Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Мониторинг обводненности водонефтяных эмульсий. постановка задач исследований 24
1.1. Водонефтяная эмульсия - как объект контроля 25
1.2. Информационная значимость мониторинга обводненности ВНЭ в структуре АСУТПДН 29
1.3. Методы и средства мониторинга обводненности ВНЭ 31
1.3.1. Прямые и косвенные методы измерений 31
1.3.2. Дискретность анализа обводненности ВНЭ 35
1.3.3. Считывание информации в средствах контроля обводненности ВНЭ 37
1.3.4. Краткое обсуждение результатов анализа 40
1.4. Математическое моделирование процесса микроволновой сепарации ВНЭ 42
1.5. Выводы по главе. Постановка задач исследований 47
ГЛАВА 2. Математическое и физическое моделирование процесса микроволновой сепарации сырой нефти 49
2.1. Моделирование движения сферической капли в вязкой жидкости под действием гравитации 50
2.2. Моделирование нагрева капли нефти в воде и капли воды в нефти при СВЧ нагреве 52
2.3. Математическое моделирование СВЧ нагрева многослойных сред (плоская модель). 57
2.4. Математическое моделирование СВЧ нагрева многослойных сред при динамических границах раздела 66
2.5. Физическое моделирование процесса сепарации ВНЭ 69
2.6. Математическое моделирование СВЧ нагрева многослойных сред (объёмная модель) 71
2.7. Обсуждение полученных результатов 75
2.8. Выводы по главе 77
ГЛАВА 3. Методы и средства контроля обводненности внэ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений 79
3.1. Метод контроля обводненности ВНЭ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений 80
3.2. Экспериментальные исследования метода контроля обводненности ВНЭ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений 88
3.2.1. Математическая модель формирования распределения электромагнитного поля в рабочей камере 89
3.2.2. Разработка микроволновой камеры для контроля обводненности ВНЭ 93
3.2.3. Экспериментальный стенд 96
3.2.4. Выводы по разделу 101
3.3. Анализ основных погрешностей метода контроля обводненности ВНЭ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений 102
3.3.1. Погрешности забора и анализа проб 102
3.3.2. Погрешности микроволновой сепарации 107
3.3.3. Погрешности метода видеоизмерений 111
3.3.2. Выводы по разделу 112
3.4. Перспективные методы повышения точности измерений АИА для контроля обводненности ВНЭ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений 113
3.4.1. Применение метода видеоизмерений для автоматизации процесса наполнения .113
3.4.2. Метод контроля обводненности ВНЭ с учетом наличия в ней окклюдированного газа 118
3.4.3. Выводы по разделу 125
3.5. Выводы по главе 125
ГЛАВА 4. Мониторинг обводненности нефти в информационной структуре АСУ ТП ДН 127
4.1. Датчики обводненности нефти серии ДОН-М 128
4.1.1. Назначение и конструкция датчика ДОН-М-ЛО 128
4.1.2. Результаты внедрения датчика ДОН-М-ЛО 129
4.1.3. Назначение и конструкция датчиков ДОН-М-915-ЭС и ДОН-М-2450-ЭС 132
4.1.4. Результаты внедрения датчиков ДОН-М-915-ЭС и ДОН-М-2450-ЭС 135
4.1.5. Выводы по разделу 139
4.2. Информационная структура АСУ ТП ДН 140
4.2.1. Структура современной АСУ ТПДН 140
4.2.2. Иерархия информационных каналов мониторинга обводненности 142
4.2.3. Программно-аппаратные средства канала мониторинга обводненности ВНЭ... 149
4.2.4. Расширенная информационная структура АСУ ТП ДН 154
4.2.5. Выводы по разделу 160
4.3. Выводы по главе 161
Заключение 162
Список использованных источников
- Методы и средства мониторинга обводненности ВНЭ
- Математическое моделирование СВЧ нагрева многослойных сред (плоская модель).
- Экспериментальные исследования метода контроля обводненности ВНЭ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений
- Результаты внедрения датчика ДОН-М-ЛО
Введение к работе
Актуальность. Мониторинг обводненности водонефтяных эмульсий — добываемой продукции нефтяных скважин, как элемент системы контроля и управления качеством товарной нефти, одна из наиболее актуальных областей научно-практических интересов промышленно развитых государств. Наличие достоверной информации о содержании в ВНЭ долей нефти и воды позволяет оценивать предполагаемое количество добытой товарной нефти, определять стратегию и тактику обработки ВНЭ для получения ее максимального количества, судить об эффективности разработки продуктивного пласта и рентабельности эксплуатации скважины, принимать своевременно верные решения о начале работ по обработке призабойной зоны пласта и ремонту скважины, производить оценку эффективности применения новых технологий и т. д.
Как процесс создания и совершенствования информационной системы, характеризующей состояние масштабных и локальных изменений долей воды и нефти в составе ВНЭ, тенденций их развития и рекомендаций на целенаправленное регулирование в ходе подготовки товарной нефти, мониторинг обводненности требует для своей реализации создания образцов измерительной аппаратуры, совместимой с распространенными системами и средствами компьютерной обработки и хранения информации, в частности АСУ ТП добычи нефти, пригодных для эксплуатации как в лабораторных и полевых стационарных условиях, так и с мобильных средств. При этом необходимо принять во внимание, что создаваемые приборы должны обеспечивать мониторинг обводненности, главным образом, за счет автоматизированных измерений доли воды в ВНЭ с высокой точностью, оперативностью и диапазоном, который должен перекрывать от 1 (товарная нефть) до 99% (добываемая ВНЭ).
Необходимо отметить, что разработкой измерительной аппаратуры для определения обводненности ВНЭ занимаются многие коллективы специалистов, как в нашей стране, так и за рубежом. Значительный объем информации по данной проблеме содержится в трудах В.Л. Белякова, Г.Ф. Большакова, В.И. Логинова, C.S. Fang, W.J. Klaila, N.O. Wolf и др. Известны и находят применение отечественные и зарубежные приборы, измеряющие долю воды в продукции скважин, - влагомеры ВСН и ВИЛ (Бугульма), ВСН-1 и ВТН (Саратов), влагомеры фирм «Agar», «Phase Dynamics», «Fluenta» и др.
Однако анализ результатов, полученных при эксплуатации известных лабораторных и промышленных приборов, показывает, что все они в той, или иной степени не удовлетворяют определенным выше требованиям либо по точности, либо по диапазону, либо по оперативности, либо по возможности автоматизации измерений. Это объясняется отсутствием решения широкого круга теоретических и практических вопросов, как для процессов анализа компонентного состава, так и для процесса преобразования и регистрации полученных результатов.
При решении вопросов анализа компонентного состава мало внимания уделяется дискретным методам, при которых ВНЭ предварительно разделяется на нефть, воду, газ и осадок, а затем каким либо из методов определяется их процентное соотношение. В настоящее время для разделения ВНЭ на компоненты широко используется микроволновая сепарация, которая, однако, нашла применение лишь для ее обработки, но не для компонентного анализа состава.
С точки зрения компонентного анализа состава нерассмотренными являются вопросы воздействия микроволнового излучения на ВНЭ в ограниченном измерительном объеме, разработки закрытых рабочих камер, выбора режимов в случае унитарной и комбинированной (в присутствии других физических или химических воздействий) обработки. Их решение необходимо для обеспечения требуемого качества сепарации, определяющего в данном случае точность измерений.
При решении вопросов преобразования и регистрации полученных результатов дискретного анализа в основном используются визуальные методы считывания оператором показаний со шкал, нанесенных на мерные емкости, либо измерительные линейки. Практически не рассматриваются вопросы применения в указанной области высокоэффективных автоматизированных систем видеоизмерений, соответственно, нерешенными являются вопросы формализации алгоритмов их работы и обеспечения требуемой точности измерений.
Также нерешенными остаются вопросы, связанные с организацией расширенной АСУ ТП ДН, включающей в свой состав дополнительный слой — мониторинга обводненности ВНЭ, инициализируемый на всех уровнях ее внутренней (от измерительных преобразователей и исполнительных устройств до ЭВМ диспетчера) и внешней (от скважины до товарного парка) иерархий.
Отмеченные выше обстоятельства определяют актуальность разработки принципов построения, методов анализа и синтеза автоматизированной аппаратуры контроля обводненности водонефтяных эмульсий на основе их микроволновой сепарации на компоненты и видеоизмерения процентного соотношения полученных компонент.
Представляемая диссертационная работа посвящена решению этой проблемы. Тематика и содержание работы соответствуют планам научных исследований, являющихся составной частью Федеральной научно-технической программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники на 2002 - 2006 годы» и программы «Развитие приоритетных направлений науки в Республике Татарстан на 2001-2005 годы» фонда НИОКР Республики Татарстан, выполняемых научно-исследовательским центром прикладной электродинамики (НИЦ ПРЭ) Казанского государственного технического университета им. А.Н. Туполева (КГТУ - КАИ).
Цель работы состоит в решении важной научно-технической проблемы улучшения метрологических и технико-экономических характеристик измерительной аппаратуры и повышения эффективности мониторинга обводненности водонефтяных эмульсий в целом.
Основная задача научных исследований - разработка принципов построения, методов анализа и синтеза автоматизированной аппаратуры контроля обводненности водонефтяных эмульсий на основе микроволновой сепарации эмульсий на компоненты и видеоизмерения процентного соотношения полученных компонент.
Решаемые задачи:
Анализ характеристик существующей и перспективной измерительной аппаратуры для мониторинга обводненности ВНЭ; выявление резервов для улучшения метрологических и технико-экономических характеристик измерительной аппаратуры и повышения эффективности мониторинга обводненности ВНЭ в структуре АСУ ТП ДН; определение на этой основе направлений дальнейших научных исследований.
Разработка математических моделей воздействия микроволнового поля на ВНЭ в ограниченном объеме с учетом ее случайного компонентного состава и возможностей реализации унитарных и комбинированных методов обработки; определение оптимальных режимов обработки ВНЭ по критерию максимума коэффициента сепарации ВНЭ на нефть и воду и их экспериментальная верификация.
Разработка методов анализа компонентного состава ВНЭ на базе микроволновой технологии ее сепарации на компоненты и технологии видеоизмерений для регистрации и дальнейшего вычисления ее компонентного состава; анализ основных составляющих погрешностей измерений и их экспериментальная верификация.
Проектирование и создание модулей для мониторинга обводненности ВНЭ на базе разработанных методов; определение принципов построения расширенной АСУ ТП ДН, включающей в свой состав дополнительный слой мониторинга обводненности ВНЭ; внедрение разработанной автоматизированной измерительной аппаратуры и отдельных программно-аппаратных средств АСУ ТП ДН для повышения эффективности мониторинга обводненности ВНЭ.
Методы исследования, достоверность и обоснованность результатов.
В процессе выполнения работы на различных ее этапах использовались эмпирические и теоретические методы исследований: математическое моделирование, методы математической физики, вероятностные методы и статистическая обработка экспериментальных результатов.
Обоснованность и достоверность результатов определяются использованием известных положений фундаментальных наук, корректностью используемых математических моделей и их адекватностью реальным физическим процессам; совпадением теоретических результатов с данными экспериментов и результатами исследований других авторов, а также с результатами эксплуатации созданных устройств; экспертизами ФИПС с признанием ряда технических решений изобретениями и полезными моделями, защищенными патентами и свидетельствами РФ.
Научная новизна:
Проведен сравнительный анализ метрологических и технико-экономических характеристик существующей и перспективной измерительной аппаратуры для мониторинга обводненности ВНЭ; определены пути улучшения метрологических и технико-экономических характеристик измерительной аппаратуры и повышения эффективности мониторинга обводненности ВНЭ в целом, основанные на применении микроволновых технологий и технологий видеоизмерений.
Разработаны математические модели воздействия микроволнового поля на ВНЭ в ограниченном объеме с учетом ее случайного компонентного состава и возможностей реализации унитарных и комбинированных методов обработки; определены оптимальные режимы микроволновой обработки ВНЭ по критерию максимума коэффициента ее сепарации на компоненты.
Разработаны методы анализа компонентного состава ВНЭ на базе микроволновой технологии ее сепарации на компоненты и технологии видеоизмерений для регистрации и дальнейшего вычисления ее компонентного состава; разработаны методики расчета и рекомендации по выбору типов закрытых
микроволновых рабочих камер для их реализации; проведен анализ основных составляющих погрешности измерений.
На базе синтезированных методов разработаны структуры модулей для мониторинга обводненности ВНЭ; определены принципы построения расширенной АСУ ТП ДН, включающей в свой состав дополнительный слой мониторинга обводненности ВНЭ.
На основе разработанных принципов построения, методов анализа и синтеза создан модельный ряд новой автоматизированной измерительной аппаратуры с улучшенными метрологическими и технико-экономическими характеристиками и расширенная структура АСУ ТП ДН для повышения эффективности мониторинга обводненности ВНЭ в целом.
Практическая ценность работы. Совокупность результатов, полученных в процессе выполнения диссертационной работы, убедительно доказывает возможность создания автоматизированной измерительной аппаратуры на основе микроволновой сепарации ВНЭ на компоненты и видеоизмерений процентного соотношения компонент. Подтверждением этому являются разработанные лабораторные модули ДОН-М-ЛО, стационарные модули ДОН-М-915-ЭС и ДОН-М-2450-ЭС и их модификации для мобильного использования, программно-аппаратные средства расширенной АСУ ТП ДН. При этом достигается значительное улучшение метрологических и технико-экономических характеристик измерительной аппаратуры и повышение эффективности мониторинга обводненности ВНЭ в целом.
Основные положения, выносимые на защиту;
Результаты системного анализа метрологических и технико-
экономических характеристик существующей и перспективной измерительной
аппаратуры для мониторинга обводненности ВНЭ; рекомендации по выбору
путей улучшения метрологических и технико-экономических характеристик
измерительной аппаратуры и повышения эффективности мониторинга обвод
ненности ВНЭ в структуре АСУ ТП ДН в целом, основанных на использовании
микроволновых технологий и технологий видеоизмерений.
Математические модели воздействия микроволнового поля на ВНЭ в ограниченном объеме с учетом ее случайного компонентного состава и возможностей реализации унитарных и комбинированных методов обработки; результаты теоретических и экспериментальных исследований по определению оптимальных режимов обработки ВНЭ по критерию максимума коэффициента ее сепарации на компоненты.
Методы анализа компонентного состава ВНЭ на базе микроволновой технологии сепарации и технологии видеоизмерений для регистрации и дальнейшего вычисления ее компонентного состава; структуры модулей для мониторинга обводненности ВНЭ; методики расчета и рекомендации по выбору типов закрытых рабочих камер и оптических систем освещения мерной емкости в них; результаты теоретических и экспериментальных исследований основных составляющих погрешности измерений модулей.
Результаты синтеза и внедрения модельного ряда автоматизированной измерительной аппаратуры с улучшенными метрологическими и технико-экономическими характеристиками и расширенной структуры АСУ ТП ДН, включающей в свой состав дополнительный слой мониторинга обводненности ВНЭ, инициализируемый на всех уровнях ее внутренней и внешней иерархий.
Структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы, включающего 103 наименования, и 2 приложений (приложение № 2 размещается на прилагаемом CD-ROM диске). Работа без приложений изложена на 174 страницах машинописного текста, включая 61 рисунок и 8 таблиц.
В первой главе рассмотрены общие вопросы мониторинга обводненности ВНЭ и характеристики измерительной аппаратуры, используемой для его реализации; определены причины, ограничивающие возможности ИА указанного класса; проанализировано современное состояние работ по созданию методов и средств улучшения ее метрологических и технико-экономических характеристик и повышения эффективности мониторинга обводненности ВНЭ в структуре АСУ ТП ДН в целом.
Современное состояние многих российских нефтедобывающих компаний, вследствие различного комплекса экономических или естественных причин, таких как падение дебитов добывающих скважин, высокая обводненность ВНЭ, повышение налогообложения и т.д., требует реализации программно-технологических схем, позволяющих снизить капиталовложения и эксплуатационные расходы. Как показывает практика, применение АСУ ТП ДН в оперативном управлении как методе планирования и регулирования производством является наиболее эффективным.
При обосновании актуальности работы отмечалось огромное значение для структуры НГДК наличия достоверной информации о содержании в ВНЭ долей нефти и воды. Следует лишь добавить, что с ростом обводненности ВНЭ, поступающей от скважин, повышаются затраты на отделение воды, попутного газа, механических примесей. Это требует значительных капиталовложений в совершенствование узлов традиционной архитектуры ДН (скважина - групповая замерная установка - дожимная насосная станция), которые постепенно функционально эволюционируют в сторону узла подготовки нефти. Однако важность мониторинга обводненности ВНЭ до сих пор не нашла отражения в структуре применяемых АСУ ТП ДН, в базах данных которых можно найти лишь вводимые вручную сведения о результатах анализа обводненности проб на СКВ и выходе ДНС.
Критическое рассмотрение сложившегося положения, показало, что создание в структуре АСУ ТП ДН слоя мониторинга обводненности ВНЭ, во многом осложняется ограниченными возможностями существующей ИА. Данный вывод явился следствием нескольких взаимосвязанных причин.
Первая причина, обусловленная особенностями построения и применения ИА, реализующей комплексный полнопоточный анализ на базе ультразвуковых, диэлькометрических и других методов, заключается в обеспечении высокой точности измерений обводненности ВНЭ при их высокой оперативности, но в очень узком диапазоне. Поэтому применение такой ИА,
несмотря на возможность 100%-й ее автоматизации, осуществляется практически только на выходе ДНС (выход товарной нефти).
Вторая причина, обусловленная особенностями построения и применения ИА, реализующей комплексный пробный анализ на базе спектрометрических, радиационных и других методов, заключается в обеспечении высокой точности измерений обводненности ВНЭ при их высокой оперативности, но очень высокой стоимости. Поэтому применение такой ПА, учитывая невозможность ее использования в полевых автоматизированных условиях, осуществляется практически только в лабораториях товарных парков (на УППН, товарных парках).
Третья причина, обусловленная особенностями построения и применения ПА, реализующей дискретный анализ на базе методов центробежного (центрифугирование), теплового (метод Дина-Старка) и других методов сепарации ВНЭ на нефть и воду, заключается в обеспечении высокой точности измерений обводненности ВНЭ в широком диапазоне, но при очень большой длительности одного анализа. Поэтому применение такой ИА, учитывая невозможность ее использования в полевых автоматизированных условиях, осуществляется практически только в лабораториях ДНС (забор проб с СКВ, ГЗУ, входа ДНС).
Среди указанных выше методов особо следует выделить методы микроволновой сепарации ВНЭ. Данные методы (унитарные и комбинированные) обладают высокой оперативностью (до 5-15 минут на сепарацию представительной пробы в 0,5 - 1 л), обеспечивают сепарацию проб различной обводненности (от 1 до 99%), а также возможность 100%-й автоматизации забора проб и их сепарации. Однако они используются в основном лишь для подготовки нефти в промышленных объемах, а не для анализа ее компонентного состава.
Основной причиной этого, как и для других методов, реализующих дискретный анализ, являются определенные трудности, возникающие при считывании информации о процентной доли сепарированных компонент. В большинстве случаев для этого используются субъективные методы считывания показаний либо с измерительных линеек, либо со шкал специальных емкостей для отделившейся жидкости, со всеми присущими
таким методам недостатками. Ссылок на применение высокоточных методов видеоизмерений для этих целей автором не найдено.
Второй сдерживающей причиной является проблема обеспечения 100%-й сепарации ВНЭ на компоненты. Учитывая случайный характер компонентного состава ВНЭ не возможно использовать один и тот же режим микроволновой обработки для сепарации различных ВНЭ, как по типам - для разных СКВ, так и по времени забора проб - для одной СКВ. Решение этого вопроса требует математического моделирования процесса микроволновой сепарации достоверной пробы ВНЭ случайного состава в закрытой рабочей камере при реализации унитарной и комбинированных обработок. Ссылок на существование таких моделей и решение проблемы в аналогичных задачах автором также не найдено.
Таким образом, в результате исследований, проведенных в первой главе, определены пути улучшения характеристик ИА и повышения эффективности мониторинга обводненности ВНЭ в целом, основанные на использовании микроволновых технологий и технологий видеоизмерений. Сформулированы цель диссертационной работы и перечень основных задач, решение которых необходимо для достижения поставленной цели.
Вторая глава посвящена исследованию влияния микроволновых воздействий на процесс сепарации ВНЭ, содержит его математические модели, результаты математического и физического моделирования.
Путем исследований процесса сепарации ВНЭ под действием гравитации, проведенных в первом разделе главы, показано, что одним из основных факторов, влияющих на скорость движения нефтяных капель в ВНЭ, является их динамическая вязкость. Так при уменьшении динамической вязкости жидкости скорость движения сферической капли увеличивается тем больше, чем больше радиус капли; меньшей динамической вязкости сферической капли соответствует несколько большая скорость ее движения; скорость движения капли при уменьшении ее динамической вязкости увеличивается меньше, чем при уменьшении динамической вязкости жидкости.
Во втором разделе главы проведено исследование влияния СВЧ нагрева, приводящего к уменьшению динамической вязкости жидкости, на скорость движения сферической капли. Для оценки температурных перепадов в неограниченном диэлектрике, содержащем сферическую каплю заданного радиуса, проведены расчеты по формулам, полученным при пренебрежении изменением температуры за счет теплопроводности. Было определено, что температура в центре капли может значительно превышать температуру окружающей ее среды. Так, например, на расстоянии в полрадиуса от поверхности капли превышении температуры достигает 54 - 57%. Таким образом, при СВЧ нагреве капли воды и ВНЭ, имеющих разные значения коэффициентов поглощения, нагреваются неодинаково.
Поэтому, при математическом моделировании СВЧ нагрева, приведенного в третьем разделе главы, будем рассматривать ВНЭ в виде плоскослоистой структуры, состоящей из трех слоев: нефть, межфазный слой (собственно ВНЭ) и вода. Геометрии плоскослоистой структуры соответствуют электромагнитные поля в виде плоских линейно-поляризованных волн, прохождение которых через плоскослоистую структуру может быть записано в аналитической форме. Была составлена система уравнение, описывающая данную структуру электромагнитного поля. Решение этой системы уравнений позволяет определить комплексные амплитуды падающей и отраженной волн в каждом слое, а значит, определить и комплексные амплитуды электромагнитных полей в каждом слое. Температурное поле в плоскослоистой структуре описывается системой дифференциальных уравнений теплопроводности, которая решалась конечноразно-стным методом по неявной разностной схеме на сетке, узловые точки которой, совпадают с граничными точками слоев. В результате были получены кривые, отражающие зависимость распределения температуры в плоскослоистой структуре от толщины слоев для разного времени нагрева. По ним видно, что с увеличением времени нагрева температура слоев увеличивается, а распределение температуры в слоях становится более равномерным. Температура слоя ВНЭ увеличивается больше, чем температура слоев нефти и воды. С уменьшением
толщины слоя ВНЭ улучшается равномерность его нагрева. В то же время температура слоя нефти изменяется в основном за счет теплопроводности и теплообмена с более нагретым слоем ВНЭ. При этом вследствие скоротечности процесса нагрева его температура не успевает увеличиться сильно. Температура слоя воды, имеющей большой коэффициент поглощения, изменяется в основном за счет интенсивного преобразование энергии электрического поля в тепловую энергию и осуществления теплообмена со слоем ВНЭ. Из-за сильного затухания электромагнитного поля в воде температура вблизи нижней границы этого слоя увеличивается незначительно. Причем, при увеличении толщины слоя воды отличие его температуры от начальной температуры плоскослоистой структуры становится практически незаметным.
Аналогичные исследования были проведены для частот 433 и 915 МГц. Показано, что данные частоты удобнее применять для анализа компонентного состава ВНЭ в больших контрольных объемах, чем используемый на частоте 2450 МГц - 0.5 л, что вызвано увеличением рабочих длин волн и особенностями их распространения в диэлектрических средах.
В четвертом разделе главы проведен анализ динамики сепарации с учетом движения слоев в ее процессе. Скорость движения границ фаз в рамках разработанной динамической модели расслоения в основном определяется скоростью движения капель дисперсной фазы, чей радиус лежит в диапазоне 50-80 мкм. В результате проведения вычислений на ЭВМ было получено, что для обеспечения 100%-го расслоения ВНЭ время микроволновой обработки при заданных параметрах напряженности электрического поля для различного компонентного состава составляет от 3 до 5 минут. Полученные данные были подтверждены результатами физического моделирования при унитарной (микроволновой) и комбинированной (микроволновой и химической) обработках, которые приведены в пятом разделе главы.
Таким образом, во второй главе диссертации разработаны математические модели микроволновой сепарации ВНЭ в ограниченном объеме с учетом ее случайного компонентного состава; определены оптимальные режимы обра-
ботки ВНЭ по критерию максимума коэффициента сепарации ВНЭ; проведена их экспериментальная верификация с реализацией унитарных и комбинированных методов обработки.
В третьей главе на основе результатов, полученных в гл. 1 и 2, рассмотрены принципы построения автоматизированной измерительной аппаратуры для мониторинга обводненности ВНЭ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений.
В первой части главы предложен метод для контроля обводненности ВНЭ, основанный на микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерении их количественных соотношений. Суть метода заключается в автоматическом заполнении контрольного резервуара, выполненного прозрачным для видимого и микроволнового излучений, пробой ВНЭ, сепарации ее на компоненты - чистую нефть, воду, осадок - с помощью воздействия микроволнового излучения, регистрации интенсивности прошедшего через контрольный резервуар видимого излучения с помощью телевизионной камеры и определении процентного соотношения компонент ВНЭ в компьютере по изменению уровней зарегистрированного видеосигнала.
Характерными изменениями видеосигнала, существенными для реализации метода, являются изменения его амплитуды между уровнем белого и уровнем черного на границах раздела различных компонентов нефти. Осадок и чистая нефть менее прозрачны для излучения осветителя, чем вода. Следовательно, амплитуда видеосигнала на границах раздела сред будет скачкообразно изменяться. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса, который по времени совпадает с началом изображения нижней границы контрольного резервуара. Для нее номер соответствует Ао и принимается равным 0. Для границы раздела «осадок-вода» номер равен А\, для границы раздела «вода-чистая нефть» номер равен А2, для верхней границы сепарированной нефти номер равен Ау Определение процентного соотношения компонент ВНЭ осуществляют по следующим формулам:
осадок: (Ai-A0)/(A3-A0)y вода: (А2-А]у(Аз-А0), нефть: (А3-А2)/(А3-А0).
Для проверки результатов методологической разработки устройства был создан экспериментальный стенд и проведены его испытания.
Для создания экспериментального стенда было использовано стандартное оборудование для видеоизмерений на базе ПЗС-камеры ASE-S360E со свето-диодами подсветки АЛ-139, обеспечивающее разложение изображения пробы на 575 строк и точность регистрации границ раздела яркостей до 0,1%.
Для разработки микроволновой рабочей камеры была использована методика решения задач дифракции на неоднородных телах для формирования требуемого распределения ЭМП в области радиопрозрачного сосуда цилиндрической формы с пробой ВНЭ различного процентного содержания нефти и математическое моделирование на ее основе.
В разработанной по его результатам камере излучатели были размещены на некоторой фиксированной поверхности, образуя антенную решетку. В соответствие с целями микроволновой обработки за основу принята решетка излучателей на цилиндрической поверхности, обеспечивающая многомодовое возбуждение. Формирование необходимого многомодового распределения в камере обеспечивается за счет размещения в ней специальных фильтров типов волн, реализованных с помощью индуктивных штырей, резонансного дросселя и специальных настроечных элементов. Для увеличения КПД нагрева пробы нефти с малыми потерями стенки камеры выполнены из нержавеющей стали. Согласование камеры по входу, для различных параметров состава смеси, находится в пределах Кст<2,5, что полностью соответствует требованиям ТУ магнетронов для технологических применений и, в частности паспортным данным магнетронов типа Ml36, Ml52 и др. Аналогичные результаты были получены при разработке рабочей камеры для магнетрона Ml71 с коаксиальным выходом.
С помощью экспериментального стенда проводились исследования оптимальных режимов обработки ВНЭ различного физического и химического состава (по природе месторождений) и сравнительный анализ микроволновой
технологии с классическими. Регистрировались температура эмульсии, оптические свойства эмульсии в процессе нагрева, критическая температура начала разделения, процентное соотношение компонент эмульсии после окончания процесса разделения. В последнем случае погрешность определения процентного соотношения компонент составляла 0,1% и определялась разрешающей способностью телевизионной камеры. Погрешность определения температуры составила 0,1 С и определялась погрешностью микропроцессорной установки.
Отмечена устойчивая работа экспериментального стенда при работе в широком диапазоне эмульсий при добавлении деэмульгаторов.
В третьей части главы приведены результаты анализа основных погрешностей измерений при реализации метода, обусловленные качеством забираемых проб и особенностями физико-химических параметров компонент ВНЭ, качеством микроволновой сепарации и особенностями видеоизмерений.
Погрешности анализа проб, основанные на физико-химических свойствах компонент ВНЭ, определяются в основном разными коэффициентами объемного расширения воды ав и нефти а„, и могут быть учтены и скомпенсированы.
Оценку показателей качества микроволновой обработки с учетом имеющейся неоднородности поля можно получить, используя понятие меры Лебега. При практических оценках наиболее естественным является представление меры в вероятностном смысле. Такой подход позволяет получить количественные оценки вероятности осуществления обработки с заданными требованиями по данным об интенсивности полей и продолжительности воздействия; оценки усредненного «качества» обработки с учетом неидеального выполнения заданных условий обработки; сформулировать требования к функциям распределения поля, исходя из значений допустимого «качества» обработки, т. е. допустимых значений предельных величин.
Не меньшее влияние на качество микроволновой сепарации оказывают погрешности, связанные с забором проб. В предположении, что все необходимые меры, обеспечивающие забор репрезентативных проб выполняются, основные погрешности забора пробы характеризуются неодинаковостью заполнения ею
объема контрольного резервуара или малой массой пробы необходимого объема, что определяется ее вязкостью и наличием в ней окклюдированного газа. Оба этих фактора могут привести к снижению качества микроволновой обработки, к возможному режиму работы магнетрона на несогласованную нагрузку и его выходу из строя.
В четвертой части главы рассмотрены методы для снижения основных погрешностей измерений, связанных с наличием в ней окклюдированного газа и неодинаковостью заполнения ВНЭ объема контрольного резервуара.
Для устранения погрешности измерений, вызванной неодинаковым уровнем заполнения объема контрольного резервуара пробой ВНЭ, предложен метод и разработано устройство для его реализации, основанные на применении для контроля уровня пробы ВНЭ метода видеоизмерений.
Для устранения погрешности измерений, вызванной наличием в пробе ВНЭ окклюдированного газа, предложен метод и разработано устройство для его реализации, основанные на предварительном взвешивании пробы перед ее сепарацией.
Анализ результатов, представленных в главе, позволяет утверждать, что предложены методы и устройства, позволяющие полностью автоматизировать процесс определения обводненности ВНЭ, характеризующиеся высокой оперативностью измерений - до 10-15 минут на пробу, высокой вероятностью реализации 100%-ой микроволновой сепарации, обеспеченной предварительным выбором ее оптимального режима, высокой точностью измерения по оптическому каналу - до 0,1%.
Четвертая глава содержит описание модельного ряда разработанных, апробированных и внедренных модулей для контроля обводненности ВНЭ, а также разработанную структуру расширенной АСУ ТП ДН с вложенным слоем мониторинга обводненности ВНЭ.
Аппаратурный уровень расширенной АСУ ТП ДН с вложенным слоем мониторинга обводненности ВНЭ, рассмотренный в первой части главы, состоит из модулей, устанавливаемых на сборных и учетных узлах нефтепроводов, в
стационарных и мобильных лабораториях, каждый из которых содержит микроволновый генератор для сепарации эмульсии, телевизионную подсистему измерительного преобразования, микропроцессорный блок для вычислений, передачи данных и управления работой модулей, подсистему ввода ВНЭ в зону анализа и ее вывода. К разработанному модельному ряду относятся модули:
«ДОН-М-ЛО», предназначенный для автоматизированного мониторинга обводненности в структуре лабораторного комплекса НГДК;
«ДОН-М-2450-ЭС», предназначенный для автоматизированного мониторинга обводненности ВНЭ типа «нефть в воде» в структуре СКВ, ГЗУ, лабораторного комплекса НГДК и мобильных комплексов типа «УМИ-ОЗНА»;
«ДОН-М-915-ЭС», предназначенный для автоматизированного мониторинга обводненности ВНЭ типа «вода в нефти» в структуре СКВ, ГЗУ, лабораторного комплекса НГДК и мобильных комплексов типа «УМИ-ОЗНА».
При внедрении модулей в структуре ОАО «Татнефть» и ОАО «Шешма-ойл» получены результаты, подтвердившие результаты теоретических исследований. При этом были обеспечены высокая степень автоматизации квазипоточного мониторинга обводненности ВНЭ, оперативность (до 10 минут) и точность (погрешность не хуже 1%) определения объемной доли ее компонент. Полученные результаты, позволяют обосновать замену существующего лабораторного парка приборов Дина-Старка для определения обводненности нефти на разработанные модули. Время анализа пробы объемом 0,5 л, обеспечивающим репрезентативность измерений, в разработанном приборе в 16 раз меньше, чем у прибора Дина-Старка при одинаковой погрешности измерений.
Во второй части главы рассматриваются вопросы разработки системного и программного уровней расширенной АСУ ТП ДН с повышенной эффективностью мониторинга обводненности ВНЭ.
По результатам анализа структуры и состояния традиционной АСУ ТП ДН были определены объекты нефтедобычи для внедрения модулей обводненности
серии «ДОН» и создания слоя контроля обводненности ВНЭ с минимальными затратами и с обеспечением максимальной эффективности их применения. К ним относятся СКВ, ГЗУ и ДНС.
В приложении содержатся дополнительные материалы и документы, подтверждающие ряд положений диссертации и использование ее результатов.
В Приложении 1 представлены акты внедрения и использования результатов диссертации.
В Приложении 2 представлены алгоритмы программного обеспечения расширенной АСУ ТП ДН.
Публикации. По материалам диссертации опубликованы 10 научных работ, в том числе 1 приглашенная статья в трудах конференции IEEE, 6 тезисов докладов, 1 патент РФ на изобретение, 1 свидетельство РФ и 1 патент РФ на полезные модели.
Реализация и внедрение результатов работы. Результаты работы, реали
зованные в виде измерительной аппаратуры и стендов, математических моде
лей, данных экспериментальных исследований, методик проектирования и рас
чета закрытых рабочих камер, программно-аппаратных средств АСУ ТП ДН,
использовались при выполнении госбюджетных и хоздоговорных НИР и вне
дрены в структурных подразделениях ОАО «Татнефть», г. Альметьевск -
НГДУ «Лениногорскнефть», г. Лениногорск, ТатНИПИнефть, г. Бугульма, в
научно-исследовательском и учебном процессе КГТУ —КАИ
им. А.Н. Туполева, КГТУ - КХТИ. Научно-технические результаты работы использовались при выполнении НИР по Федеральной научно-технической программе Минобразования РФ «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники на 2002-2006 годы» в 2002-2004 гг. и программе Фонда НИОКР Республики Татарстан «Развитие приоритетных направлений науки в Республике Татарстан на 2001-2005 годы» в 2001-2004 гг.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных конференциях КГТУ - КАИ
им. А.Н. Туполева, г.Казань, 2000 г., 10 и 13-й Международных Крымских конференциях «СВЧ-техника и телекоммуникационные технологии. КрыМи-Ко», г. Севастополь, Крым, Украина, 2000, 2003 гг., Республиканской НПК «Интеллектуальные системы и информационные технологии», Казань, 2001 г., Королевских чтениях, г. Самара, 2001 г., Международной НПК «Нефть, газ, нефтехимия», г. Казань, 2002 г., Международной конференции IEEE «Antenna Theory and Techniques», г. Севастополь, Крым, Украина, 2003 г., Всероссийской НТК «Информационно-телекоммуникационные технологии», г. Сочи, 2004 г.
Методы и средства мониторинга обводненности ВНЭ
Существующие методы измерения обводненности ВНЭ основаны на различных физических и химических принципах: они имеют разные пределы измерений и разные точности и перекрывают диапазон измерений от 10 до 60 - 70% объема. Все методы измерения обводненности можно классифицировать, разделив на шесть групп, две из которых объединяют прямые методы, а остальные четыре - косвенные методы. Для измерения обводненности ВНЭ наиболее часто применяют методы, отмеченные на рис. 1.1 пунктиром.
Прямые методы. Прямыми методами называют такие, в которых определение величины происходит ее непосредственным сравнением с эталоном единицы измерения. В свою очередь их можно разделить на химические и физические методы. Химические методы основаны на взаимодействии воды с химическими реагентами. Физические методы основаны на прямом определении содержания воды без изменения её молекулярного состояния.
Косвенные методы. Косвенными методами называют такие методы, в которых определение величины происходит путём вычисления по некоторой формуле =Дх\,..., х„), где xt - величины, определённые ранее прямыми измерениями.
При измерении обводненности ВНЭ наиболее часто используют косвенные электрофизические методы. Эти методы основаны на изучении отклика систем (проб ВНЭ) на возмущение внешним электромагнитным полем и будут более подробно рассмотрены в следующем разделе.
Химические методы. Химические методы делятся на качественные и количественные. Качественные применяются для установления факта присутствия воды. Нас же интересуют количественные методы. Различают волюмомет-рические, титрометрические и калориметрические методы.
Волюметрические (или гидрид-кальциевые) основаны на измерении объёма газа, выделяющегося при взаимодействии воды с химическими реагентами. Недостатками волюмометрических методов являются длительность анализа, необходимость приведения газа к нормальным условиям, относительная громоздкость и хрупкость аппаратуры, что затрудняет их использование в полевых условиях.
Титрометрические методы основаны на прямом определении воды в ВНЭ при ее титровании растворами химических реагентов. Эти методы по сравнению с волюмометрическими имеют большую точность. Чаще всего для этой цели используют реактив Фишера, представляющий собой раствор йода, пиридина и сернистого ангидрида в метаноле. Недостатком является то, что реактив Фишера токсичен и нестабилен при хранении.
Калориметрические методы основаны на экзотермическом взаимодействии химических реагентов с водой, находящейся в ВНЭ. По количеству выделившейся теплоты определяют количество воды. В качестве реагента наиболее подходит гидрид кальция, так как он по сравнению с другими доступными реагентами при взаимодействии с водой имеет наибольший энергетический эффект. Количество выделившейся теплоты можно измерить обычными термометрами, термопарами и др.
Физические методы. Метод азеотропной дистилляции, или, как его часто называют, метод Дина-Старка (ГОСТ 2477 - 65). Пробу ВНЭ заливают в колбу и к ней добавляют осушенный растворитель - обычно бензин Калоша. В колбу вставляют водоловушку с обратным холодильником. Все это устанавливают на нагреватель. В процессе нагревания вода в парообразном состоянии вместе с растворителем попадает в обратный холодильник. В нем пары воды и растворителя конденсируются и стекают в ловушку, где и разделяются на два слоя за счет разности плотностей. Избыток растворителя возвращается из ловушки в колбу по трубке. Перегонку продолжают до тех пор, пока уровень воды в ловушке не перестанет изменяться.
Точность метода Дина-Старка существенно зависит от тщательности подготовки к процессу измерения аппаратуры. Такая подготовка заключается в основном в герметизации ее шлифовых соединений. Исследования точности это
го метода показали, что он имеет отрицательную систематическую погрешность, приводящую к занижению результата измерения и обусловленную частичной потерей влаги на стенках холодильника и растворением ее в бензине. При влажности 0,1-1% эта погрешность может достигать 7%. Точность метода может быть повышена путем увеличения объема пробы ВНЭ, в которой определяется влагосодержание. Однако такой прием приводит к увеличению продолжительности анализа, который и без того может достигать 1 - 1,5 ч.
Метод центрифугирования. Пробу ВНЭ заливают в стеклянный контейнер для центрифуги с оттянутым носиком, на котором нанесена градуировка в процентах, так же, как и на ловушке, используемой в методе Дина-Старка. Время до отделения воды имеет порядок нескольких минут и подбирается экспериментально, так как зависит от вязкости ВНЭ, числа оборотов центрифуги и расстояния контейнера от центра вращения. Этот метод довольно удобен для экспресс-анализов, не требующих большой точности.
Метод микроволновой сепарации [16, 17]. Электромагнитная волна, проникая в объект, взаимодействует с заряженными частицами. Совокупность таких микроскопических процессов приводит к поглощению энергии поля в объекте [18]. Полное, описание этого эффекта может быть получено лишь с помощью квантовой теории. Однако для успешного проектирования микроволновых устройств достаточно ограничиться учетом макроскопических свойств материальной среды, описываемых классической физикой.
Микроволновые устройства для технологических целей работают на частотах, установленных международными соглашениями. Для термообработки в диапазоне СВЧ наиболее часто используются электромагнитные колебания на частотах 433, 915,2375 (2450) МГц.
Математическое моделирование СВЧ нагрева многослойных сред (плоская модель).
Было выяснено, что учёт превышения температуры существенно влияет на скорость движения капель нефти и практически не оказывает влияние на скорость движения капель воды. Это связано, видимо с тем, что характеристики воды (плотность и вязкость) меньше зависят от температуры, чем характеристики нефти. Так при принятом превышении температуры капли над температурой среды на 30%, увеличение скорости движения капель воды составляет менее одной десятой процента, в то время как скорость движения капель нефти увеличивается от 8% при 20С до 27% при 70С независимо от размера капли. Следовательно, при моделировании процесса расслоения ВНЭ необходимо учитывать неравномерность нагрева капли и среды.
Так как время изменения температуры диэлектрика и шарообразной капли при СВЧ нагрева во много раз меньше времени существенного перемещения сферической капли, то эти процессы могут быть промоделированы в разных масштабах времени. То есть при моделировании движения сферической капли можно считать, что температура, а значит, и вязкость диэлектрика и сферической капли являются функциями кусочно-постоянными, т.е. изменяются скачком.
При движении продукции нефтяных скважин до места сбора, а также при гравитационном разделении в отстойных резервуарах происходит её частичное расслоение на нефть, воду и межфазный слой, загрязненный механическими примесями. Такое частичное расслоение водонефтяной эмульсии обусловлено используемыми в нефтедобывающей промышленности принципами трубной деэмульсации [2, 67]. Также подобное разделение происходит и при нагреве ВНЭ энергией микроволнового излучения.
Поэтому представляется необходимым изучить особенности нагрева ВНЭ, представленной в виде многослойной структуры. В отличие от работы [68] в данном случае рассматриваются не бесконечно тонкие, а слои, имеющие вполне определенные толщины. Для этого рассмотрим задачу СВЧ нагрева многослойного диэлектрика при нормальном падении на его границу из возду ха плоской электромагнитной волны [69], напряженность которой равна Е0 (рис. 2.7).
Допустим, что толщина слоя нефти равна hx, толщина межфазного слоя /г2, а толщина слоя воды h3. Электрофизические параметры каждого слоя различны и их будем обозначать с помощью введенных индексов. Пусть известны для каждого слоя значения плотности р, теплоемкости с, теплопроводности X, действительная часть комплексной диэлектрической проницаемости є и тангенс угла диэлектрических потерь tg 5.
Рассмотрим нормальное падение плоской волны из воздуха на плоскослоистую структуру, состоящую из слоя нефти, межфазного слоя и слоя воды. После завершения переходных процессов в каждом слое имеется две плоские волны - падающая и отраженная, распространяющиеся вдоль оси z в положительном и отрицательном направлении соответственно. Предположим, что падающая волна Еп поляризована линейно в плоскости падения, следовательно, и отраженная волна Е0 будет линейно поляризованной [70].
Обозначим через Е - комплексную амплитуду напряженности электрического поля, падающего на плоскослоистую структуру из воздуха. Тогда, ком плексная амплитуда напряженности магнитного поля будет равна Я = EnJwQ, где wQ = д/ц/є — волновое сопротивление воздуха. Комплексные амплитуды полей в / - ом слое представим в виде , ( ) = t, ехр(-/, z) + г І exp(ikn z), И-, (z) = (tt ехрі-ік; z)-rr ехр(ікп z)) I w,, где /0=l,ar4 = 0, і = 0,1,...,4.
При единичной амплитуде падающей из воздуха волны на плоскослоистую структуру коэффициенты tj и rt называются соответственно коэффициентами прохождения и отражения.
При переходе через границы раздела слоев электрическое и магнитное поля должны быть непрерывными. Используя граничные условия на границе раздела сред, получим систему уравнений для определения коэффициентов прохождения и отражения:
Экспериментальные исследования метода контроля обводненности ВНЭ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений
Анализ результатов, представленных в данном разделе, позволяет утверждать, что предложен метод и устройство для его реализации, позволяющий полностью автоматизировать процесс забора проб, сепарации ее на компоненты путем микроволновой обработки и вычисления количественных соотношений компонент на основе видеоизмерений.
Опираясь на результаты, полученные в гл. 2, можно оценить основные характеристики устройства для контроля обводненности. Время забора пробы составляет от 1 до 2 минут и определяется вязкостью и начальной температурой ВНЭ. Время сепарации пробы занимает от 3 до 5 минут при выборе оптимальной мощности излучения микроволнового источника. Время вычисления количественного соотношения компонент сепарированной ВНЭ составляет доли секунды. С учетом необходимости разгазирования пробы, ее перехода в течение 1 - 2 минут после заполнения контрольного резервуара в состояние динамического равновесия, отстоя сепарированной ВНЭ после микроволновой обработки в течении 1-2 минут в соответствии с технологическим процессом, общее время анализа пробы составит 10-15 минут.
Для подтверждения приведенных выше положений и проверки результатов методологической разработки устройства разработаем экспериментальный макет устройства и проведем его испытания.
Для создания экспериментального стенда было использовано стандартное оборудование для видеоизмерений на базе ПЗС-камеры ACE-S360E, обеспечивающее разложение изображения пробы на 575 строк. Рабочий диапазон длин волн ПЗС-камеры занимал от 0,32 до 1,2 мкм, минимальная освещенность составляла 0.01 лк. Необходимое освещение осуществлялось линейкой из 40 све тодиодов АЛ-139, работающих в видимом и ближнем инфракрасном диапазоне с выходной мощностью излучения 1 мВт каждый.
Исследование процесса разделения ВНЭ в лабораторных условиях требует разработки и специального оборудования, позволяющего осуществлять необходимое микроволновое воздействие на изучаемую среду. В данном случае необходимо разработать микроволновую камеру, связанную с источником СВЧ энергии в которой размещается радиопрозрачный сосуд цилиндрической формы с пробой водонефтяной смеси. В камере должно формироваться распределение поля, обеспечивающее тепловое воздействие на сосуд с водонефтяной смесью с различным процентным содержанием нефти.
В соответствии с поставленными задачами в данном разделе на основе метода решения задач дифракции на неоднородных телах [76] рассмотрена модель формирования электромагнитного поля в рабочей камере, осуществлен выбор варианта построения рабочей камеры и устройства ввода СВЧ энергии для облучения цилиндрического тела, разработаны рабочие чертежи для создания экспериментального стенда.
Проведена серия экспериментальных исследований, позволившая подтвердить перспективность создания устройств для контроля обводненности ВНЭ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений. Поставлены задачи анализа погрешностей реализации метода для совершенствования характеристик автоматизированной измерительной аппаратуры для его реализации.
В настоящем разделе рассматривается модель формирования электромагнитного поля локальной зоне рабочей камеры, в которой размещается исследуемая среда, представляющая собой смесь соленой воды и нефти, имеющая, соответственно, достаточно высокую электрическую проводимость при боль шом значении диэлектрической проницаемости. Распространение электромагнитного поля в такой среде сопровождается значительным затуханием, так что эффект формирования требуемого распределения поля наблюдается только при определенном сочетании электрофизических параметров среды, геометрической формы и размеров области электромагнитного воздействия. В существующей литературе рассмотрены в основном одномерные задачи, где поле представлено плоскими волнами в плоскослоистой среде. Проведенный в этих работах анализ опирается на теорию скин-эффекта для бесконечно плоской границы раздела и не учитывает влияния конечных размеров объекта воздействия. Перенесение этих результатов на области конечных размеров дает завышенные значения коэффициента затухания поля и преуменьшает возможность формирования поля в этих случаях. Возможность формирования установившегося синусоидального поля с круговой частотой со в однородной изотропной проводящей среде может быть установлена с помощью следующей модели сфокусированного поля [77]:
Результаты внедрения датчика ДОН-М-ЛО
Вторым направлением усовершенствования метода, представленного в 3.1, является устранение погрешности измерений, вызванной наличием в пробе окклюдированного газа. Данный фактор также определяет возможность выхода из рабочего режима или из строя источника микроволнового излучения при сепарации проб ВНЭ с высоким и, даже, средним газосодержанием.
Высота столба нефти или воды в контрольном резервуаре не соответствует реальному содержанию этих компонент, если часть объема занимает окклюдированный газ. Нижний предел газосодержания, характерный практически для любой ВНЭ, составляет около 10% [9]. Это случай можно исключить из факторов погрешности анализа состава ВНЭ, поскольку при микроволновой сепарации газ освобождается (проба разгазируется). При большем содержании газ не успевает освободиться и начинает значительно влиять на точность измерений. Точно учесть содержание окклюдированного газа в нефти очень трудно по двум причинам [80]. Во-первых, содержание окклюдированного газа непостоянно и может изменяться в зависимости от условий добычи. Во-вторых, технические средства для непрерывного изменения содержания газа в потоке в настоящее время отсутствуют. Степень разгазирования также зависит и от эмульсионного состояния ВНЭ - эмульсия типа «нефть в воде» или «вода в нефти». В первом случае разгазирование происходит легче, во втором сложнее, что объясняется физико-химическими свойствами компонентов ВНЭ.
Кроме того, наличие газа может привести к выходу из строя или рабочего режима источника микроволнового излучения, нагрузкой которого является проба ВНЭ (высокое и, даже, среднее газосодержание приводит к изменению диэлектрических свойств нагрузки и, соответственно, к работе источника микроволнового излучения на несогласованную нагрузку).
Наличие в пробе ВНЭ окллюдированного газа определяют путем взвешивания. Перед сепарацией определяют вес пробы ВНЭ Рпр - путем регистрации сигнала с датчика веса, оцифровывают сигнал, соответствующий зарегистрированному весу, в аналого-цифровом преобразователе, передают его через интерфейс в компьютер, в котором сравнивают значение Рпр с заданными в компьютере ЗНачеНИЯМИ РМакс, Лаз И Рмин, При ЭТОМ, ЄСЛИ РмаКс Лір Лаз, ПЄрЄХОДЯТ К сепарации пробы ВНЭ на компоненты, если Рпр Ршкс или Рпр Рмш, анализ состава пробы ВНЭ завершают и опорожняют контрольный резервуар, если Лаз ЛР Лшн, пробу ВНЭ для разгазирования кратковременно облучают микроволновым излучением, затем снова определяют Vnp, при этом если Vnp 0,9КПост5 переходят к сепарации пробы ВНЭ на компоненты, если Vnp 0,9 VmcT, контрольный резервуар дополняют сырой нефтью до значения Vn0CT, после этого вновь определяют вес пробы Рпр и сравнивают полученное значение с заданными В КОМПЬЮТере ЗНаЧеНИЯМИ Рмакс, Ргаз И Рмин Предложено внести изменения в структурную схему устройства для анализа состава ВНЭ, изображенного на рис. 3.1. Для определения веса обрабатываемой пробы установлен датчик веса. На рис. 3.24 показана зависимость веса пробы ВНЭ от типа ее эмульсионного состояния и газосодержания в ней, по которой производится выбор путей осуществления способа.
Проба ВНЭ может находиться в виде эмульсии типов «нефть в воде» (от 1 до 50% нефти) и «вода в нефти» (от 50 до 99% нефти) с наличием или отсутствием окклюдированного газа. Существенным для работы устройства является определение веса Рпр пробы ВНЭ и сравнение его значения со значениями, заложенными в компьютер Рмакс» Л-аз и Рми„. Рмакс соответствует максимальному весу негазированной пробы ВНЭ и определяется при наличии в ней эмульсии типа «нефть в воде» при 1%-ом содержании нефти. Ргаз соответствует весу негазированной пробы ВНЭ - при наличии в ней эмульсии типа «нефть в воде» или «вода в нефти» при 50%-ом содержании нефти. В случае наличия окклюдированного газа вес пробы ВНЭ не будет меньше значения Ргаз при газосодер жании L, лежащем в диапазоне от 0 до L і для конкретных значений эмульсий типа «нефть в воде». Для эмульсий типа «нефть в воде» или «вода в нефти» возможна ситуация, когда Ргаз Рпр Рмт, но газосодержание не превышает L\ (заштрихованная область). Это следует особо учесть при осуществлении способа. Рмин соответствует весу пробы ВНЭ, при котором анализ ее состава завершается, поскольку включение источника микроволнового излучения в этом случае недопустимо, так как возможен его выход из строя. Как правило, Рмт определяется требованиями источника микроволнового излучения.
Рассмотрим осуществление способа и работу устройства для его осуществления. Алгоритм управления компьютером работой отдельных блоков устройства представлен на рис. 3.25 до пунктирной линии.
На данной стадии определяют вес Рпр пробы ВНЭ, заполнившей контрольный резервуар до объема VmcT. Для этого с компьютера через интерфейс подается команда на адресный вход электронного коммутатора на подключение к аналого-цифровому преобразователю выхода измерительного преобразователя, вход которого подключен к датчику веса.
Выбор дальнейших путей осуществления способа производится по значению измеренного веса Рпр и значениям Рмжс, Ргаз и Рыит предварительно заложенным в компьютер, по алгоритму, представленному также на рис. 3.24 после пунктирной линии.
Выбор значений РМакс Л-аз и Рмин можно осуществить по зависимости, приведенной на рис. 3.24. Например, можно рассмотреть анализ веса проб для ВНЭ Ромашкинского месторождения, Республика Татарстан [9].
