Патент на изобретение №2383885
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ ЭЛЕКТРОЕМКОСТНОЙ ВЛАГОМЕТРИИ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В ПОТОКЕ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
(57) Реферат:
Изобретение реализуется с использованием многоэлектродного электроемкостного преобразователя (МЭП), позволяющего проводить электрическое зондирование двухфазной смеси в различных зонах контролируемого потока, осуществляя, таким образом, комплексирование первичных электроемкостных преобразователей. Указанное комплексирование производится с использованием N(N-1)/2 независимых емкостных элементов в составе МЭП, где N – число электродов МЭП. При этом производится измерение N(N-1) выходных сигналов МЭП-емкостей между каждой парой электродов – емкостных элементов преобразователя в двух специально создаваемых режимах работы МЭП. В процессе контроля потока смеси производится автоматическое определение типа водонефтяной эмульсии – обратная («вода в нефти») или прямая («нефть в воде»). Изобретение обеспечивает повышение точности и надежности определения состава водонефтяной смеси в широком диапазоне обводненности нефти (от 0 до 100%) в условиях структурной неоднородности многофазного потока. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 6 ил., 6 табл.
Предлагаемый способ и устройство относятся к контрольно-измерительной технике и предназначены для использования в нефтедобывающей промышленности: оперативного контроля влажности на нефтепромысловых объектах – скважинах, групповых замерных установках (ГЗУ), дожимных насосных станциях (ДНС), установках подготовки нефти (УПН). Применение диэлькометрического метода для контроля обводненности нефти в потоке в промысловых условиях осложняется множеством мешающих факторов: влияние гидродинамической структуры многофазного потока на результаты измерений, наличие газовой фазы, малая эффективность существующей аппаратуры при значениях влажности, превышающих 60-70%, и практическая потеря работоспособности при обводненности 95-98%, необходимость специальной калибровки прибора на каждый сорт нефти и нефти каждого месторождения, загрязнение чувствительных элементов первичного преобразователя. Известен способ измерения влажности эмульсии типа «вода в нефти», заключающийся в том, что исследуемую эмульсию помещают в электроемкостной преобразователь, в котором измеряют емкость между двумя электродами, причем применяются коаксиальные электроемкостные преобразователи, где первым электродом служит трубопровод, а потенциальный электрод выполнен в виде стержня с диэлектрическим защитным покрытием [1]. Один из вариантов соответствующего устройства содержит внешний электрод, выполненный в виде металлической трубы и коаксиально закрепленный в ней покрытый диэлектриком и имеющий на концах обтекатели из диэлектрика внутренний электрод, подключенный в частотозадающую цепь автогенератора, причем диаметр внешнего электрода равен 100 мм, внешний диаметр внутреннего электрода 30 мм, а его длина 10÷30 мм [2]. Известно также устройство для определения влажности нефти и нефтепродуктов, содержащее цилиндрический корпус, электродный узел и электронный преобразователь, причем электроды выполнены в виде пакета чередующихся потенциальных и заземленных плоских пластин, оконтуренных с внешней стороны металлическими пластинами с мягким изгибом с боковой и торцевой стороны, повторяющим изгиб трубопровода с исследуемым потоком среды [3]. Наиболее близким по технической сущности является устройство для определения влажности нефти, содержащее чувствительный элемент, выполненный из двух конденсаторов, работающих в одинаковых условиях и отличающихся друг от друга конструктивными элементами – площадью обкладок, толщиной изолирующего слоя или расстояниями между обкладками, управляемые ключи, управляющие входы которых подключены к коммутатору, блок измерения емкости, с которым конденсаторы соединены параллельно и который связан с коммутатором, блок обработки информации и блок определения влажности нефти [4]. Недостатком известных способов и устройств является зависимость результатов измерения от гидродинамической структуры многофазного потока, низкая эффективность существующей аппаратуры при значениях влажности, превышающих 60-70% и практическая потеря работоспособности при обводнености 95÷98%, необходимость специальной калибровки прибора на каждый сорт нефти и нефть каждого месторождения, невозможность различать нефть и газ в потоках газонефтяной и газоводонефтяной эмульсии. Целью предлагаемого изобретения является повышение точности и надежности определения состава водонефтяной эмульсии в широком диапазоне обводненности нефти (от 0 до 100%) в условиях структурной неоднородности многофазного потока. Указанная цель реализуется с использованием многоэлектродного электроемкостного преобразователя (МЭП), позволяющего проводить электрическое зондирование двухфазной эмульсии в различных зонах контролируемого потока, осуществляя таким образом комплексирование первичных электроемкостных преобразователей. Указанное комплексирование производится с использованием N(N-1)/2 независимых емкостных элементов в составе МЭП, где N – число электродов МЭП. При этом производится измерение N(N-1) выходных сигналов МЭП-емкостей между каждой парой электродов – емкостных элементов преобразователя в двух создаваемых режимах работы МЭП. В процессе калибровки многоэлектродного преобразователя формируются N(N-1) статических функций преобразователя МЭП, то есть зависимостей между выходными сигналами МЭП и объемным содержанием воды в эмульсии – калибровочные характеристики, причем в каждой из указанных функций преобразования формируются два участка, соответствующих по объемному содержанию воды, обратной («вода в нефти») и прямой («нефть в воде») водонефтяной эмульсии. В процессе контроля потока эмульсии производится автоматическое определение типа водонефтяной эмульсии – обратная («вода в нефти») или прямая («нефть в воде»). Состав водонефтяной эмульсии – объемное содержание воды и нефти в потоке определяется по всему массиву N(N-1) калибровочных характеристик многоэлектродного преобразователя. Комплексирование первичных электроемкостных преобразователей производится с помощью системы измерительных электродов, расположенных по периферии многофазного потока с минимально возможными конструктивными зазорами между соседними электродами, причем в каждом сечении преобразователя, перпендикулярном направлению движения потока и не совпадающем с границей раздела между соседними электродами, лежащими на одной поверхности – плоской или цилиндрической, располагаются четыре электрода. На Фиг.1. приведены конструктивные схемы шестиэлектродного (N=6) преобразователя с цилиндрическими (фиг.1а) и плоскими (фиг.1б) электродами, где 1-1
Для N=6 число независимых измерений составляет n=15. В табл.1 приведен полный набор измерительных сигналов – величин емкостей Cij между парой электродов (i, j), получаемых с помощью шестиэлектродного преобразователя в одном режиме его работы.
При этом электрическое зондирование водонефтяной эмульсии производится в различных направлениях относительно направления движения потока в трубопроводе, причем производится как сквозное зондирование всего объема потока в зоне контроля электродов МЭП, так и зондирование локальных областей этого потока с использованием N(N-1)/2 емкостных элементов многоэлектродного преобразователя. Калибровка влагомера и контроль обводненности нефти в потоке выполняется в двух последовательно создаваемых режимах работы МЭП в каждом цикле измерений, причем в 1-ом режиме корпусная точка влагомера гальванически изолирована от контролируемой водонефтяной эмульсии и «физической» земли (корпуса МЭП, трубопровода) – водонефтяная эмульсия не заземлена (режим К1), а во 2-ом режиме корпусная точка влагомера гальванически соединена с контролируемой водонефтяной эмульсию и «физической» землей (корпусом МЭП, трубопроводом) – контролируемая эмульсия заземлена (режим К2); при этом 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 – величины межэлектродных емкостей Cij(К1) и Cij(К2), полученные в режимах К1 и К2 работы преобразователя, нормируются к значениям указанных емкостей, полученных при наличии в зоне контроля МЭП чистой фазы – газа (воздуха) и представляются в логарифмических единицах вида: Если Если 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 Cij(К1) между каждой парой (i, j) электродов преобразователя в режиме К1 – водонефтяная эмульсия не заземлена, причем i, – измерение выходных сигналов МЭП-емкостей Cij(К2) между каждой парой (i, j) электродов преобразователя в режиме К2 – водонефтяная эмульсия заземлена, причем i, – определение типа водонефтяной эмульсии производится из соотношений: Если Если Если Определение состава водонефтяной эмульсии – объемного содержания воды и нефти в потоке производится с использованием N(N-1) калибровочных характеристик многоэлектродного преобразователя для каждого выходного сигнала МЭП, причем для обратной эмульсии («вода в нефти») состав определяется по соответствующему участку калибровочной характеристики преобразователя и измеренным сигналом Cij(К1) и Cij(К2), а для прямой эмульсии («нефть в воде») по соответствующему участку калибровочной характеристики преобразователя и измерительным сигналам Cij(К2), где i, Для осуществления способа электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке предлагается устройство, содержащее шестиэлектродный электроемкостной преобразователь, блок коммутации с семнадцатью управляемыми электронными ключами, пятиканальный преобразователь «емкость – напряжение», аналоговый мультиплексор, программируемый усилитель, таймер, формирователь управляющих сигналов, источник опорного напряжения, аналого-цифровой преобразователь (АЦП), микропроцессор, регистры данных и адреса, ПЗУ и генератором тактовых импульсов. Предлагаемое устройство отличается тем, что электроемкостной преобразователь (фиг.1) выполнен с использованием плоских или цилиндрических электродов, из которых два противолежащих электрода расположены по всей длине преобразователя, а две пары других противолежащих электродов размещены на цилиндрической или плоской поверхности на периферии многофазного потока, причем длина каждого электрода указанных двух пар электродов соответствует половине длины преобразователя; при этом все шесть электродов электроемкостного преобразователя через соответствующую группу управляемых ключей соединены с корпусной точкой прибора, изолированной от «физической» земли – корпуса датчика (трубопровода), а корпусная точка прибора через соответствующий ключ соединена с «физической» землей; причем электроды 1-1, 1-2, 1-3, 1-4 и 1-5 МЭП через вторую группу управляемых ключей соединены с источником опорного напряжения, а электродов 1-2, 1-3, 1-4, 1-5 и 1-6 через третью группу управляемых ключей подключены к пяти соответствующим входам пятиканального преобразователя «емкость – напряжение», пять выходов которого соединены с соответствующими входами аналогового мультиплексора. Выход мультиплексора через программируемый усилитель и усилитель мощности соединен со входом АЦП, а выход последнего соединен со входами блока цифровой обработки сигналов, включающего регистры данных и адреса, ПЗУ и микропроцессор. Выход программируемого таймера соединен с входом программируемого формирователя управляющих сигналов, а выходы программируемого формирователя управляющих сигналов и источника опорного напряжения подключены к соответствующим входам блока коммутации. При этом АЦП, программируемый усилитель, блок коммутации, мультиплексор и программируемый формирователь управляющих сигналов подключены к шине данных и команду блока цифровой обработки сигналов. Рассмотрим содержание предлагаемого способа. Он содержит следующие операции. 1. Электрическое зондирование двухфазной эмульсии в различных зонах контролируемого потока с помощью многоэлектродного электроемкостного преобразователя (МЭП) – комплексирование первичных электроемкостных преобразователей с использованием N(N-1)/2 независимых емкостных элементов в составе МЭП, (где N – число электродов МЭП). 2. Измерение величин N(N-1) выходных сигналов МЭП-емкостей между каждой парой электродов – емкостных элементов преобразователя в двух создаваемых режимах работы МЭП. 3. Формирование N(N-1) статических функций преобразователя МЭП (зависимостей между выходными сигналами МЭП и объемным содержанием воды в водонефтяной эмульсии -калибровочных характеристик) в процессе калибровки многоэлектродного преобразователя, причем в каждой из указанных функций преобразования формируются два участка, соответствующих по объемному содержанию воды, обратной («вода в нефти») и прямой («нефть в воде») водонефтяной эмульсии. 4. Автоматическое определение типа водонефтяной эмульсии – обратная («вода в нефти») или прямая («нефть в воде») в процессе контроля потока эмульсии. 5. Комплексирование первичных электроемкостных преобразователей производится с помощью системы измерительных электродов, расположенных по периферии многофазного потока с минимальными возможными конструктивными зазорами между соединениями электродами, причем в каждом сечении преобразователя, перпендикулярно направлению движения потока и не совпадающем с границей раздела между соседними электродами, лежащими на одной поверхности – плоской или цилиндрической, располагаются четыре электрода (фиг.1). 6. Электрическое зондирование водонефтяной эмульсии производится в различных направлениях относительно направления движения потока в трубопроводе, причем производится как сквозное зондирование всего объема потока в зоне контроля электродов МЭП, так и зондирование локальных областей этого потока с использованием N(N-1)/2 емкостных элементов многоэлектродного преобразователя. 7. Калибровка влагомера и контроль обводненности нефти в потоке выполняется в двух последовательно создаваемых режимах работы МЭП в каждом цикле измерений, причем в 1-ом режиме корпусная точка влагомера гальванически изолирована от контролируемой водонефтяной эмульсии и «физической» земли (корпуса МЭП, трубопровода) – водонефтяная эмульсия не заземлена (режим К1), а во 2-ом режиме корпусная точка влагомера гальванически соединена с контролируемой водонефтяной эмульсией и «физической» землей (корпусом МЭП, трубопроводом) – контролируемая эмульсия заземлена (режим К2); при этом 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. 8. Калибровочные характеристики влагомера и измеряемые в процессе контроля сигналы – величины межэлектродных емкостей Cij(К1) и Cij(К2), полученные в режимах К1 и К2 работы преобразователя, нормируются к значениям указанных емкостей, полученных при наличии в зоне контроля МЭП чистой фазы – газа (воздуха) и представляется в логарифмических единицах вида: Если Если Здесь i, 9. 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 Cij(К1) между каждой парой (i, j) электродов преобразователя в режиме К1 – водонефтяная эмульсия не заземлена, причем i, – измерение выходных сигналов МЭП-емкостей Cij(К2) между каждой парой (i, j) электродов преобразователя в режиме К2 – водонефтяная эмульсия заземлена, причем i, – определение типа водонефтяной эмульсии производится из соотношений: Если Если Если 10. Состав водонефтяной эмульсии – объемного содержания воды и нефти в потоке производится с использованием N(N-1) калибровочных характеристик многоэлектродного преобразователя для каждого выходного сигнала МЭП, причем для обратной эмульсии («вода в нефти») состав водонефтяной эмульсии определяется по соответствующему участку калибровочной характеристике преобразователя и измеренным сигналом Cij(К1) и Cij(К2), а для прямой эмульсии («нефть в воде») по соответствующему участку калибровочной характеристике преобразователя и измеренным сигналам Cij(К2), где i, Рассмотрим основные операции предлагаемого способа. Электрическое зондирование эмульсии производится с помощью многоэлектродного электроемкостного преобразователя (МЭП), содержащего в общем случае N измерительных электродов. Максимальное число независимых емкостных элементов в составе N -электродного преобразователя N(N-1)/2. Для шестиэлектродного преобразователя (фиг.1) число таких емкостных элементов равно 15. Перечень емкостных элементов дан в табл.1, где Cij – емкость между парой электродов (i, j), причем i Комплексирование первичных электроемкостных преобразователей несущих информацию о различных зонах многофазного потока позволяет в значительной степени снизить влияние гидродинамической структуры потока на результаты измерений, повысить точность и надежность контроля обводненности нефти. Особенность расположения системы электродов МЭП в том, что увеличение их количества производится путем расщепления соответствующих электродов в направлении, перпендикулярном направлению движения потока. Такая конфигурация обеспечивает необходимую чувствительность МЭП к изменению параметров водонефтяной эмульсии. Изменение величин N(N-1) выходных сигналов МЭП-емкостей между каждой парой электродов – емкостных элементов преобразователя производится в двух режимах работы МЭП. Принцип измерения межэлектродных емкостей МЭП заключается в заряде выбранной емкости Cij, где i, На фиг.2 приведена схема измерения емкости С12 шестиэлектродного преобразователя (фиг.1) к режимах К1 и К2, здесь C12 измеряемая емкость между электродами 1-1 и 1-2 преобразователя; S12, S11, S21, S23 и S00 – управляемые электронные ключи; Al – интегрирующий усилитель тока – преобразователь «емкость – напряжение»; U0 – опорное напряжение; Uc – выходной сигнал преобразователя «емкость – напряжение»; R1 C1 – цепь обратной связи операционного усилителя; С – емкость (>0,15 мкФ) для стабилизации потенциала на входе операционного усилителя. а – схема подключения емкости С12 к коммутационной и измерительной системам прибора; б – цепь заряда емкости С12; в – цепь разряда емкости C12;
В течение 1-ой части цикла измерения емкости C12 она подключается к источнику опорного напряжения U0 – с низким внутренним сопротивлением и заряжается до величины U0. При этом ключи S12 и S21 замкнуты, а ключи S11 и S23 разомкнуты (фиг.2б). во второй части цикла измерения ключи S12 и S21 размыкаются, a S11 и S23 замыкаются. Емкость C12 разряжается через измерительную схему (фиг.2в). Эта процедура повторяется два раза: в режиме К1 – ключ S00 разомкнут и в режиме К2 – ключ S00 замкнут. Цикл заряда/разряда повторяется с программируемой частотой f тактового генератора. В результате получаем два значения выходного сигнала Uc преобразователя «емкость – напряжение» (C-U), пропорциональные величинам C12(K1) и C12(K2) в режимах К1 и К2 соответственно. Аналогичным образом измеряются и остальные емкости Cij, i, Для шестиэлектродного преобразователя в результате полного цикла опроса всех межэлектродных емкостей получаются 15 значений выходных сигналов, пропорциональных величинам емкостей Cij(К1) в режиме К1 и 15 значений выходных сигналов, пропорциональных величинам емкостей Cij(К2) в режиме К2, где Калибровочные характеристики влагомера и измеряемые в процессе контроля сигналы – величины межэлектродных емкостей Cij(К1) и Cij(К2), полученные в режимах К1 и К2 работы преобразователя, нормируются к значениям указанных емкостей, полученных при наличии в зоне контроля МЭП газовой фазы (воздуха) и представляются в логарифмических единицах вида: На фиг.3 приведены нормированные выходные характеристики шестиэлектродного преобразователя (фиг.1а) – зависимости нормированных сигналов от объемного содержания « Данные фиг.3а получены в режиме работы К1 преобразователя, а на фиг 3б – в режиме К2. Приведены характеристики, полученные при электрическом зондировании водонефтяной эмульсии в различных областях зоны контроля МЭП: С12 – сквозное зондирование водонефтяной эмульсии во всей зоне контроля преобразователя; С46 – зондирование части объема эмульсии в направлении, перпендикулярном направлению движения потока; C45 – зондирование эмульсии под углом примерно 45° к направлению потока; С34 – зондирование локальной области на периферии потока. Характеристики остальных емкостных элементов МЭП имеют аналогичный вид. Участки указанных характеристик в диапазоне водосодержания Участки характеристик, соответствующие обратной эмульсии («вода в нефти») имеют высокую чувствительность к изменению водосодержания «
Здесь
В табл.3 приведены оценки интегральной чувствительности МЭП по диапазонам водосодержания
Здесь
Таким образом, по характеристикам Sij(К1, Тип водонефтяной эмульсии определяется из соотношений: Если Если Если В табл.4 приведены экспериментальные данные по определению типа водонефтяной эмульсии для емкостей C12, C34, C45 и С46 шестиэлектродного преобразователя (N=6) при изменении водосодержания а от 0 до 1,0. Для остальных емкостных элементов МЭП результаты аналогичны. Определение состава водонефтяной эмульсии – объемного содержания воды и нефти в потоке производится с использованием N(N-1) калибровочных характеристик многоэлектродного преобразователя для каждого выходного сигнала МЭП, причем для обратной эмульсии («вода в нефти») состав водонефтяной эмульсии определяется по соответствующему участку калибровочной характеристики преобразователя и измеренным сигналам Cij(К1) и Cij(К2), а для прямой эмульсии («нефть в воде») – по соответствующему участку калибровочной характеристики преобразователя и измеренным сигналам Cij(К2), где i,
Функциональная схема устройства для осуществления предлагаемого способа приведена на фиг.4. Здесь обозначено: 1 – шестиэлектродный электроемкостной преобразователь, 2 – блок коммутации электродов с семнадцатью управляющими ключами, 3 – пятиканальный преобразователь «емкость – напряжение» (C-U), 4 – аналоговый мультиплексор, 5 – программируемый усилитель, 6 – усилитель мощности, 7 – аналого-цифровой преобразователь (АЦП), 8 – программируемый таймер, 9 – программируемый формирователь управляющих сигналов, 10 – источник опорного напряжения U0, 11 – микропроцессор, 12 – регистр адреса, 13 – постоянно запоминающее устройство (ПЗУ), 14 и 15 – регистры данных, 16 – генератор тактовых импульсов, 17 – шина данных и команд (общая шина), 18 – блок формирования и аналоговой обработки сигналов, 19 – блок цифровой обработки сигналов. Электроемкостной преобразователь с числом электродов N=6 (фиг.1) выполнен с использованием плоских или цилиндрических электродов, из которых два противолежащих электрода, расположены по всей длине преобразователя, а две пары других противолежащих электродов размещены на цилиндрической или плоской поверхности на периферии многофазного потока, причем длина каждого электрода указанных двух пар электродов соответствует половине длины преобразователя. При этом все шесть электродов электроемкостного преобразователя через соответствующие группы управляемых ключей соединены с корпусной точкой прибора, изолированной от «физической» земли – корпуса датчика (трубопровода), а корпусная точка прибора через соответствующий ключ соединена с «физической» землей; причем электроды 1-1, 1-2, 1-3, 1-4 и 1-5 через вторую группу управляемых ключей соединены с источником опорного напряжения, а электроды 1-2, 1-3, 1-4, 1-5 и 1-6 через третью группу управляемых ключей подключены к пяти соответствующим входам пятиканального преобразователя «емкость – напряжение». На фиг.5 приведены схемы подключения электродов электроемкостного преобразователя к блоку формирования и аналоговой обработки сигналов. Все шесть электродов МЭП через управляющие ключи S11, S21, S31, S41, S51 и S61 соединены с корпусной точкой прибора (
Электроды 1-1, 1-2, 1-3, 1-4 и 1-5 через управляемые ключи S23, S33, S43, S53 и S63 подключены к пяти входам пятиканального преобразователя «емкость – напряжение». Обозначение каналов: C-U1-2; C-U2-3; C-U3-4; C-U4-5 и C-U5-6. Здесь 1-ая цифра (1, 2, 3, 4 и 5) обозначает номер канала, а вторая (2, 3, 4, 5 и 6) – номера электродов, подключенного к соответствующему каналу. Устройство работает следующим образом. В процессе контроля водонефтяного потока производится поочередный опрос всех емкостных электродов МЭП, т.е. последовательное подключение каждого емкостного элемента вначале к источнику опорного напряжения 10, а затем к соответствующему каналу пятиканального преобразователя «емкость – напряжение» 3 в режимах работы К1 и К2. В табл.5 приведен полный набор измерительных сигналов – межэлектродных емкостей шестиэлектродного преобразователя, номера каналов пятиканального преобразователя C-U, к которым подключаются соответствующие емкостные элементы МЭП и номера электродов, подключены к источнику опорного напряжения U0.
Здесь номер канала обозначен двумя цифрами (например, 1-2), первая цифра обозначает собственно номер канала, а вторая – номер электрода емкостного элемента МЭП, который подключается к преобразователю «емкость – напряжение». В процессе опроса межэлектродных емкостей преобразователя, каждая измеряемая емкость поочередно посредствам соответствующей коммутации управляемых ключей подключается к измерительной системе. На фиг.2 приведена схема подключения емкости С12 к измерительной системе: ключи S11, S12, S21 и S23 участвуют непосредственно в измерении емкости С12, ключ S22 – разомкнут. Ключи остальных элементов МЭП, не участвующих в измерительном процессе С12, находятся в следующем состояниях: S31, S41, S51 и S61 – замкнуты, т.е. электроды 1-3, 1-4, 1-5 и 1-6 соединены с корпусной точкой прибора ( В измерении сигнала C12 участвует преобразователь C-U1-2. На фиг.6 приведены временные диаграммы напряжений, управляющих ключами S11, S12, S21, S23, в процессе измерения емкости C12. Здесь обозначено: US12, US21, US23 и US11 – напряжения, управляющие ключами S12, S21, S23 и S11 соответственно; Т-период управляющего напряжения; 1 – ключ замкнут, высокий уровень управляющего напряжения; 0 – ключ разомкнут, низкий уровень управляющего напряжения Измерение сигнала C12 производится в течение одного или двух периодов напряжений, управляющих ключами S11, S12, S21 и S23. В течение 1-го полупериода управляющего напряжения ключи S12 и S21 замкнуты, а S23 и S11 разомкнуты. Емкость С12 подключается к источнику опорного напряжения U0 и емкость заряжается. В течение второго полупериода управляющего напряжения ключи S12 и S21 разомкнуты, а S23 и S11 замкнуты. Емкость С12 подключается к преобразователю C-U1-2 и разряжается на измерительную цепь. Происходит формирование выходного напряжения Uc измерительной цепи. В течение 2-го периода Т управляющего напряжения процесс повторяется. Измерение сигнала С12 производится в 2-х режимах: – режим K1 – ключ S00 разомкнут; корпусная точка прибора отключена от «физической» земли (корпуса МЭП, трубопровода) – контролируемая эмульсия не заземлена; – режим K1 – ключ S00 замкнут; корпусная точка прибора соединена с «физической» землей (корпуса МЭП, трубопровода) – контролируемая эмульсия заземлена. В результате измерительного процесса получаем два значения сигнала C12: C12(K1) и C12(K2). Логика работы прибора при измерении сигнала C12 в течение 2-х периодов Т управляющих напряжений приведена в табл.6.
Измерение емкости C12 происходит на интервале времени, равном 2-м периодам Т управляющего сигнала. Состояние управляемых ключей блока коммутации 2 определяется на четырех интервалах времени. Длительность каждого временного интервала равна Т/2. При этом цифра 1 означает, что соответствующий ключ замкнут на интервале времени Т/2 – на него подан высокий уровень управляющего напряжения, а цифра 0 означает, что ключ разомкнут на интервале времени Т/2 – на него подано напряжение низкого уровня. Аналогичным образом измеряются остальные межэлектродные емкости электроемкостного преобразователя. С выходов пятиканального преобразователя «емкость – напряжение» 3 сигналы, пропорциональные величинам межэлектродных емкостей МЭП, поступают на соответствующие входы аналогового мультиплексора 4 и далее через программируемый измерительный усилитель 5 и усилитель мощности 6 на аналого-цифровой преобразователь 7. Применение программируемого усилителя 5 обусловлено тем, что величины сигналов, полученных с различных емкостных элементов МЭП, могут значительно различаться. Для выравнивания величин этих сигналов коэффициент усиления усилителя 5 может изменяться по заданной программе. С выхода АЦП 7 сигнала поступают на микропроцессорный блок обработки 19, в котором формируется управляющие сигналы по заданной программе, производится обработка измерительной информации с последующей передачей данных на ЭВМ. Функционирование микропроцессора 11 обеспечивают: постоянное запоминающее устройство 13 (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), включающее регистр адреса 12 и регистры данных 14 и 15, а также генератор тактовых импульсов 16. В ПЗУ хранится рабочая программа устройства и калибровочные данные. Для повышения быстродействия измерительного устройства при формировании управляющих сигналов требуемой частоты и заданных временных интервалов используются также программируемый таймер 8 и формирователь управляющих сигналов 9. Предлагаемый способ и устройство имеют следующие преимущества: 1. Позволяют увеличить объем измерительной информации о параметрах многофазного потока за счет комплексирования первичных электроемкостных преобразователей. 2. Реализуют электрическое зондирование водонефтяного потока в различных его зонах, областях и направлениях, что значительно повышает надежность и информативность контроля. 3. Позволяет автоматически идентифицировать тип контролируемой водонефтяной эмульсии в потоке: обратная («вода в нефти») или прямая («нефть в воде»), что обеспечивает высокую точность контроля обводненности нефти в диапазоне от 0 до 100%. 4. Позволяет автоматически определять наличие газовой фазы в зоне контроля многоэлектродного преобразователя и использовать эту информацию для коррекции калибровочных характеристик влагомера и измеренных сигналов. ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИ 1. Беляков В.Л. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий. – М.: Недра, 1992, с.74. 2. Авторское свидетельство СССР 3. Патент Российской Федерации 4. Патент Российской Федерации
Формула изобретения
1. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке, включающей операции возбуждения переменного электрического поля в контролируемом потоке водонефтяной смеси с помощью электродов – зондов, измерение сигналов реакции контролируемой водонефтяной смеси – объемного содержания воды и нефти в потоке, отличающийся тем, что производится: электрическое зондирование двухфазной эмульсии в различных зонах контролируемого потока с помощью многоэлектродного электроемкостного преобразователя (МЭП) – комплексирование первичных электроемкостных преобразователей с использованием N(N-1)/2 независимых емкостных элементов в составе МЭП, (где N – число электродов МЭП); измерение величин N(N-1) выходных сигналов МЭП, пропорциональных величинам емкостей между каждой парой электродов – емкостных элементов преобразователя в двух последовательно создаваемых режимах работы МЭП в каждом цикле измерений, причем в 1-м режиме корпусная точка влагомера гальванически изолирована от контролируемой водонефтяной смеси и «физической» земли (корпуса МЭП, трубопровода) – водонефтяная смесь не заземлена (режим К1), а во 2-м режиме корпусная точка влагомера гальванически соединена с контролируемой водонефтяной смесью и «физической» землей (корпусом МЭП, трубопроводом) – контролируемая смесь заземлена (режим К2); при этом 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; 2. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке по п.1, отличающийся тем, что комплексирование первичных электроемкостных преобразователей производится с помощью системы электродов, расположенных по периферии многофазного потока с минимальными возможными конструктивными зазорами между соседними электродами, причем в каждом сечении преобразователя, перпендикулярном направлению движения потока и не совпадающем с границей раздела между соседними электродами, лежащими на одной поверхности – плоской или цилиндрической, располагаются четыре электрода. 3. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке по п.1 или 2, отличающийся тем, что электрическое зондирование водонефтяной смеси производится в различных направлениях относительно направления движения потока в трубопроводе, причем производится как сквозное зондирование всего объема потока в зоне контроля электродов МЭП, так и зондирование локальных областей этого потока с использованием N(N-1)/2 емкостных элементов многоэлектродного преобразователя. 4. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке по п.1, отличающийся тем, что калиброванные характеристики влагомера и измеряемые в процессе контроля сигналы – величины межэлектродных емкостей Сij(К1) и Сij(К2), полученные в режимах К1 и К2 работы преобразователя, нормируются к значениям указанных емкостей, полученных при наличии в зоне контроля МЭП чистой фазы – газа (воздуха) и представляется в логарифмических единицах вида: 5. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке по п.1, отличающийся тем, что 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: 6. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке по п.1, отличающийся тем, что определение состава водонефтяной смеси – объемного содержания воды и нефти в потоке производится с использованием N(N-1) калибровочных характеристик многоэлектродного преобразователя для каждого выходного сигнала МЭП, причем для обратной эмульсии («вода в нефти») состав водонефтяной смеси определяется по соответствующему участку калибровочной характеристики преобразователя и измеренным сигналом Сij(К1) и Сij(К2), а для прямой эмульсии («нефть в воде») по соответствующему участку калибровочной характеристики преобразователя и измерительным сигналам Сij(К2), где i, 7. Устройство для осуществления способа электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке по пп.1-6, содержащее электроды для создания зондирующего электрического поля, управляемые электронные ключи, коммутатор, блоки измерения емкости и определения влажности нефти, отличающееся тем, что оно снабжено шестиэлектродным электроемкостным преобразователем, блоком коммутации электродов с семнадцатью управляемыми ключами, пятиканальными преобразователями «емкость – напряжение», аналоговым мультиплексором, программируемыми усилителем, таймером и формирователем управляющих сигналов, источником опорного напряжения, аналого-цифровым преобразователем (АЦП), микропроцессором, регистры данных и адреса, ПЗУ и генератором тактовых импульсов; при этом электроемкостной преобразователь выполнен с использованием плоских или цилиндрических электродов, из которых два противолежащих электрода расположены по всей длине преобразователя, а две пары других противолежащих электродов размещены на цилиндрической или плоской поверхности на периферии многофазного потока, причем длина каждого электрода указанных двух пар электродов соответствует половине длины преобразователя; при этом все шесть электродов электроемкостного преобразователя через соответствующую группу управляемых ключей соединены с корпусной точкой прибора, изолированной от «физической» земли – корпуса датчика (трубопровода), а корпусная точка прибора через соответствующий ключ соединена с «физической» землей; причем электроды 1, 2, 3, 4 и 5 через вторую группу управляемых ключей соединены с источником опорного напряжения, а электроды 2, 3, 4, 5 и 6 через третью группу управляемых ключей подключены к пяти соответствующим входам пятиканального преобразователя «емкость – напряжение», пять выходов которого соединены с соответствующим входами аналогового мультиплексора, выход которого через программируемый измерительный усилитель и усилитель мощности соединен со входом АЦП, а выход последнего соединен со входами блока цифровой обработки сигналов, включающего регистры данных и адреса, ПЗУ и микропроцессор; при этом выход программируемого таймера соединен с входом программируемого формирователя управляющих сигналов, а выходы программируемого формирователя управляющих сигналов и источника опорного напряжения подключены к соответствующим входам блока коммутации; при этом АЦП, программируемый измерительный усилитель, блок коммутации, мультиплексор и программируемый измерительный усилитель, блок коммутации, мультиплексор и программируемый формирователь управляющих сигналов подключенных к шине данных и команд блока цифровой обработки сигналов.
РИСУНКИ
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1-6 – измерительные электроды; 1-7 – граница раздела между электродами (конструктивный зазор между электродами); 1-8 – направление движения контролируемого потока; 18 – блок формирования и аналоговой обработки сигналов; 19 – блок цифровой обработки сигналов. Для N – электродной системы МЭП максимальное число возможных комбинаций из двух электродов, то есть независимых измерений в одном режиме работы преобразователя равно:
где 
– значения емкости Cij между электродами i и j, измеренное в режимах К1 и К2, при наличие в зоне контроля газовой фазы. Причем измерение величин 
производится при каждом изменении образца калибровочной физической среды в процессе калибровки влагомера и при каждом случае отсутствия жидкой фазы – чистой нефти, воды, или водонефтяной эмульсии в рабочем режиме влагомера на объекте; при этом факт отсутствия жидкой фазы в зоне контроля МЭП определяется автоматически из соотношений:
то в зоне контроля газ(воздух).
то в зоне контроля жидкость: нефть, водонефтяная эмульсия или вода, где i, 
i
j.
i
i
то эмульсия обратная («вода в нефти»).
то эмульсия прямая («нефть в воде»).
то в зоне контроля газ (воздух).
i
где 
– значения емкости Cij между в режимах К1 и К2, измеренные при наличие в зоне контроля газовой фазы, причем измерение величин 
производится при каждом изменении образца калибровочной физической среды в процессе калибровки влагомера и при каждом случае отсутствия жидкой фазы – чистой нефти, воды, или водонефтяной эмульсии в рабочем режиме влагомера на объекте; при этом факт отсутствия жидкой фазы в зоне контроля МЭП определяется автоматически из соотношений:
то в зоне контроля газ(воздух).
то в зоне контроля жидкость: нефть, водонефтяная эмульсия или вода.
i
i
i
то эмульсия обратная («вода в нефти»).
то эмульсия прямая («нефть в воде»).
то в зоне контроля газ (воздух).
i
ортогональна вектору средней скорости 
потока. С помощью емкостных элементов С35 и C45 производится зондирование потока примерно под углом 45° к направлению вектора скорости 
Емкости С34 и С56 позволяют зондировать периферийные зоны потока и т.д. Такой подход позволяет резко увеличить объем получаемой информации в одном цикле измерений, т.е при опросе всех N(N-1)/2 емкостных элементов МЭП при двух режимах его работы. Для шестиэлектродного МЭП общий объем получаемых данных в одном цикле измерений составляет 30 значений различных сигналов.
i
– корпусная точка прибора;
– физическая земля прибора (корпус МЭП, трубопровод).
i
i
где 
и 
– значения емкости Cij между электродами i и j, измеренное в режимах К1 и К2 при наличии в зоне контроля газа (воздуха).
» воды в водонефтяной эмульсии (0
[0: 0,7] и 
Sij (К1)
– интегральная чувствительность МЭП в диапазоне водосодержания 
– интегральная чувствительность МЭП в диапазоне водосодержания 
– интегральная чувствительность МЭП в диапазоне водосодержания 
– интегральная чувствительность МЭП в диапазоне водосодержания 
то эмульсия обратная («вода в нефти»).
то эмульсия прямая («нефть в воде»).
то в зоне контроля МЭП газ (воздух).
i
а корпусная точка прибора (
2024862, кл. G01N 22/22, 1994. Измерительный преобразователь нефтяного влагомера.
и 
, где 
и 
производится при каждом изменение образца калибровочной физической среды в процессе калибровки влагомера и при каждом случае отсутствия жидкой фазы – чистой нефти и воды, или водонефтяной эмульсии в рабочем режиме влагомера на объекте; при этом факт отсутствия жидкой фазы в зоне контроля МЭП определяется автоматически из соотношений:
, то в зоне контроля газ (воздух);
, то в зоне контроля жидкость: нефть, водонефтяная эмульсия или вода, где i, 
, i
, i
, то эмульсия обратная («вода в нефти»);
, то эмульсия прямая («нефть в воде»);
то в зоне контроля газ (воздух).
