CC BY
57
УДК 621.382.8
Ю. И. Стеблев, Е. С. Вашуркина
МНОГОЭЛЕМЕНТНЫЕ ЭЛЕКТРОЕМКОСТНЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ДЛЯ ПОЛНОПОТОЧНОЙ ВЛАГОМЕТРИИ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
Приведено описание конструкций многоэлементных электроемкостных преобразователей, повышающих точность и надежность определения состава водо-нефтяной эмульсии в широком диапазоне обводненности нефти.
Ключевые слова: многоэлектродный электроемкостный преобразователь, датчик, емкость, влагомер, нефть.
Применение в промысловых условиях диэлькометрического метода для контроля обводненности нефти в потоке осложняется множеством факторов: влиянием гидродинамической структуры многофазного потока на результаты измерений, наличием газовой фазы, малой эффективностью существующей аппаратуры при значениях влажности, превышающих 60—70 %, и практической потерей работоспособности аппаратуры при обводненности 95—98 %, необходимостью специальной калибровки прибора для каждого сорта нефти и нефти каждого месторождения, загрязнением чувствительных элементов первичного преобразователя.
Известен способ измерения влажности эмульсии типа „вода в нефти", заключающийся в том, что исследуемую эмульсию помещают в электроемкостный преобразователь, в котором измеряют емкость между двумя электродами. В этом случае применяются коаксиальные электроемкостные преобразователи, в которых первым электродом служит трубопровод, а потенциальный электрод выполнен в виде стержня с диэлектрическим защитным покрытием [1].
Цель настоящей статьи — описание конструкций многоэлементных электроемкостных преобразователей, повышающих точность и надежность определения состава водонефтяной эмульсии в широком диапазоне обводненности нефти (от 0 до 100 %) в условиях структурной неоднородности многофазного потока.
Применение многоэлементных (многоэлектродных) электроемкостных преобразователей (МЭП) позволяет проводить электрическое зондирование двухфазной эмульсии в различных зонах контролируемого потока и осуществить, таким образом, комплексиро-вание первичных электроемкостных преобразователей. Комплексирование производится с использованием N(N-1)^2 емкостных элементов в составе МЭП, где N — число электродов МЭП. При этом измеряются N(N-1) выходных сигналов МЭП — емкостных элементов преобразователя в двух режимах работы МЭП (емкостей между каждой парой электродов).
Комплексирование первичных электроемкостных преобразователей производится с помощью системы измерительных электродов, расположенных по периферии многофазного потока с минимально возможными конструктивными зазорами между соседними электродами. При этом в каждом сечении преобразователя, перпендикулярном направлению движения потока и не совпадающем с границей раздела между соседними электродами, находящимися на одной поверхности — плоской или цилиндрической, располагаются четыре электрода.
В процессе калибровки многоэлектродного преобразователя формируются N(N-1) статических функций — калибровочных характеристик, т. е. зависимостей между выходными сигналами МЭП и объемным содержанием воды в эмульсии. При этом для каждой из указанных функций преобразования формируются два участка, одинаковые по объемному содержанию
обратной („вода в нефти") и прямой („нефть в воде") водонефтяной эмульсии и объемному содержанию воды. В процессе контроля потока водонефтяной эмульсии производится автоматическое определение ее типа — обратная или прямая [2].
На рис. 1 приведены конструктивные схемы шестиэлектродного (#=6) преобразователя с цилиндрическими (а) и плоскими (б) электродами, где 1—1...1—6 — измерительные электроды; 1—7 — граница раздела между электродами (конструктивный зазор между электродами); 1—8 — направление движения контролируемого потока; А — блок формирования и аналоговой обработки сигналов; В — блок цифровой обработки сигналов. Для ^-электродной системы МЭП максимальное число возможных комбинаций из двух электродов, т.е. независимых измерений в одном режиме работы преобразователя равно
N (N -1)
п =
2
Для N = 6 число независимых измерений составляет п=15.
а) г - - ,
б)
Рис. 1
А В
Электрическое зондирование водонефтяной эмульсии осуществляется в различных направлениях относительно направления движения потока в трубопроводе. При этом производится как сквозное зондирование всего объема потока в зоне контроля электродов МЭП, так
и зондирование локальных областей потока с использованием N(N-1)^2 емкостных элементов многоэлектродного преобразователя.
Калибровка влагомера и контроль обводненности нефти в потоке выполняются в двух последовательно создаваемых режимах работы МЭП в каждом цикле измерений. В первом режиме корпусная точка влагомера гальванически изолирована от контролируемой водонеф-тяной эмульсии и „физической" земли (корпуса МЭП, трубопровода) — водонефтяная эмульсия не заземлена (режим К\). Во втором режиме корпусная точка влагомера гальванически соединена с контролируемой водонефтяной эмульсией и „физической" землей — контролируемая эмульсия заземлена (режим К2). Калибровка влагомера производится с использованием девяти образцов физических сред; из них три — чистые компоненты: газ, нефть и вода, и шесть — водонефтяные эмульсии с объемным содержанием воды 20, 40, 60, 70, 80 и 90 % соответственно.
Калибровочные характеристики влагомера и измеряемые в процессе контроля сигналы — значения межэлектродных (между электродами г и -) емкостей Су(К\) и Сг-(К2), полученные в
режимах К1 и К2 работы преобразователя, — нормируются к значениям емкостей Сг (К1) и
С]- (К2), полученным при наличии в зоне контроля МЭП чистой фазы (газа), и представляются в логарифмических единицах:
С- (К1) С- (К2) 1п —-, 1п —-.
Су (К1) Су (К2)
Измерение величин С]- (К1) и С- (К2) производится при каждом изменении образца
физической среды в процессе калибровки влагомера и при каждом случае отсутствия жидкой фазы — чистой нефти, воды или водонефтяной эмульсии в рабочем режиме влагомера; при этом факт отсутствия жидкой фазы в зоне контроля МЭП определяется автоматически из соотношений, приведенных в работе [2].
Автоматическое определение типа водонефтяной эмульсии — обратная („вода в нефти") или прямая („нефть в воде") — производится в каждом цикле измерений для каждого выходного сигнала МЭП с использованием следующих операций:
— измерение выходных сигналов МЭП — емкостей Су(К\) между каждой парой (г, -)
электродов преобразователя в режиме К1 — водонефтяная эмульсия не заземлена, г, - е 1, N,
г * -;
— измерение выходных сигналов МЭП — емкостей Сг-(К2) между каждой парой (г, -) электродов преобразователя в режиме К2 — водонефтяная эмульсия заземлена, г, - е 1, N,
г * -;
— определение типа водонефтяной эмульсии в соответствии с соотношениями, приведенными в работе [2].
Определение состава водонефтяной эмульсии — объемного содержания воды и нефти в потоке — производится с использованием N(N-1) калибровочных характеристик многоэлектродного преобразователя для каждого его выходного сигнала, причем для обратной эмульсии состав определяется по соответствующему участку калибровочной характеристики и сигналам Сг-(К1) и С-(К2), а для прямой эмульсии — также по участку калибровочной характеристики и сигналам С-(К2), г, - е 1, N, г * - .
На рис. 2, а, б для режимов К1 и К2 соответственно приведены экспериментальные данные по определению типа водонефтяной эмульсии для емкостей С12, С34, С45 и С46
шестиэлектродного преобразователя (#=6) при изменении водосодержания а от 0 до 1,0. Для остальных емкостных элементов МЭП результаты аналогичны.
а) 1п Сг] (С£ (
6
5 4 3 2 1 0
— C12 ~*~C46 C45 "Ж"Сэ4 1 • «>
0,2
б) lnCj (K2)lCj (K2) 4 3
2 1
0 -1 -2 -3
0,4
0,6
0,8
1 a
a
Рис. 2
Таким образом, использование многоэлементных электроемкостных преобразователей позволяет измерять влагосодержание водонефтяной эмульсии в диапазоне от 0 до 100 % с минимальной погрешностью в условиях структурной неоднородности многофазного потока.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Беляков В. Л. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1992. С. 74.
2. Пат. 2383885 РФ, М. Кл. G01N27I22. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке и устройство для его осуществления I Ю. И. Стеблев, Е. С. Нефедова. 2008.
Сведения об авторах
Юрий Иванович Стеблев — д-р техн. наук, профессор; Самарский государственный технический
университет, кафедра автоматизации производственных процессов в нефтегазовом и нефтехимическом комплексе; E-mail: [email protected]
Екатерина Сергеевна Вашуркина — Самарский государственный технический университет, кафедра автоматизации производственных процессов в нефтегазовом и нефтехимическом комплексе; ст. преподаватель; E-mail: [email protected]
Рекомендована кафедрой Поступила в редакцию
автоматизации производственных процессов в 07.11.11 г.
нефтегазовом и нефтехимическом комплексе
