本發(fā)明涉及原油檢測的技術(shù)領(lǐng)域，尤其是涉及一種原油含水率在線監(jiān)測系統(tǒng)以及監(jiān)測方法。

背景技術(shù)：

原油含水率是石油化工行業(yè)一個重要的參數(shù)，檢測原油含水率是原油開采、脫水、處理、集輸計量、儲運銷售及石油煉制等過程被普遍關(guān)注的問題。從油田開采的原油一般都含有較高的水分，開采后要求對原油進行含水率的檢測，才好進行提煉。并且運輸過程中如果含水率過高，就會造成能源浪費。在石油公司銷售的過程中也要求對石油進行含水率測量。所以含水率測量準(zhǔn)確對于確定石油的品質(zhì)和明確石油交易時買賣雙方的利益有重要的意義。

想要真實的反映出原油的含水率，就必須保證原油含水檢測的準(zhǔn)確性，這也對石油開發(fā)、運輸、煉制、銷售過程中的各項工作有著一定的指示作用。目前，國內(nèi)外石油行業(yè)原油的生產(chǎn)、儲運、加工等環(huán)節(jié)的原油含水率測量方法主要有人工取樣和在線測量兩大類。

傳統(tǒng)的人工取樣方法是由操作人員取一定數(shù)量的油樣，使用蒸餾法、離心法、電脫法等方法，使原油中的水分離出來，測定油樣的含水率。隨著我國石油行業(yè)的技術(shù)發(fā)展，原油含水率在線測量技術(shù)在油田得到了越來越廣泛的應(yīng)用，許多單位先后開發(fā)出了各種形式的在線檢測儀表。在線檢測儀表投入使用后，大大降低了勞動強度，提高了測量精度和測量速度，使油田自動化水平邁上了一個新的臺階。目前常用的在線檢測方法有：密度計法、射線法、短波法、微波法及電容法等。

原油在石油管路的運輸過程中，含水率的提高會給原油的集輸造成很大的浪費，例如在長距離運輸中，每輸送1％的水分，就需要消耗大量的能量，同時高含水率的原油可能對輸送管路造成腐蝕，在冬季還有被凍住的危險。因此，輸油管路的含水率在線檢測具有十分重要的應(yīng)用價值和意義。

輸油管路在線檢測的含水率探頭，通常設(shè)置在輸油管路內(nèi)，但是其存在安裝、維修不便，表面積蠟無法及時清理影響檢測性能等缺陷。因此，現(xiàn)有技術(shù)中提出了在輸油管路設(shè)置導(dǎo)油口，將原油導(dǎo)出到檢測管路測量的技術(shù)方案，解決了探頭安裝維修的問題，如CN201532391U,CN102830219A，CN203535042U這些發(fā)明所示。但是，由于原油與水的比重不一致，原油管路內(nèi)不同高度的含水率是不同的，僅通過導(dǎo)出的原油測量其含水率，與原油管路中的實際含水率之間存在誤差。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

本發(fā)明提供了一種原油含水率在線監(jiān)測系統(tǒng)，能夠更準(zhǔn)確地確定原油管路中的實際含水率。

作為本發(fā)明的一個方面，提供一種原油含水率在線監(jiān)測系統(tǒng),包括:出液通道,其與原油管路相通,用于將原油管路中的原油導(dǎo)出到監(jiān)測系統(tǒng);檢測管路,其用于容納并且輸送從原油管路輸出的原油;含水率分析探頭,其設(shè)置于檢測管路中,用于測量通過檢測管路的原油含水率; 回液通道,用于將監(jiān)測系統(tǒng)中的原油導(dǎo)出至原油管路;所述出液通道至少包括設(shè)置于原油管路低段的第一出液通道,設(shè)置于原油管路中段的第二出液通道以及設(shè)置于原油管路高段的第三出液通道;所述第一出液通道、第二出液通道、第三出液通道分別通過第一進液泵、第二進液泵以及第三進液泵與第一緩沖容器、第二緩沖容器以及第三緩沖容器相通；所述第一緩沖容器、第二緩沖容器以及第三緩沖容器分別通過閥門與檢測管路相通；還包括控制器，所述控制器控制所述第一進液泵、第二進液泵、第三進液泵以及所述閥門，在檢測時同時通過第一出液通道、第二出液通道以及第三出液通道導(dǎo)出原油至第一緩沖容器、第二緩沖容器以及第三緩沖容器；然后依次將第一緩沖容器、第二緩沖容器以及第三緩沖容器中的原油通過檢測管路，從而依次測量其含水率；所述控制器根據(jù)該依次檢測的含水率，確定原油管路的原油實際含水率。

優(yōu)選的，第一緩沖容器、第二緩沖容器以及第三緩沖容器的容積大于所述檢測管路的容積。

優(yōu)選的，所述含水率分析探頭為射頻含水分析探頭、壓差含水分析探頭或者電容含水分析探頭。

優(yōu)選的，還包括溫度傳感器，其設(shè)置于檢測管路，用于檢測原油的實時溫度。

優(yōu)選的，還包括壓強傳感器，其設(shè)置于檢測管路，用于檢測原油的實時壓強。

優(yōu)選的，還包括清洗裝置，其在單個緩沖容器內(nèi)的原油檢測完畢后，對于檢測管路進行清洗。

優(yōu)選的，還包括存儲器，其存儲溫度壓強修正參數(shù)，所述控制器根據(jù)所述溫度壓強修正參數(shù)修正所測量的含水率。

優(yōu)選的，還包括報警裝置，其在原油實際含水率超過閾值時，進行報警。

可選的，所述原油實際含水率為依次檢測的含水率的平均值。

作為本發(fā)明的另外一個方面，提供一種原油含水率在線監(jiān)測系統(tǒng)的監(jiān)測方法，包括如下步驟：（1）在原油管路不同高度由低到高分別設(shè)置第一出液通道、第二出液通道以及第三出液通道；（2）控制器控制第一進液泵、第二進液泵、第三進液泵以及所述閥門，同時通過第一出液通道、第二出液通道以及第三出液通道導(dǎo)出原油至第一緩沖容器、第二緩沖容器以及第三緩沖容器；（3）開啟第三緩沖容器與檢測管路之間的閥門，將第三緩沖容器的原油通過檢測管路，測量其含水率ρ₃以及實時壓強P₃和溫度T₃；控制器判斷ρ₃是否超過閾值，如果超過閾值給出報警信號；（4）關(guān)閉第三緩沖器與檢測管路之間的閥門，開啟第二緩沖容器與檢測管路之間的閥門，將第二緩沖容器的原油通過檢測管路，測量其含水率ρ₂以及實時壓強P₂和溫度T₂；（5）關(guān)閉第二緩沖器與檢測管路之間的閥門，開啟第一緩沖容器與檢測管路之間的閥門，將第一緩沖容器的原油通過檢測管路，測量其含水率ρ₁以及實時壓強P₁和溫度T₁；（6）通過溫度壓強修正參數(shù)修正測量的各次含水率，確定原油管路低段含水率ρ_l，中段含水率ρ_m，高段含水率ρ_h；（7）根據(jù)各次測量的不同高度的含水率，確定原油管路的原油實際含水率ρ；（8）控制器判斷ρ是否超過閾值，如果超過閾值給出報警信號。

作為本發(fā)明的另外一個方面，提供一種原油含水率在線監(jiān)測系統(tǒng)的監(jiān)測方法，包括如下步驟：（1）在原油管路不同高度分別設(shè)置第一出液通道、第二出液通道以及第三出液通道；（2）控制器控制第一進液泵、第二進液泵、第三進液泵以及所述閥門，同時通過第一出液通道、第二出液通道以及第三出液通道導(dǎo)出原油至第一緩沖容器、第二緩沖容器以及第三緩沖容器；（3）開啟第一緩沖容器與檢測管路之間的閥門，將第一緩沖容器的原油通過檢測管路，測量其含水率ρ₁以及實時壓強P₁和溫度T₁；（4）關(guān)閉第一緩沖器與檢測管路之間的閥門，開啟第二緩沖容器與檢測管路之間的閥門，將第二緩沖容器的原油通過檢測管路，測量其含水率ρ₂以及實時壓強P₂和溫度T₂；（5）關(guān)閉第二緩沖器與檢測管路之間的閥門，開啟第三緩沖容器與檢測管路之間的閥門，將第三緩沖容器的原油通過檢測管路，測量其含水率ρ₃以及實時壓強P₃和溫度T₃；（6）通過溫度壓強修正參數(shù)修正測量的各次含水率，確定原油管路低段含水率ρ_l，中段含水率ρ_m，高段含水率ρ_h；（5）根據(jù)各次測量的不同高度的含水率，確定原油管路的原油實際含水率。

作為本發(fā)明的另外一個方面，提供一種原油含水率測量系統(tǒng)，出液通道,其與原油管路相通,用于將原油管路中的原油導(dǎo)出到監(jiān)測系統(tǒng);出液通道,用于將監(jiān)測系統(tǒng)中的原油導(dǎo)出至原油管路;檢測管路,其用于容納并且輸送從原油管路輸出的原油;含水率分析探頭,其設(shè)置于檢測管路中,用于測量通過檢測管路的原油含水率;泵,其用于將原油導(dǎo)入或者導(dǎo)出檢測系統(tǒng)。

附圖說明

圖1是本發(fā)明實施例的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖。

圖2是本發(fā)明實施例的測量步驟流程圖。

具體實施方式

下面詳細描述本發(fā)明的實施例，所述實施例的示例在附圖中示出，其中自始至終相同或類似的標(biāo)號表示相同或類似的元件或具有相同或類似功能的元件。下面通過參考附圖描述的實施例是示例性的，僅用于解釋本發(fā)明，而不能理解為對本發(fā)明的限制。而且，應(yīng)當(dāng)理解，在此描述的各種各樣的實施例的特征不互斥，并且能在各種各樣的組合和換變過程中存在。

參見圖1，本發(fā)明實施例的用于原油管路100的原油含水率在線監(jiān)測系統(tǒng)，包括：第一出液通道10,第二出液通道20，第三出液通道30，第一進液泵11，第二進液泵21，第三進液泵31，第一緩沖容器12，第二緩沖容器22，第三緩沖容器32，檢測管路40，控制器50，回液通道60，以及閥門61，62，63，64，65，66。

第一出液通道10設(shè)置于原油管路100低段,該低段位置為低于原油管路直徑1/4的高度；例如原油管路100的1/6高度處，第二出液通道20設(shè)置于原油管路100中段,該中段位置為原油管路直徑1/4到3/4的高度，例如原油管路100的1/2高度處，第三出液通道30設(shè)置于原油管路100高段,該高段位置為高于原油管路直徑3/4的高度，例如原油管路100的5/6高度處。

第一出液通道10、第二出液通道20、第三出液通道30分別通過第一進液泵11、第二進液泵21以及第三進液泵31以及閥門61，62，63與第一緩沖容器12、第二緩沖容器22以及第三緩沖容器32相通。

第一緩沖容器12、第二緩沖容器22以及第三緩沖容器32分別通過閥門64，65，66與檢測管路40相通。檢測管路40為體積小于緩沖容器的管路，其內(nèi)設(shè)置含水率分析探頭41，可以使用射頻含水分析探頭、壓差含水分析探頭或者電容含水分析探頭檢測通過檢測管路40的原油含水率。

控制器50，用于控制第一進液泵11、第二進液泵21、第三進液泵31以及閥門61，62，63，64，65，66。在檢測時，控制器開啟閥門61，62，63，關(guān)閉閥門64，65，66，同時通過第一出液通道10、第二出液通道20以及第三出液通道30導(dǎo)出不同高度的原油至第一緩沖容器12、第二緩沖容器22以及第三緩沖容器32。然后控制器50依次開啟閥門64，65，66，將第一緩沖容器12、第二緩沖容器22以及第三緩沖容器33中的原油通過檢測管路40，檢測管路40中的含水率分析探頭41依次測量其含水率ρ₁，ρ₂，ρ₃，同時通過檢測管路40中的溫度傳感器以及壓強傳感器分別檢測其溫度和壓強（P₁，T₁），（P₂，T₂），（P₃，T₃）?？刂破?0通過存儲器存儲溫度壓強修正參數(shù)，修正參數(shù)可以是表或者曲線數(shù)據(jù)，控制器50通過修正參數(shù)修正確定各個出液通道位置測量的含水率ρ_l，ρ_m，ρ_h。

控制器50根據(jù)各個出液通道的含水率ρ_l，ρ_m，ρ_h，確定原油實際含水率ρ，可以將ρ值確定為各個出液通道的含水率ρ_l，ρ_m，ρ_h平均值，其與僅通過單個出液通道導(dǎo)出的原油含水率相比，能夠更加精確的反應(yīng)原油管路100的實際含水率。優(yōu)選的，由于原油管路為圓形管路，不同高度對應(yīng)的面積不同，為了更精確反應(yīng)原油管路100的實際含水率，可以將原油實際含水率根據(jù)面積比例，通過下式計算ρ＝（S_lρ_l＋S_hρ_h+S_mρ_m）/S；其中S為原油管路截面積S＝πr², S_l為第一出液通道對應(yīng)的面積，S_h為第三出液通道對應(yīng)的面積；S_m為第二出液通道對應(yīng)的面積S_m＝S－S_l－S_h；其中r為原油管路半徑，h為第一出液通道位置高度，h_h為第三出液通道位置高度?？梢栽O(shè)置報警裝置，其在原油實際含水率超過閾值時，進行報警。

本發(fā)明實施例的原油含水率在線監(jiān)測系統(tǒng)的監(jiān)測方法，如圖2所示，包括如下步驟：（1）在原油管路100不同高度分別設(shè)置第一出液通道10、第二出液通道20以及第三出液通道30；（2）控制器50控制第一進液泵11、第二進液泵21、第三進液泵31以及閥門61，62，63，64，65，66，同時通過第一出液通道10、第二出液通道20以及第三出液通道30導(dǎo)出原油至第一緩沖容器12、第二緩沖容器22以及第三緩沖容器32；（3）開啟第一緩沖容器12與檢測管路40之間的閥門64，將第一緩沖容12器的原油通過檢測管路40，測量其含水率ρ₁以及實時壓強P₁和溫度T₁；（4）關(guān)閉第一緩沖器12與檢測管路40之間的閥門64，開啟第二緩沖容器22與檢測管路40之間的閥門65，將第二緩沖容器22的原油通過檢測管路40，測量其含水率ρ₂以及實時壓強P₂和溫度T₂；（5）關(guān)閉第二緩沖器22與檢測管路40之間的閥門65，開啟第三緩沖容器32與檢測管路40之間的閥門66，將第三緩沖容器32的原油通過檢測管路40，測量其含水率ρ₃以及實時壓強P₃和溫度T₃；（6）通過溫度壓強修正參數(shù)修正測量的各次含水率，確定原油管路低段含水率ρ_l，中段含水率ρ_m，高段含水率ρ_h；（7）根據(jù)各次測量的不同高度的含水率，確定原油管路的原油實際含水率。

需要說明的是，在本發(fā)明中，諸如第一和第二等之類的關(guān)系術(shù)語僅僅用來將一個實體或者操作與另一個實體或操作區(qū)分開來，而不一定要求或者暗示這些實體或操作之間存在任何這種實際的關(guān)系或者順序。而且，術(shù)語“包括”、“包含”或者其任何其他變體意在涵蓋非排他性的包含，從而使得包括一系列要素的過程、方法、物品或者設(shè)備不僅包括那些要素，而且還包括沒有明確列出的其他要素，或者是還包括為這種過程、方法、物品或者設(shè)備所固有的要素。

以上僅是本發(fā)明的優(yōu)選實施方式，本發(fā)明的保護范圍并不僅局限于上述實施例，凡屬于本發(fā)明思路下的技術(shù)方案均屬于本發(fā)明的保護范圍。對于本技術(shù)領(lǐng)域的普通技術(shù)人員來說，在不脫離本發(fā)明原理前提下的若干改進和潤飾，應(yīng)視為落入本發(fā)明的保護范圍。