CC BY
95
УДК 621.6-52
К. Л. Куликовский, В. В. Якунина
УЛЬТРАЗВУКОВАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА ОБЪЕМНОГО РАСХОДА ЧИСТОЙ НЕФТИ
Аннотация. Рассматривается ультразвуковая информационно-измерительная система объемного расхода нефти с возможностью оперативного измерения количества твердых частиц, присутствующих в потоке.
Ключевые слова: ультразвуковой измерительный преобразователь, нефтепровод, измерительный канал, зондирующий сигнал.
Abstract. The article considers an ultrasound information and measurement system for volumetric oil discharge with possibility of effective measurement of an amount of solid particles existing in the oil stream.
Key words: ultrasonic transducer; oil pipeline; measurement channel; probing signal.
Введение
Транспортируемая по нефтепроводу нефть представляет собой сложную смесь самой нефти, растворенного и свободного газа, пластовой воды, твердых веществ (парафина, песка, глины и др.).
При измерении расхода товарной нефти [1], т.е. подготовленной к поставке потребителю, с помощью информационно-измерительных систем (ИИС) определяют такие параметры, как объемный расход нефти и температуру. По объединенной пробе нефти в лаборатории находят другие параметры, очень важным из которых является количественное содержание твердых частиц. В связи со сложностью и трудоемкостью операций по определению указанного параметра его определяют периодически (один раз в месяц) [2] и принимают постоянным на установленный период времени.
Однако это приводит к погрешностям при определении объема чистой нефти (без учета примесей), так как количество частиц в потоке может значительно меняться в зависимости от качества нефти, поступающей в магистральный нефтепровод от разных скважин и даже месторождений.
1. Назначение и структура ИИС объемного расхода чистой нефти
В статье рассматривается ИИС, которая позволяет в процессе измерения общего расхода нефти оперативно (в реальном масштабе времени) определять количество твердых частиц в потоке, а также в дальнейшем осуществлять коррекцию результата измерения объемного расхода товарной нефти путем вычитания из общего результата измерения объема твердых частиц. Таким образом, с помощью данной ИИС возможно определять и качество товарной нефти в зависимости от количества присутствующих в ней твердых частиц.
Блок-схема ИИС представлена на рис. 1. ИИС содержит: два измерительных канала (ИК) - ИК 1 объемного расхода нефти и ИК 2 количественного определения твердых частиц в потоке нефти; датчик температуры (ДТ), блок обработки информации (БОИ) - общий для двух ИК и ДТ, запоминающее устройство (ЗУ) и средство отображения информации (СОИ).
В качестве первого измерительного канала ИК 1 может быть использована ИИС, основанная на любом из известных принципов действия (турбин-
ная, ультразвуковая, роторная, вихревая, электромагнитная ИИС и т.п.), которая должна быть выбрана в зависимости от требований потребителя к точности измерения расхода.
Рис. 1. Блок схема ИИС объемного расхода чистой нефти 2. Структура и принцип действия второго измерительного канала
Структурная схема второго измерительного канала представлена на
рис. 2.
Рис. 2. Структурная схема второго измерительного канала
В качестве измерительных преобразователей (ИП) в исследуемой ИИС используются бесконтактные ультразвуковые измерительные преобразователи (УИП), которые обладают высокой надежностью, простотой обслуживания и длительным межповерочным интервалом [3]. Эти преобразователи являются обратимыми, принцип их действия основан на прямом и обратном
пьезоэлектрическом эффекте. Данные УИП преобразуют акустическую энергию в электрическую и электрическую энергию в акустическую [4].
На рис. 2 приняты следующие обозначения: 1 - нефтепровод, направление потока указано стрелкой; ФСИ - формирователь стробирующих импульсов (СИ), которые переключают коммутатор; ФЗС - формирователь зондирующих сигналов (ЗС), которые подаются на УИП (причем длительность ЗС отлична от длительности тактовых импульсов, задаваемых генератором 1); БПОИ - блок предварительной обработки информации, который вычисляет значения иь <%-, ф; ЦС ЗС - циклические счетчики зондирующих сигналов, которые формируют значения - (номер текущего положения ЗС) и у (номер сканируемой площадки площадью %), значения - и у формируются для обеспечения обработки принятого ЗС; генератор 2 формирует высокочастотное заполнение ЗС; генератор 1 задает период следования для импульсов высокой частоты генератора 2. Многоканальный коммутатор, управляемый контроллером, осуществляет: поочередную активизацию УИП 1.1 и УИП 1.2; перевод УИП из режима передачи ЗС в режим приема и наоборот. Таймер отсчитывает время та прохождения акустической волны на расстоянии В (вдоль диаметра) от одного УИП к другому.
УИП 1.1 и УИП 1.2 создают высокочастотные акустические импульсные колебания (ЗС) в потоке транспортируемой нефти попеременно, чтобы исключить взаимное влияние сканирующих лучей.
Для определения количества твердых частиц, находящихся в транспортируемой нефти, подсчитываются ЗС, отраженные от них. Таким образом, по количеству отраженных сигналов ИИС определяет количество частиц и их объем.
3. Определение количества твердых частиц с помощью исследуемой ИИС
Контролируемый объем перемещается через выбранное сечение «6», которое находится на расстоянии Ь от места приложения акустического сигнала (рис. 3). Сечение «6» образовано секущей плоскостью «р», расположенной перпендикулярно к нефтепроводу, и представляет собой круг.
УИП 1.2
Рис. 3. Схема расположения УИП 1.1 и УИП 1.2 на нефтепроводе
УИП 1.1 обеспечивает зондирование половины сечения «Ь»: от точки «о» до точки «g»; вторую половину сечения «Ь» зондирует УИП 1.2 (от точки «о» до точки «/»). ЗС ориентирован под углом ф к вектору скорости Vj перемещения парциального потока нефти, на который в данный момент времени воздействует один из УИП.
При сканировании ЗС сечение «Ь» разделяется на элементарные площадки, так называемые «ячейки», не перекрывающиеся и вплотную примыкающие друг к другу. В пределах каждой «ячейки» скорость uj = const, а площадь каждой «ячейки» Sj определяется шириной диаграммы направленности Да измерительного преобразователя.
Площадь «ячейки» Sj должна быть не более среднего статистического размера твердой частицы. Каждому значению ф можно поставить в соответствие значение Sj. Количество «ячеек» зависит от Sj, а длина L (удаление выбранного сечения «Ь» от места установки УИП) выбирается равной 2D.
Количество секторов для сканирования сечения нефтепровода составляет
а количество «ячеек», размещаемых в пределах данного сектора, составляет
Общее количество зондирований составляет М • N, сигналы, получившие отклик, т.е. отразившиеся от частиц, подсчитываются в БОИ (см. рис. 1), их количество составляет К.
С помощью ИИС возможно также вычислить объем частиц, проходящих через выбранное контролируемое сечение. Общий объем частиц Уобщ равен их количеству К, умноженному на объем средней частицы Уср ч (исходя из выбранной модели для средней частицы):
За модель средней статистической твердой частицы примем куб с ребром а (в среднем составляет 2 мм), которое соответствует ширине диаграммы направленности Да (рис. 4).
Площадь боковой поверхности куба равна площади ячейки £г-:
(1)
M = Int ----------------
ч 2 L sin(Aa) у
(2)
4. Определение общего объема твердых частиц с помощью исследуемой ИИС
(3)
S6 = Si = а2.
(4)
Площадь полной поверхности средней частицы равна
Sn = 6а2 = 6Si,
(5)
откуда следует
1, / / и Да її
'Г/-' и
УИП
Рис. 4. Модель средней статистической твердой частицы в виде куба с ребром а
Исходя из выбранной модели для средней частицы, ее объем с учетом (5) и (6) рассчитываем следующим образом:
V = ст =
'ср.ч ы
(7)
Значение (площади одной грани) рассчитывается в соответствии
с [5]. С учетом (7) выражение (3) примет следующий вид:
К
ыы2
( п2
І2 — 4
V
-( - 1)2 (7
- Ь 8Іп( Да)
2
у У
(8)
Если реальная частица по размеру больше, чем средняя для выбранной модели, то она будет учтена с помощью двух или более ЗС.
Таким образом формируется значение общего объема твердых частиц, присутствующих в потоке нефти.
5. Влияние скорости движения частиц на результат измерения
Так как частицы движутся со скоростью потока нефти через выбранное сечение р (см. рис. 3), то просканировать все сечение в двух направлениях от точки 0 необходимо за очень короткий промежуток времени 2^ск (¿ск - время сканирования половины сечения). Половина сечения должна быть просканирована за время смещения потока на величину грани куба а (см. рис. 4). Поток будем считать неподвижным в течение времени 2^ск.
При средней скорости движения потока нефти в трубопроводе «ср.пот время сканирования рассчитывается следующим образом:
^ск
и
(9)
ср.пот
При этом время движения ЗС £зс от УИП до выбранного сечения должно быть не более ¿ск. Время ¿ЗС определяется экспериментально, когда ИИС
а
установлена на трубопроводе (калибровка ИИС) и при необходимости корректируется расстояние Ь (см. рис. 3).
Сигналы от УИП, зондирующие половину сечения, должны следовать один за другим, учитывая выражения (1) и (2), с изменяющимся углом ввода сигналов фг- с временной задержкой:
1 = -^. (10) М • N
Расстояние от УИП до противоположной стенки трубопровода (точка ^ на рис. 3) для каждого угла фг- является калиброванным расстоянием (измеряемым при калибровке ИИС на трубопроводе). Время прохождения ЗС калиброванного расстояния в двух направлениях также известно - это калиброванное время. Если время прохождения ЗС до стенки и обратно будет соответствовать калиброванному времени с учетом доверительного интервала, то считаем, что на пути ЗС твердые частицы отсутствуют и данный сигнал не будет учтен ИИС. В противном случае отраженные от частиц сигналы будут учтены ИИС при соответствии калиброванного времени прохождения сигнала до выбранного сечения и обратно.
6. Основные факторы, влияющие на возникновение погрешности измерения ИИС
Погрешности измерения исследуемой ИИС обусловлены следующими основными обстоятельствами:
- вследствие пульсаций и турбулентности потока движение частиц в трубопроводе имеет случайный характер, поэтому одна и та же частица может быть учтена ИИС не один раз;
- частицы в потоке могут быть разных размеров, частица меньше средней (выбранной модели) будет соответствовать завышенному результату измерения;
- при последовательном сканировании частицы большего размера, чем средняя (за несколько сканирований), ее часть может быть не учтена из-за резкого изменения траектории;
- невозможно полностью устранить взаимовлияние ЗС одного УИП на отраженные от частиц ЗС другого УИП;
- несовершенство выбранной модели для твердой частицы, а также допущение неподвижности потока на время сканирования.
7. Экспериментальное исследование ИИС
Испытания ИИС были реализованы с помощью объемной трубопоршневой установки (ТПУ), которая используется для поверки и калибровки различных расходомеров и счетчиков [6]. Структурная схема ТПУ представлена на рис. 5.
Исследуемая ИИС устанавливалась на прямолинейном участке трубопровода 2 ТПУ (масса нефти в резервуаре ТПУ - 170 кг) сразу после первого сигнального детектора 1, т.е. в начале калиброванной секции. Калиброванной секцией считается участок трубопровода, расположенный между двумя сигнальными детекторами 1.
Рис. 5. Основные структурные элементы испытательной ТПУ
Испытание проводилось следующим образом. Через клапан-манипулятор 5 в «петлю» 2 вводятся два шаровых разделителя 4. Один из них выполняет функции запорного устройства (шар-клапан), второй - шарового поршня, который под действием напора рабочей жидкости движется по «петле». В момент прохождения шарового поршня мимо первого детектора 1 одновременно включаются счетное устройство 3, измеряющее количество импульсов фотоэлектрического датчика, и исследуемая ИИС. В момент прохождения шарового поршня мимо второго детектора счетное устройство и ИИС выключаются, тем самым завершается один цикл работы ТПУ. Далее цикл повторяется еще п раз (в данном случае, п = 5). Результаты эксперимента сведены в табл. 1.
Таблица 1
Результаты измерений количества твердых частиц в контролируемом потоке с помощью исследуемой ИИС
Цикл, п Результат измерения исследуемой ИИС в соответствии с (8), м3 Масса твердых частиц в контролируемом потоке Ші (плотность контролируется ареометром и составляет 850 кг/м3, ші = ^бщ -р), г Массовая доля твердых частиц в контролируемом потоке, %
1 0,000088 75 0,044
2 0,000097 82 0,049
3 0,000071 60 0,035
4 0,000076 65 0,038
5 0,000082 70 0,041
Среднее значение массы твердых частиц, измеренной с помощью ИИС:
1 п
шср.ИИС =-У ші = 41 г . (11)
п
і=1
В результате измерения количество твердых частиц в контролируемом потоке с помощью исследуемой ИИС составило 0,02 % от общего объема, ка-
чество нефти соответствует требованиям [7], так как измеренное значение не превысило наибольшего допускаемого значения массовой доли твердых частиц в нефти.
На практике объем твердых частиц в контролируемом потоке нефти определяют по отобранной пробе, т.е. массовую долю частиц в пробе принимают равной массовой доле частиц во всем контролируемом объеме. Поэтому после пяти циклов эксперимента в пробоотборник 6 ТПУ поступили последовательно, через равные промежутки времени, Н проб одинакового объема ^пробы (масса пробы 0,2 кг) для проведения их анализа и сравнения результатов лабораторных исследований с результатами измерений ИИС. Отбор проб осуществлялся в соответствии с [8], а массу твердых частиц в отобранных пробах определяли в соответствии с методикой, приведенной в [9]. Данные лабораторных исследований сведены в табл. 2.
Таблица 2
Результаты лабораторных исследований
Проба, Н Масса твердых частиц в отобранной пробе дач.прл, г Массовая доля твердых частиц во всем контролируемом объеме, определяемая по отобранной пробе, %
1 0,094 0,047
2 0,064 0,032
3 0,070 0,035
4 0,054 0,027
5 0,128 0,064
Далее в соответствии с методикой, представленной в [8], была определена масса твердых частиц в оставшемся объеме Уост . Масса твердых частиц во всем контролируемом объеме определяется как сумма масс частиц в пяти пробах и оставшемся объеме:
Н
»ч.д — "»ч.ост ^
— тчост + ^ тч.пр.г- — 46 г . (12)
/—1
По данным экспериментальных исследований из всего контролируемого объема нефти (170 кг) масса твердых частиц составила 46 г, т.е. 0,03 % общего объема, что соответствует требованиям [7].
Полученный результат - действительное значение массы твердых частиц в контролируемом объеме, тчд, с которым сравнивались результаты измерений лабораторным методом по отобранной пробе и с помощью ИИС.
Сравнив результат измерения с помощью ИИС с действительной массой частиц в контролируемом объеме, получили абсолютную погрешность, г:
ДИИС — тч.д _ тср.ИИС — 46 _ 37 — 5. (13)
Относительная погрешность измерения ИИС, %:
§ИИС — ^ИИС -100 —10,8. (14)
тч.д.
Далее результаты лабораторных исследований отобранных проб (табл. 2) сравнили с действительным значением тч д и для каждой пробы рассчитали
относительную погрешность измерения (табл. 3).
Таблица 3
Относительные погрешности лабораторного метода
Проба, к Масса твердых частиц во всем объеме (по отобранной пробе), тч, г Относительная погрешность 5лаб„ %
1 54 17,0
2 54 17,4
3 55 20,3
4 55 19,7
5 64 40,3
Из результатов лабораторных исследований видно, что массовая доля твердых частиц неодинакова во всех пробах, так как частицы распределены неравномерно по всему объему нефти. В последней пробе концентрация твердых частиц превысила максимальное допускаемое значение [7], и ошибочно должно быть принято решении о дополнительной фильтрации нефти, в то время как процентное содержание твердых частиц всего объема максимального допускаемого значения не превысило.
Таким образом, с учетом данных лабораторных исследований, принимая периодичность определения количества твердых частиц - один раз в месяц, поставщик рискует сбыть товарную нефть по заниженной стоимости. Поэтому выгоднее исследовать весь объем поставляемого продукта, а не его часть. Такой возможностью обладает исследуемая ИИС. Кроме того, измерение количества твердых частиц с помощью ИИС точнее, чем при лабораторных исследованиях, хотя погрешность измерения не исключается, соответствует выражению (14) и обусловлена обстоятельствами, описываемыми в шестом разделе настоящей статьи.
Заключение
Применение исследуемой ИИС в качестве дополнительного канала дает возможность измерения расхода чистой нефти, сокращения объема лабораторных исследований и оперативной оценки качества товарной нефти в зависимости от содержания в ней твердых частиц точнее, чем при лабораторных исследованиях.
Список литературы
1. ГОСТ 8.595-2004. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений. - М. : Стандартинформ, 2005. - 8 с.
2. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке / А. Ш. Фатхутдинов и др. - М. : Недра, 2002. - 417 с.
3. Кр емлевский, П. П. Расходомеры и счетчики количества : справочник / П. П. Кремлевский. - Л. : Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1989. - 701 с.
4. Петров, П. Н. Акустика. Электроакустические преобразователи : учебное пособие / П. Н. Петров. - СПб. : СПбГУАП, 2003. - 80 с.
5. Патент № 2319933 Российская Федерация. Измеритель объема жидкости, транспортируемой по нефтепроводу / Куликовский К. Л., Еремин И. Ю. -№ 2006110181 ; заявл. 20.03.2008.
6. Хансуваров, К. И. Техника измерения давления, расхода, количества и уровня жидкости, газа и пара : учебное пособие для техникумов / К. И. Хансуваров, В. Г. Цейтлин. - М. : Издательство стандартов, 1990. - 287 с.
7. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. - М. : Издательство стандартов, 2006. - 12 с.
8. ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. - М. : Издательство стандартов, 2003. - 27 с.
9. ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей. - М. : Стандартинформ, 2007. - 7 с.
Куликовский Константин Лонгинович доктор технических наук, профессор, кафедра информационно-измерительной техники, Самарский государственный технический университет
E-mail: kl195lm@mail.ru
Якунина Виктория Валерьевна аспирант, Самарский государственный технический университет
E-mail: kl195lm@mail.ru
Kulikovsky Konstantin Longinovich Doctor of engineering sciences, professor, sub-department of information-measuring equipment, Samara State Technical University
Yakunina Viktoriya Valeryevna Postgraduate student,
Samara State Technical University
УДК 621.6-52 Куликовский, К. Л.
Ультразвуковая информационно-измерительная система объемного расхода чистой нефти / К. Л. Куликовский, В. В. Якунина // Известия высших учебных заведений. Поволжский регион. Технические науки. -2012. - № 1 (21). - С. 141-150.
