CN202093040U - 伽马射线截面成像装置、多相流流量测量装置 - Google Patents

Abstract

本实用新型涉及一种用于输油管中的多相流的伽马射线截面成像装置。该伽马射线截面成像装置由至少两组探头组成，每组探头包括：一个伽马射线探测器阵列、放射源、放射源屏蔽器；所述探测器阵列位于被测输油管的一侧且其法线与输油管轴向垂直；所述放射源位于输油管的另一侧；所述放射源屏蔽器对所述放射源进行屏蔽；每组探头所包括的伽马射线探测器阵列确定多个探测区间，每个探测区间由伽马射线探测器阵列中的一个探测器来确定，每个探测区间都能够获得伽马射线的平均吸收系数，以同时获取不同探测区间的平均吸收系数，从而得到多相流的瞬时截面图像。本实用新型还涉及两种油气水多相流测量装置。

Description

伽马射线截面成像装置、多相流流量测量装置

技术领域

本实用新型涉及一种安装在油气田输油管上的油气水多相流伽马射线截面成像装置，还涉及一种使用该装置的适用于油气田输油管内的油气水多相流流量测量装置。

背景技术

油井中油气水三相产物的流量数据是油田采油工作中的基础数据，是优化生产和优化油藏管理的主要依据。

为获取上述数据，近年来出现的使用伽马射线技术的多相流计量系统，由于不需要对油气水进行分离即可对油气水多相流混合物进行连续实时的测量、占地面积小、安装维护简单、精度较高等优点已被广泛的应用于单井计量，在数字化智能油田系统中扮演重要的角色。现有的使用伽马射线技术的多相流量计系统对油气水多相流混合物的测量过程一般如下：

1)标定，获取油、气、水对不同能量窄束伽马射线的吸收系数；

2)改变油气水多相流的流型流态，使其混合均匀；

3)根据各介质标定的吸收系数，测量含水率WC和含气率GVF，或者各相的相分率；

4)测量总流量率Q；

5)计算气流量率Q_g＝Q＊GVF；

6)计算液流量率Q_l＝Q＊(1-GVF)；

7)计算油流量率Q_o＝Q_l＊(1-WC)；

8)计算水流量率Q_w＝Q_l＊WC；

目前，以伽马射线为基础的多相流计量技术的局限性以及所面临的挑战主要有以下几点：(1)测量精度不够高。因为伽马射线测量技术需要满足窄束的条件这个前提，现有的多相流量计的放射源和探头都布局在油管的径向位置，因此只能获取径向很小立体角内的混合物的相分率，在此探测区间之外的部分却无能为力，所以相分率测量结果都是采用以“线”代“面”的方式，这种用局部来替代整体的方法使得其测量结果对流体的整体均匀性有要求。因此也就相对降低了整体的测量精度。(2)由于以上原因，现有的以伽马射线为基础的多相流流量计在上游一般都需要装混合器，用于使油气水多相流能够充分均匀的混合，以达到油管径向混合物的成分和比例能够代表整个油管截面的混合物成分和比例，但实际的混合效果并不能达到绝对的有代表性。(3)测量结果在很大程度上依赖于介质的属性。不同的油井，或者同一口油井的不同生产阶段，其产物油、气、水的成分都有很大的不同，那么其对伽马射线的吸收都会不同，而介质的吸收系数是现有的伽马射线多相计量技术的一个重要输入参数，为了获取正确的介质吸收系数，需要对油井产物进行频繁的取样、监控和分析，必要时多相流量计需要停机工作，重新进行介质标定。尤其是进行勘探井测量时，由于油井介质一般很难先行获取，需要在作业过程中中断作业，进行介质标定，或在作业结束时进行介质标定，重新运算反演一次仪表的原始数据，获得最终结果。这样作业的连续性和数据的时效性都会受到影响，降低效率，提高成本。(4)不能直观得到流体流态的流动特性。现有的伽马多相流计量都只能给出多相流的平均密度信息而没有其具体空间分布的位置信息。因此不能给出油、气和水在输油管内的空间分布信息即成像信息。

实用新型内容

因此，为了提高相分率的测量精度，尤其是非对称的流型流态或多种流型流态同时并存时的相分率测量精度，满足油田生产计量的需求，更有效地实施油藏管理和生产优化管理，本实用新型的第一个目的在于提供一种安装在油气水多相流输油管上的伽马射线截面成像装置，对输油管内的油、气和水进行成像，获取多相流的空间分布信息。

本实用新型的第二个目的在于提供两种安装在输油管上采用本实用新型的伽马射线截面成像装置而对油气水多相流进行连续测量的油气水流量测量装置。

为了实现第一个目的，本实用新型提供了一种用于输油管中的多相流的伽马射线截面成像装置，它由至少两组探头组成，每组探头包括一个伽马射线探测器阵列、放射源以及放射源屏蔽器。伽马射线探测器阵列设置在被测输油管的一侧，其法线与输油管的轴向垂直，放射源位于所述输油管的另一侧，所述放射源屏蔽器对放射源进行屏蔽。每组探头所包括的伽马射线探测器阵列确定多个探测区间，每个探测区间由伽马射线探测器阵列中的一个探测器来确定，每个探测区间都可获得伽马射线的平均吸收系数，同时获取不同探测区间的平均吸收系数可以得到多相流的瞬时截面图像。

所述伽马射线探测器阵列是由相应的准直器阵列、闪烁晶体阵列和光电倍增管阵列组成，其中闪烁晶体阵列和光电倍增管阵列也可是半导体射线探测器，或者是闪烁晶体加上位置灵敏的光电倍增管或半导体光电倍增管。所述伽马放射源是单一伽马能量的放射源。

所述伽马射线截面成像装置可由两组在同一截面上的探头组成，所述两组探头构成正交的空间结构以提高探测角度在所述输油管的截面上分布的均匀性，

所述伽马射线截面成像装置可由N组(N＞＝3)在同一截面上的探头组成，以提高有效探测区域在输油管的截面上的覆盖范围，每相邻两组探头的旋转角度为360°/N。

所述伽马射线截面成像装置可由N组(N＞＝3)探头组成，并且所述N组探头在轴向上相互错开，每相邻两组探头的旋转角度为360°/N，以使所述多组探头的有效探测区域相互避开。

沿输油管的轴向以一定间距设置两套所述伽马射线截面成像装置，可以通过对瞬时截面图像进行连续相关运算处理来获取多相流的流速信息。

将多相流的瞬时截面图像在时间上实时排列起来，可以得到多相流的截面影像。

该伽马射线截面成像装置还包括对所述瞬时截面图像进行处理的图像处理部分，当平均吸收系数接近多相流中的某一相时，对瞬时截面图像的像素进行单一相的量子化处理，在瞬时截面图像中的部分像素被量子化之后，重新计算各剩余像素的吸收系数的最佳值，经过多次量子化及求最佳值的处理，获取多相流的相分率，从而能够在单一伽马能量放射源的条件下获取多相流的相分率。

为了实现第二个目的，本实用新型提供了两种安装在输油管上的油气水多相流流量测量装置，两种测量装置都使用了本实用新型的伽马射线截面成像装置。

第一种油气水多相流测量装置包括在所述输油管的计量入口端和所述输油管的计量出口端之间依次安装的盲三通混合装置、上述伽马射线截面成像装置、差压式流量测量器件以及第一连接管段，在所述盲三通混合装置上安装有温度变送器和压力变送器，所述差压式流量测量器件设置有差压变送器，所述伽马射线截面成像装置对油气水多相流进行截面成像并进行图像处理，获取油气水三相的相分率α_o、α_g、α_w，所述差压式流量测量器件和所述差压变送器通过测定总流量差压值ΔP而测得总流量率Q，所述温度变送器和所述压力变送器分别测量输油管内的温度和压力。

第二种测量装置可称为“互相关多相流量计”，它包括在所述输油管的计量入口端和所述输油管的计量出口端之间依次安装的盲三通混合装置、位于输油管的上游的伽马射线截面成像装置、第二连接管段、位于输油管的下游的伽马射线截面成像装置以及第三连接管段，在所述盲三通混合装置上安装有温度变送器和压力变送器，其特征在于：位于输油管上游的伽马射线截面成像装置和位于输油管下游的伽马射线截面成像装置对油气水多相流进行截面成像并进行图像处理，获取液相和气相的互相关时间tl、tg，含气率GVF以及液相中的含水率WC，所述温度变送器和所述压力变送器分别测量输油管内的温度和压力。

附图说明

图1是伽马射线截面成像装置的正交探头结构示意图。

图2是伽马射线截面成像装置的三探头结构示意图，上半部为侧视图，下半部为剖面图。

图3是伽马射线截面成像装置的轴向三层九探头结构示意图。

图4是本实用新型的使用伽马射线截面成像装置的油气水多相流流量测量装置的一个实施例的示意图。

图5是使用图4所示实施例的油气水多相流流量测量方法的流程图。

图6是本实用新型的使用伽马射线截面成像装置的油气水多相流流量测量装置的另一个实施例的示意图。

图7是使用图6所示实施例的油气水多相流流测量方法的流程图。

具体实施方式

下面结合附图详细描述本实用新型的实施例。

图1～3示出了本实用新型的伽马射线截面成像装置的不同实施例。

图1为伽马射线截面成像装置的正交探头结构示意图，该伽马射线截面成像装置由两组位于同一截面位置的探头正交组成，每组探头包括：一个伽马射线探测器阵列1、放射源2以及放射源屏蔽器3。探测器阵列1位于被测输油管4的一侧且其法线与输油管4轴向垂直。放射源2位于输油管4的另一侧，所述放射源屏蔽器3对放射源2进行屏蔽。所述伽马射线探测器阵列1由准直器阵列7、闪烁晶体阵列8和光电倍增管9阵列组成。如果输油管的截面图像由图像像素矩阵5组成，两组正交的N个探测器阵列有2N探测经迹，可以给出2N个衰减吸收方程式。

为了提高每个像素的多个测量角度在截面上360°度内分布的均匀性，本实用新型的伽马射线截面成像装置可以采用两组以上的探头组成。图2给出了伽马射线截面成像装置的三探头结构示意图，三组探头位于输油管4的同一截面，对于三组探头，每相邻两组探测器阵列的旋转角度为360°/3＝120°度。如同一截面有N(N＞＝3)组探头，对于N组探头则每相邻两组探测器阵列的旋转角度为360°/N度。

图3是伽马射线截面成像装置的轴向三层九探头结构示意图，九组探头分布在三个截面上，每个截面有三组探头，在同一截面，每相邻两组探测器阵列1的旋转角度为360°/3＝120°度，而且在轴向不同截面的探测器阵列都避开其它截面的探测器阵列的探测区间，以提高有效探测区域在输油管的截面上的覆盖范围。若将此九个探头投影到同一个平面，则每相邻两组探头的旋转角度为360°/9＝40°度。

沿输油管的轴向以一定间距设置两套伽马射线截面成像装置，可以通过对瞬时截面图像进行连续相关运算处理来获取多相流的流速信息。

将多相流的瞬时截面图像在时间上实时排列起来，可以得到多相流的截面影像。

该伽马射线截面成像装置还包括对所述瞬时截面图像进行处理的图像处理部分，本装置示意图1～3中对图像处理部分未做标示。当平均吸收系数接近多相流中的某一相时，对瞬时截面图像的像素进行单一相的量子化处理，在瞬时截面图像中的部分像素被量子化之后，重新计算各剩余像素的吸收系数的最佳值，经过多次量子化及求最佳值的处理，获取多相流的相分率，从而能够在单一伽马能量放射源的条件下获取多相流的相分率。

图4示出了本实用新型的使用伽马射线截面成像装置的油气水多相流流量测量装置的一个实施例，图的上部是该实施例垂直安装示意图，图的下部是该实施例水平安装示意图。

标号30代表输油管计量入口端，31代表盲三通混合装置，32代表温度变送器，33代表压力变送器，35代表差压变送器，36代表差压式流量测量器件(如文丘里管)，34代表本实用新型的伽马射线截面成像装置，37代表连接管段，38代表输油管计量出口端。

该实施例的油气水多相流测量装置是这样构成的：在输油管计量入口端30依次安装盲三通混合装置31，伽马射线截面成像装置34，差压式流量测量器件36，连接管段37，连接管段37的出口端接输油管计量出口端38，温度变送器32和压力变送器33安装在盲三通混合装置31上。

其测量过程，从输油管来的油气水多相流首先进入盲三通混合装置31，改变多相流流态并将其混合。伽马射线截面成像装置34对油气水多相流进行截面成像，进行图像处理，获取油气水三相的相分率α_o、α_g、α_w，差压式流量测量器件36和差压变送器35通过测定总流量差压值ΔP而测得总流量率Q，温度变送器32和压力变送器33分别测量管内温度和压力；油气水多相流经过连接管段37进入输油管。

所有测定数据经计算机处理系统进行计算，然后输出油气水多相流的各相流量率等测量结果。

图5是使用图4所示实施例的油气水多相流流量测量方法的流程图。

其步骤为：

5-1调整改变原油气水多相流流型流态，并使其混合均匀(适用图4所示垂直安装实施例)；

5-2用伽马射线截面成像装置测量油、气、水各相的相分率α_o、α_g、α_w

5-3用相分率α_o，α_g，α_w计算多相流的混合密度ρ_mix；

5-4用差压式流量测量器件(如文丘里管)测量混合均匀的油气水三相总流量差压值ΔP；

5-5测量管压力和油气水多相流的温度；

5-6对测量的数据通过计算系统进行计算，求得总流量率、油流量率、气流量率和水流量率；计算公式为：

总流量率： $Q=k\sqrt{\frac{\mathrm{\Δp}}{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{mix}}}}$

油流量率：Q_o＝Q＊α_o

气流量率：Q_g＝Q＊α_g

水流量率：Q_w＝Q＊α_w

图6示出了本实用新型的使用伽马射线截面成像装置的油气水多相流流量测量装置的另一个实施例，图的上部是该实施例垂直安装示意图，图的下部该实施例水平安装示意图。

标号30代表输油管计量入口端，31代表盲三通混合装置，32代表温度变送器，33代表压力变送器，34代表上游伽马射线截面成像装置，37代表连接管段，38代表输油管计量出口端，39代表连接管段，40代表下游伽马射线截面成像装置。

该实施例的油气水多相流测量装置是这样构成的：在输油管计量入口端30依次安装盲三通混合装置31、上游伽马射线截面成像装置34、连接管段39、下游伽马射线截面成像装置40和连接管段37，连接管段37的出口端接输油管计量出口端38，温度变送器32和压力变送器33安装在盲三通混合装置31上。

其测量过程，从输油管来的油气水多相流首先进入盲三通混合装置31，改变多相流流态并将其混合。上游伽马射线截面成像装置34对油气水多相流进行截面成像，油气水多相流经过连接管段39和下游伽马射线截面成像装置40对油气水多相流进行截面成像，温度变送器32和压力变送器33分别测量管内温度和压力；油气水多相流经过连接管段37进入输油管。

对上下游伽马射线截面成像装置的截面成像进行图像处理和互相关测量，获取液相和气相的互相关时间tl、tg，含气率(GVF)以及液相中的含水率(WC)，所有测定数据经计算机处理系统进行计算，然后输出油气水多相流的各相流量率等测量结果。

图7是使用图6所示实施例的油气水多相流流量测量方法的流程图，其步骤为：

7-1)根据上下游伽马射线截面成像装置的成像结果，测量得到含气率(GVF)和液相中的含水率(WC)，并利用互相关方法测量得到液相和气相互相关时间：tl、tg；

7-2)计算液相流速Vl＝L/tl；

7-3)计算气相流速Vg＝L/tg；

7-4)计算液流量率Q_l＝Vl＊S＊(1-GVF)；

7-5)计算气流量率Q_g＝Vg＊S＊GVF；

7-6)计算油流量率Q_o＝Q_l＊(1-WC)；

7-7)计算水流量率Q_w＝Q_l＊WC；

其中L代表上下游伽马射线截面成像装置的距离，S代表油管的横截面积。

Claims (11)

1.一种用于输油管中的多相流的伽马射线截面成像装置，其特征在于：该伽马射线截面成像装置由至少两组探头组成，每组探头包括：一个伽马射线探测器阵列、放射源、放射源屏蔽器；所述探测器阵列位于被测输油管的一侧且其法线与输油管轴向垂直；所述放射源位于输油管的另一侧；所述放射源屏蔽器对所述放射源进行屏蔽；每组探头所包括的伽马射线探测器阵列确定多个探测区间，每个探测区间由伽马射线探测器阵列中的一个探测器来确定，每个探测区间都能够获得伽马射线的平均吸收系数，以同时获取不同探测区间的平均吸收系数，从而得到多相流的瞬时截面图像。

2.根据权利要求1所述的伽马射线截面成像装置，其特征在于：所述伽马射线探测器阵列由准直器阵列、闪烁晶体阵列和光电倍增管阵列组成。

3.根据权利要求2所述的伽马射线截面成像装置，其特征在于：所述闪烁晶体阵列和光电倍增管阵列能够被替换为半导体射线探测器，或者相应地被替换为闪烁晶体和位置灵敏的光电倍增管或半导体光电倍增管。

4.根据权利要求1所述的伽马射线截面成像装置，其特征在于：所述伽马射线截面成像装置由两组位于同一截面位置的探头正交组成。

5.根据权利要求1所述的伽马射线截面成像装置，其特征在于：所述伽马射线截面成像装置由N组位于同一截面位置的探头组成，每相邻两组探头的旋转角度为360°/N，其中，N＞＝3。

6.根据权利要求1所述的伽马射线截面成像装置，其特征在于：所述伽马射线截面成像装置由N组探头组成，每相邻两组探头的旋转角度为360°/N，并且所述N组探头在轴向上相互错开，以使所述N组探头的有效探测区域相互避开，其中，N＞＝3。

7.根据权利要求1-6中的任一项权利要求所述的伽马射线截面 成像装置，其特征在于：沿所述输油管的轴向以一定间距设置两套所述伽马射线截面成像装置，从而通过对瞬时截面图像进行连续相关运算处理来获取多相流的流速信息。

8.根据权利要求1-6中的任一项权利要求所述的伽马射线截面成像装置，其特征在于：将多相流的瞬时截面图像在时间上实时排列起来，从而得到多相流的截面影像。

9.根据权利要求1-6中的任一项权利要求所述的伽马射线截面成像装置，其特征在于：该伽马射线截面成像装置还包括对所述瞬时截面图像进行处理的图像处理部分，当平均吸收系数接近多相流中的某一相时，对瞬时截面图像的像素进行单一相的量子化处理，在瞬时截面图像中的部分像素被量子化之后，重新计算各剩余像素的吸收系数的最佳值，经过多次量子化及求最佳值的处理，获取多相流的相分率，从而能够在单能放射源的条件下获取多相流的相分率。

10.一种采用权利要求1-9中的任一项权利要求所述的伽马射线截面成像装置对油气水多相流进行测量的油气水多相流测量装置，其特征在于：该油气水多相流测量装置包括在所述输油管的计量入口端和所述输油管的计量出口端之间依次安装的盲三通混合装置、所述伽马射线截面成像装置、差压式流量测量器件以及第一连接管段，在所述盲三通混合装置上安装有温度变送器和压力变送器，所述差压式流量测量器件设置有差压变送器，所述伽马射线截面成像装置对油气水多相流进行截面成像并进行图像处理，获取油气水三相的相分率α_o、α_g、α_w，所述差压式流量测量器件和所述差压变送器通过测定总流量差压值ΔP而测得总流量率Q，所述温度变送器和所述压力变送器分别测量输油管内的温度和压力。

11.一种采用权利要求1-9中的任一项权利要求所述的伽马射线截面成像装置对油气水多相流进行测量的油气水多相流测量装置，其特征在于：该油气水多相流测量装置包括在所述输油管的计量入口端和所述输油管的计量出口端之间依次安装的盲三通混合装置(31)、位于输油管的上游的伽马射线截面成像装置、第二连接管段、位于输 油管的下游的伽马射线截面成像装置以及第三连接管段，在所述盲三通混合装置上安装有温度变送器和压力变送器，位于输油管上游的伽马射线截面成像装置和位于输油管下游的伽马射线截面成像装置对油气水多相流进行截面成像并进行图像处理，获取液相和气相的互相关时间tl、tg，含气率GVF以及液相中的含水率WC，所述温度变送器和所述压力变送器分别测量输油管内的温度和压力。 

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