原油含水测定及化验分析方法的研究

丁新燕，白 雪，弓 莹，白 威

(榆林学院 化学与化工学院，陕西 榆林 719000)

原油中的水一般情况下以悬浮水、游离水及溶解水的形式存在。

(1)悬浮水：主要是悬浮在粘性原油中。悬浮水在经历一段时间沉降后，会聚集成底部游离水。悬浮水沉降主要与油品粘度及温度相关，温度越高粘度越小，越易沉降。

(2)游离水：是以水相单独存在的水，与油品之间会形成油水界面。

(3)溶解水：是溶解于油品中，与油品成为一体而存在的，其颗粒直径小于5μm，溶解水的数量取决于油品的化学组成及温度，温度越高，水能溶解于油的数量就越多。

油田企业、管输企业以及炼化企业在开采、运输及炼油阶段，都十分关注原油的含水情况，必须对原油含水率进行精准的测定。通过对原油含水率的准确测定，进而了解原油的物性，更好的管控原油计量、运输损耗，实现原油公平公正交接。

1 原油中含水的测定以及化验分析技术

1.1 原油明水

现阶段，我国大部分原油为进口油。进口原油经过长时间海运过程，其中所含游离水在静止过程中沉降到底层，与原油分层，形成明水，明水测量一般采用油水界面仪，如图1，其测量原理主要是通过两个不同电极之间的导电性来区别测量分界面。若导体为水时，当两个电极同时感应到水的存在时，形成电子信号驱动发生器形成不同的蜂鸣声。该测量方式最终是通过所得出明水高度计算体积，然后得出明水量。

图1 油水界面仪

1.2 原油含水

原油含水分析化验计量技术主要采用蒸馏法[1]，将原油与溶剂油混合，放在同一烧瓶中共同加热，收集冷凝下来的水量，水份含量按照水份接收仪刻度读数读取，并根据计算公式得出质量百分数。由于以上测量方式都是采用化验设备与油品直接接触，测量设备经过长时间使用、接触过程难免出现结垢、腐蚀、结蜡等现象，长期的使用致使仪器精度降低，加之其他因素的影响，导致原油中水含量的测定产生波动，对原油含水率的测定产生误差[2]。

2 影响原油含水化验分析计量的因素

设备仪器、化验方法、人为因素的影响均会使原油含水率测定产生误差，以下从几个方面阐述管输公司原油含水测定的影响因素[3]。

2.1 管输交接含水计量问题

(1)国内管输交接计量所采用数据均为净质量(根据体积密度计算)，因此测定含水成为了不可或缺的部分，也被交接双方密切关注。管输交接含水率在计量、化验的过程中会出现一定的误差，这是由于原油为具有极强的可流动性，并且在常温下凝点较低，致使原油的含水率产生波动，在化验、计量时容易产生误差。此外，粗调原油的自身脱水难度较大，含水率波动范围广。油样的水份重量百分比计算公式如下，

式中：V-水份接收器中接收水的体积；单位：毫升。

G-试样的重量；单位：克。

注：水在室温时，其密度可视为1，因此，用水的体积数作为重量数。

(2)在交接计量的过程中，要是未进行采样与做样处理，就会受到原油温度或者原油密度的影响，而导致管输原油在计量中出现误差。换言之，原油的温度以及密度会在很大程度上对原油计量结果造成影响，如果没有进行采样及做样处理，在计量过程中就会出现一定的计量损失。

2.2 海运交接含水计量问题

进口原油在海运至收货港时需要检测船舱实载量，游离水经长时间沉降在舱底形成明水，原油中明水的含量直接影响货主在收货港的实收量，因此供货商以及货主单位会密切关注原油所含明水量。

近年来，随着进口原油品种越来越多，原油劣质化越来越严重，几乎每一批次原油都会测量明水，在使用油水界面仪器测量明水时，根据所测量的介质的不同进而产生可人耳区别的蜂鸣声，分别为点滴蜂鸣声、持续蜂鸣声和有频率的蜂鸣声。当探棒露置在空气当中，以两秒为单位产生一个点滴蜂鸣声；当探棒与原油及其衍生品接触时，发出持续蜂鸣声；当探棒触碰到明水时，会产生有频率的蜂鸣声。该仪器通过对空距、温度的测量，可直接计算明水的体积量。

然而这种测量仪器受温度以及油水状态影响，在油包水或者水包油情况的测量时探棒对水及油的感应不会特别敏感，导致明水不能被测出。

如截止2014年7月31日，上海石化专用罐区累计脱水59539吨， 2009年4月1日至2014年7月31日提单(船检)含水量累计22036.663吨，提单(船检)含水与白沙湾输油站脱水差量37502.337吨，详见下表1。

表1白沙湾站脱水量与提单(船检)含水量对比

2.3 计量器具操作不当造成的误差

计量器具的使用不合规也会对原油含水率的测定带来误差。例如，水分接收器必须在使用前洗干净并且保证干燥，在其上端连接的冷凝器也要擦拭干净；未经脱水的溶剂油也会给测量结果带来误差；所采用的试样首先必须经过充分的搅拌，由于原油与水分的密度不同，如取上部样，会使测量水分偏小，而底部样会使化验水分偏大。因此，在取样时必须使其搅拌均匀并尽可能具有最高代表性；化验仪器的安装必须做到垂直不倾斜，并保证仪器连接口密封不漏气，避免因此带来误差；蒸馏的速率也应该严格控制在2～4滴/秒，过快或者过慢都会使化验数据失真；蒸馏完毕的标志应该是以溶剂上层完全透明、接收器支管不挂水珠或者蒸馏30分钟以上为宜；读数与记录方法不当也会对结果造成影响[4]。

还有其他情况导致的结果失真，如溶剂油选用不当、称样不符合标准、规程等，也会在一定程度上使得测定结果产生误差。

2.4人员素质及管理对原油含水化验分析的影响

管输企业在向炼化企业交接原油时，是以末端计量站为单元实施的原油含水率的化验分析。原油含水化验分析是个多元化的系统工程，不仅包括化验，还有相应的计量技术。因此，就要求操作管理及维护人员要熟练掌握含水分析仪、计算机及常规仪表的应用知识，并且充分了解管输原油计量损耗、输差损耗以及原油的物性常识，从而增强计量系统的故障排查、遇到问题的处理能力以及异常情况的识别。同时，由于原油含水率的测定关系到交接双方的利益，因此建立健全、完善的计量、化验台账也必不可少，让每一条数据做到有据可依，从而保证每一次交接公平公正。

综上所述，减少人为因素对原油含水化验分析的影响，提高计量系统的运行效率和数据资料的准确率，才能有效的保证原油含水计量、化验分析工作的顺利开展。

3 削减原油含水化验分析计量中不利影响的技术方法

3.1 原油明水检测

在检测原油中明水时，使用油水界面仪不能准确测量时，应同时使用油水界面仪和试水膏探测，使用油水界面仪检定明水高度，试水膏作为参考对比，对于试水膏变色部分要反复测量，必要时可采用将试水膏涂抹在探测棒表面的方法，并根据油水状态增加测量点以及测量次数，详细记录相关数据以及空距变化，对于明水较多且难以测量时，应对舱底油进行取样化验、对比测量或将舱底油输到其他空舱中重新进行测量。

对常见高明水的油种要进行特别关注，如中石化系统常用的巴士拉、福蒂斯、芒都等油种，即使装港资料显示无明水，到港后应组织商检人员仔细排查每个船舱，检尺测量，对于试水膏与油水界面仪显示明水量测量不一致时，要反复测量，增加测量点及测量次数，力争将数据做到真实有效。

3.2 更新计量手段

(1)设备仪器

在进行原油含水率的化验分析计量过程中，首先要使用相对先进的计量、化验设备。在选用计量、化验设备的时候，要确保所选用的设备具有适合的测量范围，即量程相符、具有较高的检定精度以及修正系数，保证所选仪器在检定周期内并且符合标准、规程要求，具有相应的检定证书[5]。

(2)人员素质

计量、化验人员操作设备时，要熟练掌握操作规程，并严格执行，这样才能在稳定的环境中，尽可能的降低设备、人员操作所造成的误差。同时，还要及时更新化验、计量设备，推广自动含水化验分析仪器，改变老式、或淘汰传统原油计量、化验手段，降低测定误差。

3.3 增强抗干扰措施，保证含水准确测量

对于接地不良、静电及变频干扰大的计量站的计量系统要采取重新接地处理及采取相应的抗干扰措施(通常采用RC抗干扰电路)，消除干扰源。

4 结束语

在原油的含水测定及化验分析计量中，人工取样测量方法较为常用，但是其操作相对繁杂，同时也容易受到人为因素的影响，对于测量结果的准确性存在较大的影响。因此，相关技术人员在进行原油含水化验、计量分析过程中，要找出影响原油含水率测量的各方面因素，运用科学、合理的技术及方法，改善原油含水率测量的精度，让我们对原油的品质有更加精准的定位。