CN110672820A

CN110672820A - 多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统

Info

Publication number: CN110672820A
Application number: CN201911056760.3A
Authority: CN
Inventors: 薛宗营; 汪铄弦; 高静
Original assignee: Shaanxi Yongkai Technology Co Ltd
Current assignee: Shaanxi Yongkai Technology Co Ltd
Priority date: 2019-10-31
Filing date: 2019-10-31
Publication date: 2020-01-10
Anticipated expiration: 2039-10-31
Also published as: CN110672820B

Abstract

本发明涉及石油行业油井动态测试技术领域，尤其涉及多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统。可编程振荡器（X1）输出连接至多路信号分配器（X2）,多路信号分配器（X2）通信连接耦合器（X5），耦合器（X5）通信连接数控移相器（X6），数控移相器（X6）通信连接相位差检波器（X7）；可编程振荡器（X1）输出连接至多路信号分配器（X2），产生多路同频同幅同相高频信号；首先取其中一路高频信号进入耦合器（X5）后，输出两路信号，为含水率测定部分；其次另取两路高频信号，为矿化度测定部分。

Description

多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统

技术领域

本发明涉及石油行业油井动态测试技术领域，尤其涉及多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统。

背景技术

现有油井井口多参量测量技术(以独立传感器为主)：

目前国内暂无可同时测试采油井井口含水率、温度、压力的测量仪表，主要以独立传感器分别测量为主，现有技术导致生产成本较高，现场工艺流程繁杂，不利于生产管理。

含水率测量方面：一般分为两种，即人工测量法和在线测量法。大部分采用的是人工取样测量法，人工取样测量法根据油水分离手段的不同分为蒸馏法、电脱法等；小部分采用在线测量法，主要有密度法、短波吸收法、高能射线法、电容法等。密度法是确定含水原油密度值后，根据纯油密度和纯水密度计算含水率。短波吸收法是将电能以电磁波的形式辐射到油水介质中，根据油、水对短波吸收能力的不同来检测油水混合物中的含水率。高能射线法的原理是根据油、水对高能射线能量的吸收能力的差别，采用穿透式结构来测量含水率。电容法的原理是测量置于油水混合物中的圆筒电容器的电容值，进而求得油水混合物的介电常数，从而计算含水率。

温度测量方面，因受限于生产成本，各大油田暂未在井口安装温度测量传感器。

压力测量方面，因受限于生产成本，各大油田暂未在井口安装压力变送器，安装机械弹簧式压力表，数据无法远传。

现有技术缺点：

含水率测量方面，人工测量法的取样时间较长，劳动强度较大且存在一定安全隐患，无法实时测量，取样随机性较大，无法满足智能油田生产需求；在线测量类的仪表，密度法测量误差较大，高能射线法应用过程中存在一定安全隐患，短波吸收法与电容法仅适用于低含水油的监测，未能做到全量程的精准测量，不具备在线补偿校准能力，矿化度对仪器测量影响较大，同时对于含气井的监测目前暂无好的测量方法。

温度测量方面，各大油田暂未安装任何监测设备，对井口结蜡情况很难把握，无法跟踪油井结蜡规律，同时对油井热洗效果无法做出评价。

压力测量方面，采用机械式弹簧压力表，测量误差较大，冬季低温环境下存在频繁冻堵现象，故障率较高，严重影响正常生产管理，且大幅增加运行成本。同时，数据无法远传，无法掌握单井压力变化规律。

由此可见，缺乏一种低成本、质量好、功能多、全量程范围测量精度高的油田井口多参量测量仪器。

现有原油物性测量技术：

目前国内暂无可同时测试采油井井口含水率、矿化度、温度、压力的测量系统，其中温度和压力主要以独立传感器分别测量为主，含水率和矿化度主要依靠传统的人工取样化验为主。

现有技术缺点：

含水率、矿化度主要依靠人力测量为主，测试效率低下，测试成本较高，尤其矿化度测试方面，需要采用费用昂贵的化学药剂进行。以5万口油井的油田计算，每年在含水率与矿化度测试消耗费用(包含人力成本1.1亿元、运输成本5000万、测试成本2000万以及危废处理成本260万)高达1.8亿元。

温度变送器、压力变送器独立安装，安装成本较高，现场工艺流程多次动火作业，导致工艺流程复杂，以50000口油井的油田计算，全部安装压力变送器与温度变送器，费用高达2亿元。

各类测量方法与测量仪器未做到有效集成，无法相互补偿校准，就会导致测试计量存在一定误差，同时维护成本也相对较高，以5万口油井的油田计算，年维护成本高达1000万元。

现有技术导致工作效率低下，生产成本较高，现场工艺流程繁杂，不利于生产管理。

由此可见，缺乏一种低成本、质量好、功能多、全量程范围测量精度高的原油物性测量系统。

通过申请查新检索，目前暂无此类专利。

发明内容

发明的目的：为了提供一种效果更好的多传感器融合测量含水率及矿化度的系统和方法，具体目的见具体实施部分的多个实质技术效果。

为了达到如上目的，本发明采取如下技术方案：

多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统，其特征在于，

可编程振荡器(X1)输出连接至多路信号分配器(X2),多路信号分配器(X2)通信连接耦合器(X5)，耦合器(X5)通信连接数控移相器(X6)，数控移相器(X6)通信连接相位差检波器(X7)；

可编程振荡器(X1)输出连接至多路信号分配器(X2)，产生多路同频同幅同相高频信号；

首先取其中一路高频信号进入耦合器(X5)后，输出两路信号，功率较大的信号直接由双波导谐振腔(X15)的含水导波传输线(X17)一端进入，另一端输出至相位差检波器(X7)，功率较小的信号直接经过数控移相器(X6)，然后进入至相位差检波器(X7)，通过测量两路信号相位差求得含水率，为含水率测定部分；

其次另取两路高频信号，两路高频信号其中一路高频信号直接由双波导谐振腔(X15)的矿化度导波传输线(X18)一端进入，另一端输出至幅度差检波器(X3)，两路高频信号另外一路高频信号直接进入幅度差检波器(X3)，通过测量两路信号幅度差求得矿化度，为矿化度测定部分。

本发明进一步技术方案在于，含水率测定部分和矿化度测定部分二者构成双波导谐振腔(X15)，双波导谐振腔(X15)包含金属壳体(X14)，金属壳体(X14)中包含含水导波传输线支架一(X8)、矿化度导波传输线支架一(X9)、矿化度导波传输线支架二(X10)、含水导波传输线支架二(X11)；含水导波传输线支架一(X8)和含水导波传输线支架二(X11)二者构成含水导波传输线支架；矿化度导波传输线支架一(X9)和矿化度导波传输线支架二(X10)二者构成矿化度导波传输线支架；含水导波传输线支架中穿过有含水导波传输线(X17)，矿化度导波传输线支架中穿过有矿化度导波传输线(X18)；金属壳体中为油水混合物(X16)。

本发明进一步技术方案在于，所述的金属壳体(X14)中还包含压力传感器(X12)和/或温度传感器(X13)。

本发明进一步技术方案在于，含水导波传输线(X17)由金属导体外包裹绝缘材料构成，该绝缘材料高度绝缘，但不影响电磁波传输，可规避矿化度对含水测量的影响。

本发明进一步技术方案在于，矿化度导波传输线(X18)由金属导体构成。

本发明进一步技术方案在于，含水导波传输线(X17)穿过含水导波传输线支架(X8)、含水导波传输线支架(X11)，内部空隙由高压密封胶填充或密封圈密封；矿化度导波传输线(X18)穿过矿化度导波传输线支架(X9)、矿化度导波传输线支架(X10)，内部空隙由高压密封胶填充或密封圈密封。

本发明进一步技术方案在于，压力传感器(X12)和/或温度传感器(X13)通过螺钉与金属壳体(X14)连接。

本发明进一步技术方案在于，还包含进行补偿修正的步骤，首先获取当前时间，然后得到处于一年中哪个旬度，然后查询植入控制系统存储器芯片关于结蜡对含水影响表，含水实测值加上对应的影响补偿值，就是真实的含水率；根据电磁学理论，原油中的含水率大小、含盐离子浓度高低；真实矿化度，均会造成电磁波传输的幅度衰减，因此，采用幅度衰减方式测量矿化度，考虑含水率的影响；通过实验的方式，获取含水对矿化度测量的影响实验数据，然后根据实测的含水值，去消除对矿化度测量的影响；首先获取真实含水率，然后得到查询植入控制系统存储器芯片关于含水对矿化度测量的影响表，矿化度实测值减去对应的影响补偿值，就是真实的矿化度。

一种测定管道是否泄漏的方法，管道运行进入稳态，采样频率1HZ，此时选择一段时间内的有n个数据的压力序列P(n)，计算其均值μ与方差σ²；此时假设可接受的误报率α，漏报率β，那么可求得序贯概率比检验限值A＝ln(β/(1-α)),B＝ln((1-β)/α)；然后再假设，泄漏后均值下偏移量△μ；每采集到一个新值就执行一次序贯概率比算法；

那么概率比:

若：

λ(n)≥B,则管道发生泄漏；

若：

λ(n)≤A，则管道运行正常；

若：

A＜λ(n)＜B,则需要进一步检验。

采用如上技术方案的本发明，相对于现有技术有如下有益效果：安全环保方面：避免员工直接与原油及硫化氢等有毒有害气体直接接触，减少取样污油的处理排放(以5万口井为例，年减少排放量约3000方)；

生产成本方面：以5万口井规模生产单位为例，年节约人工成本1.1亿元，化验仪器、材料成本5500万元；较独立传感器安装，节约成本约2亿元。

技术创新方面：

(1)多传感器融合方式，可实现含水率、矿化度、温度、压力数据的实时采集，能够及时发现含水异常波动现象，较传统运行方式缩短含水异常发现时间10-20天，同时，可及时发现油井水淹及窜层等地质开发问题，也能有效监控油井结蜡规律以及热洗效果，大幅提升油藏动态管控效率。

(2)含水率测量采用波导谐振法、数控移相等先进技术，实现了含水0％-100％全量程范围测量，有效解决了油包水、水包油、矿化度、含气等因素对含水测量的影响，测量精度提升至±3％。

(3)矿化度测量采用波导谐振、特性阻抗监测等先进技术，实现了矿化度0-200000mg/L全量程范围测量，有效解决了含水对矿化度测量的影响，测量精度±100mg/L。

(4)多传感器融合的方式测量，极大的降低生产成本，同时实现原油各参量之间的相互在线补偿，进一步提高测量精度，并实现边缘计算处理，可实现计量结果数据远传，进一步提升油田数字化水平，为智慧油田提供关键核心数据支撑。

附图说明

为了进一步说明本发明，下面结合附图进一步进行说明：

图1为本发明结构示意图；

图2为压力传感器的内部结构示意图；

图3为含水监测波导传感模块示意图；

图4位温度传感器结构示意图；

图5为整体模块的连接图；

图6为本专利安装的位置示意图；

图7为本专利测定的主界面实现图；

图8为专利的油井信息维护的界面示意图；

图9为独立方案的实施方案示意图；

图10为结蜡对含水率的影响；

图11为矿化度影响；

其中：1，法兰、2，不锈钢管、3，传输线支架、4，传感器腔体护罩、5，仪表表头、6，电路板、7，含水检测模块、8，高压密封胶、9，压力传感器、10，温度传感器、11，传输线支架、12，传输线、13，油水混合物；B1，固定螺纹、B2，高压接头、B3，传感膜片、B4，求值电路、B5，电气接口；D1，可编程振荡器、D2，耦合器、D3，射频传输线、D4，相位差检波器、D5，波导谐振腔、D6，数控移相器；A1，V+、A2，OUT、A3，GND；E1，含水检测模块、E2，显示屏、E3，串口模块Modbus、E4，外围电源电路、E5，压力传感模块、E6，温度传感模块、E7，按键组合、E8，主控模块；C1，油压闸门、C2，回压闸门、C3，放空闸门；X1-可编程振荡器，X2-多路信号分配器，X3-幅度差检波器，X4-主控电路板，X5-耦合器，X6-数控移相器，X7-相位差检波器，X8-含水导波传输线支架一，X9-矿化度导波传输线支架一，X10-矿化度导波传输线支架二，X11-含水导波传输线支架二，X12-压力传感器，X13-温度传感器，X14-金属壳体，X15-双波导谐振腔，X16-油水混合物，X17-含水导波传输线，X18-矿化度导波传输线

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式，进一步阐明本发明，应理解下述具体实施方式仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”、“顶”、“底”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

本专利提供多种并列方案，不同表述之处，属于基于基本方案的改进型方案或者是并列型方案。每种方案都有自己的独特特点。

实施例一：含水率测定系统：

即多传感器融合测量含水率的方法，其特征在于，

多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统，其特征在于，可编程振荡器X1输出连接至多路信号分配器X2,多路信号分配器X2通信连接耦合器X5，耦合器X5通信连接数控移相器X6，数控移相器X6通信连接相位差检波器X7；

可编程振荡器X1输出连接至多路信号分配器X2，产生多路同频同幅同相高频信号；

首先取其中一路高频信号进入耦合器X5后，输出两路信号，功率较大的信号直接由双波导谐振腔X15的含水导波传输线X17一端进入，另一端输出至相位差检波器X7，功率较小的信号直接经过数控移相器X6，然后进入至相位差检波器X7，通过测量两路信号相位差求得含水率，为含水率测定部分。

需要说明的是，以上提供的含水率测定是独立的方案。

实施例二：作为进一步的可改进方案或者并列方案，矿化度测定的方法；

即多传感器融合测定矿化度的方法，其特征在于，

取两路高频信号，两路高频信号其中一路高频信号直接由双波导谐振腔X15的矿化度导波传输线X18一端进入，另一端输出至幅度差检波器X3，两路高频信号另外一路高频信号直接进入幅度差检波器X3，通过测量两路信号幅度差求得矿化度，为矿化度测定部分。

需要说明的是，以上提供的矿化度测定是独立的方案。

实施例三，作为进一步的可改进方案或者并列方案，作为整体的双波导谐振腔X15的构成，基于实施例一和实施例二，

含水率测定部分和矿化度测定部分二者构成双波导谐振腔X15，双波导谐振腔X15包含金属壳体X14，金属壳体X14中包含含水导波传输线支架一X8、矿化度导波传输线支架一X9、矿化度导波传输线支架二X10、含水导波传输线支架二X11；含水导波传输线支架一X8和含水导波传输线支架二X11二者构成含水导波传输线支架；矿化度导波传输线支架一X9和矿化度导波传输线支架二X10二者构成矿化度导波传输线支架；含水导波传输线支架中穿过有含水导波传输线X17，矿化度导波传输线支架中穿过有矿化度导波传输线X18；金属壳体中为油水混合物X16。

实施例四，作为进一步的可改进方案或者并列方案，作为多信息融合的大技术思路，本专利还包含其他参数的测定；所述的金属壳体X14中还包含压力传感器X12和/或温度传感器X13。

实施例五，作为进一步的可改进方案或者并列方案，含水导波传输线X17由金属导体外包裹绝缘材料构成，该绝缘材料高度绝缘，但不影响电磁波传输，可规避矿化度对含水测量的影响。

实施例六，作为进一步的可改进方案或者并列方案，矿化度导波传输线X18由金属导体构成。规避矿化度对含水测量的影响。即本专利的信息融合的时候，能够避免监测的相互影响。

实施例七，作为进一步的可改进方案或者并列方案，含水导波传输线X17穿过含水导波传输线支架X8、含水导波传输线支架X11，内部空隙由高压密封胶填充或密封圈密封；矿化度导波传输线X18穿过矿化度导波传输线支架X9、矿化度导波传输线支架X10，内部空隙由高压密封胶填充或密封圈密封。

实施例八，作为进一步的可改进方案或者并列方案，压力传感器X12和/或温度传感器X13通过螺钉与金属壳体X14连接。本处提供了一种独立的方案，类似的实现方式均在本专利的保护范围内。

实施例九，作为进一步的可改进方案或者并列方案，还包含进行补偿修正的步骤，首先获取当前时间，然后得到处于一年中哪个旬度，然后查询植入控制系统存储器芯片关于结蜡对含水影响表，含水实测值加上对应的影响补偿值，就是真实的含水率；根据电磁学理论，原油中的含水率大小、真实矿化度，均会造成电磁波传输的幅度衰减，因此，采用幅度衰减方式测量矿化度，考虑含水率的影响；通过实验的方式，获取含水对矿化度测量的影响实验数据，然后根据实测的含水值，去消除对矿化度测量的影响；首先获取真实含水率，然后得到查询植入控制系统存储器芯片关于含水对矿化度测量的影响表，矿化度实测值减去对应的影响补偿值，就是真实的矿化度。为了获取最真实的数据，本专利独创了根据实验、根据时间和具体的信息采集的修正，使得结果更准确。

实施例十，作为进一步的可改进方案或者并列方案，

一种测定管道是否泄漏的方法，其特征在于，管道运行进入稳态，采样频率1HZ，此时选择一段时间内的有n个数据的压力序列P(n)，计算其均值μ与方差σ²；此时假设可接受的误报率α，漏报率β，那么可求得序贯概率比检验限值A＝ln(β/(1-α)),B＝ln((1-β)/α)；然后再假设，泄漏后均值下偏移量△μ；每采集到一个新值就执行一次序贯概率比算法；

那么概率比:

若：

λ(n)≥B,则管道发生泄漏；

若：

λ(n)≤A，则管道运行正常；

若：

A＜λ(n)＜B,则需要进一步检验。

结合图1；

该安装结构包含下方的不锈钢管2，不锈钢管2两侧包含法兰1，不锈钢管上安装传感器腔体护罩4，该传感器腔体护罩4和不锈钢管2通过实现一体化连接，在传感器腔体护罩4中安装着一个以上的传感器，该系列传感器通信连接着上方的仪表表头5；传感器腔体护罩4输出链接有竖直的带有外螺纹的轴，竖直的带有外螺纹的轴上安装仪表表头5，一个以上的传感器的线路穿过竖直的带有螺纹的轴的空心部分连接表头内的电路板6。

本处的技术方案所起到的实质的技术效果及其实现过程为如下：本专利提供了具体的安装结构，为多传感器综合写作提供了基本的结构基础，为智能化整合各组信息提供了物理基础。

作为进一步的可改进方案或者并列方案，本测量仪器的原理是采用多传感器融合的方法，将含水率、温度、压力传感单元有效集成。

测量腔主要包含三组重要的单元：

一是温度传感单元，采用非接触测量方式，使用高精度集成温度芯片实现，测量工作电压4～30V，测量范围-50℃-150℃，精度±1％，无需校准。

二是压力传感单元，采用扩散硅的方式，被测介质的压力直接作用于传感器的膜片上(不锈钢或陶瓷)，使膜片产生与介质压力成正比的微位移，使传感器的电阻值发生变化，然后用电子线路检测这一变化，并转换输出一个对应于这一压力的标准测量信号，供电电压3.3V，输出0.5-2.5V，对应量程0-6MPa，精度±0.5％。

三是含水率传感单元，使用波导谐振相位法原理，不同含水率的原油，由于介电常数的差异(常温下，油为2.3，水为81)，当电磁波信号发射到以油水混合液为介质的波导谐振腔时，随着油水比例变化，产生不同程度的相移，通过数控移相器调制后，最后经相位差检波器检出相位变化值，再通过归一化测量值与油水样本值构建分段线性插值函数，最终达到原油含水率测量的目的。

电路控制处理单元，主要由嵌入式系统实现，通过对含水监测波导传感模块、压力传感器与温度传感器的信号进行采集处理，最终得出油井井口压力、温度以及含水率。

辅助单元，主要为仪器本体，为法兰结构。

有益效果:安全环保方面：避免员工直接与原油及硫化氢等有毒有害气体直接接触，减少取样污油的处理排放(以5万口井为例，年减少排放量约3000方)；生产成本方面：以5万口井规模生产单位为例，年节约人工成本1.1亿元，化验仪器、材料成本5500万元；较独立传感器安装，节约成本约2亿元。技术创新方面：多传感器融合方式，可实现含水率、温度、压力数据的实时采集，能够及时发现含水异常波动现象，较传统运行方式缩短含水异常发现时间0-20天，同时，可有效监控油井结蜡规律以及热洗效果，大幅提升油藏动态管控效率。含水率测量采用波导谐振相位法、数控移相等先进技术，实现了含水0％-100％全量程范围测量，有效解决了油包水、水包油、矿化度、含气等因素对含水测量的影响，测量精度提升至±3％。

如图1所示：

(1)法兰1与不锈钢管2共同构成辅助单元；

(2)不锈钢管2与传输线12共同构成波导谐振腔；

(3)传输线支架3、传输线支架11采用射频线路与含水检测模块7连接，共同构成含水检测波导传感模块，检测原油中含水率；

(6)传感器腔体护罩4、含水监测波导传感模块、压力传感器10、温度传感器11共同构成测量腔；

(7)仪表表头5构成电路控制处理单元；

(8)传输线支架3、传输线支架11通过螺纹与不锈钢管2连接；

(9)传输线12从中央穿过传输线支架3与传输线支架11，内部填充高压密封胶8；

(10)压力传感器9与不锈钢管2采用螺纹连接，用来测量管线内压力；

(11)温度传感器10与不锈钢管2采用表贴式粘接，用来测量管线内温度；

(13)含水检测模块7、压力传感器9、温度传感器10采用导线与电路板6相连；

(14)传输线12由金属导体外镀高频绝缘材料制成，可稳定传输电磁波，但高度绝缘。

压力传感器由固定螺纹、高压接头、传感膜片、求值电路、电气接口组成；

温度传感器由集成芯片构成，V+脚为电源正，OUT脚为信号输出，GND脚为地；

如图3所示：含水监测波导传感模块

(1)传输线与不锈钢管形成波导谐振腔；

(2)可编程振荡器、耦合器、数控移相器、相位差检波器、波导谐振腔共同构成含水检测波导传感模块；

如图5所示：电路板由显示屏、串口模块ModBus、外围电源电路、按键组合、主控模块构成；含水检测模块、压力传感器、温度传感器通过导线与电路板相连。

测量过程：

参考图1，一种法兰式油井井口多参量测量仪，主要包括法兰1，不锈钢管2，传输线支架3，传感器腔体护罩4，仪表表头5，电路板6，含水检测模块7，高压密封胶8，压力传感器9，温度传感器10，传输线支架11，传输线12，油水混合物13。

温度传感器10使用高精度集成温度芯片实现，采用非接触测量方式。

压力传感器9采用扩散硅的方式，被测介质的压力直接作用于传感器的膜片上(不锈钢或陶瓷)，使膜片产生与介质压力成正比的微位移，使传感器的电阻值发生变化，然后用电子线路检测这一变化，并转换输出一个对应于这一压力的标准测量信号。

含水监测波导传感模块由含水检测模块与波导谐振腔共同构成，其中传输线12与不锈钢管2共同构成波导谐振腔。

参考图2，压力测量步骤，油液经高压接头B2，与传感膜片B3接触，导致传感膜片B3发生弹性形变，求值电路B4监测到因形变产生的电压变化，经过处理后，将压力信号经电气接口B5输出。

参考图4，温度测量步骤，当电路板6对温度传感器10的电源正极V+与电源负极GND供电后，供电电压5V，信号输出端OUT稳定输出0-5V信号，对应温度测量范围-50℃-150℃，无需校准。

参考图3，含水率测量步骤，

可编程振荡器D1发射恒定频率电磁波，经过耦合器D2，其中直通输出端的大功率高频信号经射频传输线D3进入流通油水混合物13的波导谐振腔D5一端，然后从波导谐振腔D5的另一端经射频传输线进入相位差检波器D4；其中耦合输出端小功率高频信号直接进入数控移相器D6，然后再进入相位差检波器D4。由于油水混合物较大的介电常数差异，随着含水率的变化，以上两路信号呈现不同的相位差。为了进一步提升含水测量精度，数控移相器D6可将两路信号相位差调制在最佳检测状态0-180度或者180-0度，然后经相位差检波器D4检测，以电压信号输出至主控电路板6，从而得出含水率。

进一步的，传输线12由金属导体外镀高频绝缘材料制成，可稳定传输电磁波，但高度绝缘，可避免矿化度对含水测量的影响。

进一步的，波导谐振腔内部结构简单通透，不容易积蜡粘垢，有效提升含水测量精度。

参考图5，本发明电路板，主要包含显示屏E2、串口模块ModBusE3、外围电源电路E4、按键组合E7；电路板包含主控模块E8；外围电源电路E4用来给整个电路板供电；串口模块MODBUSE3与主控模块E8通过UART接口相连，用来实现与上位机的通信；显示屏E2与主控模块E8通过总线接口相连，用来显示含水率、温度、压力实测值；按键组合E7与主控模块E8通过IO接口相连，用来设置仪表参数；含水检测模块E1通过导线连入主控模块E8的A/D接口，用来测得含水率；压力传感模块E5通过导线连入主控模块E8的A/D接口，用来测得井口压力；温度传感模块E6通过导线连入主控模块E8的A/D接口，用来测得油温，对含水率进行补偿。

数据计算处理过程：

本发明专利还提供了一种油井井口多参量测量仪的温度、压力以及含水测量方法，包括以下步骤：

首先，在多参量仪供电模式下，需要对含水测量相关参数进行标定，在常温下，在空气(纯油)中，记录含水0％时的相位差P(1)，在含水10％混合液中，记录含水10％时的相位差P(2)，在含水20％混合液中，记录含水20％时的相位差P(3)，以此类推，记录含水100％时的相位差P(11)。

进一步的，采用数值模拟，实现相位差与含水率之间的函数关系：

HS＝F{P(i)}，作为参量仪含水率的初始标定函数；

同时，用同样的方法，获得不同温度、压力、含气条件下的相位差与含水率之间的函数关系：HS＝F(t、b、a){P(i)}，作为参量仪含水率的最终标定函数。

安装使用：

参考图6，本发明专利的法兰式井口多参量测量仪现场安装示意图。该多参量测量仪安装于井口出油管线上，通过在采油树平行段即横向管道焊接两个法兰，即可完成安装。安装时停运抽油机，关掉油压闸门与回压闸门，打开放空闸门，放空后方可安装。

开创性地，以上各个效果独立存在，还能用一套结构完成上述结果的结合。

以上结构实现的技术效果实现清晰，如果不考虑附加的技术方案，本专利名称还可以是一种新型测井安装结构。图中未示出部分细节。

需要说明的是，本专利提供的多个方案包含本身的基本方案，相互独立，并不相互制约，但是其也可以在不冲突的情况下相互组合，达到多个效果共同实现。

作为非必须的拓展：这部分主要参考最后两幅附图；其余附图省略。本专利还有附带的终端操作方法。该方法作为优选：

完成对油井井口原油含水率、温度、压力多参量连续在线测量工作，井口多参量测量主要采用电磁波方法。原油井口多参量测量仪与原油井口多参数测量仪系统之间建立握手机制，将含水率曲线数据、压力数据、温度数据以及测量时间利用MODBUS协议封装，发送出去，实时回传原油井口多参数测量仪系统，该软件还可以完成测量数据的存储、分析处理及回放。

以下提供独立的优选实施例，该实施例能够和以上的所有方案进行综合。

1.多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统，其特征在于，

可编程振荡器X1输出连接至多路信号分配器X2,多路信号分配器X2通信连接耦合器X5，耦合器X5通信连接数控移相器X6，数控移相器X6通信连接相位差检波器X7；

首先取其中一路高频信号进入耦合器X5后，输出两路信号，功率较大的信号直接由双波导谐振腔X15的含水导波传输线X17一端进入，另一端输出至相位差检波器X7，功率较小的信号直接经过数控移相器X6，然后进入至相位差检波器X7，通过测量两路信号相位差求得含水率，为含水率测定部分；

其次另取两路高频信号，两路高频信号其中一路高频信号直接由双波导谐振腔X15的矿化度导波传输线X18一端进入，另一端输出至幅度差检波器X3，两路高频信号另外一路高频信号直接进入幅度差检波器X3，通过测量两路信号幅度差求得矿化度，为矿化度测定部分。

2.含水率测定部分和矿化度测定部分二者构成双波导谐振腔X15，双波导谐振腔X15包含金属壳体X14，金属壳体X14中包含含水导波传输线支架一X8、矿化度导波传输线支架一X9、矿化度导波传输线支架二X10、含水导波传输线支架二X11；含水导波传输线支架一X8和含水导波传输线支架二X11二者构成含水导波传输线支架；矿化度导波传输线支架一X9和矿化度导波传输线支架二X10二者构成矿化度导波传输线支架；水导波传输线支架中穿过有含水导波传输线X17，矿化度导波传输线支架中穿过有矿化度导波传输线X18；金属壳体中为油水混合物X16。

3.所述的金属壳体X14中还包含压力传感器X12和/或温度传感器X13。

4.含水导波传输线X17由金属导体外包裹绝缘材料构成，该绝缘材料高度绝缘，但不影响电磁波传输，可规避矿化度对含水测量的影响。

5.矿化度导波传输线X18由金属导体构成。

6.含水导波传输线X17穿过含水导波传输线支架X8、含水导波传输线支架X11，内部空隙由高压密封胶填充或密封圈密封；矿化度导波传输线X18穿过矿化度导波传输线支架X9、矿化度导波传输线支架X10，内部空隙由高压密封胶填充或密封圈密封。

7.压力传感器X12和/或温度传感器X13通过螺钉与金属壳体X14连接。

8.多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统，其特征在于，

9.含水率测定部分和矿化度测定部分二者构成双波导谐振腔X15，双波导谐振腔X15包含金属壳体X14，金属壳体X14中包含含水导波传输线支架一X8、矿化度导波传输线支架一X9、矿化度导波传输线支架二X10、含水导波传输线支架二X11；含水导波传输线支架一X8和含水导波传输线支架二X11二者构成含水导波传输线支架；矿化度导波传输线支架一X9和矿化度导波传输线支架二X10二者构成矿化度导波传输线支架；水导波传输线支架中穿过有含水导波传输线X17，矿化度导波传输线支架中穿过有矿化度导波传输线X18；金属壳体中为油水混合物X16。

10.所述的金属壳体X14中还包含压力传感器X12和/或温度传感器X13。

11.含水导波传输线X17由金属导体外包裹绝缘材料构成，该绝缘材料高度绝缘，但不影响电磁波传输，可规避矿化度对含水测量的影响。

12.矿化度导波传输线X18由金属导体构成。

13.含水导波传输线X17穿过含水导波传输线支架X8、含水导波传输线支架X11，内部空隙由高压密封胶填充或密封圈密封；矿化度导波传输线X18穿过矿化度导波传输线支架X9、矿化度导波传输线支架X10，内部空隙由高压密封胶填充或密封圈密封。

14.压力传感器X12和/或温度传感器X13通过螺钉与金属壳体X14连接。

一种测定管道是否泄漏的方法，其特征在于，可编程振荡器X1输出连接至多路信号分配器X2,多路信号分配器X2通信连接耦合器X5，耦合器X5通信连接数控移相器X6，数控移相器X6通信连接相位差检波器X7；双波导谐振腔X15包含金属壳体X14，所述的金属壳体X14中还包含压力传感器X12，

管道运行进入稳态，采样频率1HZ，此时选择一段时间内的有n个数据的压力序列P(n)，计算其均值μ与方差σ²；此时假设可接受的误报率α，漏报率β，那么可求得序贯概率比检验限值A＝ln(β/(1-α)),B＝ln((1-β)/α)；然后再假设，泄漏后均值下偏移量△μ；每采集到一个新值就执行一次序贯概率比算法；

那么概率比:

若：

λ(n)≥B,则管道发生泄漏；

若：

λ(n)≤A，则管道运行正常；

若：

A＜λ(n)＜B,则需要进一步检验。

本发明专利采用的技术方案是：本测量系统的原理是采用多传感器融合的方法，将含水率、矿化度、温度、压力传感单元有效集成，该系统主要包括含水率传感器、矿化度传感器、压力传感器以及温度传感器以及主控电路。

一是温度测量方面，采用非接触或接触测量方式，使用热电阻、集成温度芯片或热电偶直接将温度信号转换为电信号，输出至AD采集电路。

二是压力测量方面，采用压电式、压阻式、电容式、电磁式等技术，将压力变化转换为电信号变化，输出至AD采集电路。

三是含水率测量方面，使用波导谐振相位测量技术，不同含水率的原油，由于介电常数的差异(常温下，油为2.3，水为81)，当电磁波信号发射到以油水混合液为介质的波导谐振腔时，该信号相位随着油水成分的不同而产生较大变化，因此，通过测量信号相位变化可得到原油含水率参数。

四是矿化度测量方面，使用波导谐振幅度测量技术，不同含水率的原油，由于矿化度的差异，呈现不同的特性阻抗。当电磁波信号发射到以油水混合液为介质的波导谐振腔时，该信号幅度随着油水成分的不同而产生较大变化，因此，通过测量信号幅度变化可得到原油矿化度参数。

主控电路单元，主要由嵌入式系统实现，通过对含水率传感器、矿化度传感器、压力传感器以及温度传感器的信号进行实时AD采集处理，并进行相关算法处理，最终得出原油含水率、矿化度、压力、温度等物性参数。

首先，多传感器融合方式，不仅填补了原油含水率、矿化度在线测试及数据传输的空白，同时实现了原油温度、压力、含水率、矿化度的全面、准确测量。在实际测量过程中，各参数之间相互影响，独立传感器的测量方法，无法做到精准测量，因此，多传感器融合，发掘其中原油各物性相互影响的关系，便可提升仪器测量精度。

其次，彻底摆脱了人工测量模式，过去只测含水、压力、温度的方式，仍需要人工去现场取样，测试矿化度。形成了一套完整的测量系统，含水测量方面，实现了含水0％-100％全量程范围测量，有效解决了油包水、水包油、矿化度、含气等因素对含水测量的影响，测量精度±3％；矿化度测量方面，量程0-200000mg/L，测量精度±100mg/L；温度测量方面，量程-50-150℃，测量精度±0.25℃；压力测量方面，量程0-6MPa，测量精度±0.5％。

再次，填补了行业空白，大幅降低油田生产经营成本，有效提高油田日常生产管理水平，推进油田数字化、智能化水平。同时，解决了传统人工化验带来的污油排放、危险化学品管理等安全环保问题。

最后，含水在线测量，可及时发现油井生产变化，及时给出指导性开采方案，做好稳产上产工作；矿化度在线测量，可及时发现地层有无水淹、串层等灾难性地层损伤状况；温度在线测量，可及时发现油井结蜡状况，同时能够监控油井热洗作业效果；压力在线测量，可及时反映管道输油状态，能够发现泄漏，同时能够监控热洗加药效果。

如图9所示：

(1)金属壳体X14、含水导波传输线X17、含水导波传输线支架X8、含水导波传输线支架X11、矿化度导波传输线X18、矿化度导波传输线支架X9、矿化度导波传输线支架X10共同构成双波导谐振腔X15；

(2)含水导波传输线X17由金属导体外包裹绝缘材料构成，该绝缘材料高度绝缘，但不影响电磁波传输，可规避矿化度对含水测量的影响；

(3)矿化度导波传输线X18由金属导体构成；

(4)含水导波传输线支架X8、含水导波传输线支架X11、矿化度导波传输线支架X9、矿化度导波传输线支架X10通过与金属壳体X14实现一体化连接；

(5)含水导波传输线X17穿过含水导波传输线支架X8、含水导波传输线支架X11，内部空隙由高压密封胶填充或密封圈密封；

(6)矿化度导波传输线X18穿过矿化度导波传输线支架X9、矿化度导波传输线支架X10，内部空隙由高压密封胶填充或密封圈密封；

(7)压力传感器X12通过螺纹与金属壳体X14连接；

(8)温度传感器X13通过螺纹或者标贴方式于金属壳体X14连接；

注：本发明方案附图为测量系统示意图，并不限定其结构，含水导波传输线X17、矿化度导波传输线X18并不限定其形状以及安装位置，但凡采取这样的技术方案，均属雷同替换。

测量方法：

参考图9，一种原油物性测量系统，主要包括可编程振荡器X1，多路信号分配器X2，幅度差检波器X3，主控电路板X4，耦合器X5，数控移相器X6，相位差检波器X7，含水导波传输线支架X8，矿化度导波传输线支架X9，矿化度导波传输线支架X10，含水导波传输线支架X11，压力传感器X12，温度传感器X13，金属壳体X14，双波导谐振腔X15，油水混合物X16，含水导波传输线X17，矿化度导波传输线X18。

一是温度测量方面，温度传感器X13采用非接触或接触测量方式，使用热电阻或热电偶直接将温度信号转换为电信号，输出至AD采集电路。

二是压力测量方面，压力传感器X12采用压电式、压阻式、电容式、电磁式等技术，将压力变化转换为电信号变化，输出至AD采集电路。

三是含水率及矿化度测量方面，可编程振荡器X1输出连接至多路信号分配器X2，产生多路同频同幅同相高频信号。首先取其中一路高频信号进入耦合器X5后，输出两路信号，功率较大的信号直接由双波导谐振腔X15的含水导波传输线X17一端进入，另一端输出至相位差检波器X7，功率较小的信号直接经过数控移相器X6，然后进入至相位差检波器X7，通过测量两路信号相位差求得含水率；其次另取两路高频信号，其中一路高频信号直接由双波导谐振腔X15的矿化度导波传输线X18一端进入，另一端输出至幅度差检波器X3，另外一路高频信号直接进入幅度差检波器X3，通过测量两路信号幅度差求得矿化度。

测量算法：(结合图10和图11)

1.含水率测量方面：

考虑到季节变换，一般来说，夏季原油不易接蜡，冬季原油易结蜡，通过大量实验发现原油四季结蜡规律，根据时间变化，进一步补偿含水率测量值。具体实现方式如下：

控制系统，首先获取当前时间，然后得到处于一年中哪个旬度，然后查询植入控制系统存储器芯片关于结蜡对含水影响表，含水实测值加上对应的影响补偿值，就是真实的含水率。举例如下：10月上旬，结蜡对含水的影响是6％，10月上旬实测含水为65％，那么真实的含水率为71％。

2.矿化度测量方面：

根据电磁学理论，原油中的含水率大小、含盐离子浓度高低(真实矿化度)，均会造成电磁波传输的幅度衰减，因此，采用幅度衰减方式测量矿化度，必须要考虑含水率的影响。在实际测量过程中，我们一般通过实验的方式，获取含水对矿化度测量的影响实验数据，然后根据实测的含水值，去消除对矿化度测量的影响。具体实现方式如下：

控制系统，首先获取真实含水率，然后得到查询植入控制系统存储器芯片关于含水对矿化度测量的影响表，矿化度实测值减去对应的影响补偿值，就是真实的矿化度。举例如下：含水为10％，对矿化度的影响是500mg/L，实测矿化度10500mg/L，那么真实的矿化度为10000mg/L。

3.压力测量方面，我们采用序贯概率比算法，可及时发现管道泄漏。具体算法如下：管道运行进入稳态，采样频率1HZ，此时选择一段时间内的有n个数据的压力序列P(n)，计算其均值μ与方差σ²。此时假设可接受的误报率α，漏报率β，那么可求得序贯概率比检验限值A＝ln(β/(1-α)),B＝ln((1-β)/α)。然后再假设，泄漏后均值下偏移量△μ。每采集到一个新值就执行一次序贯概率比算法。

那么概率比:

若：

λ(n)≥B,则管道发生泄漏；

若：

λ(n)≤A，则管道运行正常；

若：

A＜λ(n)＜B,则需要进一步检验。

4.温度测量方面，采用加权平均的方式，测得更加精准的温度。具体实现方式如下：T＝(T1+T2+…+Tn)/n

该N个温度数据循环移动，增加新采集的温度数据，去除数据序列第一个温度数据，实现循环移位加权求平均功能。

以下作为功能实现的方法：

软件启动：双击桌面上原油井口多参数测量仪软件系统的桌面快捷方式连接图标，启动并运行测量系统软件。在启动界面后，系统弹出用户登录对话框，用户在对话框内输入用户名、密码后，点击确定按钮完成登录。如登录信息正确，将进入本测量系统主界面；如登录信息错误，将退出本软件。

测量仪系统主界面：

在系统启动并完成用户登录后。通过点击系统主界面左侧的命令按钮，可以访问本测量系统的各个主要功能。命令按钮从上到下依次为开始监测、停止监测、退出系统、系统参数、用户管理、口令更改、油井信息、事件查看、数据清理以及系统信息。用户点击退出系统按钮，将退出本系统软件；点击其他按钮将切换到相应功能操作界面。

开始监测与停止监测：用户通过点击“开始监测”、“停止监测”按钮可以控制测量操作的启停。点击“开始监测”后，系统会检查本机所安装的软件状态，包括了是否安装数据库，数据库连接是否正常，同时还会检查本机所有串口信息，开始利用串口线程回读下位机数据。点击“停止监测”后，系统会关闭所有串口线程，停止测量工作。

在主界面点击“系统参数”按钮，将打开系统配置对话框。在该对话框主要是对系统数据库连接信息进行配置。同时对轮询的任务数量进行配置。用户点击“确定”按钮后，系统将按用户修改后的配置参数运行；用户如果点击“取消”按钮，系统将忽略本次的配置修改。

用户管理及口令更改

用户点击“用户管理”按钮后，将显示用户管理对话框。在该界面可以实现添加用户、删除用户、修改用户等功能，点击“退出”按钮，可退出用户管理界面。

用户点击“添加用户”按钮后，将显示添加用户对话框，用户权限分为操作员与管理员两类。

用户点击“删除用户”按钮后，将显示删除用户对话框。

用户点击“修改用户”按钮后，将显示修改用户对话框。

用户点击“口令更改”按钮后，将显示口令更改对话框。在该界面可以实现已添加用户的口令更改功能，点击“修改”按钮，则按照新口令进行登录操作，点击“取消”按钮，可退出口令更改界面。

油井信息

用户在主界面中点击“油井信息”按钮后，弹出油井信息维护界面，如图8所示。用户通过点击右侧的右侧的油井信息配置按钮，可实现油井信息维护，维护内容包括油井的归属关系、油井所述COM口、波特率、校验方式等信息，确保数据链路畅通，保证数据回传及时准确。该配置界面具备“导入”、“导出”功能，可以实现油井信息的快速管理。点击“返回主界面”，可返回至测量界面。

可选的操作有如下：用户新增采油厂操作，用户修改采油厂操作，用户删除采油厂操作，用户新增作业区操作，用户修改作业区操作，用户删除作业区操作，用户新增站点操作，用户修改站点操作，用户删除站点操作，用户新增井场操作，需要输入井场名，通讯端口号，波特率，校验位以及流控制等，

用户修改井场操作，用户删除井场操作，用户新增油井操作，用户修改油井操作，用户删除油井操作，用户导出油井信息操作，导出为.xml文件。用户导入油井信息操作，导入为.xml文件。

事件查看：

用户点击“事件查看”按钮后，将显示事件查看界面。该界面主要可查看最近事件和以往事件，通过选项卡进行切换查看。其中最近事件是指最近发生的50起事件，以往事件是可以通过设置查询事件，查阅一段事件内的事件。事件主要包含两大类，一是数据读取成功，一是数据读取失败。可以更好的管理现场安装的原油井口多参数测量仪仪。

数据清理：用户点击“数据清理”将显示数据清理界面。在该界面可以完成历史数据和历史事件的清理工作，清理方式主要有两种，一种是按时间段清理，一种是按截止日期清理。

总的来说，本专利能够同时实现单井的原油含水率、温度、压力的精确测量及数据远传。解决目前含水率测量精度差、温度传感器未安装，压力传感器无法远传等问题，为原油生产提供可靠数据，降低生产成本和现场员工劳动强度，提高智能油田数字化管理水平。

以下提供具体的本专利和现有技术的对比：

以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本领域的技术人员应该了解本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的范围内。

Claims

1.多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统，其特征在于，可编程振荡器（X1）输出连接至多路信号分配器（X2）,多路信号分配器（X2）通信连接耦合器（X5），耦合器（X5）通信连接数控移相器（X6），数控移相器（X6）通信连接相位差检波器（X7）；

可编程振荡器（X1）输出连接至多路信号分配器（X2），产生多路同频同幅同相高频信号；

首先取其中一路高频信号进入耦合器（X5）后，输出两路信号，功率较大的信号直接由双波导谐振腔（X15）的含水导波传输线（X17）一端进入，另一端输出至相位差检波器（X7），功率较小的信号直接经过数控移相器（X6），然后进入至相位差检波器（X7），通过测量两路信号相位差求得含水率，为含水率测定部分；

其次另取两路高频信号，两路高频信号其中一路高频信号直接由双波导谐振腔（X15）的矿化度导波传输线（X18）一端进入，另一端输出至幅度差检波器（X3），两路高频信号另外一路高频信号直接进入幅度差检波器（X3），通过测量两路信号幅度差求得矿化度，为矿化度测定部分。

2.如权利要求1所述的多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统，其特征在于，含水率测定部分和矿化度测定部分二者构成双波导谐振腔（X15），双波导谐振腔（X15）包含金属壳体（X14），金属壳体（X14）中包含含水导波传输线支架一（X8）、矿化度导波传输线支架一（X9）、矿化度导波传输线支架二（X10）、含水导波传输线支架二（X11）；含水导波传输线支架一（X8）和含水导波传输线支架二（X11）二者构成含水导波传输线支架；矿化度导波传输线支架一（X9）和矿化度导波传输线支架二（X10）二者构成矿化度导波传输线支架；含水导波传输线支架中穿过有含水导波传输线（X17），矿化度导波传输线支架中穿过有矿化度导波传输线（X18）；金属壳体中为油水混合物（X16）。

3.如权利要求2所述的多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统，其特征在于，含水导波传输线（X17）由金属导体外包裹绝缘材料构成，该绝缘材料高度绝缘，但不影响电磁波传输，可规避矿化度对含水测量的影响。

4.如权利要求2所述的多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统，其特征在于，矿化度导波传输线（X18）由金属导体构成。

5.如权利要求2所述的多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统，其特征在于，含水导波传输线（X17）穿过含水导波传输线支架（X8）、含水导波传输线支架（X11），内部空隙由高压密封胶填充或密封圈密封；矿化度导波传输线（X18）穿过矿化度导波传输线支架（X9）、矿化度导波传输线支架（X10），内部空隙由高压密封胶填充或密封圈密封。

6.如权利要求1所述的多传感器融合测量含水率和/或矿化度测量系统，其特征在于，还包含进行补偿修正的步骤，首先获取当前时间，然后得到处于一年中哪个旬度，然后查询植入控制系统存储器芯片关于结蜡对含水影响表，含水实测值加上对应的影响补偿值，就是真实的含水率；根据电磁学理论，原油中的含水率大小、真实矿化度，均会造成电磁波传输的幅度衰减，因此，采用幅度衰减方式测量矿化度，考虑含水率的影响；通过实验的方式，获取含水对矿化度测量的影响实验数据，然后根据实测的含水值，去消除对矿化度测量的影响；首先获取真实含水率，然后得到查询植入控制系统存储器芯片关于含水对矿化度测量的影响表，矿化度实测值减去对应的影响补偿值，就是真实的矿化度。