Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор методов и средств измерения уровня и состава компонентов водонефтяной смеси 15
1.1. Характеристика водонефтяной смеси как объекта измерения 15
1.2. Аналитический обзор существующих методов и средств измерений, позволяющих определить количественные и качественные характеристики компонентов многофазной водонефтяной смеси 17
1.2.1. Методы измерения уровня жидких сред 18
1.2.1.1. Методы, использующие различие плотностей сред 19
1.2.1.2. Акустические методы измерения уровня 22
1.2.1.3. Электромагнитные методы измерения уровня 25
1.2.1.4. Оптические методы измерения уровня 31
1.2.1.5. Тепловые методы измерения уровня 32
1.2.2. Методы измерения влажности водонефтяной эмульсии 36
1.2.2.1. Прямые методы измерения влажности 36
1.2.2.1.1. Абсолютные методы 36
1.2.2.1.2. Химические методы 39
1.2.2.2. Косвенные методы измерения влажности 39
1.2.2.2.1. Электрофизические методы 39
1.2.2.2.2. Физические методы 45
1.2.3. Методы идентификации компонентов многофазных сред 46
Выводы по первой главе. Постановка задачи исследования 52
Глава 2. Измерительный преобразователь в виде длинной двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа 53
2.1. Обзор первичных преобразователей, применяемых при высокочастотном методе измерения 53
2.2. Первичные (погонные) параметры преобразователя 57
2.2.1. Емкость отрезка двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа 57
2.2.2. Определение обобщенной диэлектрической проницаемости двухпроводной линии с учетом параметров окружающей ее смеси 60
2.2.3. Индуктивность отрезка двухпроводной линии 61
2.2.3.1 Обобщенная магнитная проницаемость датчика 62
2.2.4. Активное сопротивление отрезка неэкранированнои двухпроводной линии 64
2.2.5. Проводимость изоляции 65
2.3. Определение вторичных параметров двухпроводной линии 67
2.3.1. Волновое сопротивление отрезка длинной линии 67
2.3.2. Коэффициент распространения преобразователя 68
2.3.3. Коэффициенты затухания и фазы 68
2.3.4. Зависимость коэффициентов затухания и фазы от частоты 69
2.3.5. Оптимизация параметров датчика 70 Выводы и результаты по второй главе 76
Глава 3. Распространение электромагнитного сигнала сквозь границы раздела слоев многофазной смеси 77
3.1. Общие замечания 77
3.2. Вычисление коэффициента отражения сигнала от границы раздела двух сред 78
3.3. Определение обобщенных характеристик компонентов многофазной среды 79
3.4. Распространение электромагнитной волны через многофазную среду 80
3.4.1. Общие замечания 80
3.4.2. Вычисление регистрируемой приемником сигнала величины волны, распространяющейся через многофазную среду с потерями 81
3.4.3. Определение значения уровня двухфазной среды 86
3.4.3.1. Вычисление шага перестройки частоты генератора 90
3.4.4. Определение значения уровня второго компонента трехфазной среды 92
Выводы по третьей главе 98
Глава 4. Исследование свойств компонентов, входящих в состав многофазной среды 99
4.1. Общие замечания 99
4.2. Комплексный характер диэлектрической проницаемости 104
4.3. Влияние поляризации диэлектриков на их свойства 105
4.3.1. Поляризация диэлектриков и ее особенности 105
4.3.2. Виды диэлектриков в зависимости от типа поляризации 106
4.4. Зависимость свойств диэлектриков от изменения частоты 107
4.4.1. Изменение диэлектрических проницаемостей нефти и воды 107
4.4.2. Зависимость тангенса угла потерь диэлектрика (воды) от
частотного диапазона информационного сигнала 108
4.5. Вычисление влажности водонефтяной эмульсии 109
4.5.1. Общие положения 109
4.5.2. Использование флокуляционной теории для определения влажности прямых и обратных водонефтяных эмульсий 111
4.5.2.1. Понятие флокулы 111
4.5.2.2. Определение диэлектрической проницаемости флокулированной эмульсии 113
4.5.2.3. Определение влияния потерь в воде на диэлектрическую проницаемость эмульсии 115
4.5.2.6. Анализ зависимости ДП эмульсии от частоты опорного сигнала 117
Выводы по четвертой главе 123
Глава 5. Метод идентификации однородных компонентов многофазных сред 124
5.1. Общие замечания 124
5.2. Описание метода идентификации компонентов многофазных сред 133
5.2.1. Алгоритм получения информации о влажности однородных компонентов многофазной смеси 133
5.2.2. Влияние степени минерализации водной фракции эмульсии на ее диэлектрические характеристики 140
5.2.2.1. Содержание минеральных солей в пластовой воде 140
5.2.2.2. Влияние минерализации воды на диэлектрическую проницаемость
водонефтяной смеси 141
5.3. Анализ погрешностей метода определения влажности 144
Выводы и результаты по пятой главе 152
Заключение 154
Список использованной литературы
- Аналитический обзор существующих методов и средств измерений, позволяющих определить количественные и качественные характеристики компонентов многофазной водонефтяной смеси
- Емкость отрезка двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа
- Вычисление коэффициента отражения сигнала от границы раздела двух сред
- Поляризация диэлектриков и ее особенности
Введение к работе
Актуальность темы. В связи с постепенным истощением уже разведанных нефтяных пластов по всему миру, наряду с проведением геологической разведки новых месторождений, на предприятиях нефтедобывающей промышленности разрабатываются новые, более эффективные, способы добычи, подготовки и учета сырой нефти. Они позволяют разрабатывать месторождения, признанные ранее неперспективными из-за малой мощности пластов, их глубокой обводненности, высокого содержания вредных примесей.
Известно, что чем дольше эксплуатируется скважина, тем больше количество добываемой эмульсионной нефти и тем больше содержание в ней воды. В значительной степени это связано с тем, что для поддержания в нефтяной залежи пластового давления используются различные методы обводнения продуктивных пластов. Для этого применяют как воды поверхностных водоемов, так и глубинных горизонтов, химический состав которых может значительно отличаться от пластовой воды, добываемой с нефтью. В нашей стране наиболее крупные месторождения нефти были открыты в семидесятых - восьмидесятых годах прошлого века, и на сегодняшний день содержание воды в них достигает 70-95 % [45, 85, 96]. Помимо этого, во время процесса обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей, нефть еще раз смешивается с водой, образуя эмульсии.
Вследствие этого физико-химические свойства добываемой водонефтяной смеси (ВНС) меняются в очень широких пределах. Это обстоятельство, а также постоянно растущие требования к качеству поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы нефти, различные технологические особенности добычи, суровые природные условия создают большие трудности при подготовке ее на промыслах.
Для обеспечения оптимальных режимов добычи, подготовки и учета сырой нефти и их высокую экономическую эффективность в нефтедобывающей отрасли широко внедряются системы автоматизированного управления технологическими процессами. Эффективность работы автоматизированных установок промысловой подготовки и учета сырой нефти, особенно технологического оборудования по обезвоживанию и обессоливанию зависит, прежде всего, от качества проводимго контроля поступающих на них водонефтяных потоков. Это связано с тем, что подлинная стоимость реализуемой сырой нефти зависит от ее объема, параметров состава (влажности, минерализации пластовой воды, содержания свободного газа), качественного типа смеси (типа водонефтяной эмульсии (ВНЭ)) и однородности структуры потока. Кроме того, точная информация об искомых параметрах позволит
7 произвести качественную настройку технологического оборудования на разные циклы обработки сырой нефти, которые различаются энергозатратами, количеством проходов сырья, временем обработки, количеством применяемых реагентов и т.д. [6, 35,40, 64].
Первичное обезвоживание осуществляется в специальных отстойниках-водоотделителях или деэмульсаторах [4, 64]. При обезвоживании в ВНС вводят раствор деэмульгатора, разрушающего поверхностную пленку на глобулах воды и способствующего слиянию их в сплошную фазу. Деэмульгаторы - это, как правило, достаточно дорогие органические вещества, поэтому необходимо их экономное расходование [30]. Для оптимизации процесса обезвоживания требуется регулировать расход эмульсии и деэмульгатора, их температуру и интенсивность перемешивания, время выдержки эмульсии в отстойнике и т.д. Для определения и поддержания на оптимальном уровне параметров технологического процесса необходима оперативная информация об однородности потока, влажности и качественном типе ВНС на входе установки [64].
Обессоливание нефти производится путем ее разбавления пресной водой, приготовления искусственной эмульсии и последующего разделения фаз в специальных электродегидраторах [68]. Процесс этот весьма энергоемок, поэтому точная информация о влажности и солесодержании, которые остаются постоянными по всему известному объему подаваемой на установку нефти, необходима для оптимального управления ее режимами и позволяет предотвратить необоснованный перерасход электроэнергии.
Для определения влажности, газо и солесодержания, в основном, используются пробоотборные устройства, к которым подключены системы определения качественных параметров контролируемой жидкости. При этом представительность отбираемой пробы будет наивысшей, если обеспечена однородность распределения компонентов смеси в зоне пробоотбора. Добиться однородности смеси в потоке достаточно затруднительно, во-первых, из-за разной скорости движения слоев с различными плотностями, т.к. ВНС является неньютоновской жидкостью, а во-вторых, потому что в реальных водонефтяных потоках содержание воды, газа, солей во времени изменяется случайным образом [30, 90]. Следовательно, пробы должны отбираться достаточно часто, чтобы регистрировать изменения содержания параметров, что замедляет процесс измерения и сильно усложняет аппаратуру, а представительность пробы обычно не соответствует текущему состоянию смеси.
Таким образом, эффективность работы автоматизированных установок промысловой подготовки и учета нефти существенным образом зависят от точности и оперативности разделения многофазной смеси на однородные компоненты с последующим определением их объема (по высоте уровня) и влажности в пределах каждого слоя, т.е. того, что в дальнейшем будем понимать под термином "идентификация компонентов многофазных сред".
В настоящее время какой-то общий метод идентификации, который позволяет одновременно не только выделить отдельные однородные компоненты в многофазной среде и определить высоту их уровня, но и рассчитать влажность всех слоев, включая прямые и обратные эмульсии, на производстве практически не используется. Применяемые в системах управления процессами промысловой подготовки и учета нефти средства измерения позволяют определять границы раздела однородных сред (обычно не больше трех), вычисляют высоту уровня и влажность каждого слоя, при этом используются отдельные типы датчиков влажности, уровня, границ раздела, работающих к тому же на основе разных физических методов.
При этом каждый из датчиков разработчики, как правило, стремятся сделать максимально чувствительным к одному определенному параметру и инвариантным к другим параметрам, которые часто рассматриваются как помехи. Однако специфика исследования многофазной смеси заключается, во-первых, в том, что один и тот же измерительный сигнал может одновременно нести информацию, как о геометрических размерах однородного компонента, так и о его влажности и типе среды. А, во-вторых, добиться полной инвариантности к параметрам-помехам практически невозможно. Например, влажность смеси зависит, как от степени однородности и скорости потока, так и от солесодержания. Поэтому, с учетом дополнительных погрешностей от изменения этих параметров, точностные характеристики каждого отдельно взятого инвариантного датчика далеко не всегда удовлетворяют предъявляемым требованиям.
Используемые известные методы идентификации имеют следующие общие недостатки.
При исследованиях сложных многокомпонентных смесей разработчики измерительной аппаратуры в большинстве случаев исходят из неверного предположения о наличии четкой границы раздела между фазами, в связи, с чем контролируют только трехфазные среды (газ - нефть - вода). Поэтому и возникают, в частности, большие утечки нефти в сливаемую воду из резервуара. В реальности между фазами находится слой т.н. межфазы, т.е. эмульсии с переменным по высоте градиентом влажности [22, 24].
При определении влажности ВНЭ не производится разграничения между двумя ее качественными типами, прямой и обратной эмульсиями, технологические операции обезвоживания и обессоливания которых отличаются по количеству и виду применяемых эмульгаторов, времени выполнения, энергозатратам и т.д.. В тех случаях, когда контролируется уровень межфазы, речь идет только об определении усредненного по диаметру трубопровода или в пределах однородного слоя в резервуаре значения влажности, изменяющегося в пределах 3-97 %, обобщенной эмульсии. [68, 93].
3. Измерения положения границ раздела сред, высоты уровня и влажности выполняются с помощью различных методов, реализованных на базе отдельных измерительных устройств, датчики которых, как правило, разнесены друг от друга. Это не всегда корректно, т.к. с учетом динамики потока многофазной среды в трубопроводе или ее расслоения в резервуаре результаты измерений могут отражать разные состояния водонефтяной смеси на данный момент времени [68, 90].
Применение отдельных датчиков для определения параметров многокомпонентной среды нерационально с точки зрения эксплуатационных затрат (большое количество мест установки и линий связи, повышенное энергопотребление, повышенные трудозатраты на ремонт и обслуживание) [45].
В алгоритмах работы многих измерительных устройств предусмотрена обязательная стадия пробоотбора и пробоподготовки. Наличие этих операций сильно усложняет аппаратуру и увеличивает длительность проведения исследования, т.е. невозможно поддерживать непрерывный режим измерения [35, 62].
Значительные дополнительные погрешности из-за нестабильности физико-химического состояния ВНС. Например, серийно выпускаемый фирмой «Agar Corporation» (США) влагомер OW-201 СВЧ типа при диапазоне измерения влажности 0 — 100 % имеет основную погрешность 1 %, а дополнительную при максимальном изменении содержания солей в пластовой воде - 3 % [80].
6. Повышение точности средств измерения, предназначенных для определения одного из параметров многофазной смеси или увеличение функциональных возможностей датчика сопровождается возрастанием стоимости этих средств (это немаловажно, т.к. нежелание многих отечественных нефтедобывающих предприятий использовать высокоточные импортные измерительные датчики связано, в основном, с их высокой стоимостью) [35].
В связи с тем, что ответы на эти вопросы открывают возможность разработки метода идентификации однородных компонентов многофазных водонефтяных смесей с помощью многофункционального датчика, тема исследования актуальна.
Перспективным подходом к решению перечисленных проблем является
10 проведение идентификации компонентов в резервуаре после процесса газовой сепарации, без пробоотбора. Это позволит, во-первых, снизить содержание газа в смеси с 10 % до 2 %, а оставшуюся часть газа высвободить при отстаивании, что значительно снизит дополнительную погрешность от его влияния. Во-вторых, провести разделение многофазной жидкости на совокупность вертикально расположенных однородных компонентов, в пределах которых физические свойства (в частности, влажность) остаются постоянными в течение процесса измерения, а не изменяются случайным образом, как в случае протекания смеси по трубопроводу. В-третьих, определить объем каждого однородного компонента по высоте уровня слоя и площади "зеркала" жидкости, которая известна. В-четвертых, рассчитать значение влажности для каждого однородного слоя, включая прямые и обратные эмульсии и идентифицировать тип каждой жидкость для подбора в последующем оптимального режима обработки. Все это даст возможность поставлять на установки по подготовке и учету сырой нефти однородные порции смеси, представляющие собой эмульсии известного типа с постоянным по всему объему значением влажности.
На сегодняшний день основной подход в проведении идентификации заключается в том, что несколько чувствительных элементов (ЧЭ) осуществляют прямые измерения некоторых физических величин (например, электрической емкости, электропроводности, плотности и т.д.). Искомые параметры определяют путем подстановки измеренных значений в эмпирические формулы, которые связывают их с параметрами компонентов многослойной среды [6, 7]. При этом отсутствуют обоснования и методики выбора ЧЭ для проведения совместных измерений, их оптимальных геометрических параметров.
Автором была проделана работа по систематизации сведений о методах измерения положения границ раздела компонентов многофазных сред, высоты уровня слоя и влажности в его пределах, выявлению наиболее перспективных для реализации в непрерывных измерениях многофазной ВНС резервуаре. На основе этого был предложен метод идентификации однородных компонентов многофазных сред, реализованный на базе многофункционального датчика с ЧЭ в виде отрезка двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа, по которому распространяется высокочастотный (ВЧ) электромагнитный сигнал с частотой порядка 50 — 80 МГц.
Предложенный метод идентификации компонентов многослойных сред может найти применение не только на промысле для оптимизации процессов промысловой подготовки и учета сырой нефти, но и непосредственно при добыче углеводородного сырья в скважине. Для этого в состав т.н. MWD - систем (Measurement while drilling) включаются аппаратура для передачи и приема СВЧ сигналов, которая монтируется непосредственно на внешней поверхности буровой трубы. При движении буровой колонны вглубь земли производится в горизонтальном направлении электромагнитное зондирование окружающей скважину многослойной горной породы. Это позволяет не только определить структуру породы в зоне добычи, на и обнаружить и идентифицировать карманы с нефтью, газом и водой, не производя бурения дополнительных пробных скважин, что значительно сокращает затраты на составление карты залегания полезных ископаемых [56, 99].
Наиболее известными фирмами, занимающимися вопросами исследований многофазных водонефтяных сред, являются "Agar Corporation" (США), "Celtec Electroniks" (Канада), "Krohne" (Германия), "Альбатрос", "НИЦМИ" и др. Среди исследователей, работы которых связаны с многофазными смесями, можно отметить Викторова В.А., Лункина Б.В., Совлукова А.С., Шаталова В.И., Ульянова А.С., Пятибратова И.В., Торгашева А.П. и др.
Автор выражает глубокую благодарность главному инженеру "Научно — исследовательского центра многоуровневых измерений" к.т.н. Шаталову Владимиру Ивановичу и старшему преподавателю кафедры "Информационно - измерительная техника" к.т.н. Торгашеву Андрею Павловичу за помощь и поддержку, оказанные ими в процессе выполнения и подготовки диссертации.
Цель и задачи диссертации. Целью диссертационной работы является разработка метода определения влажности и качественного типа однородных компонентов многофазной водонефтяной смеси, не требующего пробоотбора, для оптимизации процессов промысловой подготовки и учета сырой нефти.
Для достижения указанной цели в работе были поставлены и решены следующие задачи:
Проведен сопоставительный анализ известных методов получения измерительной информации о положении границ раздела компонентов в многофазной водонефтяной смеси, высоте уровня однородного слоя и влажности эмульсии и выявлены наиболее перспективные для создания метода идентификации компонентов многофазных сред. Сформулированы основные принципы создания метода идентификации компонентов многофазных сред.
Обоснована целесообразность использования в качестве базового преобразователя отрезка двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа, совмещающего функции измерения положения границ раздела компонентов, высоты уровня слоя и влажности водонефтяной эмульсии.
3. Разработана математическая модель процесса затухания электромагнитного высокочастотного сигнала при его распространении по базовому преобразователю сквозь многофазную водонефтяную смесь. Проведен сравнительный анализ путей уменьшения коэффициента затухания сигнала. Осуществлена оптимизация конструктивных параметров датчика с целью минимизации коэффициента затухания сигнала.
Разработан метод определения положения границ раздела однородных компонентов и высоты уровня каждого слоя для многофазных водонефтяных смесей с потерями, основанный на подаче на вход преобразователя высокочастотного сигнала в виде спектра из шести частот, сдвинутых на величину шага перестройки частоты.
Разработана общая математическая модель водонефтяной эмульсии как среды с потерями, проведен анализ зависимости диэлектрических характеристик исследуемой смеси от солесодержания пластовой воды, влажности смеси и частоты измерительного сигнала, по результатам которого выбран диапазон рабочих частот. Выработана методика перехода от общей математической модели к частным математическим моделям эмульсии.
6. Предложен метод определения влажности однородных компонентов многофазной водонефтяной смеси с потерями, расположенных в резервуаре в произвольном порядке, по значениям коэффициентов отражения сигнала от границ раздела компонентов, предшествующих исследуемому слою.
Методы исследований. Представленные в диссертационной работе научные положения обоснованы теоретическими и экспериментальными исследованиями с применением методов дифференциального исчисления, аппроксимации и сплайн -интерполяции, теории электромагнитного поля, теории длинных линий, теории погрешностей, современных информационных технологий Maple, Matlab.
Научная новизна работы заключается в следующем:
1. Предложен и научно обоснован метод идентификации компонентов многофазных сред, обеспечивающий получение непрерывной информации о последовательности расположения однородных компонентов в находящейся в резервуаре многофазной ВНС, высоте уровня каждого слоя и качественном типе каждого компонента по его влагосодержанию. Установлены область и границы применения данного метода.
2. Разработана общая математическая модель ВНС, являющаяся основным расчетно-аналитическим инструментом для исследований углеводородных эмульсий и представляющая собой две системы нелинейных уравнений (для эмульсий типов "вода в нефти" (В/Н) и "нефть в воде" (Н/В)), отражающих зависимость диэлектрических параметров эмульсии (диэлектрической проницаемости (ДП) и диэлектрических потерь) от характеристик среды (влажности и удельной электрической проводимости водной фазы) и измерительного сигнала (частоты). Получены упрощенные варианты этих систем в виде формул, позволяющих производить расчет влажности в режиме реального времени для т.н. "грязной" воды и нефти с незначительной примесью влаги.
3. Предложена и обоснована методика определения геометрических параметров ЧЭ, по которому распространяется измерительный сигнал, оптимальных в смысле обеспечения минимального коэффициента затухания этого сигнала при его рассеивании в исследуемой среде.
4. Предложен метод многоуровневых измерений ВНС, основанный на аналитическом определении фазового сдвига между опорным спектральным измерительным сигналом и спектральным сигналом, отраженным от границ раздела однородных компонентов с потерями.
Практическую ценность работы имеют:
1. Метод непрерывного определения влажности и качественного типа отдельных компонентов многофазной смеси в резервуаре, включая межфазные слои, представляющие собой эмульсии типов В/Н и Н/В с переменным по высоте резервуара градиентом влажности.
2. Метод определения высоты уровня однородных компонентов многофазной среды.
3. Общая и разработанные на ее основе частные математические модели реальной ВНЭ, учитывающие потери не только в водной, но и в нефтяной фазе, для разных диапазонов частот и типов смеси.
4. Данные об оптимальной конструкции ЧЭ ВЧ преобразователя, предназначенного для проведения измерения объема и влажности однородных компонентов многофазных сред, а также массовой концентрации в них нефти и воды.
На защиту выносятся:
Метод идентификации однородных компонентов многофазных сред.
Общая математическая модель ВНЭ и полученные на ее основе частные математические модели, учитывающие потери мощности сигнала, как в водной, так и нефтяной фазах.
3. Математическая модель ЧЭ ВЧ датчика с оптимизированными конструктивными параметрами.
4. Метод многоуровневых ВЧ измерений многофазных водонефтяных сред с потерями.
Апробация работы. Основные положения и отдельные результаты работы докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-технической конференции "Новые методы, технические средства и технологии получения измерительной информации" (Уфа, УГАТУ, 1997 г.), на международной научно-технической конференции " Проблемы нефтегазового комплекса России" (Уфа, УГНТИ, 1998 г.), на международной научно-технической конференции "Проблемы техники и технологии телекоммуникаций" (Уфа, УГАТУ, 2000 г.), международной научно-технической конференции "Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления" (Судак, МГИЭМ, 2000, 2001 гг.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе 3 статьи, 9 материалов международных и всероссийских конференций.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав основного текста, заключения, библиографического списка использованной литературы, включающего 120 наименований и 8 приложений общим объемом 173 страницы. В работе содержится 36 рисунков и 10 таблиц.
Аналитический обзор существующих методов и средств измерений, позволяющих определить количественные и качественные характеристики компонентов многофазной водонефтяной смеси
Исследования по идентификации компонентов многофазных сред могут проводиться как в стационарных условиях, например, в резервуарах для жидкости, в бункерах для сыпучих продуктов, в местах крепления для твердых тел, так и непосредственно в процессе производства, изготовления или добычи. В частности, измерение состава ВНС предлагается осуществлять во время бурения скважины. Для этого в состав т.н. MWD — систем (Measurement while drilling) включают измерительное устройство, которое по результатам зондирования окружающей скважину породы дает заключение о наличии и составе ВНС [56, 69, 99].
Для проведения идентификации компонентов многофазной смеси необходимо сначала выделить внутри нее однородные, линейные, изотропные среды, обладающие только им присущими (электромагнитными, акустическими, физическими, химическими и т.д.) свойствами, в нашем случае диэлектрической проницаемостью (ДП) [74]. Однородной называют среду, параметры которой имеют одно и тоже значение во всех точках, т.е. не являются функциями координат. У изотропных сред физические свойства одинаковы по всем направлениям в каждой точке. Линейность среды предполагает независимость ее свойств от величины векторов электромагнитного поля [73, 102].
На следующем этапе необходимо провести количественный анализ данной среды в пределах резервуара, т.е. определить высоту уровня каждого однородного слоя, по которой легко рассчитать объем компонента. И, наконец, определить влажность жидкой смеси, представляющей собой ВНЭ, что и позволит идентифицировать среду с точки зрения ее дальнейшей технологической переработки.
Таким образом, целью данного обзора является наиболее полное представление всех известных на сегодняшний день методов измерения положения границ раздела фаз, уровня жидкой фазы в составе многокомпонентной среды и влажности водонефтяного компонента. Это необходимо для того, чтобы потом целенаправленно выбрать из них те, реализация которых с помощью соответствующих датчиков позволила бы провести идентификацию каждого компонента многофазной среды в пределах резервуара без значительного увеличения затрат материальных и временных ресурсов.
Во многих отраслях промышленности, в частности, нефтяной, химической, нефтеперерабатывающей и нефтехимической и т.д., весьма распространенной задачей является измерение уровня. Под измерением уровня понимается определение положения границы раздела двух сред с резко отличающимися свойствами (например, плотностью) относительно какой-либо горизонтальной плоскости, принятой за начало отсчета. Приборы, выполняющие эту задачу, называются уровнемерами. Большое значение при выборе определенного типа уровнемера имеет его функциональное назначение. В тех случаях, когда необходимо произвести измерение уровня в каком-либо диапазоне, применяются непрерывный и дискретно — непрерывный способы замера. Уровнемеры, предназначенные для этой цели, называются индикаторами уровня [11, 103, 108].
Классификация методов измерения уровня С учетом индивидуальных особенностей и условий эксплуатации, широкое промышленное применение получили следующие методы измерения уровня: акустические, электромагнитные, оптические, а также методы, использующие различие плотностей сред, образующих поверхность раздела (рис. 1.1). Ниже приводятся наиболее часто используемые методы измерения уровня, при этом более подробно будут рассматриваться те группы методов, которые позволяют исследовать многофазные среды [11, 17, 20, 41, 60].
В первую группу объединены методы, основанные на изменении плотности при переходе границы раздела сред. Очевидно, что такое различие существует в любом случае, когда возникает необходимость измерения уровня, т.к. само существование границы раздела (уровня) объясняется именно этим различием. Поэтому можно считать эту группу методов наиболее универсальной.
Весовой метод. При использовании весового метода текущее значение уровня определяется по весу жидкости, заполняющей резервуар. Сам измерительный процесс заключается во взвешивании, одним из множества существующих способов, жидкости, причем одновременно производится взвешивание, как самого продукта, так и тары (резервуар, трубопроводы, арматура и т.д.). Достоинства: независимость показаний от свойств исследуемой жидкости, таких как агрессивность, высокая вязкость сред, наличие пленки на поверхности продукта. Недостатки: сложность осуществления измерений, необходимость учета жесткости соединительных элементов (подводящих трубопроводов, крепежных деталей и т.д.), снижение точности при небольшой высоте уровня, невозможность разделить компоненты в многофазной среде [11, 103].
Гидростатический метод. Гидростатические уровнемеры позволяют определить значение уровня по величине давления столба жидкости на дно резервуара. В общем случае измерение уровня сводится к измерению разности давлений в резервуаре на поверхности жидкости и на его дне с помощью двух манометров или одного дифференциального манометра.
Наиболее часто используются гидростатические уровнемеры с механическими воспринимающими элементами (сильфонами, мембранами и т.д.), выходным параметром которых является их деформация, пропорциональная давлению. Такие гидростатические уровнемеры обладают рядом достоинств - механической прочностью, простотой монтажа, надежностью и т.д. Но у большинства из них есть существенный недостаток: чувствительный элемент находится в непосредственном контакте с исследуемой средой, что требует применения для датчика специальных материалов, усложняет обслуживание, повышает стоимость прибора. От этого недостатка свободен один из типов гидростатического уровнемера -пьезометрический [63, 108].
Отличие заключается в том, что при пьезометрическом способе в резервуар через импульсную трубку должно принудительно подаваться какое-либо активное тело: жидкость, воздух или защитный газ, которое не вступает в соприкосновение с исследуемой жидкостью. В этом случае значение уровня определяется по разности давлений в трубке и резервуаре. Достоинства гидростатических уровнемеров пьезометрического типа: высокая эксплуатационная надежность, возможность измерения уровня практически любых жидкостей, в т.ч. агрессивных, загрязненных и склонных к кристаллизации. Недостатки: невысокая точность, необходимость дополнительного крупногабаритного оборудования, необходимость наличия на объекте источника сжатого газа [41, 103].
Емкость отрезка двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа
Высокочастотный (ВЧ) метод измерения неэлектрических величин основан на использовании зависимости от измеряемого параметра различных интегральных характеристик ВЧ электромагнитных систем, которые применяются в качестве первичных преобразователей ВЧ измерителей.
Физическая основа использования электромагнитных систем в качестве средств получения информации состоит в том, что электромагнитное поле ВЧ датчика при взаимодействии с контролируемым объектом изменяется [43, 110]. Возможность получения информации о контролируемом объекте обусловлена отличием его электромагнитных свойств от свойств тех сред (например, воздуха), которые находились в той же области пространства до него. Появление в области электромагнитного поля датчика какого-либо объекта с отличными от первоначальных свойствами приводит к изменению тех или иных выходных характеристик датчика.
Применение электромагнитных систем с сосредоточенными параметрами для измерения уровня, границ раздела, перемещения и т.д. часто ограничено условиями эксплуатации, в частности, свойствами окружающей среды или электромагнитными свойствами объекта измерения. Повышение класса точности измерительных устройств с такими датчиками часто сталкивается с трудностями технологического характера, т.к. при этом требуется повышать точность изготовления конструктивных элементов датчика [24].
Избежать такого рода трудностей удается при использовании ВЧ электромагнитных устройств с распределенными параметрами. В этом случае имеют место волновые процессы, связанные с распространением электромагнитных волн и возникающие при соизмеримости длины волны сигнала с конструктивными размерами датчика. При этом электрические и магнитные поля уже нельзя рассматривать разделенными в пространстве, и, следовательно, саму систему нельзя характеризовать сосредоточенным емкостью и индуктивностью.
Возможность создания измерительных приборов с хорошими метрологическими характеристиками для различных областей промышленности обусловлена использованием следующих положительных свойств ВЧ систем с распределенными параметрами [2, 21, 23, 32]: 1. большие информационные возможности (наличие у одного датчика нескольких независимых выходных характеристик); 2. высокие стабильность характеристик, надежность, быстродействие (порядка нескольких миллисекунд), взрывобезопасность; 3. конструктивная простота, отсутствие подвижных электромеханических частей; 4. удаленность вычислительного и управляющего комплексов от ЧЭ датчика до сотен метров и т.д.
Наибольшее применение на практике в качестве датчиков получили различного рода отрезки длинных линий (ДЛ), возбуждаемые, как правило, на частотах мегагерцового или гигагерцового диапазонов. К числу типичных электромагнитных систем относятся двухпроводная, экранированная двухпроводная, коаксиальная линии, полый металлический волновод, антенное устройство и резонатор.
Распространение электромагнитных волн в длинных двухпроводных линиях возможно, если расстояние между проводами (а) будет значительно меньше длины передаваемой электромагнитной волны. Это требование выполняется при передаче по линии волн с частотой не больше 100 МГц. При увеличении частоты используемого сигнала значительное количество энергии будет излучаться в окружающее пространство. Поэтому в диапазоне частот от сотен мегагерц до десятков гигагерц обычно применяются коаксиальные и экранированные двухпроводные линии. Электромагнитная волна в этом случае распространяется в пространстве между проводниками линии, не проникая вследствие поверхностного эффекта через внешний проводник во внешнюю исследуемую среду [25, 47, 73, 102].
В качестве датчика при работе в мегагерцовом диапазоне, казалось бы, можно применить, как обычную двухпроводную линию, так и экранированную двухпроводную или коаксиальную линии. Однако, при использовании последних, как было сказано выше, выходной сигнал несет информацию только о геометрических размерах однородных слоев в резервуаре, тогда как в случае применения обычной двухпроводной линии с изоляцией получим данные также и о параметрах состава исследуемой среды, в нашем случае - влажности.
Волноводы, в качестве которых используются полые металлические трубы, применяются обычно на частотах гигагерцового диапазона [42, 61, 101]. В таких датчиках плоская однородная электромагнитная волна распространяется внутри трубы зигзагами, многократно отражаясь от ее металлических стенок. Распространение волны без значительного затухания в этом случае возможно только при частотах выше некоторой предельной, которая называется критической частотой волновода.
Вычисление коэффициента отражения сигнала от границы раздела двух сред
По ОДДЛ с изоляцией ленточного типа, используемой в качестве ЧЭ преобразователя, передается измерительный сигнал, представляющий собой сумму нескольких гармонических сигналов, имеющих разные частоты. Каждый из этих сигналов формируется специальным генератором, настроенным на определенную частоту fy. Причем частоты подобраны таким образом, чтобы выполнялось условие /у =/,+(у-1)А/, (3.18) где f\ - частота первого сигнала; /у — частота у-го сигнала; А/ - определенное постоянное приращение частоты. Сигналы с генераторов поступают на сумматор, выходной сигнал ипад которого представляет собой электромагнитную волну в виде суммы m гармоник ипад = I Uq С08(2я/у1 + фу)» (ЗЛ9 у=1 У где Uqy - амплитуда у-ой гармоники; фу - ее фаза.
Суммарный сигнал передается в двухпроводную линию, располагающуюся по всей высоте резервуара с контролируемой жидкостью. Сигнал распространяется в сторону смеси, параметры которой необходимо определить, отражается последовательно от каждой границы раздела между компонентами и возвращается обратно к приемнику волны через промежутки времени, пропорциональные высоте уровня жидкости [24].
В общем случае значение напряжения в каждой точке линии определяется по формуле (3.2), где величина / показывает расстояние, которое прошла падающая или отраженная волна от начала линии до точки, в которой производится измерение. В нашем случае будем в качестве точки отсчета рассматривать начало двухпроводной линии около источника сигнала. В этом случае общее значение напряжения в комплексном виде на входе датчика будет представлять собой сумму падающей и отраженной волн [10, 73] и(0) = ипад + и (3.20)
Величину ипад, переходя от комплексного к непрерывному значению, определим из выражения (3.19), в котором приводится значение опорного сигнала, посылаемого в линию, коэффициент распространения которого равен нулю, т.к. волна еще как бы не сдвинулась с места.
Для определения амплитуды отраженной от границы раздела первой и второй сред волны рассмотрим процессы, происходящие в реальной длинной линии с потерями на коротком отрезке от начала до первой границы раздела сред. Падающая электромагнитная волна, проходя через реальную среду с коэффициентом распространения уь затухает по экспоненциальному закону и имеет в конце ОДДЛ следующую амплитуду [22, 32] ипад( і) = ипад-е- . (3.21)
Достигнув первой границы раздела сред, волна отражается, образуя составляющую U0Tpi (индекс (1) говорит о том, что волна является откликом — отражением от первой границы раздела), амплитуда опять уменьшается пропорционально коэффициенту отражения (формула 3.4) Uoxp1( i)=rrUnafl.e- . (3.22) Полученная отраженная волна распространяется в сторону начала линии, где находится приемник сигнала, и ее амплитуда опять уменьшается по экспоненциальному закону, приобретая на входе приемника следующий вид ио1Р1(0) = Г1.ипад.е-2 . (3.23) Тогда общее значение напряжения в начале линии для двухфазной среды по приходе отраженной от первой границы волны будет определяться следующей формулой UjCO U a + n-e"2 ). (3.24) Значение коэффициента отражения сигнала от первой границы раздела компонентов многофазной среды найдем из предыдущей формулы, с учетом выражения (3.4) ипад е
Теперь рассмотрим отклик - отражение от второй границы раздела сред, для чего продолжим рассуждения о распространении волны в районе первой границы раздела сред. Как уже отмечалось, часть волны отразилось от границы и ушло в сторону приемника сигнала. Вторая часть сигнала прошла во вторую среду, образуя преломленную волну из первой среды во вторую, тогда с учетом формул (3.5) и (3.6) для коэффициентов преломления и отражения будем иметь ипр(1_2)( ) = (1-Г1)-ипад.е- . (3.26)
Полученная волна по двухпроводной линии преодолевает вторую среду, высота которой /2 и коэффициент распространения равен у2, в направлении второй границы раздела, становясь в свою очередь для нее падающей волной ипад2 = ипр(1_2)(, +12) = (1 - Г,) ипад - е- 1 - е- 2 . (3.27) При достижении границы раздела, коэффициент отражения которой равен Г2, она разделяется на две составляющие: преломленную волну, которая проходит в третью среду, и отраженную от границы волну, значение которой определяется формулой иохр(2_1) 1 + 2) = Г2-(1-Г1)-ипад-е- -е- 2. (3.28) Отраженная от второй границы волна, в свою очередь, преодолевает второй компонент и подходит к первой границе раздела, но уже со стороны среды с ДП равной є0бобщ2 и г О Гг-О-ГО-ивд-е- .е-2" . (3.29)
При движении в пределах второго компонента отраженная волна складывается с преломленной из первой среды волной, тогда общее значение напряжения на первой границе раздела со стороны второй среды (об этом говорит индекс (2)), с учетом выражения (3.26), будет следующим и О О-ГО-иад.е Чі + Гг.е-2 ). (3.30)
Замечание 1. Необходимо отметить, что коэффициенты отражения сигнала от одной и той же границы раздела сред при подходе волны как со стороны одного компонента, так и со стороны другого численно равны по модулю, а отличаются только знаком. Это объясняется тем, что изменяется порядок расположения слоев, и если в первом случае волна движется из первой среды во вторую, то в другом из второй в первую, следовательно, числитель в формуле (3.7) меняет знак на противоположный [2, 3, 53].
Поляризация диэлектриков и ее особенности
В переменном электромагнитном поле при диапазоне частот до 100 ГГц изменение поляризованности диэлектрика во времени отстает по фазе от изменения напряженности электрического поля и отличается от равновесного значения, соответствующего постоянному полю. Это обуславливает зависимость ДП от частоты (дисперсию), а также наличие диэлектрических потерь - необратимое превращение части электромагнитной энергии в тепло [10, 73, 102].
Свойства диэлектрика в переменном поле характеризуются комплексной ДП среды с потерями, которую в общем случае определим из следующего выражения є = е -і-є", (4.13) где є - действительная часть ДП, величина которой соответствует "истинной" диэлектрической проницаемости є среды; є" - мнимая часть ДП, определяющая потери в среде.
Действительная часть комплексной ДП (є1) показывает, во сколько раз большее количество энергии запасается в условном конденсаторе при замене вакуума другим диэлектриком. Мнимая часть комплексной ДП (є") пропорциональна рассеиваемой в единице объема мощности.
При наличии в диэлектрике сквозной проводимости мнимую часть определим через объемную активную УППВ (а) и частоту приложенного переменного напряжения (/) [91] є" = ст/(00=1.8х1010ха//; (4.14) где є0 = 8.85х 10" Ф/м - ДП вакуума; ю - угловая частота. В переменном электромагнитном поле в диэлектрике возникает сдвиг фаз между вектором электрического смещения D и напряженностью электрического поля Е, который описывается через ТУДП tg5 = 8"/e\ (4.15) Используя формулу (4.15) комплексную ДП представим в другом виде через ТУДП s = e (l-jg5). (4.16)
ТУДП играет большую роль при расчете параметров изоляции кабеля, находящего в диэлектрической среде с потерями, т.к. он определяет потери в самой изоляции кабеля при прохождении по нему электромагнитного сигнала. При этом надо отметить, что и сам ТУДП подвержен изменениям, которые зачастую достигают двух - трех порядков. Для современных кабелей наибольшее значение имеют частотные и температурные изменения.
Важнейшей характеристикой диэлектриков является их способность к поляризации под действием приложенного электрического напряжения. Процесс поляризации представляет собой изменение расположения в пространстве имеющих электрические заряды частиц диэлектрика, причем последний приобретает наведенный электрический момент.
Обычно время поляризации оценивается по времени релаксации, т.е. постоянной времени т процесса уменьшения наведенного электрического момента некоторого объема диэлектрика. Медленные виды поляризации иногда называются релаксационными; они связаны с необратимыми затратами электрической энергии в диэлектрике. Существует большое количество механизмов поляризации, среди которых наиболее типичными являются следующие [16, 87, 107].
Электронная поляризация - смещение электронов относительно атомных ядер. Электронная поляризация устанавливается при наложении внешнего электрического поля за чрезвычайно короткое время (порядка 10"15 с). Она наблюдается у всех диэлектриков независимо от наличия других видов поляризации.
Ионная поляризация возникает у диэлектриков ионного строения и заключается в смещении относительно друг друга ионов, образующих молекулу. Эта поляризация протекает за промежутки времени большие, чем электронная, но все же весьма небольшие (порядка 10 с).
Дипольная поляризация представляет собой поворот (ориентацию) дипольных молекул в полярных диэлектриках. Она относится к числу "медленных" видов поляризации; время установления ее значительно больше, чем время установления ионной поляризации (в частности для воды оно составляет 8x10 с).
В зависимости от того, обладают молекулы рассматриваемого диэлектрика постоянным дипольным моментом или нет, их делят на две большие общие группы: полярные и неполярные. Правда, иногда еще выделяют группу слабополярных диэлектриков.
Обычно, для того, чтобы отнести диэлектрик к одной из двух групп, рассматривают его относительную ДП. Если ее значение небольшое (для жидких углеводородов 1.9 - 2.8), то диэлектрик считается неполярным, если она находится в пределах десятков - сотен единиц, то перед нами полярный диэлектрик [16].
Еще одним критерием, по которому будем судить о том полярный диэлектрик или нет является соотношение между ДП и квадратом показателя преломления света п2. Если є = п2, то диэлектрик является неполярным, если є п2, то диэлектрик полярный. В таблице 4.1 приведены основные характеристики известных жидких диэлектриков [39,79].
