原油含水在线监测技术应用跟踪评价

易家萱

摘要：通过回顾长达十三年的监测数据，对基于射线法的FGH-S型原油含水分析仪进行全寿命周期的应用效果评价，结果表明，该原油含水分析仪适用于采油一厂第一集中处理站的在线含水计量。

关键词：原油含水分析仪;在线监测;评价

一、各类原油含水分析仪对比

新疆油田使用的原油含水分析仪按照工作原理主要分为五类：射线法、电容法、微波法、射频法及密度法。

原油含水分析仪的适用量程因测量原理和仪表结构差异而不同：电容法（0-30%）、微波法（0-100%）、射频法（0-50%）、密度法（30-100%）和射线法（0-100%）。

电容法、微波法、射频法和密度法原油含水分析仪多使用油水两相测量模型，适用于不含气或微含气（低于10%）的情况。放射法原油含水分析仪使用的是油气水三相测量模型，能够保证低于30%含气量的原油含水率测量精度。

电容法、微波法、射频法和密度法原油含水分析仪的探头多为同轴电极式，这种探头极易发生蜡或垢堵塞现象，致使测量精度降低，甚至失效。放射法原油含水分析仪因探头为全封闭式，不易粘附蜡或垢，且γ光子可以穿透蜡或垢，所以受结垢、结蜡的影响较小。

因此，相较其它四类原油含水分析仪，放射法原油含水分析仪具有测量量程宽、含气率适用范围广、运行稳定性好、定期维护简单等特点。

二、FGH-S型原油含水分析仪的结构、原理及适用范围

采油一厂第一集中处理站使用的就是基于射线法的FGH-S型原油含水分析仪测定各生产区块分线和沉降罐出口的原油含水率。

（一）结构组成

由自动监测传感器和微型计算机数据采集处理系统两部分组成。

（二）测量原理

采用放射性同位素镅（，半衰期433年）作为低能γ光子射线源，基于油、气、水三种不同介质对一定能量的低能光子或γ射线的吸收不同而设计的一种在线监测仪表。

（三）适用范围

监测原油含水率的量程宽（0%～100%），含氣率范围为0-30%，含水率允许误差范围为±3%，理论设计使用寿命5年。不适用于含气率超过30%或油水密度差≤80kg/m3的原油含水率计量，仪器中含有辐射源，有一定的安全风险。

三、FGH-S型原油含水分析仪的现场应用

采油一厂于2006年5月引入FGH型原油含水率自动监测仪，实现了集中处理站对作业区来油含水率的动态检测。由于没有检定机构对原油含水分析仪进行周期检定，现场依靠电脱法测点样对比进行标定。截止到2019年8月，第一集中处理站一直采用电脱法对比监测含水仪的可靠性，积累了丰富的监测数据。

通过回顾长达十三年的对比数据，对FGH-S型含水仪的含水率测量量程、使用寿命周期、使用安全性、测量准确性进行应用效果跟踪评价，总结整理了影响测量准确性的多种因素以及相应的解决对策。

（一）应用效果跟踪评价

1.含水率测量量程

通过不间断的抽样对比，原油含水率范围为0%～98.9%时，测量误差范围在-2.87%～2.98%以内，符合仪表的允许误差±3%范围，表明FGH-S型原油含水分析仪的含水率测量量程宽。

2.使用寿命周期

截止2019年8月，处理站共安装FGH-S型原油含水分析仪16台，经使用验证，含水仪的实际有效使用时间可达10年，为理论设计寿命的2倍，表明该原油含水分析仪的使用寿命周期长。

3.安全性

FGH-S型原油含水分析仪内置弱放射密封源241Am（镅）。现场使用的源活度为2.96GBq，241Am的D值为2.0，长期接触造成暂时性伤害。含水仪表面的辐射吸收剂量为0.18μSv/h，对人员的活动范围不限制。因此，该原油含水分析仪正常使用情况下是安全的。但考虑到放射源有丢失、泄露等管理风险，所以要对其进行严格管理。

（二）多因素影响测量准确性

分析发现：FGH-S型原油含水分析仪投入运行后，前5年的监测数据超差的概率小于1.7%，数据可以采信使用;5-10年的监测数据超差的概率小于8.4%，数据可以参考使用。表明FGH-S型原油含水分析仪在使用寿命周期内的测量准确性高。含水分析仪运行过程中导致监测数据超差的主要因素有：人为误差、介质物性变化、硬件系统故障。

1.人为误差

电脱法作为FGH-S型原油含水分析仪的对比标定方法，操作过程中的人为误差会影响到最终化验结果，进而引起监测数据超差。人为误差主要是由于取样不当或做样不当造成的。

取样过程中，在流体介质不稳时、在管线内气体量大但没有放气时就直接取样并读数，会引起电脱法测量值与含水仪显示值有较大偏差。

做样过程中，加热温度不合适、脱水时间过短都会导致脱水效果差，最终影响到电脱化验结果。因部分油样中存在絮状物，电脱化验后量筒内会存在过渡带，现场的经验做法是将过渡带体积读取为50%水和50%油，因此，读值不准确也会影响到化验结果。

产生人为误差的根本原因是人为习惯性差异、操作不规范，相应对策是严格执行操作规程，取多组样化验对比，减小人为误差。

2.介质物性变化

来液管道内含气量大，微机显示含气率大于30%时，会导致原油含水仪显示值偏差大。含气量超过30%的原因主要有：稀油处理站的两相分离器附件故障，如过油阀坐封不死等;稠油处理站对进站的液温有要求，但掺汽量过大等。相应对策是定期维护稀油站两相分离器和控制稠油站掺汽强度保证来液低含气率。

作业区的补层、上返等措施作业可能引起新老层之间的原油性质有较大差异。相应的对策是重新取样化验，调试仪表参数，拟合方程线性。

3.硬软件系统故障

自2015年以来部分原油含水仪发现监测数据超差，线性度稳定性变差。经过仪表、信息等专业技术人员对现场一次仪表、数据采集控制、上微机系统、传输等的检测和综合分析判断，确诊为硬件系统老化故障。

硬件系统故障会产生监测数值不变、液量含水误差大、系统数据中断、数据采集和上微机系统死机、数据无法正常通讯等情况。引起故障的原因主要可分为：结构失效、单元模块损坏、电路断或短路、软件漏洞、老化等。对于非老化原因引起的故障，相应对策是拆卸仪表后返厂维修;对于老化原因引起的故障，相应对策是先对远传系统的软硬件进行分批次维护，在远传系统可信的前提下，陆续整体轮换新的仪表。

结论

1、相较其它类别的含水仪，FGH-S型原油含水分析仪具有测量量程宽、含气率适用范围广、运行稳定性好、定期维护简单等特点。

2、在现场应用过程中，FGH-S型原油含水分析仪的测量准确性高，但受到三类主要因素影响，通过分析上述原因提出了相应对策。

3、FGH-S型原油含水分析仪适用于采油一厂第一集中处理站的在线含水计量。