Идентификация однородных компонентов многофазных водонефтяных смесей при построении ИИС для процессов промысловой подготовки и учета нефти

Колегаев, Юрий Борисович

Информационно-измерительные и управляющие системы (по отраслям)

автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.16, диссертация на тему:Идентификация однородных компонентов многофазных водонефтяных смесей при построении ИИС для процессов промысловой подготовки и учета нефти

кандидата технических наук: Колегаев, Юрий Борисович
город: Уфа
год: 2003
специальность ВАК РФ: 05.11.16
цена: 450 рублей

Диссертация по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам на тему «Идентификация однородных компонентов многофазных водонефтяных смесей при построении ИИС для процессов промысловой подготовки и учета нефти»

Автореферат диссертации по теме "Идентификация однородных компонентов многофазных водонефтяных смесей при построении ИИС для процессов промысловой подготовки и учета нефти"

во.

На правах рукописи

КОЛЕГАЕВ Юрий Борисович

ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОДНОРОДНЫХ КОМПОНЕНТОВ МНОГОФАЗНЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ СМЕСЕЙ ПРИ ПОСТРОЕНИИ ИИС ДЛЯ ПРОЦЕССОВ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ И УЧЕТА НЕФТИ

Специальность 05.11.16 - Информационно — измерительные

и управляющие системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2003

Работа выполнена на кафедре информационно — измерительной техники Уфимского государственного авиационного технического университета-

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор,

Ясовеев Васих Хаматович

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор,

Гафиятуллин Рафаиз Хазеевич

кандидат технических наук, доцент, Гусейнова Тамара Иосифовна

Ведущее предприятие - ГУПНН "Авитрон - Ойл", г. Уфа

Защита состоится "_"_2003 г. в_часов на заседании

диссертационного совета Д - 212.288.02 Уфимского государственного авиационного технического университета по адресу: 450000, г. Уфа, ул. К. Маркса, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного авиационного технического университета.

Автореферат разослан"_

2003 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор, техн. наук, профессор

ОЛ

Г.Н. Утляков

-А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы Эффективность работы автоматизированных установок

промысловой подготовки и учета сырой нефти зависит от качества проводимого

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 водонефтяной смеси (ВНС) (типа эмульсии) и однородности

структуры потока. Кроме того, точная информация об искомых параметрах позволит

произвести точную настройку технологического оборудования на разные циклы

обработки сырой нефти, которые различаются энергозатратами, временем обработки,

количеством применяемых реагентов и т.д. '

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

затруднительно, во-первых, из-за того, что ВНС является т.н. "неньютоновской"

жидкостью, слои которой двигаются с разной скоростью, а во-вторых, в водонефтяных

потоках содержание воды, газа, солей во времени изменяется случайным образом.

Получить точную информацию о характеристиках смеси можно двумя

способами. Во-первых, производить забор проб жидкости в потоке достаточно часто,

чтобы регистрировать изменения содержания параметров, что замедляет процесс

измерения и услбжняет аппаратуру, а представительность пробы обычно не

соответствует текущему состоянию смеси. Во-вторых, проводить исследования в

резервуаре, где происходит разделение многофазной среды на однородные

компоненты, в пределах которых параметры смеси остаются постоянными.

Средства измерения параметров многофазной смеси, применяемые в настоящее

время при подготовке и учете нефти, включают в себя различные датчики, которые

разнесены друг от друга, что не всегда корректно, т.к. с учетом динамики потока и

расслоения многофазной смеси результаты измерений могут отражать разные

состояния ВНС на данный момент времени. Применение отдельных датчиков

нерационально и с точки зрения эксплуатационных затрат.

При исследованиях сложных многокомпонентных смесей разработчики

измерительной аппаратуры в большинстве случаев исходят из неверного

предположения о наличии четкой плоской границы раздела между нефтью и водой, в

связи с чем, контролируют только трехфазные среды (газ—нефти "вода). Поэтому и

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ [ БИБЛИОТЕКА СПетерб

оэ

возникают, в частности, большие утечки нефти в сливаемую воду из резервуара. В реальности между фазами находится слой т.н. межфазы, т.е. водонефтяной эмульсии (ВНЭ) с переменным по высоте градиентом влажности. В тех случаях, когда все же контролируются параметры 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. Таким образом, не происходит разграничения между двумя качественными видами эмульсии, прямой и обратной, технологические операции подготовки которых отличаются по времени выполнения, количеству и виду применяемых эмульгаторов, энергозатратам и т.д.

Перспективным подходом к решению перечисленных проблем является проведение в резервуаре после процесса газовой сепарации, без пробоотбора, идентификации (определения качественного типа) однородных компонентов смеси по значению влажности с помощью многофункционального датчика.

Это позволит, во-первых, снизить содержание газа в смеси с 10 % до 2 %, а оставшуюся часть газа высвободить при отстаивании. Во-вторых, провести разделение многофазной жидкости на совокупность вертикально расположенных однородных компонентов с последующим определением высоты каждого слоя и объема компонента по высоте уровня слоя. В-третьих, 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 технологические установки однородные порции смеси, представляющие собой эмульсии известного типа с постоянным по всему объему значением влажности.

Предложенный метод идентификации компонентов многослойных сред может применяться при добыче нефти. Для этого в состав т.н. MWD - систем (Measurement while drilling) включаются аппаратура для передачи и приема сверхвысокочастотных (СВЧ) сигналов, которая монтируется непосредственно на внешней поверхности буровой трубы. При движении буровой колонны в глубь земли производится в горизонтальном направлении электромагнитное зондирование окружающей скважину многослойной горной породы. Это позволяет не только определить структуру породы в зоне добычи, но 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.

Цель работы 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 решены следующие задачи:

1. 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.

2. 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.

4. 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.

5. 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.

На защиту выносятся:

1. Метод идентификации однородных компонентов многофазных сред при произвольном порядке расположения слоев в резервуаре.

2. 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 чувствительного элемента (ЧЭ) высокочастотного (ВЧ) датчика с оптимизированными параметрами.

4. Метод многоуровневых ВЧ измерений многофазных ВНС с потерями.

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 рассчитать влажность 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.

Практическая ценность результатов работы подтверждается актом внедрения и практического использования метода идентификации однородных компонентов многофакторных бмесей и алгоритма программы учета жидких веществ в НПФ "Экситон - автоматика" (г. Уфа).

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.); международной научно-технической конференции " Проблемы нефтегазового комплекса России" (Уфа, УГНТУ, 1998 г.); 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.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и основные задачи, которые необходимо решить для ее достижения. Определены научная новизна и практическая ценность полученных результатов, представлены основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе дана характеристика ВНС как объекта измерения, проведен анализ основных требований, предъявляемых к системам идентификации компонентов

многофазных сред. Проведен сопоставительный анализ известных методов получения информации о положении границ раздела однородных компонентов в многофазной ВНС, высоте уровня каждого слоя и влажности каждого компонента, представляющих собой ВНЭ. Найдены наиболее предпочтительные методы идентификации компонентов многофазных сред.

На основе анализа собранной обзорной информации выявлены методы, наиболее предпочтительные для проведения идентификации компонентов многофазных сред:

по границе раздела слоев и высоте уровня компонентов - поплавковые, акустические, магнитострикционные, емкостные, высокочастотные;

по влажности - импедансометрические и высокочастотные.

Выявлено, что на сегодняшний день одновременное определение количественного (положение границ раздела фаз, высота уровня, влажность) и качественного (тип смеси) состава компонентов в многослойной эмульсии в резервуаре во время непрерывных измерений практически не производится. Известные методы либо не позволяют исследовать многофазные смеси с произвольным расположением слоев, либо работают только при четкой границе фаз между компонентами, т.е. не контролируют эмульсии, либо не различают между собой эмульсии обоих типов, либо не поддерживают непрерывный режим работы.

Предложено идентификацию компонентов в многофазной среде, располагающейся в пределах резервуара, производить посредством высокочастотного метода измерения, реализованного на базе одного многофункционального датчика. Поставлены задачи исследования.

Во второй главе проведен сопоставительный анализ известных электромагнитных устройств, выступающих в роли первичных преобразователей в системах ВЧ измерений. Выявлено, что в качестве измерительного преобразователя для осуществления непрерывных многофазных измерений лучше всего использовать отрезок длинной двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа (рис. 1).

Рис. 1. Вид в разрезе отрезка длинной двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа в диэлектрической среде <1 - диаметр электродов; Б - диаметр изоляции; Ь - ширина изоляционной прокладки; а - расстояние между электродами; Ее — ДП окружающей преобразователь смеси; • еиз — ДП изоляции.

Ь еж Ш 0£>

При использовании такой конструкции датчика его обобщенные погонные диэлектрические характеристики (ДП - £обобщ и тангенс угла диэлектрических потерь пропорциональны не только геометрическим размерам и характеристикам изоляции чувствительного элемента, но также и параметрам состава исследуемой смеси, окружающей преобразователь. Эти обобщенные характеристики в пределах однородного слоя ВНС определим следующим образом

, , 2а

Бобобщ=2£ю1о&п —-

(£см ~ -к/л)+еи

2а

1$о6общ= 1о&п — •

«" («см - Еиз )(•</* + 0 ~ Ч*) ■ '°8т

(«85,

(а+7(а2 -<12))2 -О2

о2-(а-^-а2))2

'см

О)

где

к = arctg

- (^а -'1фт)<М*+0 - Цх)■ !<>&„ бьУ(а2-ё2)

3(а2-а2-Ь2)-(0-а)2

(а+У(а2-а2))2-Р2

02-(а-^(а2-а2))2

_ (а + Уи^-а2))

(2)

(3)

(а-)

еиз, 1§5Ю - ДП и тангенс угла диэлектрических потерь изоляции соответственно; есм, 'ё^см _ ДП и тангенс угла диэлектрических потерь смеси соответственно.

При распространении электромагнитного сигнала сквозь контролируемую среду с потерями происходит изменение его амплитуды и фазы. Затухание волны вызвано потерями мощности на преодоление электрического сопротивления токопроводящих жил, на их неизбежный нагрев, на отражение от различного рода препятствий и т.д. В результате к концу линии придет сигнал, с амплитудой значительно меньшей исходной. Количественной мерой потерь полезной мощности в ЧЭ, окруженного ВНС, служит коэффициент затухания, определяющий изменение амплитуды сигнала на единицу длины линии в диапазоне частот от 10 до 100 МГц, в котором работает датчик

\21

9.2 • 10 ^р ■ / • Ербобщ

а-1п-

нУ(а2-а:

+9-10 8 '/' 185обо6щт/Ео6о6щ-

(4)

2-а2)

Проведен сравнительный анализ возможных направлений уменьшения коэффициента затухания сигнала. Показано, что реальный путь уменьшения коэффициента затухания состоит в подборе оптимального соотношения размеров отрезка двухпроводной линии, т.е. диаметра жил, диаметра изоляции, расстояния между жилами и ширины изоляционной прокладки между жилами. Осуществлена

оптимизация конструктивных параметров датчика с целью минимизации коэффициента затухания сигнала. Установлено, что оптимальные соотношения конструктивных параметров первичного преобразователя при изменении ДП смеси от 2.1 (нефть) до 80 (вода) будут следующие: а/О =1.13; О /<1 = 2.53; а 1А = 2.86; О = Ь.

Третья глава посвящена разработке математической модели преобразователя, выполненного в виде отрезка длинной двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа, при распространении по нему ВЧ электромагнитного сигнала. Преобразователь располагается по всей высоте резервуаре для хранения многофазной ВНС, проходя через последовательность вертикально расположенных однородных компонентов, на которые разлагается исследуемая жидкость при отстаивании.

Показано, что преобразователь можно представить в виде последовательности

поперечно - неоднородных отрезков, длина каждого из которых определяет высоту

уровня одного из однородных компонентов многофазной среды. Эти компоненты

характеризуются постоянной или медленно изменяющейся величиной обобщенной ДП

отрезка длинной линии в пределах всего слоя, зависящей согласно (1), как от

диэлектрических свойств изоляции, так и исследуемой среды.

1 Снгаалы,01ражшные от 1-ой, ¡-ой, п-ой грани

Резервуар

& ч Газ & <Ео61>

1 2 4 а гут | ( БО«.2)

п 1 с Л ТУ Эмульсия гнпа В/Н <еоМ>

V а г« о Эмульсия гипа Н/В <Со6Л>

Вода (ео65)

Рис 2. Расположение слоев многофазной смеси в резервуаре и диаграмма

распространения сигналов через границы раздела компонентов На вход преобразователя с выхода сумматора подается измерительный сигнал, представляющий собой сумму нескольких синусоидальных сигналов с амплитудой 1)о, имеющих разные частоты. Каждый из этих сигналов формируется специальным генератором, настроенным на определенную частоту /у Причем частоты подобраны таким образом, чтобы выполнялось условие

/у = /| +(у-1)Л/, (5)

где/] - частота первого сигнала; Д/- определенное постоянное приращение частоты.

Электромагнитная волка (ипад) распространяется по отрезку длинной линии в глубь исследуемой среды (рис. 2). При достижении п-ой границы раздела

компонентов с разными обобщенными ДП она частично отражается от нее в сторону к - ой границы, формируя сигнал Ц^п_к)> причем степень отражения зависит от

качества отстоя смеси, частично проходит в следующий слой ВНС, формируя сигнал ипр(п ш)' Осаженная волна возвращается к входу преобразователя через промежуток

времени, пропорциональный высоте уровня жидкости в однородном слое £;. По амплитуде и фазе полученного сигнала (и„), характеризующего соответствующую границу раздела компонентов, определяются ее положение, высота уровня слоя и влажность ВНС в пределах каждого компонента.

Выявлено, что для определения положения границы раздела компонентов в многофазной среде и высоты уровня каждого слоя достаточно спектра из шести частот, сдвинутых последовательно относительно опорной частоты, значение которой следует выбирать ближе к 100 МГц (порядка 80 МГц), на величину шага перестройки частоты, величина которого не должна превышать 1 МГц.

Для определения напряжения на входе преобразователя при приходе очередного, отраженного от п - ой границы раздела компонентов в многофазной среде, сигнала и существующего в течение промежутка времени до получения следующей волны, воспользуемся формулой

б п-1 к , -га««, -да у, п-1 , -21(0, -да V, и„ = 1и (I па-1?)-е * +г„-па-г?)-е ч> )- (6)

у—1 к =0(1=0) (¡=0)

где Гп - коэффициент отражения сигнала от п - ой границы раздела компонентов, ¡5, -коэффициент изменения фазы сигнала в пределах! - го слоя.

Полученное выражение (6) можно представить в следующем виде

"п = ¿иХ„^

,__Г(п-1)

_____ __________ .......... (7)

(1-

+ к* + 2к,

-1 (п-1) > 4 '

У Мп-1)

Ч=Гп-е_2а"/п- (9)

с - скорость электромагнитной волны в вакууме.

Из (7) видно, что фаза полученного сигнала несет информацию о положении границы раздела двух сред. После последовательного прохождения сигнала сначала через блок из шести фильтров, каждый из которых настроен на подавление всех частот кроме одной, затем через вычитающее устройство, где определяется разность для трех пар сигналов, и снова через блок фильтров, значение высоты уровня п - го компонента

многофазной смеси определим следующим образом

{гпхгп6-га2гпь)

(ю;

где 2!п1... - сигналы на выходе блока фильтров, каждый из которых подавляет все частоты, кроме одной.

Из (10) видно, что значение высоты уровня п - го компонента зависит от е0бобщ.п - обобщенной ДП отрезка длинной линии в пределах этого слоя

Показано, что обобщенная ДП каждого поперечно - неоднородного отрезка длинной линии, определяющая свойства одного из компонентов многофазной среды, характеризуется:

- обобщенной ДП отрезка длинной линии (ЕобобщО в пределах первого, по отношению к источнику ВЧ сигнала, компонента многофазной смеси, причем значение £0бобщ1> определяемое из (1), заранее известно, потому что сигнал сначала всегда проходит через газовую прослойку, ДП которой примерно равно единице;

- коэффициентами отражения (Г;) электромагнитного сигнала от границ раздела компонентов, предшествующих исследуемому слою, при распространении сигнала от источника в глубь многофазной среды.

Значение модуля коэффициента отражения сигнала от i — ой границы раздела компонентов определяется из (6) на средней частоте спектра сигнала (82-83 МГц)

Четвертая глава посвящена исследованию свойств компонентов, входящих в состав многофазной ВНС, окружающей преобразователь, разработке общих математических моделей прямой и обратной эмульсий в ВЧ электромагнитном поле.

Показано, что исследуемая смесь в пределах однородного слоя, образующегося в резервуаре в процессе отстаивания, представляет собой эмульсию с постоянным значением влажности. Смесь, в которой частицы нефти распределены в виде мелких капелек в основной водной фазе, называется прямой эмульсией (или эмульсией типа Н/В). В обратных эмульсиях (или эмульсиях типа В/Н)), наоборот, частицы воды диспергированы в общей фазе нефти.

Проведена работа по систематизации информации по математическим моделям ВНЭ, описывающим зависимость диэлектрических параметров смеси от содержания в ней влаги. Разработаны критерии оценки этих моделей, особенностью которых является определение тех из них, которые могут являться основой для расчета

п-1 ,

П0-Г|)2

(11)

П0+Г|)2

¡=0

влажности как прямых, так и обратных эмульсий. На основе анализа собранной информации выявлено, что математическая модель Винера наиболее предпочтительна для определения влажности ВНЭ обоих типов, представляющих однородные компоненты в составе многофазной среды.

Показано, что точность математической модели Винера для ВНЭ на основе некоторых нефтей, в частности, Соколовогорской, Карааранской, Туймазинской и др., ограничена из-за структурных изменений, происходящих в ВНС под влиянием внешних или внутренних сил. Например, электрическое поле распространяющегося по преобразователю сигнала вызывает выстраивание дисперсных частиц в длинные цепочки вдоль силовых линий поля, что приводит к значительному росту измеряемой ДП смеси. Большое влияние на рост ДП эмульсии оказывают силы межмолекулярного притяжения (Вай-дер-Ваальса), действие которых приводит к объединению дисперсных частиц в агрегаты. Это приводит к тому, что агрегаты группируются, в основном, в районе преобразователя, образуя флокулы, поэтому и значение влажности, определяемое здесь, отличается от среднего значения в объеме однородного слоя.

Показано, что для повышения точности определения влажности необходимо представление исследуемой эмульсии в виде смеси двух компонентов - агрегатов плотноупакованных дисперсных частиц и остальной части эмульсии с одиночными дисперсными частицами. Выявлено, что для определения диэлектрических характеристик полной ВНС требуется ввести дополнительный коэффициент флокуляции (F), определяющий какая часть общего объемного содержания дисперсной фазы содержится во флокулированной части общей эмульсии. Математическая модель ВНС в целом представляет собой систему уравнений для эмульсий двух типов: (В/Н) и (Н/В), которая имеет следующий вид

Есм(вн) ~ Ен

:см(нв)*

1+-

3W(E„-EH)

I-

(EB(1-W) + E„(2 + W)) 30-WX6.-EJ

1 + 13.6-F.,

(Ев+2Е„) (E.-E„X0-92-W)2 (Ев +36.5Eh)(eb(1-W) + Eh(2 + W))

(12)

l-0.75-FH,

(E,-Eh)(0.08-W^

(EB(3-W) + EHW)

(ЕВ(3-\У) + ЕНШ)

Кроме теоретической модели (12), предназначенной для компьютерного моделирования, в которой не учитываются потери сигнала в фазах ВНС при изменении частоты сигнала и удельной проводимости пластовой воды для исследования поведения ДП ВНЭ в ВЧ электромагнитном поле была разработана приближенная математическая модель, представляющая собой две системы уравнений для эмульсий обоих типов. Эти уравнения предназначены для анализа диэлектрических характеристик при изменении частоты измерительного сигнала, удельной проводимости пластовой воды и влажности смеси. В силу громоздкости эти формулы не приводятся. На рис. 3 (а, б, в, г) приведены зависимости диэлектрических

характеристик обратной и прямой эмульсий от частоты, причем пунктиром обозначены зависимости, рассчитанные по полученной общей математической модели эмульсии, а сплошной линией -для реальных ВНС. Показано, что в выбранном диапазоне частот от 10 до 100 МГц (рис. 3) потери в ВНС будут минимальными, а рост частоты на 1 МГц не вызывает сильного изменения ДП смеси.

Показано, что для минимизации ошибок вычисления значений потерь в прямых и обратных ВНЭ необходимо учитывать помимо основных потерь в водной фазе также потери в нефтяной составляющей, вне зависимости от того, выступает она как дийперсная фаза, или как дисперсионная среда. Основную роль в этом случае будет играть величина тангенса угла диэлектрических потерь нефти.

Рис. 3. Зависимости относительной ДП и суммарных диэлектрических потерь ВНЭ от частоты для разных нефтей: а, б - для ВНЭ типа В/Н; в, г - для ВНЭ типа Н/В.

В пятой главе рассмотрен метод идентификации компонентов многофазных сред, через которые по преобразователю распространяется ВЧ сигнал; анализируются погрешности определения влажности ВНС, окружающей преобразователь.

Проведен анализ качественного состава многокомпонентной ВНС в резервуаре и показано, что в общем случае в резервуаре присутствуют пять качественных типов слоев, различающихся по значению обобщенной ДП отрезка длинной линии в пределах слоя, зависящей, в основном, от содержания воды: газовая подушка, нефть с

незначительным содержанием воды (\У < 0.15), эмульсии типа В/Н (0.15 < W < Wlфlfт) и Н/В (WЧ)ИT < W < 0.85), "грязная" вода. 0У > 0.85). В результате анализа взаимного расположения слоев многофазной ВНС в резервуаре показано, что не существует одного, заранее определенного порядка следования компонентов.

Разработан метод идентификации компонентов многофазной ВНС с потерями для произвольного расположения слоев в резервуаре. Он заключается в определении влажности, а, значит, и массовой концентрации нефти и воды, вертикально расположенных однородных компонентов многофазной смеси по обобщенной ДП отрезка длинной линии, находящегося в пределах исследуемого слоя (1, 12). Процесс исследования состоит в последовательном переходе от слоя с известной ДП преобразователя к последующему компоненту с неизвестной ДП, начиная с верхнего слоя газовой подуйпси, ДП преобразователя в пределах которого заранее известна.

Показано, что определение качественного типа смеси производится путем сравнения полученной влажности с некоторыми граничными значениями, к которым, в частности, относится критическое влагосодержание. Это критическое значение, при достижении которого происходит обращение фаз, т.е. смена одного типа ВНЭ другим, зависит от динамических вязкостей нефти и пластовой воды и рассчитывается для каждой ВНЭ отдельно.

Обобщенная ДП отрезка длинной линии в пределах исследуемого слоя высотой 1-, определяется, в свою очередь, по амплитуде отраженного от границы раздела компонентов (текущего и предыдущего) ВЧ сигнала, характеризуемой величиной коэффициента отражения (11). Кроме того, по значению фазы отраженного сигнала находится значение высоты уровня слоя (10) (а, следовательно, и объема компонента), исходя из которого можно определить коэффициент затухания сигнала в жидкости (4), представляющей собой ВНЭ. Коэффициент затухания позволяет определить, какая часть сигнала доходит до следующей границы раздела сред, что снижает погрешность определения обобщенной ДП отрезка длинной линии в пределах следующего слоя.

Погрешность определения влажности ВНС в пределах однородного слоя в составе многофазной смеси сильно зависят от сочетания значений влажности (А\0, удельной проводимости пластовой воды (а) и частоты (/) измерительного сигнала. Максимальное значение основной приведенной погрешности без учета влияния солесодержания пластовой воды составило на рабочей частоте 80 МГц для обратной эмульсии около 4 %, для прямой эмульсии меньше 1 %. При учете влияния минерализации значение основной погрешности для прямой эмульсии практически не изменилось, а для обратной эмульсии оно уменьшилось примерно до 2 %.

Дополнительная максимальная приведенная погрешность определения влажности при изменении удельной электропроводности пластовой воды на 0.1 Ом'1 х

м'1 в диапазоне 0.1-1 Ом"' х м'1 для обратной эмульсии составляет упр ~ 7 %, для прямой эмульсии - упр = 0.1 %. В диапазоне 1 - 10 Ом"1 х м"1 для обратной эмульсии Упр ~ 0-4 %• для прямой эмульсии - упр = 0.01 %. Поэтому исследования влажности лучше всего проводить до процесса обессоливания нефти.

Дополнительные максимальные приведенные погрешности определения влажности от нестабильности ДП нефти при Ден = ± 0.2 составляют: упр ~ 4.8 % (V/ < 0.15), Упр « 3 % (0.15 <W<WKpИT), уПр = 0.3 % (\Укрнт <\У< 0.85), упр « 0.06 % (W > 0.85).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Систематизирована информация по известным методам и средствам измерения положения границ раздела компонентов многофазных сред, высоты уровня каждого слоя и влажности жидкости в его пределах, нашедших применение в существующих методах идентификации однородных компонентов многофазных водонефтяных смесей. Выявлено, что действующие методы идентификации либо не позволяют исследовать многофазные смеси с произвольным расположением слоев, либо работают только при четкой границе фаз между компонентами, т.е. не контролируют эмульсии, либо не различают между собой эмульсии обоих типов, либо не поддерживают непрерывный режим работы.

2. Разработан метод измерения высоты уровня однородных компонентов в многофазной водонефтяной смеси с потерями при произвольном порядке расположения слоев. Показано, что при использовании в качестве измерительного сигнала спектра из шести частот, сдвинутых последовательно на величину шага перестройки частоты, значение уровня определяется величиной обобщенной диэлектрической проницаемости отрезка длинной линии в пределах исследуемого слоя и значением шага перестройки частоты, величина которого не должна превышать 1 МГц. Начальную рабочую частоту измерительного сигнала необходимо задавать порядка 70 - 80 МГц.

3. Оптимизированы геометрические параметры ЧЭ датчика, а именно: диаметр электродов й, диаметр изоляции £>, ширина изоляционной прокладки Ь и расстояние а между электродами. Обоснован выбор в качестве критерия оптимизации коэффициента затухания электромагнитной волны, распространяющейся сквозь исследуемую многофазную среду. Выявлены оптимальные соотношения между геометрическими размерами ЧЭ, минимизирующие этот показатель. Установлено, что оптимальные соотношения будут следующие: аЮ =1.13, £>/¿=2.53, а/д. - 2.86; Б-Ь.

4. Разработана общая математическая модель исследуемой водонефтяной смеси,

как объекта измерения, представляющая собой две системы нелинейных уравнений (для эмульсий типов "вода в нефти" и "нефть в воде"), в которой учитываются потери мощности сигнала, как в водной, так и нефтяной фазах.

5. Показано, что использование дополнительного коэффициента флокуляции для определения качественного типа каждого компонента в многофазной среде по его влажности позволяет исследовать состав водонефтяной смеси не только в месте расположения ЧЭ датчика, т.е. проводить непрерывные точечные измерения, но и получить значение влагосодержания в пределах всего слоя. В случае же точечных измерений получаются значения влажности лишь одной из составляющих общей эмульсии, содержащей, либо укрупненные агрегаты дисперсных частиц, либо отдельные дисперсные частицы.

6. Разработан метод идентификации компонентов многофазных сред, заключающийся в последовательном выделении однородных слоев в многофазной водонефтяной смеси, находящейся- в резервуаре, вычислении объема каждого компонента по значению высоты уровня, определении качественного типа компонента по его влагосодержанию, а также массовой концентрации нефти и воды в слое. Предложено в качестве ЧЭ использовать отрезок длинной двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа, который позволяет получать непрерывную информацию не только о расположении однородных слоев в резервуаре, но также и о текущем состоянии исследуемой среды.

7. Установлено, что для уменьшения влияния солесодержания на результат измерений необходимо проводить исследования до процесса обессоливания пластовой воды, т.к. максимальная погрешность определения влажности, в большей степени это касается обратной эмульсии, наблюдается при удельной проводимости водной фазы 0.1 - 1 Ом'1 х м"1, характерной в основном для уже очищенной воды. Максимальное значение приведенной погрешности составляет для эмульсии типа В/Н - 7 %, для эмульсии типа Н/В - 0.1 %, тогда как для диапазона 1-10 Ом'1 х м"' эти значения соответственно 0.4 % и 0.01 %.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Фетисов B.C., Колегаев Ю.Б. О выборе варианта совокупных измерений //Новые методы, технические средства и технологии получения измерительной информации: Материалы Всеросс. науч. - техн. конф. - Уфа: Изд. Уфимск. гос. авиац. техн. ун-та. - 1997 г. - с. 95 - 96.

2. Кочемасов Ю.Н., Колегаев Ю.Б. Обзор современных MWD - систем

//Проблемы нефтегазового комплекса России: Материалы межд. научн. - техн. конф., Т.1. - Уфа: Изд. Уфимск. гос. нефт. техн. ун-та. - 1998 г. - с. 61- 64.

3. Зеленое С.А., Колегаев Ю.Б. Автоматизированная телекоммуникационная система управления резервуарными запасами //Проблемы техники и технологии телекоммуникаций: Материалы межд. науч. - техн. конф. - Уфа: Изд. Уфимск. гос. авиац. техн. ун-та. - 2000 г. - с. 52 - 53.

4. Зеленое С.А., Черников И.Г., Колегаев Ю.Б. Организация телекоммуникационной связи в современных MWD - системах //Проблемы техники и технологии телекоммуникаций: Материалы межд. науч. - техн. конф. - Уфа: Изд. Уфимск. гос. авиац. техн. ун-та. - 2000 г. - с. 53 - 54.

5. Колегаев Ю.Б. Использование ТТЖ - методологии для построгния информационно - измерительных систем //Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления: Материалы ХП науч.- техн. конф. - Судак: Изд. Моск. гос. ин-та электр. и матем. - 2000 г. - с. 109 -110.

6. Колегаев Ю.Б. Зависимость положения границ раздела многофазных сред от их диэлектрических проницаемостей //Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления: Материалы XII науч.- техн. конф. - Судак: Изд. Моск. гос. ин-та электр. и матем. - 2000 г. - с. 110-111.

7. Кочемасов Ю.Н., Колегаев Ю.Б. Сравнительный анализ характеристик датчиков магнитного поля //Датчики и системы. - 2001г. - К» 4. - с. 30 - 34.

8. Колегаев Ю.Б. Определение толщины защитных покрытий с помощью локационных уровнемеров //Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления: Материалы XIII науч.- техн. конф. - Судак: Изд. Моск. гос. ин-та электр. и матем. - 2001 г. - с. 112.

9. Султанов С.Ф., Колегаев Ю.Б. Проведение исследований перспективных запасов нефти и газа радиочастотным методом //Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления: Материалы XIII науч.- техн. конф. - Судак: Изд. Моск. гос. ин-та электр. и матем. - 2001 г. - с. 201.

10. Султанов С.Ф., Колегаев Ю.Б. Применение математического пакета МАРЬЕ УЯ4 при математическом моделировании первичных преобразователей //Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления: Материалы XIII науч.-техн. конф. - Судак: Изд. Моск. гос. ин-та электр. и матем. - 2001 г. - с. 168.

11. Ураксеев М.А., Колегаев Ю.Б. Методы определения толщины защитных покрытий //Датчики и системы. - 2001 г. - № 8. - с. 30 - 34.

■ 12. Ураксеев М.А., Колегаев Ю.Б. Применение метода радиочастотного зондирования в системах пространственной ориентации для определения параметров горной породы, окружающей скважину //Датчики и системы. - 2003 г. - № 2.-е.50- 52.

КОЛЕГАЕВ Юрий Борисович

Специальность 05.11.16- Информационно - измерительные и управляющие системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 18.11.2003 Формат 60x80 1/16.

Бумага офсетная. Печать плоская. Гарнитура Тайме. Усл. печ. л, 1,0.

Усл.кр.-отг. 1,0. Уч.-изд.л. 0,9.

Тираж 100 экз. Заказ № 150. Бесплатно.

Уфимский государственный авиационный технический университет Редакционно - издательский комплекс УГАТУ 450000, Уфа-центр, ул. К.Маркса, 12

яи«611

Оглавление автор диссертации — кандидата технических наук Колегаев, Юрий Борисович

Введение

Глава 1. Обзор методов и средств измерения уровня и состава компонентов водонефтяной смеси

1.1. Характеристика водонефтяной смеси как объекта измерения

1.2. Аналитический обзор существующих методов и средств измерений, позволяющих определить количественные и качественные характеристики компонентов многофазной водонефтяной смеси

1.2.1. Методы измерения уровня жидких сред

1.2.1.1. Методы, использующие различие плотностей сред

1.2.1.2. Акустические методы измерения уровня

1.2.1.3. Электромагнитные методы измерения уровня

1.2.1.4. Оптические методы измерения уровня

1.2.1.5. Тепловые методы измерения уровня

1.2.2. Методы измерения влажности водонефтяной эмульсии

1.2.2.1. Прямые методы измерения влажности

1.2.2.1.1. Абсолютные методы

1.2.2.1.2. Химические методы

1.2.2.2. Косвенные методы измерения влажности

1.2.2.2.1. Электрофизические методы

1.2.2.2.2. Физические методы

1.2.3. Методы идентификации компонентов многофазных сред 46 Выводы по первой главе. Постановка задачи исследования

Глава 2. Измерительный преобразователь в виде длинной двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа

2.1. Обзор первичных преобразователей, применяемых при высокочастотном методе измерения

2.2. Первичные (погонные) параметры преобразователя

2.2.1. Емкость отрезка двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа

2.2.2. Определение обобщенной диэлектрической проницаемости двухпроводной линии с учетом параметров окружающей ее смеси

2.2.3. Индуктивность отрезка двухпроводной линии 61 2.2.3.1 Обобщенная магнитная проницаемость датчика

2.2.4. Активное сопротивление отрезка неэкранированной двухпроводной линии

2.2.5. Проводимость изоляции

2.3. Определение вторичных параметров двухпроводной линии

2.3.1. Волновое сопротивление отрезка длинной линии

2.3.2. Коэффициент распространения преобразователя

2.3.3. Коэффициенты затухания и фазы

2.3.4. Зависимость коэффициентов затухания и фазы от частоты

2.3.5. Оптимизация параметров датчика 70 Выводы и результаты по второй главе

Глава 3. Распространение электромагнитного сигнала сквозь границы

раздела слоев многофазной смеси

3.1. Общие замечания

3.2. Вычисление коэффициента отражения сигнала от границы

раздела двух сред

3.3. Определение обобщенных характеристик компонентов многофазной среды

3.4. Распространение электромагнитной волны через многофазную среду

3.4.1. Общие замечания

3.4.2. Вычисление регистрируемой приемником сигнала величины волны, распространяющейся через многофазную среду с потерями

3.4.3. Определение значения уровня двухфазной среды 86 3.4.3.1. Вычисление шага перестройки частоты генератора

3.4.4. Определение значения уровня второго компонента трехфазной среды 92 Выводы по третьей главе

Глава 4. Исследование свойств компонентов, входящих в состав многофазной среды

4.1. Общие замечания

4.2. Комплексный характер диэлектрической проницаемости

4.3. Влияние поляризации диэлектриков на их свойства

4.3.1. Поляризация диэлектриков и ее особенности

4.3.2. Виды диэлектриков в зависимости от типа поляризации

4.4. Зависимость свойств диэлектриков от изменения частоты

4.4.1. Изменение диэлектрических проницаемостей нефти и воды

4.4.2. Зависимость тангенса угла потерь диэлектрика (воды) от частотного диапазона информационного сигнала

4.5. Вычисление влажности водонефтяной эмульсии

4.5.1. Общие положения

4.5.2. Использование флокуляционной теории для определения влажности прямых и обратных водонефтяных эмульсий

4.5.2.1. Понятие флокулы

4.5.2.2. Определение диэлектрической проницаемости флокулированной эмульсии

4.5.2.3. Определение влияния потерь в воде на диэлектрическую проницаемость эмульсии

4.5.2.6. Анализ зависимости ДП эмульсии от частоты опорного сигнала

Выводы по четвертой главе

Глава 5. Метод идентификации однородных компонентов многофазных сред

5.1. Общи е замечания

5.2. Описание метода идентификации компонентов многофазных сред

5.2.1. Алгоритм получения информации о влажности однородных компонентов многофазной смеси

5.2.2. Влияние степени минерализации водной фракции эмульсии на ее диэлектрические характеристики

5.2.2.1. Содержание минеральных солей в пластовой воде

5.2.2.2. Влияние минерализации воды на диэлектрическую проницаемость водонефтяной смеси

5.3. Анализ погрешностей метода определения влажности 144 Выводы и результаты по пятой главе 152 Заключение 154 Список использованной литературы 156 Приложения

Введение 2003 год, диссертация по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, Колегаев, Юрий Борисович

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 проводимого 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 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.

1. 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].

2. 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].

4. 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].

5. 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].

6. 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 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:

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:

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.

Практическую ценность работы имеют:

2. Метод определения высоты уровня однородных компонентов многофазной среды.

На защиту выносятся:

1. Метод идентификации однородных компонентов многофазных сред.

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.).

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.

Заключение диссертация на тему "Идентификация однородных компонентов многофазных водонефтяных смесей при построении ИИС для процессов промысловой подготовки и учета нефти"

ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ПО ПЯТОЙ ГЛАВЕ

1. Проведен анализ качественного состава многокомпонентной водонефтяной смеси в резервуаре и показано, что в общем случае в резервуаре присутствуют пять, различающихся по содержанию воды, типов слоев: газовая подушка, нефть с незначительным содержанием воды (W < 0.15), эмульсии типа В/Н (0.15 < W < W,^) и H/B (WKpHX < W < 0.85), вода с незначительным содержанием нефти или т.н. "грязная" вода. (W > 0.85).

2. Проведен анализ взаимного расположения слоев многофазной водонефтяной смеси в резервуаре и показано, что не существует одного, заранее определенного порядка следования компонентов.

3. Разработан метод идентификации однородных компонентов многофазной водонефтяной среды с потерями для произвольного расположения слоев в резервуаре. Он заключается в установлении влажности и качественного типа смеси по значению обобщенной диэлектрической проницаемости преобразователя, находящегося в пределах исследуемого однородного слоя. Идентификация компонентов производится последовательно, начиная с верхнего слоя газовой подушки, при переходе от компонента с известной обобщенной диэлектрической проницаемостью преобразователя к последующему слою, в пределах которого обобщенная диэлектрическая проницаемость неизвестна.

4. Выявлено, что для эмульсии типа Н/В в диапазоне частот от 10 до 100 МГц рост влажности и диэлектрической проницаемости дисперсной фазы практически не сказываются на общем изменении диэлектрической проницаемости эмульсии и величины потерь мощности сигнала в смеси.

5. Выявлено, что для эмульсии типа В/Н рост влажности и уменьшение диэлектрической проницаемости дисперсионной среды приводит к увеличению разброса значений как диэлектрической проницаемости эмульсии, так и потерь в смеси. Уменьшение диэлектрической проницаемости нефти при фиксированной влажности приводит к уменьшению весовой доли нефти в смеси и увеличению доли воды, в которой и происходят основные потери мощности сигнала.

6. Показано, что для уменьшения влияния солесодержания на результат измерений необходимо проводить исследования до процесса обессоливания пластовой воды, т.к. максимальная погрешность определения влажности, в большей степени это касается обратной эмульсии, наблюдается при удельной проводимости водной фазы 0.1-1 Ом"1 х м"1, характерной в основном для уже очищенной от солей воды. Максимальное значение приведенной погрешности составляет для эмульсии типа В/Н - 7 %, для эмульсии типа Н/В - 0.1 %, тогда как для диапазона 1-10 Ом"1 х м'1 эти значения соответственно 0.4 % и 0.01 %.

7. Показано, что изменение солесодержания пластовой воды в эмульсии в пределах одного слоя, температуры, диэлектрической проницаемости нефти, содержания газа в эмульсии вызовет появление ПОВ смеси в пределах данного компонента, и никак не повлияет на точность расчетов влажности других слоев при применении в качестве изоляции преобразователя материала с низким значением тангенса угла диэлектрических потерь (примерно 10"3 -10"4).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения данной диссертационной работы были получены следующие выводы.

2. Разработана общая математическая модель исследуемой водонефтяной смеси, как объекта измерения, представляющая собой две системы нелинейных уравнений (для эмульсий типов "вода в нефти" и "нефть в воде"), в которой учитываются потери мощности сигнала, как в водной, так и нефтяной фазах.

3. Разработан метод измерения высоты уровня однородных компонентов в многофазной водонефтяной смеси с потерями при произвольном порядке расположения слоев. Показано, что при использовании в качестве измерительного сигнала спектра из шести частот, сдвинутых последовательно на величину шага перестройки частоты, значение уровня определяется величиной обобщенной диэлектрической проницаемости отрезка длинной линии в пределах исследуемого слоя и значением шага перестройки частоты, величина которого не должна превышать 1 МГц. Начальную рабочую частоту измерительного сигнала необходимо задавать порядка 70 - 80 МГц.

4. Разработан метод идентификации компонентов многофазных сред, заключающийся в последовательном выделении однородных слоев в многофазной водонефтяной смеси, находящейся в резервуаре, вычислении объема каждого компонента по значению высоты уровня, определении качественного типа компонента по его влагосодержанию, а также массовой концентрации нефти и воды в слое. Предложено в качестве преобразователя использовать отрезок длинной двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа, который позволяет получать непрерывную информацию не только о расположении однородных слоев в резервуаре, но также и о текущем состоянии исследуемой среды.

5. Показано, что использование дополнительного коэффициента флокуляции для определения качественного типа каждого компонента в многофазной среде по его влажности позволяет исследовать состав водонефтяной смеси не только в месте расположения чувствительного элемента датчика, т.е. проводить непрерывные точечные измерения, но и получить значение влагосодержания в пределах всего слоя. В случае же точечных измерений получаются значения влажности лишь одной из составляющих общей эмульсии, содержащей либо укрупненные агрегаты дисперсных частиц, либо отдельные дисперсные частицы.

6. Оптимизированы геометрические параметры чувствительного элемента датчика, а именно: диаметр электродов d, диаметр изоляции D, ширина изоляционной прокладки b и расстояние а между электродами. Обоснован выбор в качестве критерия оптимизации коэффициента затухания электромагнитной волны, распространяющейся сквозь исследуемую многофазную среду. Выявлены оптимальные соотношения геометрических размеров чувствительного элемента, минимизирующие этот показатель. Установлено, что оптимальные средние соотношения геометрических параметров, при которых затухание минимально, будут следующие: a/D=\.\3,D/d= 2.53, a /d — 2.86, D = b.

7. Установлено, что для уменьшения влияния солесодержания на результат измерений необходимо проводить исследования до процесса обессоливания пластовой воды, т.к. максимальная погрешность определения влажности, в большей степени это касается обратной эмульсии, наблюдается при удельной проводимости водной фазы 0.1-1 Ом"1 х м"1, характерной в основном для уже очищенной от солей воды. Максимальное значение приведенной погрешности составляет для эмульсии типа В/Н - 7 %, для эмульсии типа Н/В - 0.1 %, тогда как для диапазона 1 - 10 Ом"1 х м"1 эти значения соответственно 0.4 % и 0.01 %.

Библиография Колегаев, Юрий Борисович, диссертация по теме Информационно-измерительные и управляющие системы (по отраслям)

1. Агамалов Ю.Р., Кнеллер В.Ю., Курчавов В.И. Преобразователь емкости и проводимости, работающий в непрерывном диапазоне частот //Приборы и системы управления. — 1978 г. № 1. - с. 21 - 23.

2. Арсланов Р.В., Заико А.И., Шаталов В.И. Измерение уровней многокомпонентных сред высокочастотным методом //Измерительная техника. — 2002. №8.-С. 24-27.

3. Арсланов Р.В. Информационно измерительная система для контроля уровней многокомпонентных сред с последовательной перестройкой зондирующей частоты. Дисс. на соискание степ. канд. техн. наук. - Уфа: УГАТУ, 2002. - 148 с.

4. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1985. - 409 с.

5. Белоруссов Н.И., Саакян А.Е., Яковлева А.И. Электрические кабели, провода и шнуры. М.: Энергия, 1979. - 416 с.

6. Беляков B.JT. Автоматизация промысловой подготовки нефти и воды. — М.: Недра, 1988.-215 с.

7. Беляков B.J1. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий. — М.: Недра, 1992. 204 с.

8. Бензарь В.К. Техника СВЧ влагометрии. — Минск: Вышэйша шк., 1974.352 с.

9. Берлинер М.А. Измерения влажности. М.: Энергия, 1973. - 400 с.

10. Бессонов JI.A. Теоретические основы электротехники. М.: Высш. шк., 1978. - 528 с.

11. Бобровников Г.Н., Катков А.Г. Методы измерения уровня. М.: Машиностроение, 1977. - 168 с.

12. Большаков Г.Ф. Восстановление и контроль качества нефтепродуктов. М.: Недра, 1982.-280 с.

13. Бондаренко П.М. Определение содержания воды в нефти по ее диэлектрической проницаемости. — М.: ЦНИИЭнефтехим, 1968. 15 с.

14. Браго E.H., Мартынов Д.В., Великанов Д.Н. Комбинированный измерительный преобразователь для определения влагосодержания в нефтепродуктах //Приборы и системы управления. 1996 г. - №1. - с. 27 - 28.

15. Браго E.H., Демьянов A.A. Использование сверхвысоких частот для измерения содержания компонентов в водонефтяных и газожидкостных потоках (Обзор, информ. Сер. "Автоматизация и телемеханизация в нефтянойпромышленности").- М.: ВНИИОЭНГ, 1989 . 36 с.

16. Браун В. Диэлектрики. М.: Изд-во иностранной литературы, 1961.-326 с.

17. Бреховских JI.M., Годин O.A. Акустика слоистых сред. — М.: Наука, 1989. —416 с.

18. Брискер A.C., Руга А.Д., Шарле Д.Л. Городские телефонные кабели: Справочник. М.: Связь, 1979. - 168 с.

19. Бровцын А.К. Экспериментальные исследования акустических устройств для определения уровней и состояний жидких сред //Измерительная техника. 1994 г.- №2.-с. 28-31.

20. Бугров A.B. Высокочастотные емкостные преобразователи и приборы контроля качества. М.: Машиностроение, 1982. - 94 с.

21. Викторов В.А. Резонансный метод измерения уровня. М.: Энергия, 1969.-76 с.

22. Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков A.C. Высокочастотный метод измерения неэлектрических величин. — М.: Наука, 1978. 280 с.

23. Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков A.C. Использование отрезков длинных линий в задачах измерения и сигнализации уровня //Приборы и системы управления. 1975 г. - № 7. - с. 13 -15.

24. Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков A.C. Радиоволновые измерения параметров технологических процессов. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 197 с.

25. Вэнс Э.Ф. Влияние электромагнитных полей на экранированные кабели. — М.: Радио и связь. 1982. 120 с.

26. Гальперович Д.Я., Павлов A.A., Хренков H.H. Радиочастотные кабели. -М.: Энергоатомиздат, 1990. 256 с.

27. Герасимов В.Г., Клюев В.В., Шатерников В.Е. Методы и приборы электромагнитного контроля промышленных изделий. М.: Энергоатомиздат, 1983. — 254 с.

28. Грилихес М.С., Филановский Б.К. Контактная кондуктометрия: Теория и практика метода. Л.: Химия, 1980.- 176 с.

29. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа, ч.1. М.: Химия, 1972.- 360 с.

30. Домаркас В.И., Пилецкас Э.Л. Ультразвуковая эхоскопия. Л.:

31. Машиностроение, 1988. — 276 с.

32. Дорезюк Н.И., Попов М.Ф. Радиочастотные кабели высокой регулярности. М.: Связь, 1979. - 104 с.

33. Ерохин В.В. Зависимость диэлектрической проницаемости нефтяной эмульсии от частоты //Труды метрологических институтов СССР. 1972 г. - вып. 136.-с. 20-22.

34. Ефимов И.Е., Останькович Г.А. Радиочастотные линии передачи: радиочастотные кабели. — М.: Связь, 1977. -408 с.

35. Зайцев JLA., Панарин В.В. Системы сбора и обработки информации для резервуарных парков, М., Недра, 1984.- 210 с.

36. Зимин Е.Ф., Коганов Э.С. Измерение параметров электрических и магнитных полей в проводящих средах. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 218 с.

37. Золотарев В.М., Морозов В.Н., Смирнова Е.В. Оптические постоянные природных и технических сред. Справочник. — Л.: Химия. 1984. 126 с.

38. Золотухин Е.А., Фатхутдинов А.Ш., Фахрисламов Ф.Г. Блочные установки для коммерческого и оперативного учета нефти //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1995 г. - № 4 - 5. - с . 2 - 3.

39. Измерения в промышленности. Справочное издание. Кн. 2. Способы измерения и аппаратура: Пер. с нем. /под ред. Профоса M. М.: Металлургия, 1990.384 с.

40. Измерения в электронике: Справочник /под ред. В.А. Кузнецова. М.: Энергоатомиздат, 1987. — 512 с.

41. Ильинский Ю.А., Келдыш Л.В. Взаимодействие электромагнитного излучения с веществом. — М.: Изд-во МГУ, 1989. 234 с.

42. Иоссель Ю.Я., Коганов Э.С., Струнский М.Г. Расчет электрической емкости. Л.: Энергоиздат, 1981. - 288 с.

43. Исакович Р.Я., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа. М.: Недра, 1985. - 176 с.

44. Исматуллаев П.Р., Гринвальд А.Б. Теоретическое и экспериментальное исследование сверхвысокочастотного метода измерения влажности материалов. — Ташкент, Изд-во Фан, 1982. 84 с.

45. Калашников Э.Г. Электричество. М.: Наука, 1977. - 592 с.

46. Карцев A.A., Вагин С.Б. Вода и нефть. М.: Недра, 1977. - 112 с.

47. Каталог продукции Металлохимической компании (МХК). http://www.mhk.ru/probnik.htm.

48. Каталог продукции ООО "Контакт-1". http://www.kontaktl.ryazan.ru.

49. Клугман И.Ю. Диэлькометрические нефтяные влагомеры. — М.: ВНИИОЭНГ, 1969. 76 с.

50. Клугман И.Ю. Влияние флокуляции на диэлектрическую проницаемость эмульсий типа В /М //Коллоидный журнал, т. 36. 1974 г. - № 1. — с. 49 — 52.

51. Кочемасов Ю.Н., Колегаев Ю.Б. Обзор современных MWD систем //Проблемы нефтегазового комплекса России: Материалы межд. научн. - техн. конф., Т.1. - Уфа: Изд. Уфимск. гос. нефт. техн. ун-та. - 1998 г. - с. 61- 64.

52. Кочемасов Ю.Н., Колегаев Ю.Б. Сравнительный анализ характеристик датчиков магнитного поля //Датчики и системы. 2001 г. - № 4. - с. 30-33.

53. Кудряшов Э.А. Моделирование накладных емкостных датчиков влажности. //Датчики и системы. — 2003 г. № 2. — с. 2 — 6.

54. Курносов Н.М., Прибылов JI.A. Об уменьшении допустимых погрешностей, вносимых линией связи при измерении уровня //Приборы и системы управления . 1975 г. - № 9. - с. 23 -24.

55. Курносов Н.М., Шафрановская З.М. Ультразвуковые уровнемеры для жидких и сыпучих сред //Приборы и системы управления. 1975 г. - № 7. - с. 12-14.

56. Левин JI. Теория волноводов. Методы решения волноводных задач: Пер. с англ. /Под ред. В.И. Вольмана. М.: Радио и связь, 1981. - 312 с.

57. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М.: Химия, 1967. - 200 с.

58. Левшина Е.С., Новицкий П.В. Электрические измерения физических величин. Л.: Энергоатомиздат, 1983. -320 с.

59. Логинов В.И. Обезвоживание и обессоливание нефтей. М.: Химия, 1979. —216 с.

60. Логинов В.И., Бугров A.B., Осетров С.А. Измеритель влажности водонефтяных эмульсий //Приборы и системы управления. 1997. - №4. — с. 39 - 41.

61. Лопатин Б.А. Теоретические основы электрохимических методов анализа. М.: Высшая школа, 1975. - 340 с.

62. Лункин Б.В., Мишенин В.И., Криксунова H.A., Фатеев В.Я. Новые разработки радиочастотных датчиков //Датчики и системы. 1999 г. - № 2. - с. 18 — 20.

63. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. — М.: Недра, 1987.-144 с.

64. Методы геофизики в гидрогеологии и инженерной геологии. М.: Недра, 1985.- 136 с.

65. Надеев А. И. Интеллектуальные уровнемеры: HI7 Справочное пособие/ Астраханский госуд. техн. университет. Астрахань: Изд-во АГТУ, 1997. — 64 с.

66. Надь Ш.Б. Диэлектрометрия.- М.: Энергия, 1971. 287 с.

67. Нетушил A.B. Модели электрических полей в гетерогенных средах нерегулярных структур //Электричество. 1975. - № 10. - с. 37 — 38.

68. Никольский В.В., Никольская Т.И. Электродинамика и распределение радиоволн. М.: Наука, 1989. - 541 с.

69. Онищенко A.M. Оптимизация приборов для контроля состава веществ. — М.: Машиностроение, 1990. 304 с.

70. Основы метрологии и электрические измерения /под ред. Е.М. Душина. — Л.: Энергоатомиздат, 1987. 480 с.

71. Официальный сервер АО НГК ""Таас Юрях Нефть", http ://www. tun.nnx.ru/.

72. Официальный сервер АО НГК "Славнефть", http://www.slavneft.ru/.

73. Пат. 2184352 РФ, МПК7 G01 F23/28 Способ измерения уровней многокомпонентных сред /Р.В. Арсланов, И.Р. Енгалычев, А.И. Заико, В.И. Шаталов (Россия). № 2000130664/28(032537); Опубл. 27.06.2002 Бюл. № 18. - 4 с.

74. Приборы для неразрушающего контроля материалов и изделий. В 2-х кн. /под ред. В.В. Клюева. М.: Машиностроение, 1986. Т. 1. 488 е., Т.2. - 352 с.

75. Рекламный проспект фирмы "AGAR Corporation" (США), 1996.

76. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. — М.: Гостоптехиздат, 1962. —888 с.

77. Система измерения уровня жидких и сыпучих сред и межфазных границ многокомпонентного продукта. Инструкция по использованию. НИЦМИ, 1998.

78. Слепян М.А. Основные проблемы автоматизации нефтедобывающей отрасли //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -1996.- №1. с. 2 -4.

79. Смирновский А.Г. Эхолокационные уровнемеры //Приборы и системы управления. 1975 г. - №7. - с. 21 - 22.

80. Солнцева Н.П. Добыча нефти и геохимия природных ландшафтов. М.: Изд-во МГУ, 1998. - 254 с.

81. Спектор С.А. Электрические измерения физических величин: методы измерений. JI.: Энергоатомиздат, 1987. - 320 с.

82. Справочник по электротехническим материалам: В 3-х т. /под ред. Ю.В. Корицкого. М.: Энергоатомиздат, 1986.

83. Сюняев З.И., Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. Нефтяные дисперсные системы. — М.: Химия, 1990.-143 с.

84. Тареев Б.Н. Физика диэлектрических материалов. М.: Энергоиздат, 1982. -326 с.

85. Теоретические и экспериментальные исследования в области создания измерительных преобразователей уровня /под ред. Г.Г. Иордана. — М.: НИИтеплоприбор, 1984. 112 с.

86. Теория и практика экспрессного контроля влажных твердых и жидких материалов /под ред. Е.С. Кричевского. М.: Энергия, 1980. - 318 с.

87. Техническое описание и инструкция по эксплуатации осциллографа С9-16, Минск, 1991.-220 с.

88. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов //под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде. М.: Недра, 1986. - 382 с.

89. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1980. - 583 с.

90. Тучнин Е.А., Соколин Ш.Л., Каменецкий Б.А. Уровнемеры поплавковые //Приборы и системы управления. — 1975 г. № 9. - с. 16-18.

91. Ураксеев М.А., Колегаев Ю.Б. Методы определения толщины защитных покрытий //Датчики и системы. 2001 г. - № 8. - с. 47 - 48.

92. Ураксеев М.А., Колегаев Ю.Б. Применение метода радиочастотного зондирования в системах пространственной ориентации для определения параметров горной породы, окружающей скважину //Датчики и системы. 2003 г. - № 2. — с. 50 — 52.

93. Усиков C.B. Электрометрия жидкостей. Л.: Химия, 1974. - 144 с.

94. Ушаков В.Н. Основы радиоэлектроники и радиотехнические устройства.- М.: Высш. шк., 1976.-424 с.

95. Фальковский О.И. Техническая электродинамика. М.: Связь, 1978. —432 с.

96. Фарзане Н.Г., Ильясов Л.В., Азим-заде А.Ю. Технологические измерения и приборы. -М.: Высш. шк., 1989. 516 с.

97. Фетисов B.C. Средства измерения влажности нефти: Современное состояние, проблемы и перспективы //Датчики и системы. 1999 г. - № 3. — с. 33-38.

98. Физико химические свойства нефтей, газов и битумов Пермского Прикамья, /под ред. С.А. Винниковского и А.З. Кобловой. - Пермь: ВНИГНИ, 1974.- 604 с.

99. Фрелих Г. Теория диэлектриков / Пер. с англ. Г.И.Сканави.- М.: Изд-во иностр. лит., 1960. 316 с.

100. Хансуваров К.И., Цейтлин В.Г. Техника измерения давления, расхода, количества и уровня жидкости, газа и пара. М.: Изд-во стандартов, 1990. — 287 с.

101. Химия нефти и газа /под ред. В.А. Проскурякова и В.Е. Драбкина. — Л.: Химия, 1989.-265 с.

102. Хиппель А.Р. Диэлектрики и волны. М.: Изд-во иностранной литературы, 1960.-438 с.

103. Хиппель А.Р. Диэлектрики и их применение /под ред. Казарновского Д.М. М.: Госэнергоиздат, 1959. - 336 с.

104. Чернушенко A.M., Меланченко М.Е., Малорацкий А.Г., Петров Б.В. Конструкции СВЧ устройств и экранов. М.: Радио и связь, 1983. - 216 с.

105. Шарле Д.Л. По всему земному шару: Прошлое, настоящее и будущее кабелей связи. М.: Радио и связь, 1985. - 320 с.

106. Шеваль В.В. Прогрессивные технологии в очистке нефтесодержащих стоков и пути их реализации. Современные Российские технологии, т. 1, СПб., М.: Эколайн, 1999. с. 54 60.

107. Щелкачев В.Н. Сравнительный анализ нефтедобычи по странам и разработки нефтяных месторождений отечественных и зарубежных. М.: Нефть и газ, 1996.- 112 с.

108. Электронный каталог измерителей и сигнализаторов уровня фирмы "Альбатрос" // Сеть Internet. http://www.albatros.ru, 2003.

109. Эмульсии /под ред. Ф. Шермана. Л.: Химия, 1972. - 448 с.

110. Эмульсии. Их теория и технические применения, /под ред. В. Клейтона. — М.: Изд-во иностранной литературы, 1950. — 540 с.

111. Эме Ф. Диэлектрические измерения /Пер. с нем. под ред. И.И. Заславского. М.: Химия, 1967. - 276 с.

112. Julius "Jewels" Lerner. Selecting a continuous level measurement system for your operation //Power and Bulk Engineering. 1991 r. - № 3. - c. 34- 37.

113. Характеристики методов идентификации Методы идентификации1 2 3 4 5

114. Метод измерения уровня оптич. (визуал.) магнитострикц. косв. (по расходу жидк.) ВЧ (по сдвигу фаз опор, и отраж. с-лов

115. Метод измерения влажности СВЧ (поглощ.) СВЧ (отражен.) СВЧ (поглощ.) ВЧ (по коэффиц. отражения)

116. Метод определения положения границ раздела компонентов кондукто-метрический поплавковый косв. (по срабат. выпуск, клапана) косв. (по срабат. выпуск, клапана) ВЧ (по времени распростр. сигнала)

117. Определение качественного типа компонента + (по измен, звук, сигнала при смене провод-сти жидк.) + (по типу поплавка) + (по влажности)

118. Диап-н измер. высоты уров. (м) <30 <25 - <40

119. Диап-н измер. влаж. смеси (%) 0-100 10-100 0-100 0-100

120. Кол-во типов идентифицируемых слоев многофазной среды 3 (газ, нефть, вода) 4 (газ, нефть, эмульсия, вода) 3 (нефть, эмульсия, вода) 3 (нефть, эмульсия, вода 5 (газ. нефть, оба типа эмульсии, вода)

121. Разграничение эмульсий двух типов (В/Н и Н/В) - - - +

122. Поддержание непрерывного режима измерений + - - +

123. Погреш. измерения уровня (мм) 3 5 - 2

124. Наличие операции пробоотбора + - +

125. Погрешность измерения влажности (%) 2 1 1 2 для W < Wкpит 0.5 для W > "\Укрит

126. Прим-ие при произвол, кол-ве и порядке расположения слоев * - * +

127. Опр-ие объема и массы продукта * - - +

128. Кол-во используемых датчиков 1 <5 3-4 1 1

129. Тип используемого датчика ГО-310 ДУУ2-ДУУ4 ГО 201 OW - 200 отрезок длин, линии

Похожие работы

Приборостроение, метрология и информационно-измерительные приборы и системы
05.11.00