高含水原-油计量误差分析及应用
1、引言
分队计量是利用流量计及含水仪从各采油队生产的液量中测量出纯油量来，其数据是考核采油队产量完成的关键指标。多年来，为解决分队计量问题先后在大港油田试用过电容法、微波法及射线法等多种原理的含水仪，主要难点是原油介质含水高变化大且含量复杂，目前在用分队计量仪表主要采用射频含水仪及涡轮流量计。
2、射频含水仪工作原理
原油中的主要成份是油和水，油的介电常数约为2.3，而水的介电常数是80，两者相差甚大，因而所呈现的射频阻抗特性不同，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，二次表根据电流值计算含水率。
3、分队计量现状及应用中存在的主要问题
大港油田采油一厂分队计量系统主要分布在7个站点，共12台含水仪，10个采油队全部实现了仪表化分队计量，1个队为低含水计量。目前低含水仪表运行比较可靠，含水仪平均调试标定周期为2个月，高含水计量存在问题较多，维护调试标定工作量及费用较高。 3．1 高含水计量误差分析
各采油队的含水一般在40～100%之间波动，而含水在50～70%之间混合液具有两种状态，即“油包水”和“水包油”，这两种状态下的射频阻抗特性截然不同，造成含水测量误差较大。一区所管辖的油田正处于油井生产的高含水开发后期，油井综合含水已达到90%，高含水很难实现准确计量，而且含水越高，对原油计量结果来说误差越大，如液量100方，含水90%，含水仪误差±1%，对原油来说误差就是±10%．
当含水率高于80%，分队计量产油量计量误差就很难接受了。要想大幅度提高含水分析仪精度，在现有技术条件下不太可能，因此要提高分队计量原油计量精度，唯一的途径是搞低含水计量。另外由于作业井及新井补孔提产等原-因，高含水原油中水的矿化度会发生变化，而不同含盐度的矿化水介电常数不一样，也会产生含水测量误差。目前高含水计量含水仪本身测量精度较低
（±1%），低含水计量仪表精度较高（±0.5%），高含水计量由于仪表本身精度问题也会增加含水测量误差。
3．2 温度变化影响含水测量分析
油水混合液的介电常数受温度影响较大，如水在20℃时介电常数为80.1，而在50℃时为69.91，在70℃时为63.86，因而在实际测量含水时会因温度变化导致介电常数改变产生含水测量误差。各种品质的原油介电常数的温度系数也不相同，因此实际测量含水时即使温度不变，如有新井投产或老井补孔开采新层原油，可能因油品的不同使介电常数的温度系数改变也会产生含水测量误差。
3．3 液量不准问题分析
涡轮流量计为速度式仪表，使用中发现液量变化有时较大，经检查是涡轮流量计的转子轴经常被液体中的纤维杂质缠绕，在流速小的时候涡轮几乎不转，并且转子轴承容易磨损，使叶轮与管壁扫膛叶轮卡。由于涡轮流量计长期处在恶劣状态下运行，磨损老化严重，经检定计量误差δQL较大，导致油量误差δQO增大。
4、降低高含水计量误差试验情况
4．1 应用低含水技术解决高含水计量不准问题 （1）改造现有脱水工艺实现低含水计量
采油一厂自20世纪90年代初以来采用高含水计量技术工艺已有10年历史，已成为作业区传统的分队计量工艺，多年来人们认为如果将原四具陶粒脱水器的混进混出，改造为四具陶粒分进分出，由高含水计量改为低含水计量，将会造成分离缓冲罐回压升高、系统紊乱，尤其等到了冬季、油温降低、而加热炉又只能给一个队加热，影响正常生产。
为提高分队计量准确性，改变目前高含水测量难度大，稳定性差的生产工艺现状，我们提出了将东二站各采油队高含水计量变为低含水计量方案，提高各队原油实产计量精度，经调查根据现存的工艺和设备，首先将采油一队改低含水计量。经采油一队分队计量改低含水后效果明显，输油系统正常运行，在此基础上，先后对采油二队、三队、十队进行了低含水分队计量工艺改造，采油一队、二队、三队、十队改低含水分队计量方案如下：
采油一队、采油二队、采油三队及采油十队来液在东二站是混合后进4具并联陶粒脱水器脱水，其简易流程如图1所示：
将原四具陶粒脱水器的混进混出，改造为四具陶粒分进分出，由高含水计量改为低含水计量简易流程所示流程改造后采油一队、二队、三队、十队实现了低含水油计量。通过实际应用，原油综合含水不超过18%，原油计量精度提高近1个数量级，如液量100方，含水10%，含水仪误差±1%，对原油来说误差只有不到±1%，再加上没有高含水矿化度、“油包水”和“水包油”及低含水计量仪表精度较高等其他因素的影响，实际精度还要高一些。含水仪现场平均调试周期由5天左右延长为50天左右。
（2）应用旋流脱水技术将高含水降为低含水计量
为了较好地解决高含水测量不准问题，经多方面查阅资料，了解到采用旋流脱水技术可以较好地解决问题，在深大站安装一台旋流油水脱除器进行试验，应用后原油综合含水不超过40%，并将含水仪一次表增加“油包水”和“水包油”判断功能，二次表改进相应软件，从而降低高含水波动造成的计量误差，经过试验效果较好，流程示意图见图3。由于该装置处理量较小，造成系统回压较高，有待进一步改进。为进一步降低高含水影响含水测量不准问题，采取如下措施：（1）在采油六队中一转分离缓冲罐和含水仪之间增加沉降罐，即将事故罐改造为沉降罐将高含水变为低含水计量，原油综合含水不超过20%，原油计量精度有较大提高。
4．2 对含水仪稳定性变差及温度影响测量的改进措施
针对含水仪使用时间长及受温度变化影响等问题，主要采取如下措施： （1）定期校对含水仪，根据气候变化换季期间或新装含水仪用电脱法校验含水仪及时作出含水变化曲线，以满足含水测量要求；
（2）对性能漂移含水误差大故障频繁的含水仪及时更换；
（3）安装温度变送器测量介质温度，二次表增加温度补偿软件，实现含水率温度实时修正。
4．3 试验新型含水仪
目前中低含水仪国内外技术已基本成熟，仪表较可靠。含水在50～100%之间的高含水仪测量精度一直是国内外研究的技术难题。因目前在线含水仪包括射线法、射频法、电容法等都存在矿化度及流速变化的影响，造成高含水计量不准，需经常进行人工调试。为降低高含水原油计量误差，2003年7月大港油田采油一厂工程技术站配合大连美国相动仪表公司在马西七站安装了一台全量程相动含水仪，相动含水仪以振荡牵引原理测量油与水相的百分比，由于仪表对矿化度、流速、温度的影响都分段作曲线进行了有效的补偿，测量准确度可达到0.5%～1%，水中含盐量达到8%时，计量精度也不受影响。经过现场试验录取大量数据与射频含水仪及人工化验对比，说明相动含水仪在跟踪效果、计量精度及稳定性方面上都优于原来的几种含水仪，部分实验数据见表2。相动含水仪的缺点是矿化度不能实时自动修正，如果能实现含水率在线测量的矿化度实时自动修正功能，则相动含水仪将是解决高含水计量非常理想的计量仪表。 4．4 采用稳定可靠的流量计
经理论计算及现场实验得知，实现低含水计量后流量计精度对分队计量原-油精度影响增加，因此要设法提高流量计精度。目前有4个队采用旋涡流量计计量液量，由于旋涡流量计没有机械转动件，流量计不会因有杂物而产生卡堵问题，可靠性高使用寿命长，维修工作量小，计量准确、稳定性好，下一步将涡轮流量计更换为旋涡流量计，提高液量计量精度。 5、结束语
通过对分队计量系统高含水原油计量误差分析研究，采取一系列技术措施实现了低含水计量，使分队实产计量输差大大降低，各计量点计量的数据之和与滨海站脱水后低含水交油数据输差基本控制在±1.5%以内，为动态掌握各采油队油井生产状况及油田区块生产变化提供了可靠实产油量数据，增强了各采油队的产量承包意识，为完成原油产量，调动各单位完成生产任务的积极性发挥了重要作用。
（作者：不详）