CN116241235A - 一种溢气控制型油井在线计量装置、方法、设备以及介质 - Google Patents

一种溢气控制型油井在线计量装置、方法、设备以及介质 Download PDF

Info

Publication number
CN116241235A
CN116241235A CN202211601233.8A CN202211601233A CN116241235A CN 116241235 A CN116241235 A CN 116241235A CN 202211601233 A CN202211601233 A CN 202211601233A CN 116241235 A CN116241235 A CN 116241235A
Authority
CN
China
Prior art keywords
water content
upstream
flow
gas
overflow control
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN202211601233.8A
Other languages
English (en)
Inventor
刘翠玲
张河毅
王进旗
谢中立
孙晓荣
魏澳
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Beijing Technology and Business University
Original Assignee
Beijing Technology and Business University
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Beijing Technology and Business University filed Critical Beijing Technology and Business University
Priority to CN202211601233.8A priority Critical patent/CN116241235A/zh
Publication of CN116241235A publication Critical patent/CN116241235A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B01D19/0042—Degasification of liquids modifying the liquid flow
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/56—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using electric or magnetic effects
    • G01F1/58—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using electric or magnetic effects by electromagnetic flowmeters
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N23/00—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01P—MEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
    • G01P5/00—Measuring speed of fluids, e.g. of air stream; Measuring speed of bodies relative to fluids, e.g. of ship, of aircraft
    • G01P5/18—Measuring speed of fluids, e.g. of air stream; Measuring speed of bodies relative to fluids, e.g. of ship, of aircraft by measuring the time taken to traverse a fixed distance
    • G01P5/22—Measuring speed of fluids, e.g. of air stream; Measuring speed of bodies relative to fluids, e.g. of ship, of aircraft by measuring the time taken to traverse a fixed distance using auto-correlation or cross-correlation detection means
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
    • G06F17/10—Complex mathematical operations
    • G06F17/15—Correlation function computation including computation of convolution operations
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A20/00—Water conservation; Efficient water supply; Efficient water use

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Mathematical Optimization (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Computational Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Mathematical Analysis (AREA)
  • Data Mining & Analysis (AREA)
  • Pure & Applied Mathematics (AREA)
  • Aviation & Aerospace Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Computing Systems (AREA)
  • Databases & Information Systems (AREA)
  • Algebra (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

本发明提供一种溢气控制型油井在线计量装置、方法、设备以及介质，通过同轴线相位法含水率计组成相关流量计测量流量，流体进入本装置中，会先后流经两支同轴线相位法含水率计，产生两路含水率信号，这两路信号的变化具有相似性，并且存在一定的时延，通过计算两路含水率信号的时延值，再结合管道的尺寸以及两支含水率计的间距，就可以计算出流量，从而实现了含水率与流量一体化在线实时测量，提高了测量可靠性。同时，本发明通过调节溢气控制阀实现气液分离，减小了气体对测量的影响。

Description

一种溢气控制型油井在线计量装置、方法、设备以及介质
技术领域
本发明涉及原油生产技术领域，具体而言，尤其涉及一种溢气控制型油井在线计量装置、方法、设备以及介质。
背景技术
油井产量的计量是油田生产管理中的一项重要工作，油井产量进行准确、及时的计量，对于掌握油藏状况，制定生产方案，具有重要的指导意义。油井产量的计量按计量设备的位置分为计量间计量和井口计量。在计量间计量主要是测量油水气的产量，含水率还是要在井口取样化验来完成。国内各油田普遍还是采用传统的计量间量油方法，其约占油井总数的90％以上。计量间量油常用的方法主要是分离器量油孔板测气、翻斗量油孔板测气。分离器量油是根据液面平衡的原理，采用定容器计量的方法，既容器内液面上升到一定的高度，玻璃管液面计量油或翻板量油。在高含水期，特别是特高含水期，对于气液比低的油井计量后的排液十分困难，给计量操作造成很大不便。翻斗量油装置主要由量油、计数器等组成，一个斗装满时翻倒排油另一个斗装油，这样反复循环来累积量油。该技术装备简单、投资少，但由于采用间隙量油的方式来折算产量，导致系统误差约为10％-20％。井口计量一般采用体积流量计计量、称重式流量计计量、质量流量计计量等。另外，还有软件量油，例如示功图量油。该方法依据抽油机深井泵工况与油井产液量的变化关系，建立抽油杆、油管和液柱三维振动数学模型，通过计算柱塞有效冲程，结合油层物性和生产数据得到油井产量。但该方法的测量精度受计算模型、井筒结蜡等因素的影响较大。
上述分析发现，目前油田采用的油井计量方法各有优缺点，均无法对各种工况下的井口产液量实现方便快捷且直接准确的在线计量。此外，目前的油井计量方法需要取样化验测量含水率，这种方式测量时间较长，并且人工取样存在较大误差。而原油含水率也是油井的重要参数，能够反映油井的具体情况。因此对于原油含水率的计量，需要提高其自动化水平及测量精度。
同轴线相位法含水率计是一种测量原油含水率的测井仪器，能够实现含水率从0到100％的动态连续测量，且具有一致性和较高的测量精度。其工作原理主要以同轴线作为传感器，仪器外壳为外导体。油水混合介质在同轴线传感器的内导体和外导体之间流过时，将作为电磁波传播的载体，不同油水比例的混合介质会使得电磁波的相位发生变化。通过测量传感器内电磁波传播的相位特性，得到油水混合物的介电特性，再通过含水率的测量模型可以得到油水混合介质的含水率。该仪器经大量模拟井实验，其性能稳定，具有灵敏度高，分辨特性强的优点，并且在油井现场得到广泛应用。
随着技术的进步，油田越来越需要功能强、测量准确的油井计量设备以提高生产效率和油田的管理水平。将同轴线相位法含水率计应用在油井计量设备上，可以更好地解决目前在油井计量方面出现的问题。
发明内容
根据上述背景技术中提到的技术问题，而提供一种溢气控制型油井在线计量装置，通过同轴线相位法含水率计组成相关流量计测量流量，流体进入本装置中，会先后流经两支同轴线相位法含水率计，产生两路含水率信号，这两路信号的变化具有相似性，并且存在一定的时延，通过计算两路含水率信号的时延值，再结合管道的尺寸以及两支含水率计的间距，就可以计算出流量，从而实现了含水率与流量一体化在线实时测量，提高了测量可靠性。同时，本发明通过调节溢气控制阀实现气液分离，减小了气体对测量的影响。
本发明采用的技术手段如下：
一种溢气控制型油井在线计量装置，包括：气液分离单元和流量-含水率测量单元；所述气液分离单元通过多相流缓冲室和溢气控制阀进行气液分离；所述流量-含水率测量单元包括：上游同轴线相位法含水率计及下游同轴线相位法含水率计；所述同轴线相位法含水率计直接测量油井产出液含水率；在线计量装置包括组合后的上游同轴线相位法含水率计及下游同轴线相位法含水率计。
进一步地，所述装置包括：装置进液口、上游管路、与所述上游管路连通的且结构与所述上游管路相同的下游管路以及装置出液口；所述上游管路包括：上游油水气多相流缓冲室、上游流量-含水率测量室以及上游汇合室；所述上游油水气多相流缓冲室与所述上游汇合室通过上游挡板分隔；
所述上游油水气多相流缓冲室的顶端还设置有上游溢气控制阀；所述上游挡板与所述上游溢气控制阀同轴设置，且所述上游挡板中心设置有开孔；上游同轴线相位法含水率计水平穿过所述上游挡板上设置的中心开孔；所述上游同轴线相位法含水率计的内部设置有所述上游流量-含水率测量室；所述上游油水气多相流缓冲室内设置有所述上游同轴线相位法含水率计的上游流量-含水率测量室进液口；所述上游流量-含水率测量室上还设置有上游流量-含水率测量室出液口，所述上游流量-含水率测量室出液口设置在所述上游汇合室内；所述上游汇合室通过连接管道与下游管路连通；所述计量装置还具有设置在所述上游油水气多相流缓冲室内，且设置在所述装置进液口处的上游斜挡板。
进一步地，所述上游同轴线相位法含水率计通过法兰固定在上游管路的尾端，同时所述上游同轴线相位法含水率计内部有弹簧穿过，弹簧受力压缩固定盘根，实现密封。
进一步地，当所述上游溢气控制阀打开时，气相从所述上游溢气控制阀流入所述上游汇合室；液相经所述上游流量-含水率测量室进液口进入所述上游流量-含水率测量室进行含水率的测量，测量后的液相经所述上游流量-含水率测量室出液口进入上游汇合室，与气相汇合；当所述上游溢气控制阀关闭时，气相与液相一同进入上游流量-含水率测量室，经上游同轴线相位法含水率计测量后流入上游汇合室。
本发明还提供了一种溢气控制型油井在线计量方法，通过同轴线相位法含水率计实现油井产出液含水率和流量一体化测量，包括以下步骤：
将待测流体通过气液分离单元实现气液分离，并通过溢气控制单元控制气相不进入流量-含水率测量单元，液相依次分别进入具有一定距离的多个流量-含水率测量单元中，再由所述流量-含水率测量单元分别测量多支路的含水率信号；由数据采集单元采集所述多支路的含水率信号并将采集到的信号传送到计算机单元中；进而，通过运算单元获取所述多支路的含水率信号的互相关运算，得到多支路信号的互相关函数；根据所述互相关函数、管道信息以及上、下游传感器的距离获得油井产出液的流量信息。
进一步地，所述溢气控制单元通过溢气控制阀实现气相的流体通道的控制；当所述溢气控制阀打开时，气相不通过所述流量-含水率测量单元；当所述溢气控制阀关闭时，气相同液相一起进入所述流量-含水率测量单元。
进一步地，在所述气液分离单元中，通过重力进行气液分离；其中，气相在上层，液相在下层。
进一步地，所述流量-含水率测量单元采用同轴线相位法含水率计测量含水率，通过检测电磁波在同轴线内传播的相位的变化进而获取所述待测流体的含水率。
本发明还提供了一种溢气控制型油井在线计量的设备，所述设备包括：至少一个处理器；以及，与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够：向溢气控制单元输出实现溢气阀开启的启动信号；接收数据采集单元获取的多支路的含水率信号；根据所获取的多支路的含水率信号，在第一内置程序的控制下进行互相关运算，得到互相关函数；在第二内置程序的控制下，根据所述互相关函数、管道信息以及所属上下游传感器的距离获得油井产出液的流量信息。
本发明还提供了一种溢气控制型油井在线计量的介质，存储有计算机可执行指令，其特征在于，所述计算机可执行指令设置为：向溢气控制单元输出实现溢气阀开启的启动信号；接收数据采集单元获取的多支路的含水率信号；根据所获取的多支路的含水率信号，在第一内置程序的控制下进行互相关运算，得到互相关函数；在第二内置程序的控制下，根据所述互相关函数、管道信息以及所述上下游传感器的距离获得油井产出液的流量信息。
较现有技术相比，本发明具有以下优点：
本发明通过同轴线相位法含水率计测量含水率，无需人工取样测量，减少了含水率的测量误差，能够实现连续实时准确的测量。并且利用同轴线相位法含水率计组成相关流量计，实现了含水率与流量的一体化测量，流量信号与含水率信号同步测量传输，为动态变化的流量和含水率同步解释提供了有力保证。此外，因同轴线相位法含水率计内部无可动部件，避免了涡轮流量计测量流量时的沙卡现象，提高了流量测量的成功率和稳定性。本发明还通过溢气控制阀控制气相流体通道，可以解决低产油井计量中气相对于计量的影响。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图做以简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明装置结构示意图。
图2为本发明溢气控制阀的结构示意图；其中，(a)为阀门关闭状态；(b)为阀门打开状态。
图3为本发明装置的一种优化改进装置结构示意图。
图4为本发明数据采集单元示意图
图5为本发明相关流量计的测量原理示意图。
图6为现场试验数据曲线图。
图中：1、装置进液口；2、上游斜挡板；3、上游油水气多相流缓冲室；4、上游流量-含水率测量室进液口；5、上游溢气控制阀；6、上游挡板；7、弹簧；8、上游流量-含水率测量室；9、上游流量-含水率测量室出液口；10、上游汇合室；11、法兰；12、上游同轴线相位法含水率计；13、连接管道；14、下游斜挡板；15、下游油水气多相流缓冲室；16、下游流量-含水率测量室进液口；17、下游溢气控制阀；18、下游挡板；19、弹簧；20、下游流量-含水率测量室；21、下游流量-含水率测量室出液口；22、下游汇合室；23、法兰；24、下游同轴线相位法含水率计；25、装置出液口；26、溢气控制阀阀体；27、溢气控制阀阀芯；28、阀门手柄；29、通用溢气控制阀；30、气相流体通道；31、数据采集卡；32、计算机。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。
需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
本发明提供了一种溢气控制型油井在线计量装置，一种溢气控制型油井在线计量装置，包括：气液分离单元和流量-含水率测量单元。所述气液分离单元通过多相流缓冲室和溢气控制阀进行气液分离；所述流量-含水率测量单元包括：上游同轴线相位法含水率计及下游同轴线相位法含水率计；所述同轴线相位法含水率计直接测量油井产出液含水率；在线计量装置包括组合后的上游同轴线相位法含水率计及下游同轴线相位法含水率计。本装置能够利用同轴线相位法含水率计实现油井产出液的含水率和流量一体化测量，可以全面应用于各种类型的油井，提高了测量精度以及计量范围。
作为一种优选的实施方式，在本申请中，采用同轴线相位法含水率计作为传感器。该仪器基于电磁波理论，将同轴线传感器作为油水检测的敏感元件。油水多相流处于传感器内部时，将成为电磁波在同轴线中传播的载体。多相流的介电特性与油、水各相的介电常数和电导率有关，即与各相的含量有关。由于地层水的介电常数和电导率远大于油和气，所以多相流体的介电特性主要由混合介质的含水率来决定。当具有不同介电特性的多相流体从传感器内部流过时，多相流体的介电特性变化会引起电磁波在同轴线内传播的相位变化。因此，可以通过测量电磁波在同轴线内传播的相位变化来测量含水率。
与波导传感器相比，同轴线传感器存在更多优势。首先，根据电磁场理论，电磁波在波导传感器中只能以TE或TM模式传播。在同轴线传感器中，电磁波不仅能以TE或TM模式传播，还能够以TEM模式传播。TEM模式是最简单的传播模式，选择以TEM模式在同轴线内传播，有利于精确测量电磁波传播时产生的相位偏移。此外，同轴线传感器的工作频率为75MHz，而波导传感器的工作频率为300MHz，高频测量系统对于电磁环境的要求更加严格，容易受周围环境的电磁干扰。同时，传感器的工作频率越高，相应的电路就会越复杂，从而成本也会增加。
同时，本发明还提供了一种溢气控制型油井在线计量方法，通过同轴线相位法含水率计实现油井产出液含水率和流量一体化测量，包括以下步骤：将待测流体通过气液分离单元实现气液分离，并通过溢气控制单元控制气相不进入流量-含水率测量单元，液相依次分别进入具有一定距离的多个流量-含水率测量单元中，再由所述流量-含水率测量单元分别测量多支路的含水率信号；由数据采集单元采集所述多支路的含水率信号并将采集到的信号传送到计算机单元中；进而，通过运算单元获取所述多支路的含水率信号的互相关运算，得到多支路信号的互相关函数；根据所述互相关函数、管道信息以及上、下游传感器的距离获得油井产出液的流量信息。
实施例1
作为本申请的一种实施例，如图1所示，一种溢气控制型油井在线计量装置，所述装置包括装置进液口、上游管路、与所述上游管路连通的且结构与所述上游管路相同的下游管路以及装置出液口。所述上游管路包括上游油水气多相流缓冲室3、上游溢气控制阀5、上游流量-含水率测量室8和上游汇合室10，所述上游油水气多相流缓冲室3一端设有装置进液口1，所述装置进液口1处设有上游斜挡板2，所述上游溢气控制阀5设在上游油水气多相流缓冲室3顶端，在上游油水气多相流缓冲室3内部，所述上游溢气控制阀5对应位置设有上游挡板6，所述上游挡板6中心为一圆孔，上游同轴线相位法含水率计12水平穿过上游挡板6中心圆孔，所述上游流量-含水率测量室8位于上游同轴线相位法含水率计12内部，上游流量-含水率测量室进液口4位于上游油水气多相流缓冲室3内，所述上游同轴线相位法含水率计12通过法兰11固定在上游管路的尾端，同时所述上游同轴线相位法含水率计内部有弹簧7穿过，弹簧受力压缩固定盘根，实现密封。所述上游汇合室10位于上游挡板6另一侧，上游流量-含水率测量室出液口9位于上游汇合室10内，上游汇合室10通过连接管道13与下游管路连通。
如图2所示，所述溢气控制阀包括：溢气控制阀阀体26、溢气控制阀阀芯27、阀门手柄28组成。在使用过程中，需将溢气控制阀阀体26安装在油水气多相流缓冲室顶部，并与油水气多相流缓冲室连通，在阀门正下方，油水气多相流缓冲室内部安装挡板，挡板中心为一圆孔，同轴线相位法含水率计通过圆孔插入，使同轴线相位法含水率计进液口位于油水气多相流缓冲室内。溢气控制阀阀芯27为柱体结构，可与溢气控制阀阀体紧密贴合，其底部有一缺口。旋转阀门手柄28可改变阀门状态。当阀门处于关闭状态时，多相流体只能流至同轴线相位法含水率计；当阀门处于打开状态时，上层的气体可以通过溢气控制阀流入挡板的另一侧，不流经同轴线相位法含水率计，从而实现气液分离。
油井产出液首先从装置进液口1进入所述装置，流经上游斜挡板2，斜挡板的作用是使气液更容易分离，然后进入上游油水气多相流缓冲室3，依靠重力进一步气液分离。通过调节溢气控制阀控制气相流体通道。在溢气控制阀打开的情况下，气相从上游溢气控制阀5的通道流入上游汇合室10。液相经上游流量-含水率测量室进液口4进入上游流量-含水率测量室8进行含水率的测量，测量后的液相经上游流量-含水率测量室出液口9进入上游汇合室10，与气相汇合。汇合后的流体经连接管道13流入结构相同的下游管路，再次进行含水率的测量。油井产出液的流量由两支同轴线相位法含水率计组合构成的相关流量计测量。
实施例2
如图3所示，为本发明一种优化改进的装置示意图，在图1的基础上，减小了装置的体积。在结构上将装置进液口1与装置出液口25调整至同侧，有利于实际应用中的安装与调试。此外，将上游油水气多相流缓冲室3与下游油水气多相流缓冲室15通过气相流体通道30连通。当油井产出液从装置进液口1流入装置后，会首先在上游油水气多相流缓冲室3集流，依靠重力实现气液分离，将通用溢气控制阀29打开，上层的气体从气相流体通道30流入到下游油水气多相流缓冲室15，与液相汇合后通过装置出液口25流出装置。液相通过上游流量-含水率测量室4进液口进入上游流量-含水率测量室8进行测量，从上游流量-含水率测量室出液口9流出上游同轴线相位法含水率计12，经连接管道13流入下游流量-含水率测量室20进行测量，通过下游流量-含水率测量室出液口21流入到下游油水气多相流缓冲室15与气相汇合，最终通过装置出液口25流出装置，完成测量。
实施例3
作为本申请的一种实施例，本申请包含一种溢气控制型油井在线计量方法，利用同轴线相位法含水率计实现油井产出液含水率和流量一体化测量，包括如下步骤：
步骤一：油井产出液经所述装置进液口流入所述上游油水气多相流缓冲室。在上游油水气多相流缓冲室内依靠重力进行气液分离，气相在上层，液相在下层。
步骤二：调节所述上游溢气控制阀。当阀门打开时，气相经上游溢气控制阀进入所述上游汇合室，不经过所述上游流量-含水率测量室。当阀门关闭时，气相与液相一同进入上游流量-含水率测量室，经上游同轴线相位法含水率计测量后流入上游汇合室。
步骤三：油井产出液流入所述上游流量-含水率测量室，利用所述上游同轴线相位法含水率计测量含水率。该仪器基于电磁波理论，将同轴线作为敏感元件，当混合流体处于传感器内部时，将成为电磁波在同轴线中传播的载体。混合流体的介电特性与油、水各相的介电常数和电导率有关，即与各相的含量有关。由于地层水的介电常数和电导率远大于油和气，所以混合流体的介电特性主要由混合介质的含水率来决定。当具有不同介电特性的混合流体从传感器内部流过时，混合流体的介电特性变化会引起电磁波在同轴线内传播的相位变化。因此，可以通过测量电磁波在同轴线内传播的相位变化来测量含水率。
步骤四：经上游流量-含水率测量室流出的油井产出液在上游汇合室汇合，流入所述下游管路中，下游管路与上游管路相同。油井产出液将在下游管路中再次测量含水率，最终流出所述装置。
步骤五：根据所述装置的结构，油井产出液在上游流量-含水率测量室测量后需经过一段时间流入下游流量-含水率测量室再次测量。两路含水率信号在波动变化上相似，但在时间上相隔一段时间差。数据采集系统采集两路含水率信号，并将数据传送到计算机中进行动态显示与计量。通过将两路含水率信号进行互相关运算，可以得到两路信号的互相关函数(实质上，就是在不同的延时值下比较这两路含水率信号波形的相似程度)。当两路含水率信号波形相似程度最大时，互相关函数取得最大值，此时的延时值即为时间差。根据求出的时间差，再结合管道的尺寸和上下游同轴线相位法含水率计之间的距离，可以求得油井产出液的流量。
实施例4：
作为本申请的一种实施例，本申请包含一种溢气控制型油井在线计量的设备，所述设备包括：至少一个处理器；以及，与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够：向溢气控制单元输出实现溢气阀开启的启动信号；接收数据采集单元获取的多支路的含水率信号；根据所获取的多支路的含水率信号，在第一内置程序的控制下进行互相关运算，得到互相关函数；在第二内置程序的控制下，根据所述互相关函数、管道信息以及所属上下游传感器的距离获得油井产出液的流量信息。
如图4所示，数据采集单元示意图。上游同轴线相位法含水率计12与下游同轴线相位法含水率计24输出的频率信号经电缆传输至数据采集卡31中，数据采集卡再将数据传输至计算机软件中进行流量、含水率的计算，同时动态显示实时数据。
实施例5
作为本申请的一种实施例，本申请包含一种溢气控制型油井在线计量的介质，存储有计算机可执行指令，所述计算机可执行指令设置为：向溢气控制单元输出实现溢气阀开启的启动信号；接收数据采集单元获取的多支路的含水率信号；根据所获取的多支路的含水率信号，在第一内置程序的控制下进行互相关运算，得到互相关函数；在第二内置程序的控制下，根据所述互相关函数、管道信息以及所述上下游传感器的距离获得油井产出液的流量信息。
实施例6：
本发明将两支同轴线相位法含水率计组成相关流量计测量流量。相关流量计的测量原理如图5所示，当被测流体在所述装置中稳定流动时，会依次流经上下游的同轴线相位法含水率计，上下游会依次产生含水率测量信号。将上下游同轴线相位法含水率计、所述装置及被测流体组成的系统视为一个信号系统。设上游同轴线相位法含水率计产生的含水率信号为x(t)，作为系统的输入；设下游同轴线相位法含水率计产生的含水率信号为y(t)，作为系统的输出。因此，确定流体从上游测量截面至下游测量截面所需时间的问题就可归结为一随机信号通过给定系统所需时间的问题。将该系统的输出信号y(t)与输入信号x(t)根据公式(1)作互相关运算，得到互相关函数Rxy(τ)，其中τ为时间延时。
Figure BDA0003997323450000111
式中，T为时间间隔。
互相关函数Rxy(τ)应在无限大的时间平均下求得。但要满足实时测量，互相关函数的运算只允许在有限的时间间隔内进行。在实际生产中，油井产出液的流量与抽油机冲次有关。受抽油机冲次影响，同轴线相位法含水率计信号呈周期性变化，为了保证相关流量计算的准确性，时间间隔T大约为信号周期的3倍。每次运算的结果为互相关函数Rxy(τ)的估计值
Figure BDA0003997323450000112
Figure BDA0003997323450000113
互相关函数Rxy(τ)表示两路信号在不同的时间延时下，两信号波形的相似程度。当互相关函数Rxy(τ)取得最大值时，表示两路信号的相似程度最大，此时对应的时间延时值τ0就是信号x(t)在该系统中的传递时间。信号x(t)在该系统中传播速度vc可表示为：
Figure BDA0003997323450000121
式中，vc为相关速度；L为传感器间距。
具体实施中，管道内的油水两相流或油水气三相流，各相分布在流动过程中是变化的。由于上下游传感器间的距离很短，因此可以近似认为各相分布是不变的。在理想流动状态下，管道横截面上各点处流体的流速都相等，被测流体的体积平均流速vcp可以用相关速度vc表示：
Figure BDA0003997323450000122
因此，被测流体的体积流量Q可表示为：
Figure BDA0003997323450000123
式中，K为速度偏差系数；A为管道横截面积。
公式(5)中分子为定值，根据测试试验数据，最终将分子确定为一个常数。因此，被测流体的体积流量Q可表示为：
Figure BDA0003997323450000124
实施例7：
基于本发明的装置与方法，在油田生产现场开展了试验。图6为现场试验数据曲线，从图6中可以看到，上下游同轴线相位法含水率计信号存在一定的时延。因此可以通过本发明中的方法测量流量，证明了本发明的可行性。在现场试验中，分别使用涡轮流量计与本发明的装置进行流量测量，试验结果如表1所示。
表1现场试验结果
Figure BDA0003997323450000131
与传统计量方法相比，本发明是利用两路含水率信号的相互关系进而测定油井产出液流量。该方法的优点是内部没有可动部件，降低了出现机械故障的可能，具有较高的稳定性，并且不受流体本身状况的影响，适应面广。本发明既适用于油水两相流，也适用于油水气三相流，适合在油井地面计量中应用。
上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。
在本发明的上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述的部分，可以参见其他实施例的相关描述。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的技术内容，可通过其它的方式实现。其中，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如所述单元的划分，可以为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，单元或模块的间接耦合或通信连接，可以是电性或其它的形式。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可为个人计算机、服务器或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、移动硬盘、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (10)

1.一种溢气控制型油井在线计量装置，包括：气液分离单元和流量-含水率测量单元；其特征在于，所述气液分离单元通过多相流缓冲室和溢气控制阀进行气液分离；所述流量-含水率测量单元包括：上游同轴线相位法含水率计及下游同轴线相位法含水率计；所述同轴线相位法含水率计直接测量油井产出液含水率；在线计量装置包括组合后的上游同轴线相位法含水率计及下游同轴线相位法含水率计。
2.根据权利要求1所述的一种溢气控制型油井在线计量装置，其特征在于，所述装置包括：装置进液口、上游管路、与所述上游管路连通的且结构与所述上游管路相同的下游管路以及装置出液口；
所述上游管路包括：上游油水气多相流缓冲室、上游流量-含水率测量室以及上游汇合室；所述上游油水气多相流缓冲室与所述上游汇合室通过上游挡板分隔；
所述上游油水气多相流缓冲室的顶端还设置有上游溢气控制阀；所述上游挡板与所述上游溢气控制阀同轴设置，且所述上游挡板中心设置有开孔；上游同轴线相位法含水率计水平穿过所述上游挡板上设置的中心开孔；
所述上游同轴线相位法含水率计的内部设置有所述上游流量-含水率测量室；所述上游油水气多相流缓冲室内设置有所述上游同轴线相位法含水率计的上游流量-含水率测量室进液口；所述上游流量-含水率测量室上还设置有上游流量-含水率测量室出液口，所述上游流量-含水率测量室出液口设置在所述上游汇合室内；所述上游汇合室通过连接管道与下游管路连通；
所述计量装置还具有设置在所述上游油水气多相流缓冲室内，且设置在所述装置进液口处的上游斜挡板。
3.根据权利要求1所述的一种溢气控制型油井在线计量装置，其特征在于，所述上游同轴线相位法含水率计通过法兰固定在上游管路的尾端，同时所述上游同轴线相位法含水率计内部有弹簧穿过，弹簧受力压缩固定盘根，实现密封。
4.根据权利要求1所述的一种溢气控制型油井在线计量装置，其特征在于：当所述上游溢气控制阀打开时，气相从所述上游溢气控制阀流入所述上游汇合室；液相经所述上游流量-含水率测量室进液口进入所述上游流量-含水率测量室进行含水率的测量，测量后的液相经所述上游流量-含水率测量室出液口进入上游汇合室，与气相汇合；当所述上游溢气控制阀关闭时，气相与液相一同进入上游流量-含水率测量室，经上游同轴线相位法含水率计测量后流入上游汇合室。
5.一种溢气控制型油井在线计量方法，通过同轴线相位法含水率计实现油井产出液含水率和流量一体化测量，其特征在于，包括以下步骤：
将待测流体通过气液分离单元实现气液分离，并通过溢气控制单元控制气相不进入流量-含水率测量单元，液相依次分别进入具有一定距离的多个流量-含水率测量单元中，再由所述流量-含水率测量单元分别测量多支路的含水率信号；由数据采集单元采集所述多支路的含水率信号并将采集到的信号传送到计算机单元中；进而，通过运算单元获取所述多支路的含水率信号的互相关运算，得到多支路信号的互相关函数；根据所述互相关函数、管道信息以及上、下游传感器的距离获得油井产出液的流量信息。
6.根据权利要求5所述的一种溢气控制型油井在线计量方法，其特征在于，所述溢气控制单元通过溢气控制阀实现气相的流体通道的控制；当所述溢气控制阀打开时，气相不通过所述流量-含水率测量单元；当所述溢气控制阀关闭时，气相同液相一起进入所述流量-含水率测量单元。
7.根据权利要求5所述的一种溢气控制型油井在线方法，其特征在于，在所述气液分离单元中，通过重力进行气液分离；其中，气相在上层，液相在下层。
8.根据权利要求5所述的一种溢气控制型油井在线计量方法，其特征在于，所述流量-含水率测量单元采用同轴线相位法含水率计测量含水率，通过检测电磁波在同轴线内传播的相位的变化进而获取所述待测流体的含水率。
9.一种溢气控制型油井在线计量的设备，其特征在于，所述设备包括：
至少一个处理器；以及，
与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，
所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够：
向溢气控制单元输出实现溢气阀开启的启动信号；
接收数据采集单元获取的多支路的含水率信号；
根据所获取的多支路的含水率信号，在第一内置程序的控制下进行互相关运算，得到互相关函数；
在第二内置程序的控制下，根据所述互相关函数、管道信息以及所属上下游传感器的距离获得油井产出液的流量信息。
10.一种溢气控制型油井在线计量的介质，存储有计算机可执行指令，其特征在于，所述计算机可执行指令设置为：
向溢气控制单元输出实现溢气阀开启的启动信号；
接收数据采集单元获取的多支路的含水率信号；
根据所获取的多支路的含水率信号，在第一内置程序的控制下进行互相关运算，得到互相关函数；在第二内置程序的控制下，根据所述互相关函数、管道信息以及所述上下游传感器的距离获得油井产出液的流量信息。
CN202211601233.8A 2022-12-13 2022-12-13 一种溢气控制型油井在线计量装置、方法、设备以及介质 Pending CN116241235A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202211601233.8A CN116241235A (zh) 2022-12-13 2022-12-13 一种溢气控制型油井在线计量装置、方法、设备以及介质

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202211601233.8A CN116241235A (zh) 2022-12-13 2022-12-13 一种溢气控制型油井在线计量装置、方法、设备以及介质

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN116241235A true CN116241235A (zh) 2023-06-09

Family

ID=86624992

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202211601233.8A Pending CN116241235A (zh) 2022-12-13 2022-12-13 一种溢气控制型油井在线计量装置、方法、设备以及介质

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN116241235A (zh)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2122722C1 (ru) Контрольное устройство для определения многокомпонентного состава и процесс текущего контроля, использующий измерения полного сопротивления
CN101260802B (zh) 油、气、水三相油井连续计量装置及其测量方法
EP1893952B1 (en) Method and apparatus for measuring nonhomogeneous flow phase velocities
RU2499229C2 (ru) Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа
RU2498230C2 (ru) Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа
CN201818297U (zh) 油气水三相自动计量装置
Henry et al. Coriolis mass flow metering for three-phase flow: A case study
US7775085B2 (en) High water cut well measurements with hydro-separation
RU2754656C1 (ru) Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины
WO2006083170A1 (en) Flow measurement apparatus
CN102207398B (zh) 用于燃油终端结算的超声波流量测量的装置和方法
CN101666770A (zh) 低含气率原油测量装置及方法
CN105804720A (zh) 双体式油井三相自动计量器
He et al. Experimental and numerical research on the axial and radial concentration distribution feature of miscible fluid interfacial mixing process in products pipeline for industrial applications
CN104101396A (zh) 智能多相流量计
Yang et al. Measurement of high-water-content oil-water two-phase flow by electromagnetic flowmeter and differential pressure based on phase-isolation
CN115201226A (zh) 一种油水两相流双参数测量方法
CN113124949A (zh) 一种多相流流量检测方法及系统
CN114165216A (zh) 一种单井连续多相流量计量系统、存储介质和计算机设备
Chen et al. Conductance sensor-based flowrate estimation of horizontal gas-water slug flow from interfacial wave statistics
CN102628702B (zh) 油水两相流部分分离在线计量的装置的应用方法
CN116241235A (zh) 一种溢气控制型油井在线计量装置、方法、设备以及介质
CN1105448A (zh) 油气水三相流量测量方法及其装置
Haldun Ünalmis Flow measurement optimization using surface measurements and downhole sound speed measurements from local or distributed acoustic sensors
Mehdizadeh Multi-phase flow metering using dissimilar flow sensors: theory and field trial results

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination