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导热油流量计含水率的测量方法
点击次数:468 发布时间:2014-12-25

导热油流量计的流量计算机(NOC)依据以下含水率计算公式进行含水率计算:

式中: 为含水率; 混ρ 为油水混合液的密度; 油ρ为纯油的密度; 水ρ为产出水的密度。
混合液的密度由导热油流量计内密度传感器直接测量,纯油的密度、产出水的密度均通过取样由实验室分析出。
将实验室分析出的每口单井的纯油密度、产出水密度组态进流量计算机,流量计算机就会自动地计算出含水率。
这里面存在一个问题,导热油流量计测量出的是混合液在工况温度、压力下的密度,而实验室分析出的纯油、产出水的密度是常温、常压下的密度,密度是随温度、压力不同而变化的,如果不考虑二者的温压条件不同而简单地依据上述计算公式进行含水率计算是不准确的。对于液体来说,温度是液体密度变化的zui主要因素,压力对液体的密度影响不大。为准确计算含水率,有必要将混合液密度、纯油密度、产出水密度统一到同一参考温度下。流量计算机内提供了这种温度补偿计算,将导热油流量计测量出的混合液工况温度下的密度直接换算成参考温度下的密度,以保证三者的密度为同一温度下的密度,从而保证含水率测量的准确性。Micro Motion 3700流量计算机内提供了60℉、15℃、20℃这三种参考温度供选择,在实际操作过程中,选择其中一个温度为参考温度,并要求实验室按照这个参考温度分析出纯油密度、产出水密度并组态进流量计算机即可。
含气含砂对流量测量的影响及解决措施
液体中含气会影响到导热油流量计流量测量的精度。
大量资料表明:当油水混合液中含有的游离气体积比不超过15%时,流量计可以正常稳定地工作;当含气量小于5%时,流量计量精度几乎不受影响;当含气量约为l0%时,流量测量误差小于3%。一般情况下,在计量过程中,由于油井产出的混合液经过分离器后绝大部分气体被分离出去,所以气体对液量测量的影响很小。但这样也难以保证液体中不含有气体,特别是对于发泡性原油,对于这种情况,需要通过提高分离效率、增大分离停留时间、加注消泡剂等技术手段尽可能在混合液进导热油流量计前将气体分离出去,才能提高流量计量的准确性。
液体中含砂也会对导热油流量计的流量测量精度产生影响,而且液体流速低时砂石会在流量计测量管壁堆积结垢,甚至影响流量计的正常工作。在这种情况下,导热油流量计可垂直安装,使悬浮的固体颗粒下沉,夹杂的空气或其他气体的气泡上浮,以降低测量偏差。如果液体含砂量确实特别大,则需要在导热油流量计前加装除砂装置。
含气含砂对含水测量的影响及解决措施
在实际测量过程中发现,对于某些油田、某些区块的一些单井,如苏丹三七区Moleeta油田的一些单井,将参考温度下的纯油密度、产出水密度组态进流量计算机后计算出的含水率与实验室分析出的含水率相比偏差偏大,有很多单井的偏差超过5%甚至10%以上。经过分析得出以下原因:
1)主要为含气对混合液密度造成的影响。导热油流量计测量出的是工况压力下的密度,即含溶解气的饱和原油的密度,而实验室分析的是常压下稳定原油的密度。Moleeta油田的原油粘度大,混合液中含有较多的溶解气,使得测量出的混合液密度比不含溶解气的密度偏小,从而引起含水测量值的较大偏差。
2)另外,Moleeta有部分单井含砂量较大,对混合液的密度产生了影响,从而影响含水率的测量。再者,Moleeta油田大部分单井原油的密度在0.9~0.96g/ml之间,原油的密度较大,油水的密度差小,从而对含水率的偏差产生影响。
在实践中,我们摸索出一种纯油密度反推法,可以很好地克服工况条件下原油含气、含砂对含水率计算的影响。具体作法为:
1)先将实验室分析出的某一单井含水率及产出水密度组态输入到流量计算机内,由流量计算机根据含水率计算公式反推出该单井的纯油密度。由于水的可压缩性小且气体较难溶解于水中,产出水的密度在工况压力下和常压下二者的密度变化小,影响可以忽略,由此反推出的纯油密度可以认为是工况下的密度。
2)再将该反推出的纯油密度保存在流量计算机内作为组态参数用于含水率的实时测量。
根据此反推法测量出的含水率偏差较之前有了很大的降低,单井的含水率偏差基本在5%以下,甚至更低,能够满足单井测试计量的要求。

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