МНОГОЭЛЕМЕНТНЫЕ ЭЛЕКТРОЕМКОСТНЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ДЛЯ ПОЛНОПОТОЧНОЙ ВЛАГОМЕТРИИ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
Многоэлементные электроемкостные преобразователи
27
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 водонефтяной 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, комплексирование 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
ИЗВ. ВУЗОВ. ПРИБОРОСТРОЕНИЕ. 2012. Т. 55, № 3
28 Ю. И. Стеблев, Е. С. Вашуркина
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 (N=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 N-электродной системы МЭП максимальное число возможных комбинаций из двух электродов, т.е. независимых измерений в одном режиме работы преобразователя равно
n
=
N (N −1) 2
.
Для N = 6 число независимых измерений составляет n=15.
а) 1—5
1—6 1—7
1—4 1—7
1
1—6
1—2 1—4
1—3 1—1 1—5
А
В
1—1
1—3 1—8 1—2
б) 1—6
1—7 1—5
1—1
1—17—4
1
1—5
1—6 1—2 1—4 1—3
1—1
А
В
1—2 1—3 1—8
Рис. 1
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
ИЗВ. ВУЗОВ. ПРИБОРОСТРОЕНИЕ. 2012. Т. 55, № 3
Многоэлементные электроемкостные преобразователи
29
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 водонефтяной эмульсии и „физической“ земли (корпуса МЭП, трубопровода) — водонефтяная эмульсия не заземлена (режим K1). Во втором режиме корпусная точка влагомера гальванически соединена с контролируемой водонефтяной эмульсией и „физической“ землей — контролируемая эмульсия заземлена (режим K2). 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 i и j) емкостей Сij(K1) и Сij(K2), полученные в режимах K1 и K2 работы преобразователя, — нормируются к значениям емкостей Сiгj (K1) и
Сiгj (K2 ) , полученным при наличии в зоне контроля МЭП чистой фазы (газа), и представля-
ются в логарифмических единицах:
ln
Сij Сiгj
( K1 ) ( K1 )
,
ln
Сij Сiгj
(K2 ) (K2 )
.
Измерение величин Сiгj (K1) и Сiгj (K2 ) 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 Сij(K1) между каждой парой (i, j)
электродов преобразователя в режиме K1 — водонефтяная эмульсия не заземлена, i, j ∈1, N ,
i≠ j;
— измерение выходных сигналов МЭП — емкостей Сij(K2) между каждой парой (i, j)
электродов преобразователя в режиме K2 — водонефтяная эмульсия заземлена, i, j ∈1, N ,
i≠ j;
— 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 Сij(K1) и Сij(K2), а для прямой эмульсии — также по участку калибровочной харак-
теристики и сигналам Сij(K2), i, j ∈1, N , i ≠ j .
На рис. 2, а, б для режимов K1 и K2 соответственно приведены экспериментальные данные по определению типа водонефтяной эмульсии для емкостей С12, С34, С45 и С46
ИЗВ. ВУЗОВ. ПРИБОРОСТРОЕНИЕ. 2012. Т. 55, № 3
30 Ю. И. Стеблев, Е. С. Вашуркина
шестиэлектродного преобразователя (N=6) при изменении водосодержания α от 0 до 1,0. Для остальных емкостных элементов МЭП результаты аналогичны.
а)
ln 6
Cij
(
K1
)
/
Ciгj
(
K1
)
5 4 3
C12 C46 C45 C34
2
1
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 α
б) ln Cij (K2 ) / Ciгj (K2 )
4
3
C12 C46
2 C45
1 C34
0 –1 0,2 0,4 0,6 0,8 1 α
–2
–3 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. G01N27/22. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке и устройство для его осуществления / 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: steblev404@mail.ru
Екатерина Сергеевна Вашуркина — Самарский государственный технический университет, кафедра авто-
матизации производственных процессов в нефтегазовом и нефтехи-
мическом комплексе; ст. преподаватель; E-mail: kat_nef@mail.ru
Рекомендована кафедрой автоматизации производственных процессов в нефтегазовом и нефтехимическом комплексе
Поступила в редакцию 07.11.11 г.
ИЗВ. ВУЗОВ. ПРИБОРОСТРОЕНИЕ. 2012. Т. 55, № 3
27
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 водонефтяной 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, комплексирование 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
ИЗВ. ВУЗОВ. ПРИБОРОСТРОЕНИЕ. 2012. Т. 55, № 3
28 Ю. И. Стеблев, Е. С. Вашуркина
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 (N=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 N-электродной системы МЭП максимальное число возможных комбинаций из двух электродов, т.е. независимых измерений в одном режиме работы преобразователя равно
n
=
N (N −1) 2
.
Для N = 6 число независимых измерений составляет n=15.
а) 1—5
1—6 1—7
1—4 1—7
1
1—6
1—2 1—4
1—3 1—1 1—5
А
В
1—1
1—3 1—8 1—2
б) 1—6
1—7 1—5
1—1
1—17—4
1
1—5
1—6 1—2 1—4 1—3
1—1
А
В
1—2 1—3 1—8
Рис. 1
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
ИЗВ. ВУЗОВ. ПРИБОРОСТРОЕНИЕ. 2012. Т. 55, № 3
Многоэлементные электроемкостные преобразователи
29
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 водонефтяной эмульсии и „физической“ земли (корпуса МЭП, трубопровода) — водонефтяная эмульсия не заземлена (режим K1). Во втором режиме корпусная точка влагомера гальванически соединена с контролируемой водонефтяной эмульсией и „физической“ землей — контролируемая эмульсия заземлена (режим K2). 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 i и j) емкостей Сij(K1) и Сij(K2), полученные в режимах K1 и K2 работы преобразователя, — нормируются к значениям емкостей Сiгj (K1) и
Сiгj (K2 ) , полученным при наличии в зоне контроля МЭП чистой фазы (газа), и представля-
ются в логарифмических единицах:
ln
Сij Сiгj
( K1 ) ( K1 )
,
ln
Сij Сiгj
(K2 ) (K2 )
.
Измерение величин Сiгj (K1) и Сiгj (K2 ) 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 Сij(K1) между каждой парой (i, j)
электродов преобразователя в режиме K1 — водонефтяная эмульсия не заземлена, i, j ∈1, N ,
i≠ j;
— измерение выходных сигналов МЭП — емкостей Сij(K2) между каждой парой (i, j)
электродов преобразователя в режиме K2 — водонефтяная эмульсия заземлена, i, j ∈1, N ,
i≠ j;
— 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 Сij(K1) и Сij(K2), а для прямой эмульсии — также по участку калибровочной харак-
теристики и сигналам Сij(K2), i, j ∈1, N , i ≠ j .
На рис. 2, а, б для режимов K1 и K2 соответственно приведены экспериментальные данные по определению типа водонефтяной эмульсии для емкостей С12, С34, С45 и С46
ИЗВ. ВУЗОВ. ПРИБОРОСТРОЕНИЕ. 2012. Т. 55, № 3
30 Ю. И. Стеблев, Е. С. Вашуркина
шестиэлектродного преобразователя (N=6) при изменении водосодержания α от 0 до 1,0. Для остальных емкостных элементов МЭП результаты аналогичны.
а)
ln 6
Cij
(
K1
)
/
Ciгj
(
K1
)
5 4 3
C12 C46 C45 C34
2
1
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 α
б) ln Cij (K2 ) / Ciгj (K2 )
4
3
C12 C46
2 C45
1 C34
0 –1 0,2 0,4 0,6 0,8 1 α
–2
–3 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. G01N27/22. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке и устройство для его осуществления / 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: steblev404@mail.ru
Екатерина Сергеевна Вашуркина — Самарский государственный технический университет, кафедра авто-
матизации производственных процессов в нефтегазовом и нефтехи-
мическом комплексе; ст. преподаватель; E-mail: kat_nef@mail.ru
Рекомендована кафедрой автоматизации производственных процессов в нефтегазовом и нефтехимическом комплексе
Поступила в редакцию 07.11.11 г.
ИЗВ. ВУЗОВ. ПРИБОРОСТРОЕНИЕ. 2012. Т. 55, № 3