原油含水在線監(jiān)測技術(shù)應(yīng)用跟蹤評價

易家萱

摘要：通過回顧長達十三年的監(jiān)測數(shù)據(jù)，對基于射線法的FGH-S型原油含水分析儀進行全壽命周期的應(yīng)用效果評價，結(jié)果表明，該原油含水分析儀適用于采油一廠第一集中處理站的在線含水計量。

關(guān)鍵詞：原油含水分析儀;在線監(jiān)測;評價

一、各類原油含水分析儀對比

新疆油田使用的原油含水分析儀按照工作原理主要分為五類：射線法、電容法、微波法、射頻法及密度法。

原油含水分析儀的適用量程因測量原理和儀表結(jié)構(gòu)差異而不同：電容法（0-30%）、微波法（0-100%）、射頻法（0-50%）、密度法（30-100%）和射線法（0-100%）。

電容法、微波法、射頻法和密度法原油含水分析儀多使用油水兩相測量模型，適用于不含氣或微含氣（低于10%）的情況。放射法原油含水分析儀使用的是油氣水三相測量模型，能夠保證低于30%含氣量的原油含水率測量精度。

電容法、微波法、射頻法和密度法原油含水分析儀的探頭多為同軸電極式，這種探頭極易發(fā)生蠟或垢堵塞現(xiàn)象，致使測量精度降低，甚至失效。放射法原油含水分析儀因探頭為全封閉式，不易粘附蠟或垢，且γ光子可以穿透蠟或垢，所以受結(jié)垢、結(jié)蠟的影響較小。

因此，相較其它四類原油含水分析儀，放射法原油含水分析儀具有測量量程寬、含氣率適用范圍廣、運行穩(wěn)定性好、定期維護簡單等特點。

二、FGH-S型原油含水分析儀的結(jié)構(gòu)、原理及適用范圍

采油一廠第一集中處理站使用的就是基于射線法的FGH-S型原油含水分析儀測定各生產(chǎn)區(qū)塊分線和沉降罐出口的原油含水率。

（一）結(jié)構(gòu)組成

由自動監(jiān)測傳感器和微型計算機數(shù)據(jù)采集處理系統(tǒng)兩部分組成。

（二）測量原理

采用放射性同位素镅（，半衰期433年）作為低能γ光子射線源，基于油、氣、水三種不同介質(zhì)對一定能量的低能光子或γ射線的吸收不同而設(shè)計的一種在線監(jiān)測儀表。

（三）適用范圍

監(jiān)測原油含水率的量程寬（0%～100%），含氣率范圍為0-30%，含水率允許誤差范圍為±3%，理論設(shè)計使用壽命5年。不適用于含氣率超過30%或油水密度差≤80kg/m3的原油含水率計量，儀器中含有輻射源，有一定的安全風(fēng)險。

三、FGH-S型原油含水分析儀的現(xiàn)場應(yīng)用

采油一廠于2006年5月引入FGH型原油含水率自動監(jiān)測儀，實現(xiàn)了集中處理站對作業(yè)區(qū)來油含水率的動態(tài)檢測。由于沒有檢定機構(gòu)對原油含水分析儀進行周期檢定，現(xiàn)場依靠電脫法測點樣對比進行標定。截止到2019年8月，第一集中處理站一直采用電脫法對比監(jiān)測含水儀的可靠性，積累了豐富的監(jiān)測數(shù)據(jù)。

通過回顧長達十三年的對比數(shù)據(jù)，對FGH-S型含水儀的含水率測量量程、使用壽命周期、使用安全性、測量準確性進行應(yīng)用效果跟蹤評價，總結(jié)整理了影響測量準確性的多種因素以及相應(yīng)的解決對策。

（一）應(yīng)用效果跟蹤評價

1.含水率測量量程

通過不間斷的抽樣對比，原油含水率范圍為0%～98.9%時，測量誤差范圍在-2.87%～2.98%以內(nèi)，符合儀表的允許誤差±3%范圍，表明FGH-S型原油含水分析儀的含水率測量量程寬。

2.使用壽命周期

截止2019年8月，處理站共安裝FGH-S型原油含水分析儀16臺，經(jīng)使用驗證，含水儀的實際有效使用時間可達10年，為理論設(shè)計壽命的2倍，表明該原油含水分析儀的使用壽命周期長。

3.安全性

FGH-S型原油含水分析儀內(nèi)置弱放射密封源241Am（镅）?，F(xiàn)場使用的源活度為2.96GBq，241Am的D值為2.0，長期接觸造成暫時性傷害。含水儀表面的輻射吸收劑量為0.18μSv/h，對人員的活動范圍不限制。因此，該原油含水分析儀正常使用情況下是安全的。但考慮到放射源有丟失、泄露等管理風(fēng)險，所以要對其進行嚴格管理。

（二）多因素影響測量準確性

分析發(fā)現(xiàn)：FGH-S型原油含水分析儀投入運行后，前5年的監(jiān)測數(shù)據(jù)超差的概率小于1.7%，數(shù)據(jù)可以采信使用;5-10年的監(jiān)測數(shù)據(jù)超差的概率小于8.4%，數(shù)據(jù)可以參考使用。表明FGH-S型原油含水分析儀在使用壽命周期內(nèi)的測量準確性高。含水分析儀運行過程中導(dǎo)致監(jiān)測數(shù)據(jù)超差的主要因素有：人為誤差、介質(zhì)物性變化、硬件系統(tǒng)故障。

1.人為誤差

電脫法作為FGH-S型原油含水分析儀的對比標定方法，操作過程中的人為誤差會影響到最終化驗結(jié)果，進而引起監(jiān)測數(shù)據(jù)超差。人為誤差主要是由于取樣不當(dāng)或做樣不當(dāng)造成的。

取樣過程中，在流體介質(zhì)不穩(wěn)時、在管線內(nèi)氣體量大但沒有放氣時就直接取樣并讀數(shù)，會引起電脫法測量值與含水儀顯示值有較大偏差。

做樣過程中，加熱溫度不合適、脫水時間過短都會導(dǎo)致脫水效果差，最終影響到電脫化驗結(jié)果。因部分油樣中存在絮狀物，電脫化驗后量筒內(nèi)會存在過渡帶，現(xiàn)場的經(jīng)驗做法是將過渡帶體積讀取為50%水和50%油，因此，讀值不準確也會影響到化驗結(jié)果。

產(chǎn)生人為誤差的根本原因是人為習(xí)慣性差異、操作不規(guī)范，相應(yīng)對策是嚴格執(zhí)行操作規(guī)程，取多組樣化驗對比，減小人為誤差。

2.介質(zhì)物性變化

來液管道內(nèi)含氣量大，微機顯示含氣率大于30%時，會導(dǎo)致原油含水儀顯示值偏差大。含氣量超過30%的原因主要有：稀油處理站的兩相分離器附件故障，如過油閥坐封不死等;稠油處理站對進站的液溫有要求，但摻汽量過大等。相應(yīng)對策是定期維護稀油站兩相分離器和控制稠油站摻汽強度保證來液低含氣率。

作業(yè)區(qū)的補層、上返等措施作業(yè)可能引起新老層之間的原油性質(zhì)有較大差異。相應(yīng)的對策是重新取樣化驗，調(diào)試儀表參數(shù)，擬合方程線性。

3.硬軟件系統(tǒng)故障

自2015年以來部分原油含水儀發(fā)現(xiàn)監(jiān)測數(shù)據(jù)超差，線性度穩(wěn)定性變差。經(jīng)過儀表、信息等專業(yè)技術(shù)人員對現(xiàn)場一次儀表、數(shù)據(jù)采集控制、上微機系統(tǒng)、傳輸?shù)鹊臋z測和綜合分析判斷，確診為硬件系統(tǒng)老化故障。

硬件系統(tǒng)故障會產(chǎn)生監(jiān)測數(shù)值不變、液量含水誤差大、系統(tǒng)數(shù)據(jù)中斷、數(shù)據(jù)采集和上微機系統(tǒng)死機、數(shù)據(jù)無法正常通訊等情況。引起故障的原因主要可分為：結(jié)構(gòu)失效、單元模塊損壞、電路斷或短路、軟件漏洞、老化等。對于非老化原因引起的故障，相應(yīng)對策是拆卸儀表后返廠維修;對于老化原因引起的故障，相應(yīng)對策是先對遠傳系統(tǒng)的軟硬件進行分批次維護，在遠傳系統(tǒng)可信的前提下，陸續(xù)整體輪換新的儀表。

結(jié)論

1、相較其它類別的含水儀，F(xiàn)GH-S型原油含水分析儀具有測量量程寬、含氣率適用范圍廣、運行穩(wěn)定性好、定期維護簡單等特點。

2、在現(xiàn)場應(yīng)用過程中，F(xiàn)GH-S型原油含水分析儀的測量準確性高，但受到三類主要因素影響，通過分析上述原因提出了相應(yīng)對策。

3、FGH-S型原油含水分析儀適用于采油一廠第一集中處理站的在線含水計量。