CC BY
94
УДК 622.692.4
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ СТЕНД ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ, ТРАНСПОРТИРУЕМОЙ ПО ТРУБОПРОВОДУ
Б.Н. АНТИПОВ, д.т.н., проф. кафедры термодинамики и тепловых двигателей А.Ф. КАЛИНИН, д.т.н., проф. кафедры термодинамики и тепловых двигателей А.О. ГОРБУНОВ, студент кафедры термодинамики и тепловых двигателей Н.О. ЕВСТЕГНЕЕВ, студент кафедры термодинамики и тепловых двигателей Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина (Россия, 119991, Москва, Ленинский пр., 65). E-mail: thermo@gubkin.ru
Рассматривается метод определения влагосодержания нефти, транспортируемой по трубопроводу, с использованием волн СВЧ. Описана опытная установка по определению влагосодержания нефти с использованием волн СВЧ и методика проведения эксперимента. Изложен алгоритм определения массовой концентрации воды в газонасыщенной водонефтяной эмульсии по результатам экспериментального исследования на опытном стенде.
Ключевые слова: влагосодержание нефти, волны СВЧ, экспериментальный стенд, методика проведения эксперимента, методика обработки опытных данных.
В последние годы растет актуальность оценки качества добываемой нефти. Период «безводной» эксплуатации практически всех скважин сравнительно невелик, и «безводная» добыча нефти составляет небольшую долю от общей добычи нефти.
Внедрение в Российской Федерации требований ГОСТ Р 8.615-2005, устанавливающего точность измерений извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа, потребовало разработки и внедрения нового оборудования по замеру расхода нефти и газа, обводненности как по отдельным скважинам, так и по лицензионному участку.
Решение перечисленных задач связано с разработкой, созданием и внедрением новых технических измерительных средств (многофазных расходомеров), способных осуществлять контроль дебита скважин. Это направление нефтегазового приборостроения в последнее время получило активное развитие в нашей стране и за рубежом («Роксар», «Микромоушн», «Ультрафлоу», «Агар», «Шлюмберже», «Фрамо», «Озна», «Мера», «Аргосси», ОАО «УК «Группа ГМС», ООО «Инвенсис Проусесс Системс» и др.) [1, 2].
На кафедре термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина с привлечением студентов была проведена научно-исследовательская работа по оценке возможности использования волн СВЧ для определения количества воды в водонефтяной эмульсии, транспортируемой по трубопроводу. Работа включает следующие этапы: теоретическое обоснование возможности использования волн сверхвысокой частоты (СВЧ) в устройстве по определению влагосодержания нефти, транспортируемой по трубопроводу, создание экспериментального стенда, проведение экспериментальных исследований, разработка алгоритма обработки экспериментальных данных с целью определения влагосодержания нефти, получение патента на устройство по определению влагосодержания нефти.
Известно, что одним из важнейших свойств волн СВЧ является избирательный нагрев ими материалов в зависимости от свойств материалов и частоты излучения [3]. При этом выбрана промышленная частота волн СВЧ излучения 2450 МГц, при которой практически вся энергия излучения идет на нагрев воды при обработке волнами сверхвысокой частоты газонасыщенной водонефтяной эмульсии.
С учетом вышеизложенного можно заключить, что при обработке волнами СВЧ движущейся по трубопроводу водонефтяной эмульсии будет нагреваться только водяная составляющая смеси (нагрев нефти за счет обработки волнами СВЧ незначителен). Затем за счет теплообмена между нефтью и нагретой водой произойдет нагрев и выравнивание температуры смеси нефти и воды. Замерив температуру смеси до и после обработки волнами СВЧ, зная суммарный расход смеси, можно определить количественное соотношение нефти и воды в смеси.
В реальных условиях транспортируемая по трубопроводу нефть содержит включения воды различной формы и размеров, что приводит к неравномерному распределению воды по сечению трубопровода и требует значительного времени для выравнивания температуры потока после обработки волнами СВЧ. Для решения этой проблемы предложено до обработки волнами СВЧ для получения однородной мелкодисперсной водонефтяной эмульсии воздействовать на смесь нефти и воды ультразвуком, что обеспечит равномерное распределение нефти и воды по сечению трубопровода, значительно увеличив площадь поверхности теплообмена между нефтяной и водной составляющими смеси.
Сравнение температуры водонефтяной эмульсии до и после обработки волнами СВЧ позволяет определить вла-госодержание нефти с высокой точностью, а мелкодисперсный состав эмульсии позволяет уменьшить длину зоны обработки и контроля температуры. Фиксируемое изменение температуры при постоянных величинах интенсивности СВЧ
излучения зависит от свойств нефти, воды (и нефтяного газа) и от соотношения их массы и объемов в исходной смеси.
С целью реализации предложенного метода определения влагосодержания нефти спроектирован и изготовлен экспериментальный стенд (рис. 1). Стенд состоит из участка трубопровода (1), по которому движется водонефтяная эмульсия. На входе участка трубопровода установлен датчик расхода транспортируемой по трубопроводу эмульсии (2) и ультразвуковой проточный реактор-диспергатор (3), состоящий из ультразвукового генератора и излучателя. На трубопроводе (1) на определенном расстоянии от реактора-диспергатора (3) установлен первичный измерительный преобразователь, выполненный в виде СВЧ-генератора (5), подсоединенного к волноводной нагрузке, состоящей из волновода (6), в полости которого размещен контрольный участок трубопровода (4), выполненный из прозрачного материала для волн СВЧ, в нашем случае из кварца. За и перед контрольным участком трубопровода (4) установлены датчики температуры эмульсии (7) и (9). Параметры, измеряемые датчиком расхода смеси (2) и датчиками температуры (7), (9) передаются в блок контроля и обработки параметров 8.
Обработка полученных результатов экспериментального исследования на опытном стенде производится с учетом влияния на результаты измерений и вычислений значений газонасыщенности нефти и воды.
Вследствие обработки волнами СВЧ водяная составляющая водонефтяной эмульсии нагреется на контрольном участке трубопровода от температуры Т0 до Тсвч, получая
тепловой поток Освч, Вт,
Ос,
Ов ' срв ' (Тс
свч Т0)' Кв
(1)
О1 = Ов ' срв ' (Тсвч - Т1)' Кв
(2)
I
Рис. 1. Экспериментальный стенд по определению влагосодержания нефти
где Ов - массовый расход водяной составляющей эмульсии, кг/с; срв - изобарная теплоемкость воды, Дж/(кг-К); Кв - коэффициент, учитывающий газонасыщенность воды, Кв = I (газонасыщенности воды).
Пренебрегая потерями теплоты от водонефтяной эмульсии в окружающую среду, подбирают такую длину контрольного участка трубопровода, при которой в конце участка значения температуры водяной и нефтяной составляющих эмульсии в результате теплообмена между ними выравниваются, при этом температура газонасыщенной водонефтяной эмульсии на выходе из контрольного участка составляет Т1.
Таким образом, нагретая волнами СВЧ от температуры Т0 до Тсвч водяная составляющая эмульсии передаст часть полученной теплоты на контрольном участке трубопровода нефтяной составляющей эмульсии О1 и охладится до температуры Т1 в конце участка трубопровода. При этом тепловой поток, переданный от водяной к нефтяной составляющей эмульсии составит
Пренебрегая потерями теплоты от газонасыщенной водонефтяной эмульсии в окружающую среду и исходя из закона сохранения энергии, мы придем к тому, что тепловой поток, переданный от водяной к нефтяной составляющей эмульсии, равен тепловому потоку, полученному газонасыщенной нефтяной составляющей водонефтяной эмульсии, то есть
О1 = Ог. (4)
С учетом соотношений (2) и (3) выражение (4) принимает следующий вид:
ев ■ СрВ • (тсвч - т) • кв = он •СрН • (т - т0) • кн. (5)
Исходя из того, что массовый расход водонефтяной эмульсии О равен сумме массовых расходов нефтяной и водяной составляющих эмульсии:
О = Он + Ов, (6)
из соотношения (5) можно определить массовый расход водяной составляющей водонефтяной эмульсии:
в • Срн • (т1 - т0) • Кн_
О в =
Срв • (тсвч Т1) • Кв Срн • (Т1 Т0) • Кн
(7)
а также массовую концентрацию воды в газонасыщенной водонефтяной эмульсии, а значит, и в транспортируемом по трубопроводу нефтепродукте:
Ов _Срн • (т1 - т0) • Кн_
тв =-
в
• (тсвч - т) • Кв - Срн • (т1 - т0) • Кн
(8)
Количество теплоты, которое должно быть передано в единицу времени нефтяной составляющей эмульсии на контрольном участке трубопровода для ее нагрева до температуры Т1, определяется с учетом газонасыщенности нефти:
О2 = Он ' Срн ' (Т1 - То)'(3)
где Он - массовый расход нефтяной фракции эмульсии, кг/с; срн - изобарная теплоемкость нефти, Дж/(кг-К); Кн -коэффициент, учитывающий газонасыщенность нефти, Кн = I (газонасыщенности нефти).
■'рв у'свч '1' ,чв °рн \'1'
Приведенную теоретическую зависимость Освч (1) следует экспериментально уточнить для конкретной конструкции и геометрических размеров устройства для измерения влаго-содержания в транспортируемом по трубопроводу нефтепродукте и определить зависимость величины температуры Тсвч нагрева воды СВЧ излучением для различных объемов воды Ов при движении воды по контрольному участку трубопровода. Значения коэффициентов Кн и Кв являются характеристиками нефти и воды для различных месторождений и определяются экспериментально в каждом конкретном случае.
Полученные теоретические и экспериментальные зависимости заносятся в блок контроля и обработки параметров. Программа обработки параметров и расчета влаго-содержания в смеси нефти и воды при транспортировке по трубопроводу уточняется при проведении контрольных тарировочных испытаний.
3
• 2016
33
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ермолкин О.В. Современные измерительные приборы и аппаратура для нефтегазодобычи: Интервью // Газовая промышленность. 2014. № 1 (701). С. 56-60.
2. Рекомендация МИ 2825-2003. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию. М: ФГУП ВНИИР, 2003. 52с.
3. Рущиц А.А., Щербакова Е.И. Применение СВЧ-нагрева в пищевой промышленности и общественном питании // Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия: пищевые и биотехнологии. 2014. Т. 2. № 1.
EXPERIMENTAL STAND FOR MOISTURE CONTENT DETERMINATION OF OIL TRANSPORTED BY PIPELINE
ANTIPOV B.N., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Department of Thermodynamics and Heat Engines KALININ A.F., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Department of Thermodynamics and Heat Engines GORBUNOV A.O., Student, Department of Thermodynamics and Heat Engines EVSTEGNEEV N.O., Student, Department of Thermodynamics and Heat Engines
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (65, korp.1, Leninskiy Pr., 119991, Moscow, Russia). E-mail: thermo@gubkin.ru
ABSTRACT
The authors of the paper describe the method of moisture content determination using microwaves for oil transported by pipeline. There is a description of the experimental stand used for the determination of moisture content of oil by using microwaves and of the methodology of the conducted experiment. There is also an algorithm for the mass concentration of water in gas-saturated water-oil emulsions determination according to the results of experimental research on the experimental stand.
Keywords: moisture content of oil, microwaves, experimental stand, methodology of the experiment, methods of experimental data processing.
REFERENCES
1. Yermolkin O.V. Modern measuring devices and equipment for oil and gas production (interview). Gazovaya promyshlennost', 2014, no. 1 (701), pp. 56-60 (In Russian).
2. Rekomendatsiya MI 2825-2003. Sistemy izmereniy kolichestva i pokazateley kachestva nefti. Metrologicheskiye i texnicheskiye trebovaniya kproyektirovaniyu [Recommendation MI 2825-2003. measurement system oil quantity and quality. Metrological and technical requirements for the design]. Moscow, FGUP VNIIR Publ., 2003. 52 p.
3. Rushchits A.A., Shcherbakova Ye.I. The use of microwave heating in the food industry and public catering. Vestnik Yuzhno-ural'skogo gosudarstvennogo universiteta, 2014, vol. 2, no. 1 (In Russian).
