本發(fā)明屬于油田采油與石油行業(yè)測量儀表技術(shù)領(lǐng)域，具體涉及一種降低基于射頻法油井井口含水監(jiān)測誤差的裝置，適用于油井井口含水率在線監(jiān)測，測量對象為油井井口未經(jīng)處理的含水原油。

背景技術(shù)：

在石油工業(yè)生產(chǎn)中，原油含水率是一項(xiàng)重要指標(biāo)，通過它可以預(yù)測油井水位，油層位置，對原油產(chǎn)量和開采價(jià)值進(jìn)行估計(jì)，預(yù)測采出程度并制定相應(yīng)的開采方案，預(yù)測油井的開發(fā)壽命有著非常重要意義。

隨著數(shù)字化油田的逐步發(fā)展，油井井口在線監(jiān)測油井含水率技術(shù)得到了一定的開發(fā)與應(yīng)用，投入油田使用后取得了一定的效果，但由于工藝技術(shù)原因，在線監(jiān)測結(jié)果與人工測量結(jié)果存在較大誤差，其準(zhǔn)確性、穩(wěn)定性、實(shí)時性、可靠性不能完全滿足多層次單井含水在線監(jiān)測需求。

在線測量法主要有電導(dǎo)率法、密度法，電磁波法、電容法、射線法等，其優(yōu)點(diǎn)：實(shí)時性較強(qiáng)，可以連續(xù)測量油井含水率變化狀態(tài)，實(shí)現(xiàn)含水自動測量。缺點(diǎn)是：受氣體、溫度影響，測量探頭易結(jié)垢、結(jié)臘、粘油。

因此，在現(xiàn)有含水率在線監(jiān)測技術(shù)的基礎(chǔ)上提高原油含水在線測量準(zhǔn)確率的研究與應(yīng)用就顯的尤為重要。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的是針對油井井口含水率在線監(jiān)測目前存在的問題，以同一時刻人工測量值為比對值，通過采用射頻法油井井口含水率監(jiān)測探頭與被測介質(zhì)的相對位置、氣液分離、探頭定時清理等技術(shù)方式，實(shí)現(xiàn)對油井井口原油含水在線監(jiān)測準(zhǔn)確率的提高，滿足現(xiàn)場對含水率監(jiān)測裝置的使用需求。

為此，本發(fā)明提供了一種降低基于射頻法油井井口含水監(jiān)測誤差的裝置，包括油井井口、抽油桿和含水分析儀，抽油桿安裝在油井井口處，油井井口連接著連接管線，所述的含水分析儀連接一個氣液分離裝置，所述的連接管線分為相互連接的橫線管線和豎向管線，含水分析儀安裝在連接管線的豎向管線中，并且含水分析儀通過氣液分離裝置與連接管線的橫向管線連通。

所述的含水分析儀底端為含水率監(jiān)測探頭，含水率監(jiān)測探頭外安裝擦除器，擦除器電連接一個電子控制器，電子控制器安裝在連接管線外部。

所述的含水分析儀下部外設(shè)置有導(dǎo)軌，擦除器安裝在該導(dǎo)軌上，擦除器在電子控制器的控制作用下做上下往復(fù)運(yùn)動。

所述的氣液分離裝置包括管狀殼體，管狀殼體的下端與連接管線的橫向管線連通，管狀殼體的上部側(cè)壁上開有電氣接口，含水分析儀位于管狀殼體內(nèi)部。

所述的管狀殼體內(nèi)部設(shè)置有內(nèi)殼，并且內(nèi)殼下端穿過連接管線的橫向管線與豎向管線連通，內(nèi)殼殼體上開設(shè)有多個滲透孔，含水分析儀位于內(nèi)殼內(nèi)，通過滲透孔與氣液分離裝置連通。

所述的管狀殼體的下端為縮徑滲透管，連接管線的橫向管線的末端封閉，橫向管線的管身上開設(shè)有與管狀殼體下端縮徑滲透管連接的開口。

所述的連接管線的豎向管線中設(shè)置有密封圈，密封圈套在內(nèi)殼下部外側(cè)。

本發(fā)明的有益效果：本發(fā)明提供的這種降低基于射頻法油井井口含水監(jiān)測誤差的裝置，以油井井口含水率在線監(jiān)測法為基礎(chǔ)，通過監(jiān)測探頭位置的確定、氣液分離、探頭定時清理技術(shù)的應(yīng)用，比對人工測量數(shù)據(jù)后，油井井口原油含水在線監(jiān)測準(zhǔn)確率提高了約60%，為今后含水率在線監(jiān)測技術(shù)應(yīng)用提供了有力的技術(shù)支持。

附圖說明

以下將結(jié)合附圖對本發(fā)明做進(jìn)一步詳細(xì)說明。

圖1是本發(fā)明的整體裝置結(jié)構(gòu)示意圖。

圖2是氣液分離的含水率監(jiān)測裝置示意圖。

圖3是帶擦除器的含水率監(jiān)測裝置示意圖。

附圖標(biāo)記說明：1、油井井口；2、抽油桿；3、含水分析儀；4、連接管線；5、氣液分離裝置；6、含水率監(jiān)測探頭；7、擦除器；8、電子控制器；9、管狀殼體；10、電氣接口；11、滲透孔；12、密封圈；13、內(nèi)殼。

具體實(shí)施方式

在線監(jiān)測含水率裝置在現(xiàn)場安裝中一般有兩種安裝方式，橫向安裝與縱向安裝，其目的均為使裝置探頭可充分接觸被測介質(zhì)，原因?yàn)楸粶y介質(zhì)濃度越大，則裝置反饋信號的強(qiáng)度變化越顯著，所得出的含水率結(jié)果就越準(zhǔn)確。因此，現(xiàn)場安裝含水率在線監(jiān)測設(shè)備時，需根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際情況選擇不同的安裝方式，保證被測介質(zhì)與裝置探頭的充分接觸。

探頭橫向安裝時，介質(zhì)由井口流過管線時，貼近下管壁，不能充分淹沒探頭，從而影響含水測量準(zhǔn)確率；反之，縱向安裝時，介質(zhì)蓄積在管線內(nèi)部，可充分淹沒探頭。

含氣量、產(chǎn)出水礦化度及油品成份變化對測量結(jié)果具有一定的影響。原油流體中存在的游離氣，在測量過程中氣體以氣泡的形式存在，由于小氣泡的介電常數(shù)為1，這會改變流體的介電常數(shù)，使含水率測量值偏低。因此，需要在測含水率前對被測原油進(jìn)行氣體分離。

實(shí)施例1：

本實(shí)施例提供一種降低基于射頻法油井井口含水監(jiān)測誤差的裝置，射頻法含水監(jiān)測裝置基礎(chǔ)上改進(jìn)，增加小型氣液分離裝置，如圖1和圖2所示，包括油井井口1、抽油桿2和含水分析儀3，抽油桿2安裝在油井井口1處，油井井口1連接著連接管線4，所述的含水分析儀3連接一個氣液分離裝置5，所述的連接管線4分為相互連接的橫線管線和豎向管線，含水分析儀3安裝在連接管線4的豎向管線中，并且含水分析儀3通過氣液分離裝置5與連接管線4的橫向管線連通。

進(jìn)行含水率監(jiān)測裝置安裝時，首先關(guān)閉抽油機(jī)，然后打開連接油管的放空閥門，進(jìn)行安裝管線的泄壓作業(yè)。完成放空后卸除管線上安裝位置的堵頭，將含水監(jiān)測裝置的下管段豎直安裝入井口與油管的連接管線中，按絲扣上緊螺紋，連接裝置電氣接口并接電，調(diào)試完畢后開啟抽油機(jī)進(jìn)行采油作業(yè)，當(dāng)混合液經(jīng)過含水率監(jiān)測裝置時，探頭可對液進(jìn)行含水測量。

本發(fā)明通過油井井口含水率監(jiān)測探頭與被測介質(zhì)的相對位置、氣液分離等技術(shù)，達(dá)到提高油井井口原油含水在線監(jiān)測準(zhǔn)確率目的。

實(shí)施例2：

在油田現(xiàn)場應(yīng)用中，結(jié)垢和結(jié)蠟現(xiàn)象很容易發(fā)生，一些油田高含水原油中的礦化水造成傳感器探頭結(jié)垢現(xiàn)象十分嚴(yán)重。對電學(xué)探測的傳感器探頭，這種結(jié)垢（沉積水、蠟）引起測量誤差較大。為了保證探頭測量精度，需要對探頭表面的結(jié)垢、結(jié)蠟、粘油及時進(jìn)行擦拭，以免影響含水信號測量。

本實(shí)施例在實(shí)施例1的基礎(chǔ)上進(jìn)一步改進(jìn)，增加探頭擦除器，定時擦除探頭結(jié)垢，結(jié)合圖1和圖3所示，含水分析儀3底端為含水率監(jiān)測探頭6，含水率監(jiān)測探頭6外安裝擦除器7，擦除器7電連接一個電子控制器8，電子控制器8安裝在連接管線4外部。

含水分析儀3下部外設(shè)置有導(dǎo)軌，擦除器7安裝在該導(dǎo)軌上，擦除器7在電子控制器8的控制作用下做上下往復(fù)運(yùn)動。

當(dāng)探頭長期使用在表面形成污垢而影響測量精度時，通過電子控制器8對擦除器7進(jìn)行控制，擦除器7與含水率監(jiān)測探頭6保持相對較小的間隙，在清除污垢時，擦除器7做上下一定距離的快速移動，刮除含水率監(jiān)測探頭6上的污垢，從而達(dá)到提高清除目的，減小對含水測量的影響。

實(shí)施例3:

本實(shí)施例對氣液分離裝置5進(jìn)一步進(jìn)行詳細(xì)說明，所述的氣液分離裝置5包括管狀殼體9，管狀殼體9的下端與連接管線4的橫向管線連通，管狀殼體9的上部側(cè)壁上開有電氣接口10，含水分析儀3位于管狀殼體9內(nèi)部。所述的管狀殼體9內(nèi)部設(shè)置有內(nèi)殼13，并且內(nèi)殼13下端穿過連接管線4的橫向管線與豎向管線連通，內(nèi)殼13殼體上開設(shè)有多個滲透孔11，含水分析儀3位于內(nèi)殼13內(nèi)，通過滲透孔11與氣液分離裝置5連通。

管狀殼體9的下端為縮徑滲透管，連接管線4的橫向管線的末端封閉，橫向管線的管身上開設(shè)有與管狀殼體9下端縮徑滲透管連接的開口。連接管線4的豎向管線中設(shè)置有密封圈12，密封圈12套在內(nèi)殼13下部外側(cè)。

混合液通過連接管線4的橫向管線進(jìn)入含水率監(jiān)測設(shè)備，密封圈12阻擋下行，因此混合液在管狀殼體9中上行至滲液孔時，氣體繼續(xù)保持上行，最終通過電氣接口10排出；而液體由于重力作用滲入滲透孔11內(nèi)，由含水分析儀3內(nèi)部流入連接管線4的豎向管線，通過含水率監(jiān)測探頭6時，介質(zhì)可被測出含水率，從而達(dá)到氣液分離，增加含水率測量準(zhǔn)確率的目的。

實(shí)施例4：

本實(shí)施例通過在塬54-87井進(jìn)行現(xiàn)場試驗(yàn)，分為采用本裝置進(jìn)行射頻法油井井口含水監(jiān)測和未采用本裝置進(jìn)行射頻法油井井口含水監(jiān)測兩組，得到的實(shí)驗(yàn)結(jié)果如下表1所示：

表1塬54-87井含水在線監(jiān)測取樣數(shù)據(jù)比對表

注：儀表值與化驗(yàn)值的絕對誤差小于5%為合格。儀表值為含水率監(jiān)測設(shè)備測量值，化驗(yàn)值為人工取樣測量。

通過表1中的結(jié)果可知，以油井井口含水率在線監(jiān)測法為基礎(chǔ)，通過監(jiān)測探頭位置的確定、氣液分離、探頭定時清理技術(shù)的應(yīng)用，比對人工測量數(shù)據(jù)后，油井井口原油含水在線監(jiān)測準(zhǔn)確率提高了約60%，為今后含水率在線監(jiān)測技術(shù)應(yīng)用提供了有力的技術(shù)支持。

綜上所述，本發(fā)明通過油井井口含水率監(jiān)測探頭與被測介質(zhì)的相對位置、氣液分離、探頭定時清理等技術(shù)，達(dá)到提高油井井口原油含水在線監(jiān)測準(zhǔn)確率目的。

以上例舉僅僅是對本發(fā)明的舉例說明，并不構(gòu)成對本發(fā)明的保護(hù)范圍的限制，凡是與本發(fā)明相同或相似的設(shè)計(jì)均屬于本發(fā)明的保護(hù)范圍之內(nèi)。