，对管理部门减少能耗、降低成本，实现油田自动化管理，起着重要作用。

我国先后开发出多种不同形式的原油含水率测试仪，投入油田使用后，虽然取得了一定的效果，但由于工艺和技术水平原因，其稳定性、准确性、实时性、可靠性及成本情况，难以适应我国高含水油田生产实际的要求。

因此，针对我国原油生产的特点，研究原油含水率的测量技术，研制新型传感器，开发高品质的仪表，使我国原油含水率测量技术迈入一个新的台阶，具有重要的社会意义和经济意义。

原油含水率测量技术的现状

1人工测量

我国石油行业原油的生产、储运、加工等环节的原油含水率的测量方法很多，传统的人工测量方法主要是通过人工取样，采用蒸馏法和电脱法测定原油含水率。

电脱法虽操作简单;但误差较大。

蒸馏法测量精度高;但存在许多缺点，主要表现在

1代表性差。

每口井的取样量和油井产液量相比非常小，因此，取样的代表性差。

2人工取样所得到的流体，不能代表油井的全部流体组分。

3连续性差。

目前人工取样通常是对正常生产的油井4~7天取一个样，对非正常生产的油井采取加密取样的方式，这就造成了非连续性变化。

4耗时。

测量操作需要取样、稀释、缓慢加热等程序;分析一个样品约耗2小时。

因此，传统的人工方法取样的随机性大，取样不及时，不能及时反映原油含水率的变化，而且在油井较为分散或恶劣的天气情况下，化验的劳动强度更大。

更为重要的是，传统的人工测量法无法进行在线精确测量，不能满足油田生产自动化管理的需要。

2在线测量

随着我国石油行业的技术发展，原油含水率在线测量技术在油田得到了越来越广泛的应用，许多单位先后开发出了各种形式的在线检测仪表。

在线检测仪表投入使用后，大大降低了劳动强度，提高了测量精度和测量速度，使油田自动化水平迈上了一个新的台阶。

目前常用的在线检测方法有密度计法、射线法、电容法、射频法、短波法及微波法等。

（1）密度计法。

原油含水率不同，其密度也不同。

当确定了含水原油的密度值后，可根据纯油密度和纯水密度，计算出含水原油的含水率。

该法一般应用震动管液体密度计（或科氏力质量流量计）连续测量两相分离器排出的油水混合液的密度，再计算出原油含水率。

在应用密度法测原油含水率时，应注意以下问题

油井产纯油和矿化水的密度取值问题。

密度计的温度压力补偿问题。

补测介质的取样问题。

密度计结垢问题。

其中在高含水原油中，矿化水造成的密度计振动管内壁结垢的现象十分严重。

因此，对容易引起结垢的高含水原油，不应采用振动管密度计测量含水。

采用振动管密度计测含水率，由于现场介质条件和环境限制，使用情况不够理想。

其中，液中含气会造成混合液密度下降，造成含水偏低、含油偏高的假象，形成“气增油”现象：

介质含砂会造成混合液密度上升，造成含水偏高、含油偏低的假象，形成“砂吃油”现象：

振管内壁结垢产生的现象与含砂相同，形成“垢减油”现象。

另外振管式密度计安装时要求上下法兰同心，不能有扭曲现象，外界无振动干扰。

实际应用中很难克服以上各种影响因素，测量准确率较低，不适合中转站高含水混合液的测量。

（2）射线法。

放射线法测量含水率是应用低能。

射线与物质相互作用的原理设计而成。

采用非接触结构，放射线穿过被测管道到达接收器。

由于碳元素与氧元素对射线的吸收不同，碳集中在油中，氧集中在水中，因此只要测得混合液中碳、氧含量就可计算出含水率。

。

射线法所带来的主要测量误差及解决途径

标定误差：

可用最小二乘法进行标定、通过严格标定来减少误差，

γ射线计数的统计误差：

误差由放射性衰变的统计涨落决定，可通过提高γ射线源的强度。

增加测量时间和提高探测器的探测效率来减小它。

电子学误差：

电子学误差主要是由于探测器脉冲的可能堆积。

放大线路的频率特性。

甄别器阈值的稳定性。

计数死时间和高压电源的稳定性以及噪声等因素造成。

温度效应误差：

对于低含水率的测量来说!

温度对测量精度的影响是比较大的，一般来说，温度对电子学线路和探测器的影响可以通过合理的设计和认真的调试来减小，但温度对衰减系数的影响就必须采取在线补偿。

γ射线法用于在线检测、可提高生产过程和管理的自动化水平，但由于对60MeV的γ射线来说、油和水的吸收系数仅相差20%、因此测量精度不高、且存在射线辐射、造价高、使用和维修困难等问题。

（3）电容法，电容法利用水和油介电常数相差很大的原理实现原油含水率检测，在20℃时、水的介电常数为80、油的介电常数为2~3、含水率的微小变化、会引起含水原油介电常数的较大变化、可将介电常数的变化反映为电容值的变化、通过测量电容值就得到了含水率。

由于油田现场温度变化一般比较大，这样就引起了温度漂移，并且对不同的油样进行测量时也会引起误差。

针对这些缺陷，从电容式传感器的结构。

测量电路以及数据处理等方面进行了相应改进，如采用差动容抗法，在电容传感器的内部，增加一个平板式电容温度补偿传感器，进行温度补偿：

采用柱状的同轴电容传感器，在内导体外紧配合包裹着介质套的电容传感器，使原油不接触内导体，从而减小水矿化度对原油含水率的影响，克服杂散电容对原油含水率测量系统中电容值的影响，提高测量的准确度；有的电容式含水率测量仪，采用开关电容等效变换电路，完成电容到频率的变换，经单片机处理，在线检测0%~31%和60%~100%原油含水率，精度达到0.5%，在线测量含水率在60%~100%时的精度达到1%。

有研究证明：

在低频条件下，油井水是一种导体，由此提出了高含水条件下，电容式含水率仪的测量模型，通过计算证明了电容与含水率之间的非线性关系。

电容法采用管道内所有混合流体的平均法测量，适合于工况条件下二相流流型复杂的要求，容易满足测量精度的要求，当有少量游离气体存在于管道时，不会带来含水率太大的附加误差，容易实现工况条件下的测量精度的要求，采用电容法研制的仪器，具有设备简单。

安装方便、价格低廉、可靠性好、维护方便等优点，因此得到了广泛应用。

但是，电容法的量程范围小，可调性差，仅适合于含水率低于30%的油田

（4）短波法，短波法是根据原油含水率不同吸收短波的能量也不同的原理来工作的。

将电能以电磁波的形式辐射到以乳化状态存在的油水介质中，根据油水对短波的吸收能力不同来检测油水乳化液中的含水量，设置标准吸收样，当取样器中原油含水有微量变化时，吸收的短波能量就会发生微小变化，将变化差值经放大计算、线性校准后直接显示出瞬时含水率，同时根据最小体积脉冲计算出平均含水率，这种含水率测量仪对高含水的适应性较强。

短波法对原油的温度及含盐量不敏感，因此，温度漂移和水矿化度对测量精度的影响就非常小。

同时短波法还具有测量范围宽的优点，但是采用微波技术，成本高、使用和维护困难、使其应用受到了一定的影响。

目前国内有些单位研制的原油含水监测仪多是属于用微波和短波方法测量原油含水的仪表，其测量原理属于对管内二相流体点线式的采样，不能正确全面反映混合两相流的情况，因而实验室条件下测量精度能达到要求，但在现场工况条件下尚不能满足精度要求。

（5）射频法。

水和油两者的介电常数相差很大，因而所呈现的射频阻抗特性差异也很大，当射频信号经天线传到以油水混合液为介质的负载时，该负载阻抗随着混合液中不同的油水比而变化，通过电流互感器，检测出由阻抗变化引起的电流变化，从而测出原油含水率。

射频电容法是测量油品含水率的新方法。

该法基于射频阻抗理论，具有测量精度高、重复性好、体积小、响应快等特点。

只要建立相应的标定表，该传感器同样可用于其它油品低含水率的测量。

若在传感器探头内加入测量电导率线路，则可扩大其测量范围。

原油含水率测量存在的几个问题

油田原油计量中的一个关键问题是高含水原油含水率测量，多年来一直是个难题。

测量技术和测量仪表应用效果不好，这是由于原油介质、工况条件、测量技术原理、测量仪表等影响因素很多。

目前，国内所设计的原油含水检测仪表，由于本身的设计缺陷和现场使用过程中不当等因素，造成了该类仪表使用过程中准确度低，稳定性差，没有真正发挥其作用。

1测量的主要原因

（1）原油成分变化对测量结果的影响。

含气量、产出水矿化度及油品成分变化对测量结果产生了一定的影响。

实践证明，若流体中有1%的气体变化时，按照油水两相测量模型得到的油水比率的误差约为6%。

另外，油田产出水中通常都含有一定的盐分也就是矿化度，不同地区的矿化度常常差异很大（几倍至数十倍）。

矿化度的变化将导致流体的密度、导电性、质量吸收系数、黏度等物性的相应变化，致使常规的含水测量仪表的测量精度大大下降。

理论和实践都证明：

1%的矿化度变化会给油水比率的测量带来百分之十几的影响。

如此大的影响致使采用电容法、短波法及普通射线等方法的产品在这种场合应用受到限制。

我国的辽河、新疆、胜利等许多油田，油品的成分、密度及黏度等物性参数变化范围很大，给在线测量带来极为不利的影响。

致使常规的含水测量仪表的测量精度大大下降。

因此，在这些地区必须选择采用多相测量模型的在线测量仪表，才能满足对含水率测量精度的要求。

（2）油水乳化液相转变对测量的影响。

由于被测介质含量复杂，特别是高含水原油，出现“油包水”、“水包油”的过渡状态，这时油水乳化液发生相变。

即由油连续介质转向水连续介质，多数仪表的准确度就很难保证；低含水率时，测量精度高，在高含水率时，测量精度低，测量误差大，有时甚至出错。

国内现有的含水仪大都存在一定的测量误差。

给油田管理带来了一定的不便。

（3）温度、压力变化时对测量的影响，液体的介电常数受温度影响很大，例如水在20℃时介电常数为80.1，而在50℃时为69.91，在,100℃时为55.72.各品种的原油油品介电常数的温度系数也不相同，由于实际测量的条件与含水率测量仪标定时的条件相差很大，会导致乳化油介电常数改变，给测量含水率结果带来较大误差。

同样，对密度法测量，当振动管内液体的温度和压力发生变化时，振动管的几何尺寸发生变化，从而影响含水率测量结果。

因此，各油井产出液体温度和压力不尽相同，测量的状况也不相同，测量与标定的条件不相同，原油含水率测量仪表必须采用在线随机的温度和压力补偿。

（4）原油中游离气变化对测量的影响。

流体中若存在游离气，在测量过程中气体以气泡的形式存在，由于小气泡的介电常数为1，这会改变流体的介电常数，使含水率测量值偏低。

对密度法测量进入游离气，流体中含有气泡使振动管振动减弱，周期增大，从而造成测量体密度值增大，使含水率偏高，对测量结果造成较大影响。

因此，在油田实际测量应用中，应尽量消除或减少游离气，将仪表安装在分离后压力没有明显变化的地方。

2测量仪表存在的主要问题

（1）仪表测量模型不完善。

国内许多公司的同类产品均采用油水两相的测量模型，也就是先测出流体的混合密度，再依据油含气变化影响水密度的差异计算出油水的各相比率，这种模型仅仅适合于油水密度差异大、流体中不含气体等其它物质、油品成分无变化、对测量精度要求不高的场所。

而我们知道，产出的油水中通常都含有一定量的气体，含气量的微小变化，将对测量结果产生较大的影响。

因此，该类测量模型的不准确，是国内许多检测仪表不能真正发挥作用的原因之一。

（2）仪表自身工作稳定性差。

原油含水率的测量，要求仪表在线连续工作，环境与温度介质变化大。

任何电子测量仪表都存在零漂、温漂和长时间漂移的问题，其长时间的“疲劳效应”不可忽视。

目前国内检测仪表都存在着较严重的零漂、温漂及长时间漂移等问题，由此产生了安装标定初期能够正常工作，随时间的推移，测量误差逐渐增加，致使该类产品的工作稳定性差，不能满足连续在线监测的需要。

（3）仪表传感器结垢