Поточный Влагомер Нефтепродуктов. Модель EASZ1. Поточный влагомер сырой нефти


Полнодиапазонный поточный влагомер сырой нефти (варианты)

Техническое решение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтяной промышленности при оперативном контроле параметров качества сырой нефти, а именно для определения обводненности нефти при содержании воды в продукции нефтяных скважин в диапазоне от 0 до 100%.

Известен поточный емкостной (диэлькометрический) влагомер для измерения содержания воды в водонефтяной смеси (см., в частности, авторское свидетельство СССР SU 1753386 А1, 07.08.1992, патенты RU 2034287 С2, 30.04.1995, RU 2065603 C1, 20.08.1996 и RU 2024862 C1, 15.12.1994 (прототип) и др.), включающий в себя корпус в виде металлической трубы с фланцами для подключения влагомера в трубопровод, емкостной датчик, средства обработки сигналов емкостного датчика и средства представления результатов измерений. Емкостной датчик включает в себя первый (внутренний) электрод цилиндрической формы, выполненный из токопроводящего материала и размещенный в полости корпуса коаксиально по отношению к нему, при этом корпус выполняет функцию второго (внешнего) электрода емкостного датчика. Электроды образуют цилиндрический конденсатор, между обкладками которого протекает поток водонефтяной смеси, диэлектрическая проницаемость которой и, соответственно, мгновенная емкость такого конденсатора зависит от объемного соотношения в

водонефтяной смеси воды и нефти. Первый электрод соединен со средствами обработки сигналов (с цепью автогенератора синусоидальных колебаний напряжения, который соединен со средствами обработки сигналов (см. RU 2024862)) посредством изолированного относительно корпуса и водонефтяной смеси вывода, герметично закрепленного в отверстии, выполненном в боковой стенке корпуса. На все поверхности внутреннего электрода, контактирующие с водонефтяной смесью, может быть нанесено изолирующее диэлектрическое покрытие, которое предотвращает замыкание обкладок конденсатора при заполнении межэлектродного пространства пластовой водой (см. RU 2034287 и RU 2065603).

Общим недостатком влагомеров описанной выше конструкции является недостаточная точность при определении влажности нефти с высокой обводненностью, так как в этом случае водонефтяная смесь образует так называемую прямую эмульсию или эмульсию типа "нефть в воде" ("масло в воде"), где непрерывной средой является пластовая вода, хорошо проводящая электрический ток, вследствие чего зависимость диэлектрических свойства водонефтяной смеси от ее состава оказывается существенно менее строгой, чем для обратной эмульсии или эмульсию типа "вода в нефти" ("вода в масле"), образующейся при низком содержании воды (для прямой эмульсии необходимо учитывать электролитические свойства конкретной смеси и их зависимость от состава компонентов и внешних факторов и пр.). В результате при обращении типа протекающей между электродами датчика водонефтяной эмульсии из обратной в прямую (при протекании между электродами

элемента потока водонефтяной смеси, представляющего собой прямую эмульсию) происходит скачкообразное падение точности измерений. В описанных аналогах с целью решения этой проблемы прибегают к использованию для прямой и обратной эмульсий разных градуировочных зависимостей, по которым и определяется числовое значение содержания воды в контролируемой смеси (SU 1753386 и RU 2065603), или двух блоков обработки сигналов отдельно для прямой и обратной эмульсии, переключение между которыми может осуществляться автоматически по показаниям специального блока определения типа водонефтяной эмульсии (SU 1753386 и RU 2024862) и т.п. Однако, даже в случае применения указанных выше технических решений погрешность измерений при обращении эмульсии возрастает в 1,5-2 раза вследствие неконтролируемых изменений электролитических свойств эмульсии, в результате чего ни один из влагомеров емкостного типа не обеспечивает в зоне прямой эмульсии погрешность меньше ±4,5 абс.%, что составляет от 15 до 90% относительной погрешности по определению объемной доли нефти при содержании воды от 70 до 95%. При этом следует отметить, что высокая обводненность характерна для почти 80% добываемой в РФ нефти.

Известен поточный влагомер сырой нефти, выпускаемый под торговой маркой Red Eye (см. патенты US 6076049 А, 13.06.2000 и US 6292756 B1, 18.09.2001), включающий в себя корпус, выполненный в виде в виде трубы с фланцами для подключения влагомера в трубопровод, инфракрасный датчик, средства обработки сигналов датчика и средства представления результатов

измерений. В этом приборе для определения объемной концентрации компонентов водонефтяной смеси используют эффект различного оптического поглощения для нефти и воды. Инфракрасный датчик включает в себя излучатель и три приемника инфракрасного излучения, размещенные в корпусе в зоне протекания водонефтяной смеси. Приемники инфракрасного излучения электрически связаны со средствами обработки сигналов и предназначены для определения проходящего светового потока, а также светового потока отраженного и рассеянного каплями нефти, находящимися в водонефтяной эмульсии, что необходимо при измерении влажности нефти с низкой и средней обводненностью (до 50-60% воды).

Описанный влагомер обеспечивает достаточную точность измерений при больших значениях обводненности (на прямой эмульсии), однако не позволяет учитывать с необходимой точностью рассеянный и отраженный световой поток после инверсии водонефтяной эмульсии из прямой в обратную, в результате чего использовать описанный влагомер для измерения влажности нефти с низкой и средней обводненностью (на обратной эмульсии) практически невозможно, что подтверждается изучением серийных образцов устройства Red Eye.

Таким образом, все приборы, использующие либо емкостной (диэлько-метрический), либо оптический способ измерения влажности не обеспечивают высокую точность измерения во всем диапазоне значений обводненности нефти.

Известен влагомер, описанный в патенте US 5086279 А, 04.02.1992,

содержащий как емкостной, так и инфракрасный датчик, средства обработки сигналов датчиков и средства представления результатов измерений. Влагомер предназначен для контроля влажности твердых или волокнистых материалов, перемещаемых относительно упомянутых датчиков на транспортере. В процессе измерений показания одновременно снимают с обоих датчиков, а затем усредняют их для повышения точности и достоверности результатов измерений в широком диапазоне значений влажности, а также исключения влияния на результаты измерений естественных отклонений физических свойствах исследуемых материалов.

Использование описанного принципа построения полнодиапазонного влагомера позволяет поднять среднюю точность измерений для всего диапазона значений влажности в целом за счет снижения точности на отдельных его участках, но не решает полностью указанной выше проблемы.

По совокупности существенных признаков в качестве наиболее близкого аналога (прототипа) обоих технических решений заявленной группы может быть принят упомянутый выше поточный влагомер сырой нефти, описанный в патенте RU 2024862 С1, 15.12.1994.

Таким образом, задача, на решение которой направлена заявленная группа полезных моделей, состоит в создании поточного полнодиапазонного влагомера сырой нефти, работающего в диапазоне от 0 до 100% объемного содержания воды и имеющего точность измерения параметра обводненности нефти не хуже ±1,5% во всем диапазоне.

Технический результат, достигаемый при реализации каждого технического решения из заявленной группы полезных моделей, заключается в обеспечении высокой точности измерения обводненности нефти в диапазоне от 0 до 100% объемного содержания воды, исключении падения точности измерения при изменении типа водонефтяной эмульсии, объединении преимуществ емкостного и оптического способов измерения объемной концентрации компонентов водонефтяной смеси и обеспечении автоматического выбора способа измерения, наиболее соответствующего текущим параметрам водонефтяной смеси.

Первый вариант поточного влагомера сырой нефти, обеспечивающий достижение указанного выше технического результата, включает в себя емкостной датчик и оптический датчик, предназначенные для определения содержания воды в водонефтяной смеси, средства для обработки сигналов датчиков, выполненные с возможностью передачи средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, или сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, в зависимости от текущего значения предварительно заданного параметра, определяемого свойствами водонефтяной смеси.

Кроме того, в частном случае реализации первой полезной модели из заявленной группы, средства для обработки сигналов датчиков выполнены с возможностью передачи средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если указанное значение превышает предварительно заданное пороговое

значение, и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если значение сигнала емкостного датчика ниже упомянутого порогового значения.

Кроме того, в частном случае реализации первой полезной модели из заявленной группы, средства для обработки сигналов датчиков выполнены с возможностью передачи средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если указанное значение превышает предварительно заданное пороговое значение, и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если значение сигнала оптического датчика ниже упомянутого порогового значения.

Кроме того, в частном случае реализации первой полезной модели из заявленной группы, пороговое значения, по крайней мере, приближенно соответствует значению, при котором происходит обращение водонефтяной эмульсии типа "нефть в воде" в эмульсию типа "вода в нефти" или эмульсии типа "вода в нефти" в эмульсию типа "нефть в воде".

Кроме того, в частном случае реализации первой полезной модели из заявленной группы, включает в себя средства для определения типа водонефтяной эмульсии, при этом средства для обработки сигналов датчиков выполнены с возможностью передачи средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если сигнал, формируемый средствами для определения типа водонефтяной эмульсии, соответствует эмульсии типа "вода в нефти" и передачи

средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если сигнал, формируемый средствами для определения типа водонефтяной эмульсии, соответствует эмульсии типа "нефть в воде".

Второй вариант поточного влагомера сырой нефти, обеспечивающий достижение указанного выше технического результата, включает в себя корпус из токопроводящего материала, выполненный в виде в виде трубы с фланцами для подключения в трубопровод, емкостной датчик, предназначенный для определения объемного содержания воды в водонефтяной смеси и средства для обработки сигналов датчика. Емкостной датчик включает в себя первый электрод, размещенный в полости корпуса, выполняющего функцию второго электрода емкостного датчика, при этом емкостной датчик включен в цепь автогенератора синусоидальных колебаний напряжения в качестве конденсатора, а автогенератор соединен со средствами для обработки сигналов датчиков. При этом в отличии от прототипа влагомер включает в себя оптический датчик, предназначенный для определения объемного содержания воды в водонефтяной смеси, включающий в себя излучатель оптического излучения и приемник оптического излучения, электрически связанный со средствами для обработки сигналов датчиков. Указанные средства выполнены с возможностью сравнения текущего значения частоты колебаний напряжения автогенератора с предварительно заданным пороговым значением, по крайней мере, приближенно соответствующим содержанию воды и нефти в водонефтяной смеси, при котором происходит обращение

водонефтяной эмульсии типа "нефть в воде" в эмульсию типа "вода в нефти" или эмульсии типа "вода в нефти" в эмульсию типа "нефть в воде", и с возможностью передачи средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущей частоте колебаний напряжения автогенератора, если указанная частота превышает пороговое значение, и сигнала, соответствующего текущей величине выходного тока приемника оптического излучения, если текущая частота колебаний напряжения автогенератора ниже порогового значения.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, излучатель оптического излучения представляет собой светодиод или полупроводниковый лазерный диод и выполнен с возможностью создания излучения в спектральном диапазоне от 300 нм до 1500 нм, а приемник оптического излучения представляет собой фотодиод.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, излучатель и приемник оптического датчика размещены в отдельном корпусе.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, излучатель оптического излучения и приемник оптического излучения, размещены в полости корпуса с образованием зазора заданной величины между оптическим выходом источника и оптическим входом приемника излучения.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, приемник оптического излучения размещен в полости

корпуса, а излучатель оптического излучения расположен вне полости корпуса, при этом оптический датчик снабжен световодом, оптический выход которого расположен в полости корпуса с образованием зазора заданной величины между оптическим выходом источника и оптическим входом световода.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, снабжен, по меньшей мере, одним дополнительным оптическим датчиком, включающим в себя излучатель и приемник оптического излучения, при этом излучатели всех оптических датчиков выполнены с возможностью создания излучения с длиной волны, отличающейся от длины волны других излучателей и соответствующей одному из возможных вариантов оптических характеристик нефтяной составляющей водонефтяной эмульсии.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, оптический датчик снабжен дополнительным приемником оптического излучения, размещенном на заданном расстоянии от первого приемника.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, приемник оптического датчика связан со средствами для обработки сигналов датчиков через логарифмический усилитель.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, первый электрод представляет собой полый цилиндр, выполненный из токопроводящего материала, и установлен коаксиально по отношению к корпусу с помощью двух радиальных винтов, герметично

закрепленных в отверстии, выполненном в боковой стенке корпуса, при этом винты изолированы от корпуса и полости для прохода водонефтяной смеси с помощью втулок из диэлектрического материала, а один из винтов выполняет функцию электрического вывода, посредством которого первый электрод соединен с цепью автогенератора синусоидальных колебаний напряжения.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, емкостной датчик включает в себя трубчатый элемент, выполненный из токопроводящего материала, закрепленный коаксиально по отношению к первому электроду таким образом, что между указанным трубчатым элементом и первым электродом отсутствует электрический контакт, при этом трубчатый элемент зафиксированный в осевом и радиальном направлении относительно корпуса посредством расположенных на его концах кольцевых упоров с отверстиями для прохода водонефтяной смеси, обеспечивающих электрическую связь трубчатого элемента с корпусом, при этом корпус выполняет функцию второго электрода емкостного датчика совместно с этим трубчатым элементом.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, на поверхности первого электрода и/или корпуса и/или трубчатого элемента, выполненные с возможностью взаимодействия с потоком водонефтяной смеси, нанесен слой диэлектрического покрытия

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, на поверхности первого электрода и/или корпуса и/или трубчатого элемента, выполненные с возможностью взаимодействия с

потоком водонефтяной смеси, нанесен слой покрытия, предназначенного для предотвращения налипания компонентов водонефтяной смеси.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, автогенератора синусоидальных колебаний напряжения представляет собой RC-генератор.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, снабжен дополнительным емкостным датчиком, первый электрод которого представляет собой полый цилиндр, выполненный из токопроводящего материала, и установлен коаксиально по отношению к корпусу влагомера, который выполняет функцию второго электрода дополнительного емкостного датчика, при этом дополнительный емкостной датчик включен в цепь дополнительного автогенератора синусоидальных колебаний напряжения в качестве конденсатора, дополнительный автогенератор соединен со средствами для обработки сигналов датчиков, которые выполнены с возможностью формирования сигнала, соответствующего сигналам двух емкостных датчиков.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, длина и/или диаметр первого электрода дополнительного емкостного датчика отличается от, соответственно, длины и/или диаметра первого электрода первого емкостного датчика.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, средства для обработки сигналов датчиков включают в себя логическую микросхему, которая представляет собой программируемую

интегральную микросхему, выполненную с возможностью введения в область перезаписываемой памяти микросхемы порогового значение частоты колебаний напряжения автогенератора, при этом логическая микросхема выполнена с возможностью сравнения частоты колебаний напряжения автогенератора с введенным пороговым значением.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, средства для обработки сигналов датчиков выполнены с возможностью формирования сигнала для средств представления результатов измерений, соответствующего мгновенному значению выходного тока приемника оптического излучения или частоты колебаний напряжения автогенератора.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, средства для обработки сигналов датчиков выполнены с возможностью формирования сигнала для средств представления результатов измерений, соответствующего значению выходного тока приемника оптического излучения или частоты колебаний напряжения автогенератора, усредненного по заданному интервалу времени и/или по заданной величине расхода водонефтяной смеси через полость корпуса.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, средства представления результатов измерений включают в себя цифровой индикатор, выполненный с возможностью отображения значения, соответствующего процентному содержанию в водонефтяной смеси воды и/или нефти.

Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, средства представления результатов измерений выполнены с возможностью представления результатов измерений для системы телемеханики.

Наличие в заявленном приборе емкостного датчика обеспечивает требуемую точность измерения (не хуже ±1,5% абс.) для нефти с низкой и средней обводненностью (до 60% воды), а наличие оптического датчика - требуемую точность измерения при больших значениях обводненности (свыше 60% воды), таким образом, обеспечивается высокая точность измерения во всем диапазоне от 0 до 100% объемного содержания воды.

Возможность автоматического переключения средств представления с сигнала, соответствующего показаниям одного из датчиков, на сигнал, соответствующий показаниям другого датчика в зависимости от значения предварительно заданного параметра, определяемого свойствами водонефтяной смеси (частоты колебаний напряжения автогенератора емкостного датчика, соответствующая содержанию воды и нефти в водонефтяной смеси, при котором происходит обращение водонефтяной эмульсии, в соответствии с вторым варианта реализации полезной модели) позволяет объединить преимущества емкостного и оптического способов измерения, обеспечив автоматический выбор способа измерения, наиболее соответствующего текущим параметрам водонефтяной смеси.

Выбор оптимального способа измерения может осуществляться без использования отдельного блока определения типа водонефтяной эмульсии,

что упрощает схему прибора и повышает его надежность, а наличие единого для обоих датчиков средства представления результатов измерений существенно повышает удобство пользования прибором по сравнению, например, с двумя отдельными датчиками с собственными средствами представления.

Возможность осуществления каждого технического решения заявленной группы полезных моделей подтверждается описанием конструкции полнодиапазонного поточного влагомера сырой нефти. Описание сопровождается графическими материалами, на которых изображено следующее.

На Фиг.1 изображена измерительная часть влагомера.

На Фиг.2 изображен разрез А-А по Фиг.1.

На Фиг.3 изображена принципиальная электрическая схема влагомера.

Полнодиапазонный поточный влагомер сырой нефти входит в группу устройств оперативного контроля параметров качества сырой нефти и ориентирован на использование в составе групповых замерных установок типа «Спутник» и т.п. Кроме того, данный прибор также может использоваться в составе блока контроля качества на узлах оперативного учета нефти и в других приложениях.

Влагомер включает в себя измерительную часть 1 с металлическим корпусом 2, выполненным в виде в виде трубы с фланцами 3а и 3b для подключения корпуса в трубопровод. В корпусе 2 размещены два датчика (две измерительные головки): емкостной (диэлькометрический) 4 и оптический 5. Датчики также могут быть размещены в отдельных корпусах, что позволяет подключать их в произвольной последовательности и на разных участках

трубопровода для облегчения монтажа, уменьшения гидравлических потерь и т.п.

Влагомер включает в себя также вычислительную часть 6, содержащую блок обработки сигналов датчиков 7 выполненные в едином корпусе (на чертежах не показан) с блоком представления результатов измерений 8. Однако, влагомер может включать в себя и два блока обработки сигналов, выполненные аналогично описанному ниже, но управляющие только одним датчиком каждый, с общим для емкостной и оптической частей влагомера выводом на блок представления результатов измерений.

Емкостной датчик 4 предназначен для определения влажности обратной водонефтяной эмульсии ("вода в нефти").

Емкостной датчик включает в себя первый электрод 9, представляющий собой полый цилиндр из токопроводящего материала, размещенный в полости корпуса 2 коаксиально по отношению к нему с помощью двух радиальных винтов 10, закрепленных в отверстии, выполненном в боковой стенке корпуса 2. Винты изолированы от корпуса, посредством изолирующих втулок 11, а крепежные отверстия герметизированы с помощью уплотнительных элементов 12, при этом винты изолированы от водонефтяной смеси с помощью втулок 19 из диэлектрического материала.

Емкостной датчик включает в себя трубчатый элемент 13 из токопроводящего материала, размещенный в полости первого электрода 9 коаксиально по отношению к нему. Трубчатый элемент 13 зафиксирован в осевом и радиальном направлении относительно корпуса посредством расположенных на

концах трубчатого элемента кольцевых упоров 14а и 14b с отверстиями 15 для прохода водонефтяной смеси. Упоры 14 обеспечивают электрическую связь трубчатого элемента 13 с корпусом 2, таким образом корпус и трубчатый элемент выполняют функцию второго электрода емкостного датчика и совместно с первым электродом 9 образуют цилиндрический конденсатор, а наличие трубчатый элемент 13 позволяет увеличить емкость этого конденсатора без увеличения габаритов емкостного датчика. Емкость описанного конденсатора будет зависеть от диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси, протекающей между его обкладками, а диэлектрическая проницаемость смеси зависит от соотношения содержаний в ней воды и нефти. Настройка датчика на диэлектрическую характеристику конкретного сорта нефти производится либо при калибровке прибора непосредственно на объекте эксплуатации, либо по усредненной характеристике, занесенной в память при изготовлении влагомера.

Если влагомер предназначен для эксплуатации на месторождениях со сравнительно высоким уровнем обводненности нефти, то на контактирующие с водонефтяной смесью поверхности первого электрода 9 (при необходимости также на внутреннюю поверхность корпуса 2 и на поверхность трубчатого элемента 13) может быть нанесен слой диэлектрического покрытия, который предотвращает замыкание электродов, когда межэлектродное пространство заполняет пластовая вода, хорошо проводящая электрический ток. Если влагомер предназначен для эксплуатации на месторождениях с низким содержанием воды или высоким содержанием тяжелых

углеводородов в пластовой жидкости на контактирующие с водонефтяной смесью поверхности первого электрода 9, трубчатого элемента 13 и внутреннюю поверхность корпуса 2 может быть нанесен слой покрытия, предотвращающего налипание компонентов нефтяной эмульсии.

Один из винтов 10 выполняет функцию электрического вывода, соединяющего первый электрод с частотозадающей цепь автогенератора синусоидальных колебаний напряжения 16, соединенного с логической микросхемой блока обработки сигналов датчиков 7. Второй вывод емкостного датчика 4 через корпус 2 замкнут на "землю" (на чертеже не показано).

Автогенератор 16 размещен на плате в корпусе вычислительной части влагомера и представляет собой RC-генератор, при этом емкостной датчик включен в цепь автогенератора в качестве одного из конденсаторов. В отличие от примененного в прототипе LC-генератора, выполненного по схеме Клаппа, в RC-генераторах отсутствуют катушки индуктивности, что обеспечивает снижение рабочей частоты и повышение помехоустойчивости, а также уменьшение габаритов и массы электрической части влагомера. При этом в устройстве может быть использована одна из известных схем RC-генераторов, наиболее подходящая для конкретной реализации влагомера.

Частота автоколебаний генератора, в цепи которого один из конденсаторов (емкостной датчик) имеет переменную емкость, будет зависеть от текущего значения емкости этого конденсатора и, соответственно, содержания воды в нефти. При достижении порогового (критического) значения, которое соответствует переходу от эмульсии типа "вода в нефти" к эмульсии "нефть в

воде", частота автоколебаний резко падает. Это пороговое значение для различных вариантов реализации RC-генератора может изменяться в широких пределах, однако для каждой конкретной реализации генератора пороговая частота будет постоянной и не зависящей от типа нефти. Пороговая частота определяется при калибровке датчика.

Влагомер может быть снабжен дополнительным емкостным датчиком (на чертежах не показан), первый электрод которого представляет собой полый цилиндр, выполненный из токопроводящего материала, и установлен коаксиально по отношению к корпусу 2 влагомера, который выполняет функцию второго электрода дополнительного емкостного датчика, при этом дополнительный емкостной датчик включен в цепь дополнительного RC-генератора синусоидальных колебаний напряжения в качестве конденсатора, связанного с блоком обработки сигналов датчиков 7. Дополнительный датчик предназначен для исключения систематической погрешности, вызванной образованием на поверхностях датчика парафиновых, солевых и пр. отложений, путем сравнения блоком обработки сигналов 7 показаний двух емкостных датчиков. При этом для повышения точности производимого сравнения длина и/или диаметр первого электрода дополнительного емкостного датчика может отличаться от, соответственно, длины и/или диаметра электрода 9, что обеспечивает разницу первоначальных расчетных характеристик датчиков.

Оптический датчик 5 предназначен для определения влажности прямой водонефтяной эмульсии ("нефть в воде").

Оптический датчик включает в себя излучатель 17 и приемник 18

оптического излучения, размещенные в полости корпуса 2, предназначенной для прохода водонефтяной смеси с образованием зазора заданной величины между оптическим выходом источника и оптическим входом приемника излучения.

Излучатель 17 представляет собой светодиод или полупроводниковый лазерный диод, и создает излучения в спектральном диапазоне от 300 нм до 1500 нм. Излучатель может быть расположен и вне полости корпуса, в этом случае излучение передают в полость корпуса посредством световода, введенного в указанную полость через специальное окно (на чертеже не показано). Приемник 18 датчика 5 представляет собой фотодиод и электрически связан с логической микросхемой блока обработки сигналов датчиков 7 через логарифмический усилитель 20.

Для определения обводненности нефти с помощью оптического датчика используется эффект различного оптического поглощения для нефти и воды. Для оптического излучения вода является фактически прозрачной, а нефть - сильный поглотитель (поглощает около 90% испускаемого излучения), поэтому выходной ток приемника оптического излучения, который определяется интенсивностью светового потока, попавшего на фотодиод, будет пропорционален текущему соотношению нефти и воды в зазоре между излучателем и приемником. При этом точность измерения оптического датчика практически не зависит от содержания газа, минеральных солей и мехпримесей в исследуемой водонефтяной смеси.

Влагомер также может быть снабжен дополнительными приемником

излучения (на чертежах не показан), расположенном на заданном расстоянии от приемника 18, который предназначен для исключения систематической погрешности, вызванной образованием на поверхностях датчика парафиновых, солевых и пр. отложений алогично описанному выше для емкостного датчика.

Кроме того, влагомер может быть снабжен одним или несколькими дополнительными оптическими датчиками, аналогичными описанному выше (на чертежах не показаны), при этом излучатели всех оптических датчиков должны создавать излучения с длиной волны, отличающейся от длины волны других излучателей и соответствующей одному из возможных вариантов оптических характеристик нефтяной составляющей водонефтяной эмульсии, при этом в блоке 7 будет проводится усреднение показаний датчиков, что в некоторых случаях может обеспечить существенное повышение точности измерений, производимых оптической частью влагомера.

Блок обработки сигналов датчиков 7 содержит логическую микросхему, которая представляет собой программируемую интегральную микросхему, в область перезаписываемой памяти которой введено пороговое значения частоты колебаний напряжения автогенератора 16, которое соответствует переходу от эмульсии типа "вода в нефти" к эмульсии "нефть в воде" и определяется для каждого конкретного прибора при его калибровке. Логическая микросхема обеспечивает обработку выходных сигналов датчиков 4 и 5 (ток фотоприемника и частота автогенератора) и формирует сигнал для блока представления результатов измерений 8, соответствующего показаниям

емкостного или оптического датчика в зависимости от результатов производимого логической микросхемой сравнения измеряемой частоты автогенератора с пороговым значением. Если измеряемое значение частоты падает ниже пороговой, то на блок представления передается обработанный сигнал оптического датчика, при повышении частоты блок представления переключается на сигнал емкостного датчика.

Момент обращении типа водонефтяной эмульсии также может быть зарегистрирован оптическим датчиком как скачкообразное падение значения выходного тока приемника оптического излучения ниже соответствующего порогового значения, что может быть использовано при автоматическом выборе способа измерения, вместо или параллельно с регистрацией момента обращении типа водонефтяной эмульсии с помощью емкостного датчика как описано выше.

Так как момент обращении типа водонефтяной эмульсии регистрируют и емкостная и оптическая системы измерения, в случае необходимости, автоматический выбор оптимального способа измерения может осуществляться по показаниям обоих датчиков, то есть переключение между емкостным и инфракрасным способом измерений будет происходить только когда пороговое значение превысит величина выходного сигнала одного датчика, а величина выходного сигнала другого датчика станет меньше порогового значения или обращение эмульсии типа "нефть в воде" в эмульсию типа "вода в нефти" регистрируется одним датчиком, а обратный переход другим и т.п.

Влагомер может включать в себя специальный блок определения типа

водонефтяной эмульсии, который может быть выполнен по любому известному принципу, в том числе отличному от описанных выше. Указанный блок обеспечит формирование сигнала, соответствующего типу эмульсии (например "0" для эмульсии типа "вода в нефти" и "1" для эмульсии типа "нефть в воде"), который будет передан в блок обработки сигналов датчиков 7, а указанный блок сформирует сигнал для блока представления результатов измерений 8, соответствующего показаниям емкостного или оптического датчика в зависимости от результатов производимого логической микросхемой сравнения этого сигнала с заданным значением.

Выходной сигнал блока 7 отображается на цифровом индикаторе блока 8 в виде процента обводненности (влажности) нефти с ценой деления 0,01%.

Помимо мгновенного значения обводненности, блоком обработки сигналов датчиков может быть рассчитано и выведено на индикатор блока 8 значение, усредненное за по заданному интервалу времени и/или по заданной величине расхода водонефтяной смеси через полость корпуса. Для справки на индикаторе может также отображаться информация, полученная с датчика, не являющегося основным при текущем состоянии водонефтяной эмульсии и прочая информация. Кроме того, данные из блока 7 могут передаваться на телемеханику данных S 485 протокол MODBUS RTU или выводиться самописец.

Как показали лабораторные и промысловые испытания опытного образца влагомера, он сохраняет работоспособность и обеспечивает требуемую точность измерения (не хуже ±1,5% абс.) во всем диапазоне обводненности

без дополнительной сепарации свободного газа и воды, также было отмечено малое влияние на работу прибора температуры и уровня содержания солей в водонефтяной смеси.

Основные технические характеристики влагомера:

Диапазон измерения содержания нефти, %, об. долей 2-100
Диапазон измерения содержания воды, %, об. долей0-100

Пределы допускаемого значения относительной погрешности измерения содержания нефти в смеси:

для диапазона 30-100% ±4,5%
для диапазона 5-30% ±14,0%
для диапазона 2-5%±30%

Пределы допускаемого значения абсолютной погрешности измерения содержания воды в смеси:

для диапазона 0-30%±1%
для диапазона 30-100% ±1,5%

Измеряемая среда - сырая нефть температура от +5 до +85°С, содержание солей 0,3÷15 массовых %, при остаточном содержании газа в водонефтяной смеси до 5%, об. долей.

bankpatentov.ru

Полнодиапазонный поточный влагомер сырой нефти

 

Реферат:

Техническое решение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтяной промышленности при оперативном контроле параметров сырой нефти, а именно для определения обводненности нефти при содержании воды в продукции скважин в диапазоне от 0 до 100%. Влагомер состоит из двух независимых модулей, работающих каждый на своем типе водонефтяной эмульсии, либо одного из этих модулей, в зависимости от области применения. Первый модуль, содержащий датчик измерения импеданса и встроенный интегральный преобразователь импеданса, предназначен для работы на эмульсии типа «вода в нефти». Второй модуль содержит оптический датчик и предназначен для работы на эмульсии типа «нефть в воде». Модуль измерения импеданса определяет вещественную и мнимую части импеданса, передает сигналы измерения в микроконтроллер, где формируется сигнал включения и отключения оптического датчика при изменении типа водонефтяной эмульсии и обработка сигналов измерения обоих датчиков. Оптический модуль содержит два источника излучения и два фотодетектора, токи которых поступают в микроконтроллер, где реализуется обработка данных и рассчитывается обводненность водонефтяной эмульсии с учетом различия в дисперсности эмульсии.

МПК8 G01N27/02 (2006.01), E21B43/00 (2006.01)

ПОЛНОДИАПАЗОННЫЙ ПОТОЧНЫЙ ВЛАГОМЕР СЫРОЙ НЕФТИ

Техническое решение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтяной промышленности при оперативном контроле параметров сырой нефти, а именно для определения обводненности нефти (содержания нефти в воде) при содержании воды в продукции скважин в диапазоне от 0 до 100%.

Известен поточный емкостной (диэлькометрический) влагомер для измерения содержания воды в водонефтяной смеси (см., в частности, авторское свидетельство СССР SU 1753386 А1, 07.08.1992, патенты RU 2034287 С2, 30.04.1995, RU 2065603 C1, 20.08.1996 и RU 2024862 C1, 15.12.1994 (прототип) и др.), включающий в себя корпус в виде металлической трубы с фланцами для подключения влагомера в трубопровод, емкостной датчик, средства обработки сигналов емкостного датчика и средства представления результатов измерений. Емкостной датчик включает в себя первый (внутренний) электрод цилиндрической формы, выполненный из токопроводящего материала и размещенный в полости корпуса коаксиально по отношению к нему, при этом корпус выполняет функцию второго (внешнего) электрода емкостного датчика. Электроды образуют цилиндрический конденсатор, между обкладками которого протекает поток водонефтяной смеси, диэлектрическая проницаемость которой и, соответственно, мгновенная емкость такого конденсатора зависит от объемного соотношения в водонефтяной смеси воды и нефти. Первый электрод соединен со средствами обработки сигналов (с цепью автогенератора синусоидальных колебаний напряжения, который соединен со средствами обработки сигналов (см. RU 2024862)) посредством изолированного относительно корпуса и водонефтяной смеси вывода, герметично закрепленного в отверстии, выполненном в боковой стенке корпуса. На все поверхности внутреннего электрода, контактирующие с водонефтяной смесью, может быть нанесено изолирующее диэлектрическое покрытие, которое предотвращает замыкание обкладок конденсатора при заполнении межэлектродного пространства пластовой водой (см. RU 2034287 и RU 2065603).

Общим недостатком влагомеров описанной выше конструкции является недостаточная точность (недопустимо высокая погрешность) при определении влажности нефти с высокой обводненностью, так как в этом случае водонефтяная смесь образует так называемую прямую эмульсию или эмульсию типа "нефть в воде" ("масло в воде"), где непрерывной средой является пластовая вода, хорошо проводящая электрический ток, вследствие чего зависимость диэлектрических свойства водонефтяной смеси от ее состава оказывается существенно менее строгой, чем для обратной эмульсии или эмульсию типа "вода в нефти" ("вода в масле"), образующейся при низком содержании воды (для прямой эмульсии необходимо учитывать электролитические свойства конкретной смеси и их зависимость от состава компонентов и внешних факторов, таких как изменение температуры и сезонной вариабельности минерализации воды и пр.). В результате при обращении типа протекающей между электродами датчика водонефтяной эмульсии из обратной в прямую (при протекании между электродами элемента потока водонефтяной смеси, представляющего собой прямую эмульсию) происходит скачкообразное падение точности измерений (недопустимо высокая погрешность).

Известен поточный влагомер сырой нефти, выпускаемый под торговой маркой Red Eye (см. патенты US 6076049 А, 13.06.2000 и US 6292756 B1, 18.09.2001), включающий в себя корпус, выполненный в виде в виде трубы с фланцами для подключения влагомера в трубопровод, инфракрасный датчик, средства обработки сигналов датчика и средства представления результатов

измерений. В этом приборе для определения объемной концентрации компонентов водонефтяной смеси используют эффект различного оптического поглощения для нефти и воды. Инфракрасный датчик включает в себя излучатель и три приемника инфракрасного излучения, размещенные в корпусе в зоне протекания водонефтяной смеси. Приемники инфракрасного излучения электрически связаны со средствами обработки сигналов и предназначены для определения проходящего светового потока, а также светового потока отраженного и рассеянного каплями нефти, находящимися в водонефтяной эмульсии, что необходимо при измерении влажности нефти с низкой и средней обводненностью (до 50-60% воды).

Описанный влагомер обеспечивает достаточную точность измерений при больших значениях обводненности (на прямой эмульсии), однако не позволяет учитывать с необходимой точностью рассеянный и отраженный световой поток после инверсии водонефтяной эмульсии из прямой в обратную, в результате чего использовать описанный влагомер для измерения влажности нефти с низкой и средней обводненностью (на обратной эмульсии) практически невозможно, что подтверждается изучением серийных образцов устройства Red Eye (влагомер такого типа сильно подвержен неконтролируемому влиянию дисперсности эмульсии на показания во всем диапазоне обводненности - абсолютная погрешность измерения достигает ±10%).

Таким образом, все приборы, использующие либо емкостной (диэлько-метрический), либо оптический способ измерения влажности не обеспечивают высокую точность измерения во всем диапазоне значений обводненности нефти.

Известен полнодиапазонный поточный влагомер сырой нефти (свидетельство на полезную модель RU 57466 U1, 21.03.2006), включающий в себя емкостный датчик и оптический датчик, предназначенные для определения содержания воды в водонефтяной смеси. Описанный прибор обеспечивает достаточно высокую точность определения содержания воды в водонефтяной смеси (не хуже 1,5% объемного содержания воды в диапазоне от 0 до 100%).

По совокупности существенных признаков в качестве наиболее близкого аналога (прототипа) технических решений заявленной группы может быть принят упомянутый выше поточный влагомер сырой нефти, описанный в патенте на полезную модель RU 57466 U1, 21.03.2006.

Описанный в RU 57466 влагомер обеспечивает лишь приблизительное знание о типе измеряемой эмульсии в области инверсии эмульсии, поскольку в его конструкции использовано сравнение частоты автоколебаний в измерительной цепи емкостного датчика с заданным пороговым значением частоты автогенератора. Значение этой частоты задано на основе усредненных данных о диэлектрических свойствах нефти и не отражает свойств конкретного образца нефти. Однако заданная частота является основным критерием для выбора одного из двух датчиков (емкостного или оптического) в качестве источника сигнала для дальнейшей обработки в электронном блоке и выдаче показателя обводненности смеси. В итоге возможна ситуация использования того или иного измерительного датчика, неоптимального для данного типа эмульсии, когда, например, непрерывной средой становится водная, а измерительный сигнал поступает от емкостного датчика. Кроме того, для правильной работы описанного устройства необходима регулярная градуировка как емкостного, так и оптического канала измерений. Другим недостатком описанного в RU 57466 влагомера является сильная зависимость результатов измерения при высокой обводненности эмульсии от степени дисперсности входящей в ее состав нефти.

Предлагаемое устройство устраняет перечисленные недостатки. Для этого в устройстве реализован принцип выбора одного из двух измерительных модулей на основе измерения импеданса смеси и алгоритм устранения влияния дисперсности среды при использовании оптического модуля.

Фиг. 1 представляет конструкцию влагомера (в разрезе)

Фиг. 2 представляет блок-схему электронного устройства влагомера

Фиг. 3 представляет алгоритм определения обводненности

Влагомеры состоит из двух независимых модулей (фиг. 1), работающих каждый на своем типе водонефтяной эмульсии, либо одного из этих модулей, в зависимости от области применения. Модуль измерения импеданса (МИИ) предназначен для работы на обратной эмульсии типа «вода в нефти». Оптоэлектронный модуль (ОЭМ) предназначен для работы на прямой эмульсии (типа «нефть в воде»). Оба модуля связаны с микроконтроллером, который осуществляет логическую и математическую обработку данных и передачу информации на телемеханику. Модули устанавливаются независимо в цилиндрический корпус, Г-образный или П-образный корпус в зависимости от исполнения.

Модуль измерения импеданса состоит из датчика, расположенного внутри корпуса с протекающим в нем потоком водонефтяной эмульсии, и интегрального преобразователя импеданса, в котором имеется встроенный генератор и 12-разрядный АЦП с частотой выборки 1 МГц. Генератор предназначен для подачи сигнала на измеряемую цепь, обладающую комплексным импедансом. Ответный сигнал оцифровывается встроенным АЦП, а затем средствами встроенного цифрового процессорного ядра производится быстрое фурье-преобразование (БПФ) полученных отсчетов. Алгоритм БПФ на выходе дает вещественную (R) и мнимую (I) составляющую импеданса, что позволяет пересчитать значение импеданса в амплитуду A и фазу следующим образом:

А = SQRT(R2 +I2)

= arctg(I/R)

Датчик модуля измерения импеданса может быть выполнен как в виде индуктивного датчика, так и в виде датчика емкостного типа. В последнем случае он включает в себя первый (внутренний) электрод цилиндрической формы, выполненный из токопроводящего материала и размещенный в полости второго (внешнего), также цилиндрического, электрода, коаксиально по отношению по отношению к первому. Электроды изолированы по отношению к внешней трубе, с которой оба соосны. Внешний и внутренний цилиндрические элементы датчика фиксируются с помощью диэлектрических стержней к поверхности корпуса влагомера. Предложенный вариант конструкции сенсора позволяет уменьшить вклад индуктивности в импедансе и к тому же значительно уменьшить влияние шунтирующих емкость загрязнений. Электроды образуют цилиндрический конденсатор, между обкладками которого протекает поток водонефтяной смеси, импеданс которой зависит от объемного соотношения воды и нефти в водонефтяной смеси. Электромагнитное поле в этом случае замкнуто в измерительном промежутке между двумя цилиндрическими электродами. Таким образом, влияние арматуры трубопровода размещения на мнимую часть импеданса можно свести к минимуму. Оптимальные соотношения внутреннего и внешнего радиуса цилиндрического конденсатора определяют исходя из необходимости получения при измерении импеданса представительной пробы в сечении трубопровода. С помощью цилиндрического конденсатора можно также значительно уменьшить искажения, вносимые в измерения импеданса пузырьками свободного газа в потоке жидкости, поскольку в вязкой жидкости, какой является водонефтяная эмульсия, наблюдается эффект концентрирования пузырьков около осевой линии (т.н. эффект «шнурования газа», объясняемый процессами внутреннего трения и распределения градиента скорости в ламинарном потоке, см. Мамаев В.А. и др. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. - М., Недра, 1969).

Измерение импеданса и сдвига фаз между током и напряжением в водонефтяной смеси осуществляют при фиксированной частоте генератора (в частности, 100 кГц) и заданной амплитуде измерительного сигнала, подаваемого на обкладки цилиндрического конденсатора. Измерение комплексного импеданса может давать значения от 1 k до 10 M. Водонефтяная эмульсия характеризуется значительными различиями в электрической проводимости входящей в ее состав водносолевого раствора и углеводородов нефти. В частности, для рассолов нефтяных месторождений характерные значения удельного сопротивления составляют 10-1000 Ом.см (Берне Ф., Кардонье Ж. Водоочистка. - М., Химия, 1997). Для углеводородов нефти характерны значения удельного сопротивления 106 - 108 Ом.см. Таким образом, соотношение между действительной и мнимой частью импеданса меняется в пределах 10-7 - 10-3. Верхнее значение этого диапазона (10-3) может быть принято в качестве порогового для определения типа эмульсии (прямая - с непрерывной нефтяной фазой или обратная с - непрерывной водной фазой). Использование измерителя импеданса с указанными параметрами позволяет ввести и другой, уточненный, критерий определения типа эмульсии на основе сравнения величин мнимой и реальной части комплексного сопротивления водонефтяной эмульсии, и выбора одного из двух сенсоров для дальнейшего использования в определении содержания воды или нефти. МИИ, в частности, предназначен для определения содержания воды в случае обратной эмульсии, для которой характерна минимальная проводимость.

Импеданс описанного цилиндрического конденсатора будет, таким образом, определяться в основном диэлектрической проницаемостью водонефтяной эмульсии, содержащейся между обкладками конденсатора. Диэлектрическая проницаемость эмульсии, в свою очередь, определяется соотношением содержания в ней воды и нефти. Использование строго фиксированной частоты преобразователя позволяет уменьшить погрешность измерения, вызванную различиями в дисперсионных свойствах эмульсии, что приводит к неопределенности в диэлектрических свойствах нефти. Это дает возможность предсказывать ход зависимости диэлектрических свойств обратной эмульсии нефти от объемного содержания в ней воды по измерению на малом количестве сухой нефти или по известному значению ее диэлектрической проницаемости. Эти два способа начальной градуировки модуля измерения импеданса используют для введения в память микропроцессора калибровочной кривой и расчета на ее основе значения обводненности по значению мнимой части импеданса.

Сигнал измеренного импеданса поступает в блок обработки данных (фиг. 2), смонтированный непосредственно на измерительной секции устройства. Электронная схема МИИ имеет в своем составе коммутационные устройства и эталонные элементы для проведения самотестирования и градуировки МИИ. Датчики температуры на основе термосопротивления, один из которых расположен в измеряемой среде, а второй в электронном блоке измерителя, позволяют корректировать параметры измерения, зависящие от температуры, и своевременно проводить переградуировку датчика измерения импеданса.

Оптоэлектронный модуль (ОЭМ) представляет собой единую конструкцию из элементов передачи и приема излучения полупроводниковых лазерно-диодных модулей. Действие основано на измерении ослабления интенсивности оптического излучения, излучаемого лазерными диодами, при прохождении через водную среду, содержащую углеводороды. Ослабление оптического излучения, функционально связанное с концентрацией углеводородов и с рассеянием на дисперсных частицах углеводородов, измеряется током фотоприемника, который поступает в электронный блок микроконтроллера, где происходит обработка сигналов двух измерительных каналов с выдачей процентного содержания воды и нефти. Микроконтроллер выдает значение обводненности на внешнее устройство представления данных или на систему телемеханики через искробезопасный барьер.

Оптоэлектронный модуль при использовании его в варианте влагомера без МИИ работает в постоянном режиме, а при совместной работе с МИИ включается по управляющему сигналу с микроконтроллера МИИ при определении измеряемой среды как эмульсия типа «нефть в воде». Если же тип эмульсии определяется как «вода в нефти», ОЭМ переходит в пассивное состояние с отключенным питанием лазерно-диодных модулей (ЛДМ), что существенно увеличивает ресурс ЛДМ. Алгоритм определения обводненности с использованием обоих измерительных модулей представлен на фиг. 3.

Излучение от ЛДМ или светоизлучающих диодов (СИД), прошедшее через водонефтяную смесь, передается к фотоприемникам по световодным стержням, расположенным внутри металлических трубок. Такая конструкция используется для уменьшения влияния температуры измеряемой среды на величину фототока приемника. Световодные стержни имеют оптимальную длину, обеспечивающую удаление приемопередающих элементов от нагретой водонефтяной эмульсии.

ЛДМ, собранные на базе лазерных диодов или СИД с обратной связью по мощности (встроенные фотодиоды), управляются драйверами тока с поддержанием постоянной оптической мощности на выходе ЛДМ и поэтому не требуют коррекции параметров измерения от температуры измеряемой среды и деградации излучателей от времени.

Фотодиодные приемники излучения могут оснащаться охлаждающими устройствами (например, элементами Пельтье) для поддержания низкой температуры кристаллов фотодиодов с целью уменьшения темнового тока последних и расширения динамического диапазона оптического сенсора.

Для поддержания минимальной температуры ЛДМ и фотодетекторов и для эффективного отвода тепла от элементов Пельтье приемный и передающий модули имеют кожуха, выполняющие функцию воздушных радиаторов с термоизоляцией от арматуры трубопровода.

В предлагаемом решении используется два лазерных диода, излучающих на разных длинах волн. Один из ЛДМ или СИД выполнен с возможностью создания излучения в диапазоне 900-1100 нм, а второй в диапазоне 400-700 нм. Оптический путь в водонефтяной среде для двух излучателей также отличается из-за разной величины измерительных промежутков. Такая комбинация двух длин волн излучателей и измерительных промежутков в водонефтяной среде дает возможность определять соотношение воды и нефти для группы нефтей с широким диапазоном содержания асфальтенов (вносящих основной вклад в поглощение оптического излучения нефти) и решить основную проблему измерителей обводненности, основанных на принципе поглощения оптического излучения в водонефтяной среде - зависимость оптических свойств от степени дисперсности нефти в водонефтяной эмульсии. Различие степени поглощения и рассеяния света на разных длинах волн частицами нефти с разной дисперсностью позволило выработать алгоритм измерения, с помощью которого можно учесть влияние дисперсности частиц нефти на результат измерения обводненности.

В качестве примера приведем одно из возможных уравнений, с достаточной точностью описывающих вклад рассеяния и поглощения в ослабление излучения (см., например, К.Борен, Д.Хафмен. Поглощение и рассеяние света малыми частицами. - М., Мир, 1986). Интенсивность прошедшего через эмульсию света It определяется выражением:

lg(I0/It) = kCbd3/(d4 + a4),

где b - толщина слоя эмульсии, d - средний диаметр диспергированных частиц, k и a - константы, зависящие от природы эмульсии и распределения ее частиц по размерам, С - объемная концентрация дисперсной фазы в воде. Такое же уравнение можно записать для другой длины волны 2. Поскольку константы k и a одинаковы для обоих измерительных каналов, толщины поглощающего слоя эмульсии b1 и b2 известны, получаем систему двух уравнений с двумя неизвестными, решение которых дает возможность найти значение концентрации С и среднего диаметра частиц d.

Решение этой системы уравнений может быть реализовано в микроконтроллере, который выдает в результате вычислений значение концентрации дисперсной фазы (содержание нефти в эмульсии) или же концентрации непрерывной водной фазы (обводненность водонефтяной эмульсии).

Для решения этой системы уравнений необходимо провести калибровку ОЭМ на конкретном типе нефти. Коэффициент a вводится при заводской калибровке ОЭМ на стенде, позволяющем при равном процентном содержании дисперсной фазы создавать эмульсии с разной дисперсностью.

Вместо указанных уравнений могут быть использованы другие варианты определения обводненности с учетом рассеяния, в частности, система нелинейных уравнений с двумя неизвестными (обводненностью и средним размером частиц), где уравнения являются зависимостями величин, функционально связанных со значениями фототоков на выходе двух фотодетекторов, от обводненности смеси, при этом дисперсность эмульсии может входить в виде параметра в коэффициентах многочленов. Значения этого параметра могут изменяться в пределах, устанавливаемых при градуировке прибора. Решение этой системы уравнений и определение обводненности может быть реализовано непосредственно в микроконтроллере.

Фиксированные измерительные промежутки и узкополосное излучение, генерируемое лазерными диодами для каждого канала, позволяют упростить процедуру проведения начальной градуировки ОЭМ по измерению оптического поглощения на двух длинах волн. Градуировка ОЭМ проводится на малом количестве сухой нефти (до 50 мл) определенного типа, характерного для условий эксплуатации прибора. В результате градуировки в электронный блок вводится зависимость, связывающая оптические свойства прямой эмульсии нефти с объемным содержанием в ней воды.

Предложенные варианты устройства позволяют снизить погрешность определения содержания воды и нефти в водонефтяной смеси. В ходе проведенных испытаний полезной модели были достигнуты следующие пределы допускаемого значения абсолютной погрешности измерений содержания воды в водонефтяной смеси, в диапазонах объемного содержания воды, %,:

От 0% до 20% воды +0,5
От 20% до 70% воды +1,0
От 70% до 98% воды +0,5

1. Поточный влагомер сырой нефти, включающий датчик измерения импеданса и оптоэлектронный датчик, предназначенные для определения содержания воды в водонефтяной смеси, и средства для обработки сигналов датчиков, выполненные с возможностью передачи сигналов средствам представления результатов измерений.

2. Влагомер по п.1, характеризующийся тем, что измерительный преобразователь датчика измерения импеданса имеет возможность определять и сравнивать значения действительной и мнимой частей импеданса и формировать сигнал на включение и отключение оптоэлектронного датчика.

3. Влагомер по п.2, характеризующийся тем, что датчик измерения импеданса выполнен в виде двух коаксиальных проводящих цилиндров, изолированных по отношению к внешней трубопроводной арматуре.

4. Влагомер по п.2, характеризующийся тем, что датчик измерения импеданса установлен коаксиально внутри отрезка измерительной секции влагомера.

5. Влагомер по п.2, характеризующийся тем, что оптоэлектронный датчик выполнен в виде двух модулей, состоящих каждый из лазерного диода или светоизлучающего диода и фотоприемника.

6. Влагомер по п.5, характеризующийся тем, что один из лазерных диодов или светоизлучающего диодов излучает в диапазоне длин волн 900-1100 нм, а второй в диапазоне 400-700 нм.

7. Влагомер по п.6, характеризующийся тем, что блок обработки данных оптоэлектронного модуля реализует решение системы уравнений с явно или неявно заданным значением обводненности.

8. Влагомер по п.6, характеризующийся тем, что интенсивности излучения лазерных диодов управляются драйверами тока с поддержанием постоянной оптической мощности на выходе.

9. Влагомер по п.5, характеризующийся тем, что фотоприемники оптоэлектронных модулей охлаждаются с помощью элементов Пельтье.

poleznayamodel.ru

63101-16: ПВН-615Ф - Влагомеры нефти поточные

Назначение

Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф (в дальнейшем - влагомеры) предназначены для измерения влагосодержания сырой нефти в объемных долях воды.

Измеряемая среда - сырая нефть после сепарации свободного нефтяного газа (далее водонефтяная эмульсия.).

Описание

Функционально влагомер состоит из первичного преобразователя и блока электроники, соединенных между собой 10-ти жильным кабелем.

Принцип действия влагомера основан на измерении диэлектрической проницаемости водонефтяной эмульсии, протекающей через первичный преобразователь. Контроллер первичного преобразователя рассчитывает мгновенное значение влагосодержания нефти. Рассчитанное мгновенное значение влагосодержания нефти выводится для регистрации в любой момент времени по запросу, поступающему во влагомер с внешнего регистрирующего устройства по интерфейсу RS485 в соответствии с протоколом MODBUS RTU.

Блок электроники содержит взрывозащищенные блоки питания и барьер искробезопас-ности БИ-RS-232, предназначенный для обеспечения искробезопасности датчиков, находящихся во взрывоопасной зоне и типом передачи информации по последовательным линиям (RS-232,RS-485). Для связи с внешними устройствами в блоке электроники имеется интерфейс связи RS485 и аналоговый выход 4-20 мА. При наличии операторской панели блок электроники осуществляет индикацию измерительной информации.

Первичный преобразователь, как метрологически значимый, пломбируется несколькими пломбами для предотвращения несанкционированного доступа.

Блок электроники не является метрологически значимым и не пломбируется.

Первичный преобразователь устанавливается на участке трубопровода во взрывоопасной зоне. Блок электроники устанавливается вне взрывоопасной зоны.

Знак поверки наносится на корпус первичного преобразователя.

Места пломбирования    Место установки поверительного клейма

Влагомер выпускается в следующих исполнениях:

-    Т (обычное), Т1, Т2 в зависимости от температуры измеряемой среды;

-    Р1, Р2 в зависимости от давления измеряемой среды;

-    Ду50, Ду80 в зависимости от условного проходного диаметра;

-    Щ, Щ1, Щ2 в зависимости от исполнения блока электроники.

Программное обеспечение

является встроенным в микропроцессорный контроллер, обеспечивает хранение градуировочных коэффициентов и градуировочной характеристики, осуществляет преобразование и вывод результатов измерений на внешнее регистрирующее устройство по интерфейсу RS485 в соответствии с протоколом MODBUS RTU.

Программное обеспечение, в соответствии с которым функционируют микросхемы и транзисторы электрической схемы влагомера, при изготовлении влагомеров заносится в интегральную микросхему и не может быть изменено пользователем.

Калибровочные характеристики записаны в перепрограммируемое запоминающее устройство. Их изменение недоступно для пользователя.Калибровочные коэффициенты "Сдвиг минимум" и "Сдвиг максимум" для 14 потоков записаны во ФЛЭШ память (заводские установки "Сдвиг минимум = 0" и "Сдвиг максимум = 100" для каждого потока). Эти коэффициенты используются для настройки влагомера на месте эксплуатации. Их изменение доступно пользователю. Их значения заносятся в паспорт влагомера.

Проводить калибровку влагомеров имеет право только специально обученный персонал организаций, аттестованных на право проведения калибровочных работ.

Идентификационные данные встроенного программного обеспечения влагомеров приведены в таблице 1.

Таблица 1

Идентификационные данные(признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

PVN F

Номер версии (идентификационный номер ПО)

3.7.0.5

Цифровой идентификатор ПО

0x5EFD861C

Другие идентификационные данные

-

Встроенное программное обеспечение защищено от несанкционированного изменения пломбами, установленными на первичном преобразователе.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Диапазон измерений влагосодержания нефти, объемная доля, % 0,01- 99,9 Основные метрологические и технические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2

Поддиапазон измерений, объемная доля воды, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемного содержания воды, %

0,01 - 49,9

± 0,7

50 - 69,9

± 0,9

70 - 99,9

± 1,4

Время установления рабочего режима, с, не более

20

Расстояние от первичного преобразователя до блоков искрозащиты не более, м

500

Температура окружающей среды, °С

от + 5 до + 40

Температура измеряемой среды, °С

- исполнение обычное

от + 5 до+ 50

- исполнение Т1 (только в случае не замерзания воды в нефти)

от - 2 до + 30

- исполнение Т2

от+ 40 до + 75

Давление измеряемой среды в трубопроводе МПа, не более

- исполнение Р1

4,0

- исполнение Р2

6,4

Масса, кг, не более

35

Г абаритные размеры, мм, не более

первичный преобразователь

410х350х210

блок электроники

420х230х180

Температура окружающей среды при транспортировке, °С

от - 20 до + 50

Степень защиты оболочки влагомера

IP 67

Степень защиты оболочки блоков искрозащиты

IP 30

Средняя наработка на отказ с доверительной вероятностью 0,9 , ч, не менее

29000

Средний срок службы, лет

6

Знак утверждения типа

наносится на табличку электронного блока влагомеров методом наклейки и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

Комплект поставки влагомеров должен соответствовать таблице 3.

Таблица 3

Обозначение

Количество

Влагомер ПВН-615Ф (в составе)

УШЕФ.414434.001

- первичный преобразователь

УШЕФ.434834.004

1

- блок электроники

УШЕФ.433811.005

1

Кабель соединительный

УШЕФ.685662.002

1

Руководство по эксплуатации

УШЕФ 414434 001 РЭ

1

Паспорт

УШЕФ 414434 001 ПС

1

Программа визуализации данных влагомера

ПВН-615Ф

1

Преобразователь интерфейса USB - RS485

1

Программа установки преобразователя интерфейса USB - RS485

1

Инструкция. «ГСИ. Влагомеры нефти поточные ПВН-615 Ф. Методика поверки».

МП 0329-6-2015

1

Свидетельство о первичной поверке

1

Свидетельство об утверждении типа СИ

Сертификат соответствия ТР ТС 012/2011

RU № 0325886

1

Поверка

осуществляется по документу МП 0329-6-2015 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 21.09.2015 г.

Перечень основных средств поверки:

-    Г осударственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосодержа-ния нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011, в составе средств измерений и вспомогательных устройств, определяемом паспортом эталона. Утвержден Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «20» апреля 2012 г. № 252.

-    Рабочий эталон единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 1 разряда в соответствии с ГОСТ 8.614-2013.

Сведения о методах измерений

приведены в руководстве по эксплуатации на влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к влагомерам нефти поточным ПВН-615Ф

1.    ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов»;

2.    Влагомернефти поточный ПВН-615Ф. Технические условия УШЕФ.414434.001 ТУ.

www.all-pribors.ru

Поточный Влагомер Нефтепродуктов. Модель EASZ1

OPTISWIRL Вихревой расходомер

OPTISWIRL Вихревой расходомер OPTISWIRL 4070 Вихревой расходомер Встроенная компенсация по температуре и давлению Все приборы в двухпроводной версии Прочная конструкция прибора Высокая точность измерений Простота монтажа и эксплуатации

Подробнее

Лист технических данных Система NetOil&Gas

Лист технических данных Система NetOil&Gas Лист технических данных Система NetOil&Gas Резюме Запатентованная система измерения многофазного потока NetOil&Gas, разработанная компанией Invensys Foxboro, позволяет измерять дебит скважины непосредственно

Подробнее

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм Приложение к свидетельству 60739 Лист 1 об утверждении типа средств измерений Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Назначение средства измерений Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

Подробнее

Датчик уровня Multicap T DC 12 TE

Датчик уровня Multicap T DC 12 TE Датчик уровня Multicap T DC 12 TE Компактный ёмкостный датчик уровня (имеет сертификаты североамериканских организаций). Полностью и частично изолированные штыревые и канатные датчики. Применение. Датчики

Подробнее

Датчик измерения плотности T7/SG

Датчик измерения плотности T7/SG ООО «Валком» 196084,С.Петербург,ул.Ломаная д.10 тел/факс:( 812) 320 98 33 E-mail:[email protected] www.valcom.ru Датчик измерения плотности T7/SG ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ - 2003 - Содержание Датчик измерения

Подробнее

Датчик уровня топлива LLS 20230

Датчик уровня топлива LLS 20230 Датчик уровня топлива LLS 20230 ООО «Солид Системс» Армения, г. Ереван, 0048, ул. Бекназарян 5/7 E-mail: [email protected] www.omnicomm.am СОДЕРЖАНИЕ 1 ВВЕДЕНИЕ... 4 2 ОПИСАНИЕ И РАБОТА... 4 2.1 Назначение

Подробнее

Влагомеры поточные моделей L и F

Влагомеры поточные моделей L и F Приложение к свидетельству 54431 Лист 1 об утверждении типа средств измерений Влагомеры поточные моделей L и F ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Назначение средства измерений Влагомеры поточные моделей

Подробнее

Поточный рефрактометр. L-Rix 510

Поточный рефрактометр. L-Rix 510 Поточный рефрактометр L-Rix 510 Никогда не требует настройки Представьте себе поточный датчик, который никогда не требует настройки и перенастройки, и работает с заводскими настройками весь период эксплуатации.

Подробнее

F-2200 Серия Расходомеров Пара

F-2200 Серия Расходомеров Пара F-2200 Серия Расходомеров Пара Вихревой Массовый Расходомер для Измерения Насыщенного Пара Точное измерение МАССОВОГО расхода насыщенного пара В одном устройстве ОПИСАНИЕ Расходомеры Onicon серии F-2200

Подробнее

Anton Paar L-Dens 4X7

Anton Paar L-Dens 4X7 Anton Paar L-Dens 4X7 Поточные датчики плотности ::: Unique Density & Concentration Meters 30 лет опыта разработки поточного аналитического оборудования Австрийская фирма Anton Paar более 30ти лет разрабатывает

Подробнее

Самые новейшие технологии

Самые новейшие технологии Mentor 12 Оборудование для диагностики цифровых реле МЕГА Инжиниринг с гордостью представляет: MENTOR12 Самые новейшие технологии Модульная конструкция До двух полноценных трехфазных тестеров в одном корпусе

Подробнее

Корпусы для датчиков STT250 серии STT3000

Корпусы для датчиков STT250 серии STT3000 Корпусы для датчиков STT250 серии STT3000 RU0I-6032 12/2000 ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Назначение Линейка преобразователей температуры STT250 фирмы Honeywell может поставляться с различными типами корпуса:

Подробнее

TI 070R/09/ru. itemp PCP TMT 181

TI 070R/09/ru. itemp PCP TMT 181 Техническая Информация TI 070R/09/ru Встраиваемый преобразователь температуры itemp PCP TMT 181 Универсальный встраиваемый преобразователь для термометров сопротивления (RTD), термопар, преобразователей

Подробнее

Счетчики- расходомеры массовые

Счетчики- расходомеры массовые Счетчикирасходомеры массовые Массовое Измерение Расхода МИР Изготовлено в России Оптимальная цена Высокое качество Широкая линейка типоразмеров Высокоточные измерения Принцип действия расходомеров МИР

Подробнее

Массовый Кориолисов Расходомер серии КСМ

Массовый Кориолисов Расходомер серии КСМ Массовый Кориолисов Расходомер серии КСМ электроника Измеряющая часть Особенности и области применения: Для измерений массового расхода, плотности и температуры жидкостей и газов высокой плотности: продуктов,

Подробнее

RU (11) (51) МПК G01N 27/22 ( ) G01N 33/22 ( )

RU (11) (51) МПК G01N 27/22 ( ) G01N 33/22 ( ) РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (51) МПК G01N 27/22 (2006.01) G01N 33/22 (2006.01) 167 900 (13) U1 R U 1 6 7 9 0 0 U 1 ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ

Подробнее

Приборы для измерения уровня SITRANS L

Приборы для измерения уровня SITRANS L Обзор Конфигурация Установка Не размещайте зонд на пути падающего вещества, или защитите зонд от падающего вещества - это емкостной сигнализатор уровня для определения разделительных слоев, сыпучих веществ,

Подробнее

Октанометры «ОКТАН-ИМ»

Октанометры «ОКТАН-ИМ» Приложение к свидетельству 30184 Лист 1 об утверждении типа средств измерений Октанометры «ОКТАН-ИМ» ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Назначение средства измерений Октанометры «ОКТАН-ИМ» предназначены

Подробнее

Mobrey + VSP Май 2012

Mobrey + VSP Май 2012 Mobrey + VSP Май 2012 Вязкость это высокоточный индикатор качества продукта, именно поэтому измерение вязкости является важной задачей в любом технологическом процессе. Компания Mobrey является признанным

Подробнее

Модели серии SRZ...ST

Модели серии SRZ...ST www.kem-kueppers.com [email protected] Технический паспорт Модели серии SRZ...ST Винтовые расходомеры для вязких и абразивных сред сертифицировано в соответствии с DIN EN ISO 9001 2 Винтовые расходомеры

Подробнее

Массовый Кориолисов Расходомер серии КСМ

Массовый Кориолисов Расходомер серии КСМ Массовый Кориолисов Расходомер серии КСМ электроника Измеряющая часть Особенности и области применения: Для измерений массового расхода, плотности и температуры жидкостей и газов высокой плотности: продуктов,

Подробнее

ЭМИС ДИО 230Л. Презентация продукта

ЭМИС ДИО 230Л. Презентация продукта ЭМИС ДИО 230Л Презентация продукта ТП цена цена ТП цена ТП Рынок камерных расходомеров На сегодняшний день на российском рынке существуют бюджетные камерные счетчики жидкости, которые имеют достаточно

Подробнее

"",,:,:;:J~:~:f:\;~,;~,~дИ~~ЛЬ ГЦИ СИ егор дский ЦСМ»

,,:,:;:J~:~:f:\;~,;~,~дИ~~ЛЬ ГЦИ СИ егор дский ЦСМ» СОГЛАСОВАНО "",,:,:;:J~:~:f:\;~,;~,~дИ~~ЛЬ ГЦИ СИ егор дский ЦСМ» И.И. Решетник \-'-+.~Ir+----,\;-~"-Т\-- :-u~~~-- 2005 г. реестр средств Кондуктометры МАРК-603 Взамен Выпускаются по ГОСТ 13350

Подробнее

Вычислители расхода газа Model 2000

Вычислители расхода газа Model 2000 Приложение к свидетельству 43410 Лист 1 Об утверждении типа средств измерений Вычислители расхода газа Model 2000 Назначение средства измерений ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Вычислители расхода газа

Подробнее

FCO754. детектор утечек

FCO754. детектор утечек 8 800 555-10-73 www.davkar.net 8 499 713-08-78 8 499 157-25-69 (факс) [email protected] Новопесчаная, д. 3, к. 1, Москва, 125057, Россия детектор утечек FCO754 Графическое отображение утечки и давления Диапазон

Подробнее

Датчики давления типа КМ35

Датчики давления типа КМ35 Приложение к свидетельству 54333 Лист 1 об утверждении типа средств измерений Датчики давления типа М35 ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Назначение средства измерений Датчики давления типа М35 предназначены

Подробнее

RU (11) (51) МПК G01L 9/12 ( )

RU (11) (51) МПК G01L 9/12 ( ) РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (51) МПК G01L 9/12 (2006.01) 167 905 (13) U1 R U 1 6 7 9 0 5 U 1 ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21)(22)

Подробнее

PM880 Портативный влагомер

PM880 Портативный влагомер PM880 Портативный влагомер Области применения Этот надёжный, прочный, портативный влагомер измеряет влажность в газах и неводных жидкостях. Он используется вместе с датчиками влажности серий MIS, TF и

Подробнее

docplayer.ru


Смотрите также