多相流相含率的检测方法与流程

1.本发明涉及石油工业技术领域，尤指一种多相流相含率的检测方法。


背景技术：

2.在石油开采、集输、压裂、试油等工业环节中，存在大量需要检测的复杂多相流体，这些复杂流体主要由原油、地层水、天然气等3个不同组分混合而成。此外，由于工业生产的需要，多相流往往保持着连续流动的状态，需要对其在线检测，这对相含率的定量检测带来了极大的困难，意味着传统依靠弛豫谱和扩散谱这类需要耗费较长时间进行相含率测量的方法不再适用。
3.现有检测方式通过定期(一天一次甚至更久)对待测多相流进行采样后，采用自然沉降或离心的方式，基于各组分密度差异实现分层后，进行计量。这类方法的弊端十分明显：(1)需要阻断流体流动状态后采样(阻碍生产)；(2)检测后的样品被废弃造成污染；(3)采样至实验室检测需要时间，造成检测数据的滞后，效率低下；(4)采样过程由于样品温度、压力的变化，可能造成其物性参数的变化，测量结果无法反映管道内流体的真实数据。
4.核磁共振技术在复杂流体定量检测方面的应用已十分成熟，且因其相比于其他技术具备准确、绿色、安全等优势而脱颖而出，但是当前复杂流体核磁共振检测技术也同样依赖采样测量，即不能用于流动流体的在线测量。


技术实现要素：

5.本发明实施例的主要目的在于提供一种多相流相含率的检测方法，弥补了采用弛豫时间参数区分组分时存在难以区分的不足，可实现多相流相含率的在线测量。
6.为了实现上述目的，本发明实施例提供一种多相流相含率的检测方法，所述方法包括：
7.对待测多相流进行采样，得到多相流样品，对所述多相流样品中的油、气及水进行三相分离；
8.对纯净水及所述多相流样品中的水、油分别进行核磁共振，得到对应的自由衰减信号的首幅值，并利用所述首幅值确定所述多相流样品中的水与油对应的含氢指数；
9.对所述多相流样品中的水与油施加扩散编辑脉冲序列，得到所述多相流样品中的水与油对应的扩散系数；
10.利用变回波间隔脉冲序列对待测多相流进行脉冲发射，得到回波信号，并根据所述回波信号、含氢指数及扩散系数，确定所述待测多相流中油、气及水对应的相含率。
11.可选的，在本发明一实施例中，所述方法还包括：利用油、气及水三种单相流体对应的相含率进行石油开采、集输、压裂及试油。
12.可选的，在本发明一实施例中，所述对所述多相流样品中的油、气及水进行三相分离包括：利用静置方式或离心技术对所述多相流样品进行三相分离，得到油、气及水三种单相流体。
13.可选的，在本发明一实施例中，所述对纯净水及所述多相流样品中的水、油分别进行核磁共振，得到对应的自由衰减信号的首幅值包括：将纯净水及所述多相流样品中的水、油分别放入测试容器中；其中，所述测试容器的内径及外径与多相流核磁共振流量计的流体管内径及外径相同，所述测试容器的长度大于多相流核磁共振流量计的天线长度；将所述测试容器放置于所述多相流核磁共振流量计探测区域，测量得到所述纯净水及所述多相流样品中的水、油对应的自由衰减信号的首幅值。
14.可选的，在本发明一实施例中，所述利用所述首幅值确定所述多相流样品中的水与油对应的含氢指数包括：根据所述多相流样品中水的自由衰减信号的首幅值与所述纯净水的自由衰减信号的首幅值的比值，确定所述多相流样品中水的含氢指数；根据所述多相流样品中油的自由衰减信号的首幅值与所述纯净水的自由衰减信号的首幅值的比值，确定所述多相流样品中油的含氢指数。
15.可选的，在本发明一实施例中，所述利用变回波间隔脉冲序列对待测多相流进行脉冲发射，得到回波信号包括：将待测多相流与多相流核磁共振流量计相接，以使待测多相流在多相流核磁共振流量计的探头下连续流动，利用变回波间隔脉冲序列，对待测多相流进行半回波间隔不同的两次脉冲发射，得到的回波信号包括第一次回波信号及第二次回波信号。
16.可选的，在本发明一实施例中，所述利用变回波间隔脉冲序列，对待测多相流进行半回波间隔不同的两次脉冲发射包括：利用一个90度脉冲以及与其相隔第一半回波间隔的一个180度脉冲对待测多相流进行脉冲发射，得到扫描首幅值及第一次回波信号；利用一个90度脉冲以及与其相隔第二半回波间隔的一个180度脉冲对待测多相流进行脉冲发射，得到第二次回波信号。
17.可选的，在本发明一实施例中，所述根据所述回波信号、含氢指数及扩散系数，确定所述待测多相流中油、气及水三对应的相含率包括：根据第一次回波信号、第二次回波信号、第一半回波间隔、第二半回波间隔、含氢指数及扩散系数，确定所述待测多相流中油、气及水对应的相含率。
18.本发明弥补了利用弛豫时间差异难以分辨油、水的不足，基于流体各组分扩散系数的差异，实现对不同流体组分含量的定量，不需要采集被测流体的弛豫信息，测量速度快，可实现全量程、高效、环保、安全的多相流相含率的在线测量。
附图说明
19.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，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅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的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
20.图1为本发明实施例一种多相流相含率的检测方法的流程图；
21.图2为本发明实施例中确定自由衰减信号的首幅值的流程图；
22.图3为本发明实施例中变回波间隔脉冲序列扫描流程图；
23.图4为本发明一具体实施例中多相流相含率检测的流程图；
24.图5a及图5b为本发明一具体实施例中变回波间隔脉冲序列的示意图。
具体实施方式
25.本发明实施例提供一种多相流相含率的检测方法，本发明适用于所有涉及(三相及以内)多相流相含率在线测量的实验室内及工程应用领域。
26.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作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
27.目前，现有多相流相含率的检测方法涉及针对油气水三相流的相含率在线检测，主要针对三相流各组分的弛豫时间差异进行相含率检测，该技术方案无法要求油气水三相，尤其是油水之间的弛豫时间差别较大才能分辨，但现实情况是，轻质油的弛豫时间比较接近水，而压裂液的弛豫时间又接近中、重质油，使该技术方案存在局限。
28.如图1所示为本发明实施例一种多相流相含率的检测方法的流程图，图中所示方法包括：
29.步骤s1，对待测多相流进行采样，得到多相流样品，对所述多相流样品中的油、气及水进行三相分离。
30.其中，对待测多相流进行采样，然后通过静置或离心的方式使油、气、水三相分离，多相流样品中的气为天然气。
31.步骤s2，对纯净水及所述多相流样品中的水、油分别进行核磁共振，得到对应的自由衰减信号的首幅值，并利用所述首幅值确定所述多相流样品中的水与油对应的含氢指数。
32.其中，利用多相流核磁共振流量计对纯净水及多相流样品中的水、油分别进行核磁共振，并测量自由衰减(fid)信号的首幅值。进一步的，油、水样品的fid首幅值与纯水试剂fid首幅值的比值就是油、水的含氢指数。
33.步骤s3，对所述多相流样品中的水与油施加扩散编辑脉冲序列，得到所述多相流样品中的水与油对应的扩散系数。
34.其中，对多相流样品中的油、水样品施加扩散编辑(diffusion ecoding)脉冲序列，测量得到油、水的扩散系数。
35.步骤s4，利用变回波间隔脉冲序列对待测多相流进行脉冲发射，得到回波信号，并根据所述回波信号、含氢指数及扩散系数，确定所述待测多相流中油、气及水对应的相含率。
36.其中，采用变回波间隔脉冲序列对待测多相流进行脉冲发射，先后进行半回波间隔不同的两次扫描，得到两次扫描对应的回波信号。此外，根据两次扫描的脉冲序列的不同回波间隔、回波信号、含氢指数及扩散系数，确定待测多相流中油、气及水三种单相流体对应的相含率。具体的，相含率包括含油率、含气率及含水率。
37.作为本发明的一个实施例，方法还包括：利用油、气及水三种单相流体对应的相含率进行石油开采、集输、压裂及试油。例如：石油开采时，液相含油率的多少可以了解油藏动态，指导开采策略的优选；集输环节，含水率可指导掺水作业；压裂及试油环节，含气率、含水率、含油率是动态变化的，实时监测对于准确把握压裂效果、评价产能十分重要。
38.作为本发明的一个实施例，对多相流样品中的油、气及水进行三相分离包括：利用
静置方式或离心技术对多相流样品进行三相分离，得到油、气及水三种单相流体。
39.作为本发明的一个实施例，如图2所示，对纯净水及所述多相流样品中的水、油分别进行核磁共振，得到对应的自由衰减信号的首幅值包括：
40.步骤s21，将纯净水及所述多相流样品中的水、油分别放入测试容器中；其中，所述测试容器的内径及外径与多相流核磁共振流量计的流体管内径及外径相同，所述测试容器的长度大于多相流核磁共振流量计的天线长度。
41.其中，准备3个测试容器，测试容器内、外径与多相流核磁共振流量计流体管内外径相同，长度大于多相流核磁共振流量计天线长度。将2个单相流体(油、水)分别装入2个测试容器，将纯水试剂装入另外一个测试容器。
42.步骤s22，将所述测试容器放置于所述多相流核磁共振流量计探测区域，测量得到所述纯净水及所述多相流样品中的水、油对应的自由衰减信号的首幅值。
43.其中，将3个测试容器分别装入多相流核磁共振流量计探测区域，并测量对应的自由衰减(fid)信号的首幅值(fid信号是一个连续衰减的信号，该信号再衰减开始时的最大幅值为首幅值)。油、水的fid首幅值与纯水试剂fid首幅值的比值就是油、水的含氢指数。天然气的含氢指数与管内压力成正比，可通过查表得到，可在核磁共振管道安装压力表，实时读取管内压力。
44.在本实施例中，利用所述首幅值确定所述多相流样品中的水与油对应的含氢指数包括：
45.根据多相流样品中水的自由衰减信号的首幅值与所述纯净水的自由衰减信号的首幅值的比值，确定所述多相流样品中水的含氢指数；
46.根据多相流样品中油的自由衰减信号的首幅值与所述纯净水的自由衰减信号的首幅值的比值，确定所述多相流样品中油的含氢指数。
47.作为本发明的一个实施例，利用变回波间隔脉冲序列对待测多相流进行脉冲发射，得到回波信号包括：
48.将待测多相流接入多相流核磁共振流量计的流体管，以使待测多相流在多相流核磁共振流量计的探头下连续流动，利用变回波间隔脉冲序列，对待测多相流进行半回波间隔不同的两次脉冲发射，得到的回波信号包括第一次回波信号及第二次回波信号。
49.在本实施例中，如图3所示，利用变回波间隔脉冲序列，对待测多相流进行半回波间隔不同的两次脉冲发射包括：
50.步骤s31，利用一个90度脉冲以及与其相隔第一半回波间隔的一个180度脉冲对待测多相流进行脉冲发射，得到扫描首幅值及第一次回波信号；
51.步骤s32，利用一个90度脉冲以及与其相隔第二半回波间隔的一个180度脉冲对待测多相流进行脉冲发射，得到第二次回波信号。
52.其中，首次扫描所用脉冲序列由一个90
°
脉冲和一个180
°
脉冲组成。90
°
脉冲激发后产生一个fid信号，fid信号的扫描首幅值，第一半回波间隔后发射180
°
脉冲，然后第一半回波间隔后采集到第一次回波信号。然后进行再次扫描，再次扫描脉冲序列同样由一个90
°
脉冲和一个180
°
脉冲组成，不同的是再用第二半回波间隔，采集到第二次回波信号。
53.在本实施例中，根据所述回波信号、含氢指数及扩散系数，确定所述待测多相流中油、气及水对应的相含率包括：
54.根据第一次回波信号、第二次回波信号、第一半回波间隔、第二半回波间隔、含氢指数及扩散系数，确定所述待测多相流中油、气及水对应的相含率。
55.具体的，通过式(1)至(4)推导出相含率s
油
、s
水
、s
气
。
[0056][0057][0058]
m(0)＝s
水m0,水
hi
水
s
油m0,水
hi
油
s
气m0,水
hi
气
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(3)
[0059]s水
s
油
s
气
＝1
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4)
[0060]
其中，t
2,水
、t
2,油
分别是水和油的横向弛豫时间，γ是旋磁比，是个固定值，m
0,油
、m
0,水
分别为油、水对应的自由衰减(fid)信号的首幅值，τ1为第一半回波间隔，τ2为第二半回波间隔，hi
油
、hi
水
及hi
气
分别为油、水及天然气的含氢指数，m(0)为扫描首幅值，d
油
、d
水
分别为油、水的扩散系数，g是多相流核磁共振流量计的磁场梯度，m(2τ1)是第一次扫描采集到的回波幅值，m(2τ2)是第两次扫描采集到的回波幅值，s
油
、s
水
、s
气
分别为待测多相流油气水三相的相含率。上述式(1)至(4)中的未知数包括s
油
、s
水
、s
气
，其他均为已知参数。
[0061]
本发明是使核磁共振技术用于在线测量油气水多相流相含率，其原理是基于不同多相流组分的扩散系数差异实现定量区分。该技术替代现有采样测量方法，同时弥补了采用弛豫时间参数区分组分时存在个别难以区分的不足，实现全量程、高效、环保、安全的复杂流体在线相含率检测方法。
[0062]
在本发明一具体实施例中，如图4所示为本发明多相流核磁共振在线相含率测量的流程图，该流程包括前序刻度方法和正式测量方法两个部分。前序刻度方法需采样进行多相流基本参数的检测；正式测量方法只需要两次变回波间隔的快速扫描即可快速得到多相流相含率，该过程可重复进行。该方法弥补了在个别应用场景下利用弛豫时间差异难以分辨油、水的不足，基于流体各组分扩散系数的差异实现对不同流体组分含量的定量评价。本发明实施的主要载体是多相流核磁共振流量计，但不限于该装置。硬件上要求核磁共振探头所产生的静磁场存在一个均匀梯度磁场(磁场梯度g)区域，而探测天线置于此均匀梯度磁场区域内。实际实施时，该方法包括前序刻度方法和正式测量方法两部分，流程如图4所示：
[0063]
(一)前序刻度方法
[0064]
首先对多相流进行采样，然后通过静置或离心的方式使油、气、水三相分离。准备3个测试容器，测试容器内、外径与多相流核磁共振流量计流体管内外径相同，长度大于多相流核磁共振流量计天线长度。将2个单相流体(油、水)分别装入2个测试容器，将纯水试剂装入另外一个测试容器。将3个测试容器分别装入多相流核磁共振流量计探测区域，并测量自由衰减(fid)信号的首幅值，得到m
0,油
、m
0,水
。油、水样品的fid首幅值与纯水试剂fid首幅值的比值就是油、水的含氢指数hi
油
、hi
水
。再对油、水样品施加扩散编辑(diffusion ecoding)脉冲序列，测量得到油、水的扩散系数d
油
、d
水
。
[0065]
(二)正式测量方法
[0066]
正式测量时，多相流核磁共振流量计接入待测流体管汇，使流体在连续流动的情
况下通过探头。采用图5a及图5b所示的脉冲序列对管内多相流进行脉冲发射。先后进行半回波间隔不同的两次扫描。首次扫描所用脉冲序列由一个90
°
脉冲和一个180
°
脉冲组成。90
°
脉冲激发后产生一个fid信号，fid信号扫描首幅值m(0)，半回波间隔τ1后发射180
°
脉冲，然后τ1后采集到回波信号m(2τ1)。然后进行再次扫描，再次扫描脉冲序列同样由一个90
°
脉冲和一个180
°
脉冲组成，不同的是再用半回波间隔τ2，采集到回波信号m(2τ2)。最后，通过下式推导出相含率s
油
、s
水
、s
气
。
[0067][0068][0069]
m(0)＝s
水m0,水
hi
水
s
油m0,水
hi
油
s
气m0,水
hi
气
[0070]s水
s
油
s
气
＝1
[0071]
其中，g是磁场梯度，m(2τ1)和m(2τ2)是两次扫描采集到的回波幅值，m(0)是首次扫描采集到的fid信号幅值，s
油
、s
水
、s
气
分别为待测多相流油气水三相的相含率。上述式中的未知数包括s
油
、s
水
、s
气
，其他均为已知参数。
[0072]
本发明弥补了利用弛豫时间差异难以分辨油、水的不足，基于流体各组分扩散系数的差异，实现对不同流体组分含量的定量，不需要采集被测流体的弛豫信息，测量速度快，可实现全量程、高效、环保、安全的多相流相含率的在线测量。
[0073]
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
[0074]
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0075]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0076]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0077]
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例
的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。