水分析快速測(cè)試儀在單井含水化驗(yàn)中的應(yīng)用

劉輝（大慶石油管理局有限責(zé)任公司技術(shù)監(jiān)督中心）

單井含水率既是油田開發(fā)的重要基礎(chǔ)資料，又是開發(fā)水平印證的重要指標(biāo)，無(wú)論是開發(fā)方案的調(diào)整還是開發(fā)效果的評(píng)價(jià)都將其作為基本對(duì)比依據(jù)。而該資料由于錄取環(huán)節(jié)多、人工參與程度高、油井滲流狀況不穩(wěn)定等原因，誤差較大[1-2]。采油管理注采站是油田油水井生產(chǎn)管理的基礎(chǔ)單位，是效益環(huán)節(jié)的底層建筑，也是管理建構(gòu)的關(guān)鍵[3]。傳統(tǒng)單井含水化驗(yàn)采用蒸餾法，但由于油田基層注采站油井?dāng)?shù)據(jù)多，化驗(yàn)人員少，采用蒸餾法蒸餾時(shí)間不夠是目前誤差大的重要原因之一[4-5]。為了提升單井原油含水準(zhǔn)確率和水率資料及時(shí)率，提升原油化驗(yàn)過(guò)程中的用能效率，實(shí)現(xiàn)企業(yè)節(jié)能降耗，在調(diào)查研究的基礎(chǔ)上，應(yīng)用了水分析快速測(cè)試儀與蒸餾法復(fù)合使用的技術(shù)解決方案，并取得了良好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果。

1 單井含水率誤差分析

通過(guò)對(duì)大慶油田某采油廠425 口油井單井含水率化驗(yàn)結(jié)果誤差情況分析，查出產(chǎn)生單井含水誤差的主要原因。

通過(guò)組織實(shí)施核查某采油廠某采油管理區(qū)425 口油井的上報(bào)含水率數(shù)據(jù)，并以這425 個(gè)含水檢測(cè)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，從含水率、游離水重、乳化水含量、生產(chǎn)層位四方面歸納整理，與上報(bào)含水率進(jìn)行對(duì)比。通過(guò)排序、劃分層次、比較對(duì)比結(jié)果，排除新井、措施井開井初期含水不穩(wěn)、波動(dòng)大等客觀因素的影響，查找造成單井原油含水率誤差大的主要因素和其中的規(guī)律[6]。

1.1 核查含水率與上報(bào)含水率對(duì)比

通過(guò)核查對(duì)比發(fā)現(xiàn)， 核查含水率在20.0%～70.0%的油井與上報(bào)含水率存在較大的差異（表1）。這部分井乳化水含量在20.0%～40.0%，游離水重平均為230 g 左右。這一結(jié)論與以乳化水和游離水為劃分依據(jù)，將核查與上報(bào)單井含水率對(duì)比所發(fā)現(xiàn)的規(guī)律基本吻合。由表1 可知，核查含水率在20.0%～70.0%的井與上報(bào)含水率存在較大的差異，原油含水誤差率在9.2%以上。

以乳化水作為劃分依據(jù)，乳化水含量在20.0%～60.0%，核查含水率與上報(bào)含水率差異較大（表2）。這部分井核查含水率在50.0%～70.0%，游離水重平均為410 g左右。由表2可知，核查含水率在20.0%～70.0%的油井與上報(bào)含水率存在較大的差異，原油含水誤差率在9.7%以上。

以游離水作為劃分依據(jù)，發(fā)現(xiàn)游離水重在0～300 g，核查含水率與上報(bào)含水率差異較大（表3）。這部分井核查含水率在55.0%～70.0%，平均為62.4%；乳化水含量在30.0%～50.0%，平均為41.8%。

對(duì)比分析結(jié)論：綜合含水率在20.0%～70.0%、乳化水含量在20.0%～60.0%的油井，核查含水率與上報(bào)含水率誤差較大，其主要原因是由于乳化水含量較高，受蒸餾時(shí)間的長(zhǎng)短、加熱爐溫度的高低等因素的影響，使乳化水含量的讀數(shù)各不相同，導(dǎo)致核查含水率數(shù)據(jù)與上報(bào)含水率數(shù)據(jù)誤差大。

表1 核查單井綜合含水率與上報(bào)單井含水率對(duì)比

表3 核查單井綜合含水率與上報(bào)單井含水率對(duì)比

1.2 產(chǎn)生誤差原因

1）化驗(yàn)操作不符合標(biāo)準(zhǔn)。由于化驗(yàn)方法由離心法改為蒸餾法后，沒有進(jìn)行化驗(yàn)人員的統(tǒng)一培訓(xùn)，所以，實(shí)際化驗(yàn)操作中存在攪樣（游離水分離）不徹底、稱樣不準(zhǔn)確、計(jì)算方法有誤差、水循環(huán)器上口不封等不標(biāo)準(zhǔn)操作。

2）儀器缺少、每天做樣個(gè)數(shù)少。目前該廠共有化驗(yàn)儀器23臺(tái)，7種型號(hào)。所有儀器都是2000年以后投產(chǎn)的，但2004年以后投產(chǎn)的儀器僅9臺(tái)，占總數(shù)的39.1%。做一次樣的時(shí)間大約在40min（僅乳化水分離一項(xiàng)就需要40min），再加上游離水分離、秤樣、洗樣，6 個(gè)樣一套程序下來(lái)最少需要1 h。由于時(shí)間限制，部分資料站1 天僅做12 或18個(gè)樣，不能滿足目前生產(chǎn)需要，儀器缺少是主要問題。

3）化驗(yàn)周期過(guò)長(zhǎng)。采油管理區(qū)各資料站的化驗(yàn)周期不統(tǒng)一，時(shí)間間隔長(zhǎng)，最短的也要3 天，即1 口井的含水資料自錄取到使用要3 天的時(shí)間，資料滯后性嚴(yán)重。部分油井每10 天取個(gè)樣，甚至更長(zhǎng)。

4）取樣操作方法影響。P58-X12 稠油井11 月1 日取樣化驗(yàn)，取樣時(shí)一種情況是井口閥門急速開到最大，另一種情況是井口閥門緩慢開大，其含水率分別為62.6%和69.8%，相差7.2%。原因是原油與水的流動(dòng)性差異造成。由于該井原油較稠，油的流動(dòng)性差，所以，閥門開小時(shí)從管內(nèi)首先流出的是水，導(dǎo)致含水高的假象。對(duì)于高含水井，油水流動(dòng)性差異也有明顯的表現(xiàn)。

5）化驗(yàn)方法存在不足。目前化驗(yàn)程序?yàn)椋悍Q總重→分離游離水→加熱→取樣→蒸餾→讀值→清洗蒸餾接收器。砝碼天平最小刻度1 g，稱重誤差0.5 g，稱重量10 g，因此系統(tǒng)相對(duì)誤差率為5%。對(duì)于某個(gè)含水率為x%的油樣系統(tǒng)，相對(duì)誤差率為±0.05×%。蒸餾裝置接收器的最大量程為10mL，最小刻度為0.2mL（0.3mL 以下最小刻度為0.03mL，基本用不到），因此系統(tǒng)絕對(duì)誤差率為2%。對(duì)于任意含水率油樣，其系統(tǒng)絕對(duì)誤差率為±2%。

綜合以上誤差率，蒸餾法的綜合系統(tǒng)絕對(duì)誤差率為：含水率20% 的油樣系統(tǒng)絕對(duì)誤差率為±3% ；含水率40% 的油樣系統(tǒng)絕對(duì)誤差率為±4%；含水率60%的油樣系統(tǒng)絕對(duì)誤差率為±5%。

2 水分析快速測(cè)試儀

2.1 原理

該測(cè)試儀是利用微波通過(guò)物質(zhì)時(shí)被吸收而產(chǎn)生微波能量衰減和相位變化的原理制成的[7]。它受電解質(zhì)、有機(jī)物成分差異的影響極小，不受產(chǎn)品中所含顆粒、顏色及任何礦物質(zhì)的影響。

2.2 技術(shù)指標(biāo)

量程：0.01%～100%

精度：0.01%原油含水率（實(shí)驗(yàn)室條件下，原油密度恒定）（試用中1%）

靈敏度：0.1%

工作溫度：-20～85 ℃

電氣防爆等級(jí)：本質(zhì)安全型（ia級(jí)）

2.3 特點(diǎn)

1）優(yōu)化化驗(yàn)操作程序。使用快速測(cè)試儀后，將目前化驗(yàn)程序（稱總重→分離游離水→加熱→取樣→蒸餾→讀值→清洗蒸餾接收器）、操作程序優(yōu)化為：稱總重→分離游離水→儀器檢測(cè)、讀值→清洗傳感器，省去3 項(xiàng)操作（加熱→取樣→蒸餾），可有效減少人為誤差。

2）操作簡(jiǎn)單，用時(shí)少。用儀器檢測(cè)1 個(gè)油樣，只需將初步分離游離水的樣品倒入其傳感器，然后讀值即可。用儀器檢測(cè)1個(gè)油樣需1～3 s，每檢測(cè)一次清洗一次傳感器，清洗所需時(shí)間3 s，比蒸餾油樣節(jié)省40min/個(gè)，按程序化操作也要節(jié)省39min以上。

3）化驗(yàn)精度提高。該儀器在測(cè)試所化驗(yàn)室進(jìn)行了初步實(shí)驗(yàn)，用蒸餾法對(duì)樣品進(jìn)行蒸餾，40min結(jié)果低于儀器檢測(cè)值，1 h 后的數(shù)值與儀器檢測(cè)的結(jié)果相近。

3 采取的改進(jìn)措施

針對(duì)單井原油含水化驗(yàn)過(guò)程中存在的問題，提出以下改進(jìn)措施：

1）應(yīng)用水分析快速測(cè)試儀，實(shí)施水分析快速測(cè)試儀與蒸餾法復(fù)合使用的技術(shù)解決方案。在不增加人員的前提下，采用快速化驗(yàn)方法，縮短單個(gè)油樣化驗(yàn)所需時(shí)間和勞動(dòng)強(qiáng)度，致使目前的化驗(yàn)員能在較短的工作時(shí)間內(nèi)，嚴(yán)格執(zhí)行操作規(guī)程的前提下完成所有化驗(yàn)工作。

2）對(duì)化驗(yàn)員進(jìn)行定期培訓(xùn)，化驗(yàn)人員持證上崗，實(shí)施標(biāo)準(zhǔn)化操作，每年進(jìn)行一次培訓(xùn)與考核。規(guī)范井口取樣閥門，要求使用統(tǒng)一的閘閥，閥門安裝在井口回壓閥門以上10～20 cm的立管上，連接處成45°斜角，斜角朝上向管內(nèi)延伸至管徑的1/2 處，焊接牢固。

3）合理增加化驗(yàn)儀器，將采油管理區(qū)每個(gè)資料站的化驗(yàn)電爐個(gè)數(shù)同比增加6～12 個(gè)，更換部分維修多次的儀器。維修配套儀器，保證化驗(yàn)工作的正常進(jìn)行。

4）更換取樣容器，試驗(yàn)、尋找合適的取樣容器。取樣容器的功能如下：具有可以與井口閥門外徑相匹配的縮口設(shè)計(jì)，并設(shè)計(jì)出氣孔。在避免濺臟衣物的基礎(chǔ)上，取樣時(shí)可以盡可能放大閥門，減少稠油、氣較大井的取樣誤差；可裝在現(xiàn)有樣筒內(nèi)，便于攜帶；成本低，可一次性使用；具有不同規(guī)格，如500、1 000、1 500mL 等，可針對(duì)不同含水級(jí)別的單井設(shè)定不同取樣量，對(duì)于高含水井，采用1 500m L取樣桶。

5）研究加藥、熱洗等維護(hù)性操作對(duì)含水的影響，制定相應(yīng)避免措施。

6）配備足夠的化驗(yàn)員和足夠的蒸餾裝置、精密天平，嚴(yán)格執(zhí)行蒸餾法化驗(yàn)操作規(guī)程，以便化驗(yàn)數(shù)據(jù)達(dá)到相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果

4.1 應(yīng)用情況

2017年5 月，該采油廠應(yīng)用水分析快速測(cè)試儀做檢測(cè)化驗(yàn)試驗(yàn)，并對(duì)原檢測(cè)化驗(yàn)方法進(jìn)行優(yōu)化改進(jìn)。采用蒸餾法對(duì)樣品進(jìn)行蒸餾，40min 結(jié)果低于儀器檢測(cè)值，1 h 后的數(shù)值與儀器檢測(cè)的結(jié)果相近，誤差率為0.03%。2017年6 月，在采油管理區(qū)某資料站使用，對(duì)比20 口井，誤差率為0.9%，隨后在采油管理工作區(qū)各資料站推廣。使用過(guò)程中將蒸餾法和儀器進(jìn)行對(duì)比，并嚴(yán)格執(zhí)行操作規(guī)程，精心操作，盡可能地降低人為誤差。所取油樣由監(jiān)督人隨機(jī)抽取，數(shù)據(jù)錄取也由監(jiān)督人來(lái)做。應(yīng)用結(jié)果表明，不僅化驗(yàn)時(shí)間縮短，而且準(zhǔn)確率提高。

4.2 應(yīng)用效果

采油管理區(qū)運(yùn)用該檢測(cè)化驗(yàn)技術(shù)后，主要取得以下幾個(gè)方面效果：

1）化驗(yàn)準(zhǔn)確度明顯提高。根據(jù)對(duì)比數(shù)據(jù)，用儀器化驗(yàn)，93.3%的油樣綜合含水誤差率在1%以內(nèi)，3.3%的油樣綜合誤差率在1%～1.5%，3.3%的油樣綜合誤差率在1.5%～2%，這主要是由于油樣密度和儀器設(shè)定的密度有差距和天平稱重的誤差所引起的。因此，利用儀器化驗(yàn)?zāi)苓_(dá)到全采用蒸餾法化驗(yàn)原油含水的準(zhǔn)確度，與目前所用的離心法相比，顯著提高化驗(yàn)準(zhǔn)確度。

2）節(jié)約化驗(yàn)時(shí)間。應(yīng)用本儀器可以簡(jiǎn)化化驗(yàn)程序，減少人為誤差，并給化驗(yàn)人員節(jié)約大量的時(shí)間。用該儀器檢測(cè)1 個(gè)油樣，只需將初步分離游離水的樣品倒入其傳感器，然后讀值即可；檢測(cè)1 個(gè)油樣需1～3 s，每檢測(cè)一次清洗一次傳感器，清洗所需時(shí)間3 s，比蒸餾油樣節(jié)省40min/個(gè)，按程序化操作也要節(jié)省39min 以上。如果配備電子天平，儀器測(cè)量精度可以提高0.5%左右；若各油井使用對(duì)應(yīng)的密度計(jì)算含水率，檢測(cè)準(zhǔn)確度還會(huì)繼續(xù)提高，接近實(shí)驗(yàn)室準(zhǔn)確度。

3）提升化驗(yàn)室操作安全性。目前化驗(yàn)室頻繁使用汽油，用電設(shè)備也較多，蒸餾時(shí)溫度控制不當(dāng)容易發(fā)生小事故，況且汽油揮發(fā)對(duì)人體健康也不利[8]。采用該儀器化驗(yàn)，基本取消化學(xué)危險(xiǎn)品的使用，也避免了高溫（蒸餾法）、高速（離心法）產(chǎn)生的安全事故。

4）節(jié)能效益顯著。與應(yīng)用蒸餾法相比，節(jié)約用電、汽油、人工成本共計(jì)6.2 萬(wàn)元。以100 口井為例，使用傳統(tǒng)蒸餾法1年共計(jì)產(chǎn)生費(fèi)用為29 500元；采用新儀器1年產(chǎn)生費(fèi)用僅為550元。

5）增產(chǎn)效益。通過(guò)對(duì)原油含水誤差率原因的調(diào)查分析，以及在準(zhǔn)確錄取第一性資料的基礎(chǔ)上及時(shí)調(diào)整方案設(shè)計(jì)，使得2017年新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)、老區(qū)調(diào)整產(chǎn)能任務(wù)順利完成，并增加原油產(chǎn)能3.2×104t。按每噸原油創(chuàng)效價(jià)格2 200 元計(jì)算，則產(chǎn)生增產(chǎn)效益為7 040萬(wàn)元。

6）檢測(cè)設(shè)備安全可靠。水分析快速測(cè)試儀沒有易損件，使用壽命超過(guò)5年。

5 結(jié)束語(yǔ)

實(shí)踐證明，水分析快速測(cè)試儀是一種新型高效節(jié)能單井含水化驗(yàn)檢測(cè)儀器。該儀器具有化驗(yàn)準(zhǔn)確度高、化驗(yàn)時(shí)間短、操作安全性好、節(jié)能效益顯著、增產(chǎn)效益好和檢測(cè)設(shè)備安全可靠等優(yōu)點(diǎn)。油井含水率是油田開發(fā)水平的基礎(chǔ)資料之一，資料的準(zhǔn)確與否直接關(guān)系開發(fā)方案的成敗和開發(fā)水平的提高[9]。目前東部油田開發(fā)已進(jìn)入“三高”階段，新增儲(chǔ)量品質(zhì)不斷下降、開發(fā)難度逐漸加大的情況下，采用水分析快速測(cè)試儀與蒸餾法復(fù)合使用的技術(shù)方法，快速、準(zhǔn)確錄取該項(xiàng)資料具有良好的推廣應(yīng)用前景。