Содержание к диссертации
Введение
1. Проблемы оперативного контроля жидких и твердых включений в продукции газовых скважин 10
1.1. Оперативный контроль примесей в продукции скважин - актуальная задача рациональной разработки газовых месторождений 10
1.2. Промысловые методы и средства контроля жидких и твердых примесей при исследовании и эксплуатации газовых скважин 17
1.2.1. Специальные технические средства контроля твердых и жидких включений в потоке продукции газовых скважин 20
1.2.2. Современные методы и средства контроля твердых примесей в газовом потоке 28
1.3. Перспективы применения спектрометрического метода для контроля жидких и твердых примесей в многофазном потоке продукции газовых скважин 40
2. Разработка и обоснование принципов построения измерительного преобразователя мелкодисперсных жидких и твердых примесей в продукции газовых скважин 50
2.1. Анализ идеи регистрации примесей по спектру ударного воздействия и разработка основных требований к измерительному преобразователю. 50
2.2. Разработка обобщенной функции преобразования измерительного преобразователя 53
2.3. Разработка принципов построения и анализ технических решений по конструкции измерительного преобразователя 56
2.4. Разработка и анализ принципов построения электронных преобразователей информационных сигналов 66
3. Исследование и анализ процессов взаимодействия примесей с измерительным преобразователем 72
3.1. Разработка экспериментального лабораторного стенда 72
3.1.1. Установка для исследования измерительного преобразователя при регистрации твердых примесей в воздушном потоке 72
3.1.2. Установка для исследования измерительного преобразователя при регистрации капельной жидкости в воздушном потоке 82
3.2. Создание промыслового полигона 87
3.3. Исследования амплитудно-частотной характеристики измерительного преобразователя 90
3.4. Оценка информационных свойств сигналов ударного воздействия капельной жидкости и твердых примесей 105
3.5. Разработка и исследование информационных моделей контроля концентрации примесей в сложных потоках продукции газовых скважин. 112
3.5.1. Основные принципы, положенные в основу построения информационных моделей 112
3.5.2. Информационная модель контроля твердых примесей в газовом потоке 115
3.5.3. Информационная модель контроля жидких мелкодисперсных примесей в газовом потоке 119
4. Разработка и создание информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых примесей. 125
4.1. Разработка структуры информационно-измерительной системы 125
4.2. Скважинный измерительный модуль. Построение измерительных каналов контроля примесей 128
4.2.1. Разработка и анализ структурных схем измерительных каналов контроля примесей 129
4.2.2. Схемотехнические и конструктивные решения 135
4.3. Основные модули информационно-вычислительного устройства ИИС. 143
4.4. Применение ИИС на Уренгойском ГНКМ 152
Заключение 166
Список литературы
- Промысловые методы и средства контроля жидких и твердых примесей при исследовании и эксплуатации газовых скважин
- Разработка обобщенной функции преобразования измерительного преобразователя
- Установка для исследования измерительного преобразователя при регистрации твердых примесей в воздушном потоке
- Скважинный измерительный модуль. Построение измерительных каналов контроля примесей
Введение к работе
Исключительно высокие темпы роста добычи газа в конце XX века в России были основаны на открытии и освоении уникальных сеноманских залежей Западной Сибири, где сосредоточено по разным оценкам от 80 до 90% запасов газа страны. Современное состояние и перспективы развития газовой промышленности связаны с разработкой таких месторождений, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное в Надым-Пур-Тазовском регионе, Бованенковское, Крузенштерновское и Харасовейское на полуострове Ямал [1],
Поддержание высоких уровней добычи и эффективная разработка газовых месторождений в значительной степени зависят от технически грамотной эксплуатации скважин [7]. Поэтому получение оперативной и достоверной геолого-промысловой информации об основных параметрах работы каждой скважины является одной из первостепенных задач. В утвержденных в 1997 году «Основных положениях по автоматизации, телемеханизации и созданию информационно-управляющих систем предприятий добычи и подземного хранения газа» приведен список измеряемых параметров по скважинам, в который входят расход газа и расход жидкости, наличие в продукции абразивных механических примесей и глинопесчаной смеси, устьевое давление и температура продукции. Без полного набора автоматизировано измеренных и переданных в банк данных устьевых параметров со скважин не представляется возможным решение задачи расчета оптимальных режимов работы добывающих скважин.
Продукция газовых скважин представляет многофазный поток со сложной структурой, в котором помимо газовой фазы содержатся жидкая (пластовая и/или конденсационная вода) и твердая (абразивный песок и глинопесчаная смесь) фазы [1-=-3]. Соотношение фаз в потоке продукции однотипных газовых скважин может изменяться в широких пределах.
Даже для отдельной скважины это соотношение непостоянно и может меняться в процессе ее эксплуатации. Отмечено, что на газовых скважинах в зимний период эксплуатации при повышенных отборах газа наблюдается существенно больший вынос воды и механических примесей, чем в летний период. Увеличение выноса жидкости и механических примесей имеет место на поздних стадиях эксплуатации скважин. Например, согласно данным 1998г., количество сеноманских газовых скважин на Уренгойском ГНКМ (промышленная эксплуатация начата в апреле 1978 г.), работающих с повышенным выносом механических примесей составляет 32% от действующего фонда скважин. Потери в суточной добыче газа от проекта разработки в связи с ограничениями по дебиту скважин из-за выноса пластового песка и пластовых вод за 1999 г. в ООО «Уренгойгазпром» составили более 47 млн. м3 газа, причем за 6 лет количество потерь возросло в 9,5 раза [1, 8-ї-12],
Сам факт появления пластового песка и жидкости в продукции газовых скважин является случайным процессом [6]. В подобной ситуации возникают задачи своевременного обнаружения аварийной концентрации песка в газе и оптимизации режимов эксплуатации скважин по дебиту и депрессии. Последнее необходимо поддерживать так, чтобы исключить образование песчаных пробок, заиление шлейфов и снизить до минимума износ газопромыслового оборудования.
Следовательно, важным параметром, определяющим режим работы скважин, особенно на поздней стадии эксплуатации месторождения, является вынос механических примесей (абразивных и неабразивных).
В настоящее время ввиду отсутствия надежных средств контроля выноса механических примесей не представляется возможным поддерживать безаварийный режим эксплуатации скважин.
Создание высокоточных датчиков давления и температуры даже для условий Крайнего Севера было трудной, но достаточно выполнимой задачей. Намного сложнее выбрать принципы и создать технические
средства поточного покомпонентного измерения расхода газожидкостной смеси и индикаторов наличия абразивных механических примесей в продукции скважин.
Таким образом, при оперативном контроле основных технологических параметров работы газовых скважин наибольшие проблемы связаны с измерением расхода (раздельно по газу и жидкости) и оценкой концентрации абразивных примесей (песка) в потоке. До последнего времени попытки многих отечественных и зарубежных исследователей создать новые технические средства измерения этих важнейших параметров, в частности, связанные с комплексным использованием классических методов измерения расхода однофазных потоков, а также использованием минисепарационных установок, не привели к желаемым результатам, в основном, из-за их низкой надежности в реальных условиях промысловых потоков скважин.
На добывающих газовых скважинах большинства месторождений Западной Сибири для оценки параметров многофазного потока продукции на различных режимах работы скважин выполняется стандартный комплекс газодинамических исследований (ГДИ) с использованием сепарационных установок и диафрагменных измерителей критического течения (ДИКТ) [4, 5]. В редких случаях ГДИ проводятся с использованием устьевой установки «Надым-2М», позволяющей контролировать расход газа, а также содержание в продукции механических примесей и жидкости. Для проведения таких исследований необходимо привлечение значительного количества людских ресурсов и специальной техники. Они производятся с большой дискретностью по времени и не отвечают требованиям по оперативности и достоверности информации, используемой для управления режимом эксплуатации скважин. Кроме того, эти исследования связаны с выбросом газа в атмосферу, что не соответствует требованиям экологической безопасности разработки месторождений.
Использование расходомеров переменного перепада давления, используемых в расходоизмерительных комплексах «Сокол», «Пингвин» и измерительном коллекторе «Надым-2М», осложнено ввиду тяжелых климатических условий и многофазности реальных потоков продукции скважин [13, 14].
Из-за отсутствия оперативной и достоверной информации о содержании примесей в потоке продукции скважин и непринятия своевременных мер по изменению режима их эксплуатации происходит преждевременный износ подземного и устьевого технологического оборудования, возникают аварийные ситуации, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин.
Поэтому весьма актуальной является задача создания информационно-измерительных систем оперативного контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин,
В последнее время решением проблемы оперативного контроля расходных параметров потока скважин активно заняты ряд российских и зарубежных организаций и фирм. Анализ их опыта показывает, что в основном их усилия направлены на создание и внедрение многофазных расходомеров для контроля дебита скважин по газу и жидкости в условиях ограниченных газосодержаний.
Среди зарубежных фирм, выпускающих многофазные расходомеры, наибольших успехов достигли фирмы Agar, Framo Engineering AS, Controlotron, Roxar Flow Measurement (RFM), Schlumberger, Kongsberg Offshore A.S, A.S Norske Shell и Shell Research. Однако производимые ими измерительные системы не ориентированы на условия разработки газонефтеконденсатных месторождений Крайнего Севера России. К недостаткам продукции указанных фирм можно отнести также ограничения по диапазону изменения расходного газосодержания потока, наличие элементов, подверженных абразивному износу и применение
радиоактивных источников. Установка измерительных систем требует обычно существенного изменения технологической обвязки скважин. Кроме указанных выше недостатков, зарубежные измерительные системы отличаются высокой стоимостью.
Из отечественных работ можно выделить разработку бесконтактного расходомера двухфазного потока РГЖ-001, созданного в Научно-исследовательском институте измерительных систем (НИИИС), Н. Новгород [15, 16]. К недостаткам расходомера РГЖ-001 можно отнести сложную форму измерительного участка и возможность появления погрешностей измерения из-за загрязнения рабочих поверхностей датчиков и абразивного износа. Кроме того, эта работа не доведена до широкого промышленного применения.
Важно подчеркнуть, что все вышеперечисленные разработки не решают проблемы контроля выноса механических примесей, а также контроля выноса жидких включений в начальный период обводнения скважин. Из зарубежной и отечественной литературы известны специальные разработки различных детекторов и систем контроля за пескопроявлением. Среди прочих следует выделить детекторы песка и жидкости контактного типа, чувствительный элемент которых непосредственно контактирует с протекающей по трубопроводу средой, например пьезоэлектрические детекторы фирм Schlumberger, Gaz de France, а также отечественные типа «Спектр» [17, 18]. Такие детекторы пытаются применять для контроля за пескопроявлением на скважинах, эксплуатирующих подземные хранилища газа при ограниченных дебитах. Однако нет достаточной информации относительно работоспособности таких детекторов на высокодебитных скважинах в суровых климатических условиях Крайнего Севера России,
Большой практический интерес представляют совместные разработки кафедры Автоматизации технологических процессов РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и фирмы «ГАНГ-Нефтегазавтоматика»,
создающих измерительные системы контроля технологических параметров работы газовых, газоконденсатних и нефтяных скважин серии «Поток» [19-ь34]. В основе разработок лежит спектрометрический метод бессепарационного измерения расхода фаз (газовой, жидкой и твердой) многофазных потоков продукции эксплуатационных скважин. Информационно-измерительные системы (ИИС), созданные на основе этого метода, позволяют получать информацию о составе многофазной продукции скважин непосредственно из характеристик потока — флуктуации давления в измерительном участке трубопровода. До последнего времени системы серии «Поток» применялись в основном на нефтяных и малообводненных газовых скважинах. Приведенные в диссертационной работе исследования показали, что спектрометрический метод позволяет оперативно измерять расходные параметры продукции газовых скважин, находящихся на поздних стадиях эксплуатации, т.е. работающих с повышенным выносом воды и механических примесей [35442].
Проблемы применения спектрометрического метода для контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин являются предметом специальных исследований, представленных в диссертационной работе.
Целью работы является разработка информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых включений в сложных потоках продукции газовых скважин на основе спектрометрического метода.
Основные научные и технические задачи, которые потребовалось решить в рамках представленной диссертационной работы, следующие: 1. Предложить и обосновать функцию преобразования измерительного преобразователя расхода жидких и твердых включений.
Разработать принципы построения и создать измерительный преобразователь контроля жидких и твердых включений в продукции газовых скважин.
Разработать и создать экспериментальные стенды для исследования измерительного преобразователя.
Исследовать характеристики измерительного преобразователя и оценить его информационные свойства.
Разработать и исследовать информационные модели контроля расхода жидких и твердых примесей в газовом потоке.
Разработать и создать информационно-измерительную систему контроля примесей в газовом потоке.
Внедрить ИИС и оценить результаты промышленной эксплуатации.
Промысловые методы и средства контроля жидких и твердых примесей при исследовании и эксплуатации газовых скважин
В промысловых условиях контроль жидких и твердых примесей в продукции газовых скважин в основном осуществляется при проведении комплекса газодинамических исследований, выполняемых согласно отраслевому Руководству по исследованию скважин газовых и газоконденсатних месторождений [4]. Основной целью таких исследований является определение наиболее эффективного режима эксплуатации скважин. Это особенно важно, когда добыча газа осложнена выносом воды и механических примесей.
Газодинамические исследования (ГДИ) периодически проводятся геологической службой газодобывающего предприятия. При существующей технологии сбора продукции газовых скважин (рис. 1.2), для проведения газодинамических исследований в обвязке куста предусмотрена факельная измерительная линия. Перед началом ГДИ исследуемая скважина отключается от сборного коллектора, и поток переводится на факельную линию куста. Переключение производится с помощью запорно-регулирующего оборудования (задвижек). На выходе факельной линии устанавливается комплект специального оборудования, предназначенный для раздельного определения дебита газа и содержания примесей. Отделение примесей (включая воду и обломки породы) из потока газа осуществляется с помощью различных сепарационных установок. Для определения дебита газа используется диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ), из которого газ выбрасывается в атмосферу [45]. задвижка шлейфовая ЗФ - задвижка факельная ДИКТ - диафрагменный измеритель критического течении Отбор примесей (?) (У) (И)
Газодинамические исследования выполняют, как правило, на 3-5 стационарных режимах. Для этого устанавливают поочередно на ДИКТ диафрагмы различного диаметра, изменяя режимы работы скважины. При этом диафрагмы стараются выбирать таким образом, чтобы часть экспериментальных режимов соответствовала дебитам ниже рабочего (на период исследований), а часть режимов - выше рабочего. Под рабочим режимом подразумеваются термобарические условия на устье, соответствующие работе скважины в сборный коллектор.
На каждом режиме скважина отрабатывается на ДИКТ в течение определенного времени. Время отработки зависит от коллекторских свойств газоносного горизонта конкретного месторождения и может колебаться от получаса до нескольких часов. После стабилизации режима, операторы фиксируют давление и температуру на ДИКТ и на устье скважины. Дополнительно измеряют давление на устье остановленной скважины (статический режим). При измерении статического давления время стабилизации должно быть не менее нескольких часов.
По показаниям манометра, термометра, известному диаметру измерительной диафрагмы на ДИКТе и известному составу пластового газа рассчитывают дебит скважины на каждом исследуемом режиме. Для определения количества примесей, выносимых потоком газа из скважины, после отработки каждого режима, производится очистка сепаратора. Отобранные таким образом примеси подлежат дальнейшему взвешиванию и анализу в лабораторных условиях. На основе полученных данных о суммарном выносе воды и механических примесей, производится усредненная оценка их концентрации в потоке газа для каждого режима.
Такая оценка получается достаточно грубой, поскольку неясно, какая часть примесей улавливается. Это связано с возможностью застоя воды и механических примесей в изгибах факельной линии и трубопроводной арматуре. Погрешность оценки связана также с низкой степенью сепарации высокоскоростных потоков продукции газовых скважин в сепараторе.
Следует обратить внимание, что газодинамические исследования требуют огромных временных затрат, отличаются большой трудоемкостью работ, связаны с потерями продукции и, кроме того, ухудшают экологическую обстановку в регионе, так как в атмосферу выбрасывается большое количество газа. Особенно сложно и затратно с экономической точки зрения проводить газодинамические исследования в холодный и снежный период года, который в северных газодобывающих регионах длится девять и более месяцев. В это время приходится дополнительно задействовать много специальной техники для расчистки дорог к скважине и к месту установки ДИКТ, а также для многократного отпаривания (обогрева) запорно-регулирующего оборудования на устье и на факельной линии в процессе проведения исследований.
Разработка обобщенной функции преобразования измерительного преобразователя
Под функцией измерительного преобразователя будем понимать последовательность операционных преобразований, позволяющих выделить сигналы ударного воздействия частиц жидких и твердых примесей и оценить их расходные характеристики, а именно -
концентрацию жидкости (в литрах на 1000 м газа [л/тыс.м ] и концентрацию твердых примесей — песка в граммах на 1000 м3 газа [г/тыс.м3]).
Будем иметь в виду, что применяемый чувствительный узел (с пьезокерамическим чувствительным элементом) позволяет регистрировать флуктуационную составляющую давления р(t) в измерительном участке трубопровода. На выходе чувствительного узла имеем электрический сигнал U(t), линейно связанный с флуктуационной составляющей давления р (t) [64, 80]. Этот сигнал обусловлен как действием турбулентности газожидкостного потока, в основном, вызванной высокоскоростным движением смеси через сужающее устройство [80], так и реакцией на удары капель жидкости и песка о корпус чувствительного узла. Задача состоит в том, чтобы из общего суммарного сигнала U(t) выделить составляющие, обусловленные только реакцией чувствительного узла на ударное воздействие.
Обозначим через Aj и А2 операторы преобразования суммарного сигнала U(t)i выделяющие составляющие ударного воздействия капель жидкости и твердых частиц, соответственно. После преобразования будем иметь: U,(t) = A1[U(t)]9 (2-1) Un(t) = A2[U(tj\ , (2-2) где: Ue(t), Un(t) - реакция чувствительного узла на ударное воздействие капель жидкости и частиц песка, соответственно. Как будет пояснено в разделе 2.4, фактически операторные преобразования (2-1) и (2-2) задают операции частотной фильтрации сигнала U(t) в двух полосах ультразвукового частотного диапазона.
Реакции Ue(t) и Un(t) на соответствующее единичное ударное воздействие представляют собой сигналы в виде пачки затухающего колебания. Интенсивность такого сигнала будет пропорциональна mv2 кинетической энергии ударяющихся частиц, т.е. [81-5-83], где Ш масса, а V - скорость частицы. Однако, для практического использования информация относительно интенсивности сигналов Ue(t) и Un(t) мало значима. Основным препятствием для ее использования являются трудности оценки скорости частицы V в момент соударения. Эта скорость не может быть оценена как средняя расходная скорость газового потока, так как частицы вылетают из сужающего устройства с неизвестным ускорением. С учетом последнего замечания, целесообразным представляется оценивать расходные характеристики примесей по количеству зарегистрированных соударений. Тогда, ориентируясь на усредненные объемные и массовые показатели ударяющихся частиц примесей, можно оценивать их концентрацию.
Обозначим через Ne и Nn количество зарегистрированных соударений соответственно капель жидкости и частиц песка за время измерения tu, а через Bt и В2 соответствующие операторы преобразования сигналов Ug (t) и Un (t) на временном интервале tu. Тогда можно записать: e=Bj[Ue(t)], (2-3) U«(Ol (2-4) Через Лв и Лп обозначим, соответственно, концентрации влаги и твердых частиц в газовом потоке. Тогда функция измерительного преобразователя в обобщенном виде может быть представлена следующими двумя операторными выражениями:
Установка для исследования измерительного преобразователя при регистрации твердых примесей в воздушном потоке
Лабораторные исследования измерительного преобразователя проводились на специализированных экспериментальных установках. Одна установка предназначена для исследования измерительного преобразователя при регистрации твердых механических примесей, содержащихся в воздушном потоке. Другая установка используется для исследования измерительного преобразователя при регистрации капельной жидкости, находящейся в воздушном потоке.
Изначально работы по созданию экспериментальных установок велись параллельно. После проработки нескольких конструктивных решений было предложено создать единую установку, позволяющую имитировать реальные потоки газа с твердыми и жидкими примесями одновременно. Однако в силу определенных технических трудностей нам не удалось создать такую лабораторную установку. В итоге была разработана универсальная конструкция, из которой путем незначительного изменения конфигурации создаются две независимые установки.
Далее рассматриваются основные этапы разработки экспериментальных установок и разбираются варианты их конструктивного исполнения.
При создании экспериментальной установки потребовалось многократно корректировать конструктивные решения, позволяющие обеспечить приемлемую временную нестабильность ударного воздействия песчинок (нестабильность в виде случайного колебательного тренда и временного тренда).
Первый вариант экспериментальной установки (рис. 3.1) предполагал только имитацию ударного воздействия песчинок о корпус чувствительного узла датчика. Для этого на вал электромотора устанавливали устройство, состоящее из двух дисков с зажатыми между ними отрезками лески. Электромотор питался от источника постоянного тока. При вращении вала электромотора отрезки лески ударяли по корпусу чувствительного узла датчика. Пьезокерамический преобразователь, установленный внутри чувствительного узла, регистрировал соударения, и на его выходе наблюдался характерный сигнал ударного воздействия -затухающие электрические колебания. В устройстве предварительной обработки эти колебания преобразовывались в последовательность импульсов, частота следования которых пропорциональна количеству соударений. С помощью комплекта измерительной аппаратуры в составе двухлучевого осциллографа и частотомера исследовались качественные и количественные параметры выходного сигнала датчика.
Экспериментальная установка позволяла имитировать изменение концентрации механических примесей в потоке. Для этого менялось напряжение питания электромотора, что приводило к увеличению или уменьшению частоты вращения вала, а, следовательно, к изменению числа соударений.
Интенсивность ударного воздействия регулировалась путем применения лески различных диаметров.
Существенным недостатком такой экспериментальной установки было неполное соответствие спектральных характеристик ударного воздействия песчинок и лески. Спектр ударного воздействия твердой песчинки является более широкополосным по сравнению с аналогичным спектром, вызванным ударом более «мягкой» лески. Кроме того, заранее заданная периодичность ударного воздействия не соответствует реальным условиям, когда соударения песчинок примесей с корпусом чувствительного узла носит случайный характер.
Указанные недостатки были учтены при разработке второго варианта экспериментальной установки (рис. 3.2). Воздушный поток создавался центробежным вентилятором (1) и направлялся внутрь трубопровода ДуЮО (5) с помощью гибкого шланга (2). Добавление песчинок в поток осуществлялось из бункера (3) через дозатор с калиброванным проходным отверстием (4), Изменение диаметра проходного отверстия в дозаторе позволяло регулировать концентрацию песчинок в воздушном потоке. Бункер и гибкий шланг подачи воздуха были закреплены в лабораторном штативе (6). На трубопровод в специальный посадочный узел (9) устанавливался датчик (8). Чувствительный узел (7) датчика выступал в поток. Датчик регистрировал количество соударений песчинок с корпусом чувствительного узла. Отработанный в ходе экспериментальных исследований песок оседал в сборном контейнере (10).
Надо отметить, что для исследований использовались механические примеси, отобранные при эксплуатационных испытаниях на газовой скважине № 325 Уренгойского ГНКМ.
Скважинный измерительный модуль. Построение измерительных каналов контроля примесей
Создание датчика — скважинного измерительного модуля (СИМ), позволяющего на основе спектрометрического метода эффективно контролировать количество твердых и жидких примесей в потоке газа является сложной научно-технической задачей. С точки зрения аппаратной реализации, процесс обработки информационных сигналов существенно осложнен тяжелыми климатическими условиями, в которых предстоит работать скважинному измерительному модулю. Для обеспечения надежной работы датчика в таких условиях важно разработать и исследовать оптимальные структурные, схемотехнические и конструктивные решения по построению измерительных каналов с учетом всех допусков на изменение климатических условий окружающей среды (например, температура может меняться в диапазоне от +70 до -40С), а также влияния ряда других факторов. Ниже приводятся результаты таких разработок и исследований.
На рис. 4.2 представлена одна из разработанных и апробированных структурных схем скважинного измерительного модуля, содержащего измерительные каналы «капельная жидкость» и «песок».
Пьезокерамический элемент ПЭ, установленный внутри защитного корпуса чувствительного элемента, воспринимает соударения частиц твердых и жидких примесей с корпусом и преобразует их в затухающие электрические колебания. Эти колебания поступает на вход согласующего усилителя УС с низким входным сопротивлением. Нами установлено, что уровень полезного сигнала для каналов регистрации твердых примесей и капельной жидкости составляет немногим более 10 мкВ и может быть в несколько тысяч раз меньше не информативного шумового сигнала турбулентности потока, амплитуда которого может достигать 500 мВ. Согласующий усилитель осуществляет необходимое подавление не информативных шумов в области звуковых частот. Соударения песчинок и капель жидкости с корпусом чувствительного узла датчика можно эффективно зарегистрировать в соответствующих полосах спектра, лежащих в ультразвуковом диапазоне частот. Поэтому дальнейшая обработка сигналов идет раздельно в двух измерительных каналах - канале «капельная жидкость» (ФВЧ1, УТИ, ПУ1 и ФИ1) и канале «песок» (ФВЧ2, УП2, ПУ2 и ФИ2), которые построены по однотипной схеме. Фильтры высоких частот ФВЧ1 и ФВЧ2 служат для глубокого дополнительного подавления сигналов с частотными составляющими в области спектра турбулентности и резонансных сигналов с частотами ниже 10 кГц, Усилители полосовые УП1 и УП2 являются высокодобротными для эффективного выделения и усиления информативных сигналов ударного воздействия капель жидкости и частиц песка в двух диапазонах с резонансными частотами 90 кГц и 1700 кГц. Пороговые устройства ПУ1 и ПУ2 настраиваются таким образом, чтобы не допустить прохождения шумовых сигналов на формирователи импульсов ФИ1 и ФИ2. Формирователи импульсов позволяют на каждое ударное воздействие сформировать кратное количество выходных импульсов заданной формы. Тогда частота следования импульсов зависит от интенсивности выноса примесей.
Проведенные исследования на промысловом полигоне выявили существенный недостаток рассмотренной структуры. При малых расходах газа вынос твердых и жидких примесей мал или вообще отсутствует. Увеличение расхода приводит к лавинообразному нарастанию выноса примесей, что влечет за собой резкое насыщение по обоим каналам регистрации. Выходом из сложившейся ситуации является введение в схему автоматической регулировки усиления (АРУ) в зависимости от изменения какого-либо из измеряемых параметров. Введение схемы АРУ приводит к нелинейному сжатию динамического диапазона изменения частоты следования импульсов по каналам «песок» и «капельная жидкость». Зная функцию управления РУ, можно определить реальный вынос примесей.
На рис. 4.3 представлена структурная схема СИМ, содержащего три измерительных канала: канал «капельная жидкость», канал «песок» и канал «расход». Регулировка усиления в каналах регистрации твердых примесей и капельной жидкости осуществляется в зависимости от изменения расхода газа. Рассмотрим основные принципы совместной работы трех измерительных каналов.
