体积含水率的定义是：水的体积与含水原油的体积之比，即

      X=Vw/VL（5）

      对式（1）、式（2）、式（5）联合求解，便得到：
 
             （6）

      由此可见，只要知道水和油的密度ρw和ρo，根据质量流量测得的含水原油混合密度，即可求得它的含水率，如果油和水的密度保持常值，含水率就与混合密度ρL线性关系。

      3 误差分析及存在的问题

      3.1 误差分析

      对质量流量计而言，含水误差主要是由于综合密度的影响，现场情况下，常见影响综合密度的因素有含气、含砂或由于介质内部杂质引起仪器管壁内部结垢，其中，含气造成综合密度下降，含水偏低，成为“气增油”；与含气影响相反的是介质含砂和仪器内部结垢，造成“砂吃油”和“垢减油”。这些因素对质量流量计影响很大：下面举例定量分析各种因素对质量流量计体积含水监测的影响。

      基本例子：油密度=0.8975g/cm3；水密度=1.0134g/cm3；混合物密度=0.9844 g/cm3；温度=20℃。

      含水比=  ×100=75.0% 。

      （1）所测混合物密度+0.001g/cm3；油密度=0.8975g/cm3；水密度=1.0134g/cm3；混合物密度=0.9844+0.001=0.9854g/cm3。

      含水比=  ×100%=75.8%

      误差=75.8-75.0=0.8     

      （2）输入油密度+0.001g/cm3；油密度=0.8975+0.001=0.8985g/cm3；水密度：1.0134g/cm3；混合物密度=o.9844g/cm3。

      含水比=   ×100%=76.4%

      误差=74.8-75.0=-0.2

      （3）输入水密度+0.001g/cm3 ；油密度=0.8975g/cm3；水密度=1.0134+0.0001=1.0144g/cm3；混合物密度=0.9844g/cm3。

      含水比=   ×100%=74.3%

      误差=74.3-75.0=-0.7

      （4）混合物含0.1%沙粒：油密度=0.8975 g/cm3；水密度=1.0134 g/cm3；混合物密度=o.9844×0.999+2.6×0.001=o.9860g/cm3。

      含水比= ×100%

      误差=76.4-75.0=1.4

      （5）混合物含1%游离气体（体积）：油密度=0.8975g/cm3；水密度=1.0134g/cm3；混合物密度=0.9844×0.99=0.9746g/cm3。

      含水比=    ×100%=66.5%

      误差=66.5-75.0=-8.5

      3.2 密度系数调整及误差消除

      现场使用中，若所测介质中含有少量气体或含沙都将对含水测量造成很大的影响，导致含水误差。用标定的方法是不能消除的，但在实际应用中，流量计一般用在转油站的外输口，原油都经过了过滤和油气分离，可以忽略其对计量准确度的影响。针对油、水密度变化对流量计含水率监测的影响，经过探索，发现若采用同乘密度系数法，可以在很大程度上消除这些含水误差因素的影响。下面具体介绍这种方法。

      已知密度测量实际值为ρ E实，仪器显示值为ρ E显，正常情况下二者相等。若存在密度信号漂移等因素时，则ρE实≠ρE显，这时令

      k为偏移系数。

      有：

      仪器测量显示含水：

            （7）

      由式（7）可知，显示仪器测量含水产生了偏移，测量显示含水与实际含水不符，即：

      这时可以设想纯水密度和纯油密度同时乘以偏移系数k后代入式（7），即将ρw变为kρw，ρo变为kρo，这时式（7）将变为

            （8）

      由式（8）可以看出，经同乘系数k后，仪器显示含水等于综合液的真实含水，从而消除了误差因素的影响。尤其对于那些密度测量信号已经漂移但缺乏完善标定条件的情况下使用。

      这里需要特别提到一点的是，虽然已经化验过纯油密度ρo，但在经过密度系数调整后，进行产量计算时，不可用仪器显示纯油累积体积量与实际化验纯油密度ρo相乘得出，而必须用输入仪器内部油参数kρo相乘得出。下面作简要推导：

      综合液质量：

      ME=ρE显•VE显=（kρE显）•VE显      （9）

      由式（9），综合液显示体量：

      仪器显示纯油体积量：

      Vo显=VE显（1-η显）=（1/k） VE实•（1-η显）       （10）

      经式（8）调整后，η显=η实

      仪器显示纯油体积：

      Vo显=VE显（1-η显）=VE实•（1-η实）/k            （10）

      纯油质量：

      Mo=Vo显•kρo= VE实•（1-η实）•kρo=VE实•（1-η实）•ρo/k = 纯油真实产量        （11）

      式（11）表明：系数调整后，纯水纯油密度参数改变，但不影响原油产量的最终结果的准确性。

      上述调整方法的现场应用实例如下：

      某中转站，由于密度信号发生了漂移，污水在质量流量计内部流动时，其显示密度为1.012 g/cm3，而实际化验值是1.007g/cm3， 另外，原油密度参数值为0.865g/cm3，纯水密度参数值为1.007g/cm3很明显，由于油井措施的实施，使流量计一次表内壁结垢，从而造成这种情况的发生。调整前瞬时含水对比数据见表1。

      表1 调整前瞬时含水对比表

时间输入纯油密度
/g ·cm-3输入纯水密度
/g ·cm-3流量计显示含水率/%人工化验含水率/%含水率对比偏差8 :000.8651.00764.6560.82-3.8310:000.8651.00758.5054.40-4.112:000.8651.00762.3058.50-3.814:000.8651.00764.6661.30-3.3616:000.8651.00760.2056.80-3.418:000.8651.00758.5054.85-3.6520:000.8651.00756.4853.36-3.1222:000.8651.00765.5062.12-3.3824:000.8651.00766.3562.91-3.44

      依照同乘系数的方法对仪表参数进行了调整：

      （1）先求出密度漂移系数

      k=1.012/1.007=1.00497

      （2）根据k值对质量流量计的纯水纯油密度进行调整纯水密度参数调整：

      ρw=1.007×1.00497=1.012

      纯油密度参数调整：

      ρo=0.865×1.00497=0.869

      （3）将调整后的油水参数取代原来的参数值，这时质量流量计显示含水值与实际含水值相符合，能够准确反映该站的实际油量，仪表显示与化验对比瞬时含水数据见表2。

      表2 仪表显示与化验对比瞬时含水数据

时间输入纯油密度
/g ·cm-3输入纯水密度
/g ·cm-3流量计显示含水率/%人工化验含水率/%含水率对比偏差8 :000.8651.00764.6560.82-3.8310:000.8651.00758.5054.40-4.112:000.8651.00762.3058.50-3.814:000.8651.00764.6661.30-3.3616:000.8651.00760.2056.80-3.418:000.8651.00758.5054.85-3.6520:000.8651.00756.4853.36-3.1222:000.8651.00765.5062.12-3.3824:000.8651.00766.3562.91-3.44

      由表2可以看出，仪表显示与化验的含水率对比没有超过1%，可以认为参数设置是合理的。

      通过上述实例，可以看出密度漂移对质量流量计的影响是巨大的，应及时进行调整标定。

      4 结束语

      （1）工艺流程应尽量满足质量流量计的使用要求，即综合介质必须充分做到气体、液体彻底分离。
      （2）介质中含砂应尽量在流量计之前得以消除，同时应尽量避免质量流量计内部管壁结垢。
      （3）必须尽量减少纯水纯油密度测量误差对含水所造成的影响，也就是说纯水纯油密度值必须具有代表性，建议进行多次取样化验：对于某一区块的油、水密度一般变化不大。但若新井投产量大或产量波动较大时，重新作一次纯水、纯油密度。
      （4）流量计应定期进行标定，以确保流量计的计量精度。

      参考文献