СПОСОБ АНАЛИЗА СОСТАВА СЫРОЙ НЕФТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2003 года по МПК G01N33/26 G01N21/59 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для анализа состава сырой нефти в технологическом процессе ее добычи, сбора, подготовки и транспортировки.

Известен способ анализа состава сырой нефти (см. патент США 5821406 "Метод и система измерения сырой нефти", G 01 N 33/26, 13.10.1998), заключающийся в том, что полый прозрачный цилиндрический контрольный резервуар с нанесенными делениями заполняют пробой сырой нефти, затем переносят на центрифугу и сепарируют сырую нефть центрифугированием на компоненты - осадок, воду, нефть, далее визуально определяют количество делений резервуара, соответствующее осадку, воде и чистой нефти, и затем вручную вводят полученное количество делений в компьютер для определения процентного соотношения компонентов сырой нефти.

Устройство для реализации описанного выше способа содержит пробоотборник и полый прозрачный цилиндрический контрольный резервуар с делениями, устанавливаемый на центрифуге.

Прототипом изобретения является способ (см. патент ФРГ 19509822 A1 "Система измерения концентрации нефти", G 01 N 33/26, 05.10.1995), заключающийся в том, что полый цилиндрический контрольный резервуар, прозрачный для инфракрасного излучения в диапазоне 1-5 мкм, заполняют пробой нефти, затем освещают его излучением указанного диапазона и регистрируют с помощью фотоприемников интенсивности прошедшего через него света в диапазоне спектра поглощения нефти и вне его, зарегистрированные интенсивности оцифровывают в аналого-цифровом преобразователе, передают через интерфейс в компьютер и определяют процентное соотношение компонентов сырой нефти - чистая нефть, вода + осадок.

Устройство для реализации описанного выше способа, выбранное в качестве прототипа, содержит горизонтально расположенные на одной оси осветитель и полый прозрачный цилиндрический контрольный резервуар, расположенные в плоскости, параллельной основанию контрольного резервуара, два интерференционных фильтра со стороны, противоположной осветителю: один с полосой пропускания в области спектра поглощения нефти, другой - вне ее, и установленные перед двумя фотодетекторами, выходы которых соединены соответственно с входами двух усилителей, выходы которых через аналого-цифровой преобразователь соединены через интерфейс с компьютером.

Недостатком прототипа способа и устройства является недостаточно точное определение процентного соотношения компонентов сырой нефти из-за сильных межмолекулярных связей воды и нефти и невозможности раздельного определения соотношения воды и осадка.

Решаемая техническая задача заключается в повышении точности определения процентного соотношения компонентов сырой нефти.

Решаемая техническая задача в способе анализа состава сырой нефти, включающем заполнение контрольного резервуара пробой сырой нефти, его освещение, регистрацию интенсивности прошедшего через контрольный резервуар излучения осветителя, оцифровку сигнала, соответствующего зарегистрированной интенсивности, в аналого-цифровом преобразователе, передачу его через интерфейс в компьютер, определение в последнем процентного соотношения компонентов сырой нефти, достигается тем, что заполнение контрольного резервуара, выполненного прозрачным для видимого и микроволнового излучений и расположенного вертикально, пробой сырой нефти осуществляют в пределах 4/5≤V<1, где V - относительный объем контрольного резервуара, перед освещением пробу сырой нефти сепарируют на компоненты - осадок, воду, чистую нефть, облучая ее микроволновым излучением, освещение контрольного резервуара осуществляют видимым излучением, регистрацию интенсивности прошедшего через контрольный резервуар видимого излучения осуществляют телевизионным методом - путем регистрации видеосигнала строки изображения, расположенной вдоль оси контрольного резервуара со стороны, противоположной стороне освещения, определение процентного соотношения компонентов сырой нефти осуществляют после оцифровки в аналого-цифровом преобразователе и передачи через интерфейс в компьютер видеосигнала - путем вычисления по изменениям его амплитуды количества пикселей, определяющих высоту столбов соответственно осадка, воды и чистой нефти, и их отношений, выраженных в процентах, к количеству пикселей, определяющих полную высоту столба сепарированной нефти в контрольном резервуаре.

Решаемая техническая задача в устройстве для анализа состава сырой нефти, содержащем осветитель, контрольный резервуар и аналого-цифровой преобразователь, выходы которого соединены через интерфейс с компьютером, достигается тем, что в него дополнительно введены рабочая микроволновая камера, выполненная в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источник микроволнового излучения, телевизионная передающая камера и два электромагнитных вентиля, причем источник микроволнового излучения, осветитель, выполненный как источник видимого излучения, телевизионная передающая камера, первый и второй электромагнитные вентили закреплены с внешней стороны стенок рабочей микроволновой камеры соответственно задней, левой, правой, верхней и нижней, а контрольный резервуар, выполненный как прямой полый цилиндр, прозрачный для видимого и микроволнового излучения, закреплен основаниями с внутренней стороны верхней и нижней стенок рабочей микроволновой камеры, при этом в стенках рабочей микроволновой камеры выполнены соответствующие технологические отверстия для ввода излучений микроволнового источника и осветителя, регистрации телевизионной передающей камерой прошедшего через контрольный резервуар видимого излучения осветителя, заполнения пробой сырой нефти контрольного резервуара и его опорожнения, причем указанные выше блоки закреплены, а соответствующие им технологические отверстия выполнены так, что ось излучателя источника микроволнового излучения и соответствующего ему технологического отверстия расположена соосно оси центрального поперечного сечения контрольного резервуара, оптические оси осветителя, телевизионной передающей камеры и соответствующих им технологических отверстий расположены перпендикулярно ей, а оси обоих электромагнитных вентилей и соответствующих им технологических отверстий расположены соосно главной оси контрольного резервуара, первый электромагнитный вентиль является входом, а второй - выходом контрольного резервуара для забора проб сырой нефти, осветитель, источник микроволнового излучения, телевизионная передающая камера и оба электромагнитных вентиля имеют входы управления включением/выключением, которые соединены через соответствующие выходы интерфейса с компьютером, а выход телевизионной передающей камеры соединен с входом аналого-цифрового преобразователя.

На фиг.1 изображена структурная схема устройства.

На фиг. 2 изображена структура сепарированной сырой нефти в контрольном резервуаре.

На фиг. 3 изображена структура видеосигнала с телевизионной передающей камеры.

Устройство для анализа сырой нефти (фиг.1, 2, 3) состоит из осветителя 1, контрольного резервуара 2 и аналого-цифрового преобразователя 3, выходы которого соединены через интерфейс 4 с компьютером 5. В него дополнительно введены рабочая микроволновая камера 6, выполненная в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источник микроволнового излучения 7, телевизионная передающая камера 8 и два электромагнитных вентиля 9, 10. Источник микроволнового излучения 7, осветитель 1, выполненный как источник видимого излучения, телевизионная передающая камера 8, первый 9 и второй 10 электромагнитные вентили закреплены с внешней стороны стенок рабочей микроволновой камеры 6 соответственно задней 11, левой 12, правой 13, верхней 14 и нижней 15. Контрольный резервуар 2, выполненный как прямой полый цилиндр, прозрачный для видимого и микроволнового излучения, закреплен основаниями с внутренней стороны верхней 14 и нижней 15 стенок рабочей микроволновой камеры 6. В стенках рабочей микроволновой камеры 6 выполнены соответствующие технологические отверстия: 16 и 17 - для ввода соответственно излучения источника микроволнового излучения 7 и излучения осветителя 1, 18 - регистрации телевизионной передающей камерой 8 прошедшего через контрольный резервуар 2 видимого излучения осветителя 1, 19 и 20 - соответственно для заполнения пробой сырой нефти контрольного резервуара 2 и его опорожнения. При этом указанные выше блоки - источник микроволнового излучения 7, осветитель 1, телевизионная передающая камера 8, первый электромагнитный вентиль 9, второй электромагнитный вентиль 10 - закреплены, а соответствующие им технологические отверстия 16-20 выполнены так, что: ось 21 излучателя источника микроволнового излучения 7 и соответствующего ему технологического отверстия 16 расположена соосно оси 22 центрального поперечного сечения контрольного резервуара 2; оптические оси 23 осветителя 1, 24 телевизионной передающей камеры 8 и соответствующих им технологических отверстий 17, 18 расположены перпендикулярно оси 22; оси 25 первого электромагнитного вентиля 9, 26 второго электромагнитного вентиля 10 и соответствующих им технологических отверстий 19, 20 расположены соосно главной оси 27 контрольного резервуара 2. Первый электромагнитный вентиль 9 является входом, а второй электромагнитный вентиль 10 - выходом контрольного резервуара 2 для забора проб сырой нефти. Осветитель 1, источник микроволнового излучения 7, телевизионная передающая камера 8, первый и второй электромагнитные вентили 9, 10 имеют входы управления включением/выключением, которые соединены через соответствующие выходы интерфейса 4 с компьютером 5, а выход телевизионной передающей камеры 8 соединен с входом аналого-цифрового преобразователя 3.

Источник микроволнового излучения 7, соответствующее ему технологическое отверстие 16 и соединение с ним интерфейса 4 показаны пунктирной линией, поскольку указанные элементы 7, 16 находятся на задней стенке 11 рабочей микроволновой камеры 6. Оси 21, 22 показаны в проекции, перпендикулярной плоскости фиг.1.

На фиг.2 представлена структура сепарированной сырой нефти внутри контрольного резервуара 2 после облучения ее источником микроволнового излучения 7. На дне контрольного резервуара 2 расположен осадок 28, выше вода 29 и чистая нефть 30. Характерными границами, необходимыми для анализа состава сырой нефти, являются нижняя граница 31 контрольного резервуара 2, граница раздела "осадок-вода" 32, граница раздела "вода - чистая нефть" 33, верхняя граница сепарированной нефти 34. Для определения границ анализируется строка разложения изображения А-А, параллельная главной оси 27 контрольного резервуара 2.

Видеосигнал строки А-А, соответствующей главной оси 27 контрольного резервуара 2 и полученный с телевизионной передающей камеры 8, представлен на фиг. 3. Характерными изменениями видеосигнала, существенными для работы устройства, являются изменения его амплитуды между уровнем белого (УБ) и уровнем черного (УЧ) на границах раздела различных компонентов нефти. Осадок 28 и чистая нефть 30 менее прозрачны для излучения осветителя, чем вода 29, соответственно амплитуда видеосигнала на границах раздела сред будет скачкообразно изменяться. Характерные изменения амплитуды соответствуют нижней границе 31 контрольного резервуара 2, границе "осадок-вода" 32, границе "вода - чистая нефть" 33 и верхней границе сепарированной нефти 34. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который по времени совпадает с началом изображения нижней границы контрольного резервуара. Для нее номер соответствует А0 и принимается равным 0. Для границы раздела "осадок-вода" 32 номер равен А1, для границы раздела "вода - чистая нефть" 33 номер равен А2, для верхней границы сепарированной нефти 34 номер равен A3.

Рассмотрим осуществление способа и работу устройства для его реализации.

Для отбора пробы сырой нефти с компьютера 5 через интерфейс 4 подается команда управления включением первого электромагнитного вентиля 9. Первый электромагнитный вентиль 9 открывается на время, необходимое для заполнения контрольного резервуара 2, расположенного вертикально, на величину 4/5≤V<1, где V - относительный объем контрольного резервуара из трубопровода или емкости, в которых может находиться сырая нефть. Такой объем заполнения необходим для обязательного наличия в структуре видеосигнала верхней границы сепарированной нефти и определение номера пикселя, соответствующего ей. Значение в пределах 4/5-1 выбрано исходя из условия обеспечения высокой точности измерения, попадания всей пробы сырой нефти и контрольного резервуара 2 в поле зрения телевизионной передающей камеры 8 и невозможности переливания пробы сырой нефти при заполнении контрольного резервуара 2. Алгоритм управления компьютером работой отдельных блоков устройства представлен в Приложении 1.

Далее пробу сырой нефти, заполнившую контрольный резервуар 2, сепарируют на компоненты - осадок, воду, чистую нефть, облучая ее излучением от источника микроволнового излучения 7. Для этого с компьютера 5 через интерфейс 4 подается команда управления включением источника микроволнового излучения 7. Сепарирование сырой нефти на компоненты происходит под действием гравитационных сил, ускоряемых влиянием микроволнового излучения на ослабление межмолекулярных связей воды и нефти, при температурах 60-90^oС. Время включения и режим работы источника микроволнового излучения 7 определяется объемом заполнения контрольного резервуара 2, типом нефти и ее начальной температурой. В результате сепарации в контрольном резервуаре 2 образуется структура сепарированной сырой нефти, показанная на фиг.2.

Далее контрольный резервуар 2 освещают в видимом диапазоне электромагнитных излучений и телевизионным методом регистрируют интенсивность прошедшего через контрольный резервуар видимого излучения в виде видеосигнала строки изображения, расположенной вдоль оси контрольного резервуара 2 со стороны, противоположной стороне освещения. Для этого с компьютера 5 через интерфейс 4 подается команда управления включением осветителя 1 и телевизионной передающей камеры 8. Структура видеосигнала, полученная с телевизионной передающей камеры и соответствующая структуре сепарированной сырой нефти, приведенной на фиг.2, показана на фиг.3.

Далее определяют процентное соотношение компонентов сырой нефти по алгоритму, приведенному в Приложении 2. Сначала по изменению амплитуды оцифрованного в аналого-цифровом преобразователе 3 и переданного через интерфейс 4 в компьютер 5 видеосигнала определяют нижнюю границу 31 контрольного резервуара 2, границы раздела "осадок-вода" 32 и "вода - чистая нефть" 33, верхнюю границу сепарированной нефти 34, как номер соответствующих им пикселей указанной строки видеосигнала.

Характерными изменениями видеосигнала являются изменения его амплитуды между уровнем белого (УБ) и уровнем черного (УЧ) для границ раздела различных компонентов нефти. Осадок 28 и чистая нефть 30 менее прозрачны для излучения осветителя, чем вода 31, соответственно амплитуда видеосигнала на границах раздела сред будет скачкообразно изменяться. Характерные изменения амплитуды соответствуют нижней границе 31 контрольного резервуара 2, границе "осадок-вода" 32, границе "вода-нефть" 33 и верхней границе сепарированной нефти 34. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который по времени совпадает с началом изображения нижней границы контрольного резервуара 2 и принимается за 0. Вся длительность строки разбита на число пикселей, укладывающихся в ней. При анализе видеосигнала определяется номер пикселя, в котором произошел скачок амплитуды видеосигнала на границе раздела компонентов нефти. Пусть в нашем примере это соответствует:
нижняя граница контрольного резервуара - А0=0;
граница раздела "осадок-вода" - А1=40;
граница раздела "вода - чистая нефть" - А2=160;
верхняя граница сепарированной нефти - A3=360.

Далее вычисляют разность между номерами пикселей для определения высоты столбов осадка, воды и нефти и их отношения, выраженные в процентах, к высоте полного столба сепарированной нефти. В нашем примере это соответствует:
осадок - (А1-А0)/(А3-А0)=40/400=0,1;
вода - (А2-А1)/(А3-А0)=120/400=0,3;
чистая нефть - (А3-А2)/(А3-А0)=240/400=0,6.

Тогда процентное соотношение компонентов сырой нефти будет:
10%:30%:60% (осадок:вода:чистая нефть).

В заключение отработанную пробу сырой нефти сливают через второй электромагнитный вентиль 10, для чего на его управляющий вход подают команду включения с компьютера 5 через интерфейс 4. Время отпирания второго электромагнитного вентиля 10 определяется необходимостью полного опорожнения контрольного резервуара 2.

Устройство для осуществления способа анализа состава сырой нефти может быть реализовано на следующих элементах:
- осветитель 1 - лампа накаливания 25 Вт, входящая в комплект поставки СВЧ-печи "Электроника - СП23 - ПОЗИС";
- рабочая микроволновая камера 6 и источник микроволнового излучения 7 - СВЧ-печь "Электроника - СП23 - ПОЗИС" с магнетроном М-136;
- телевизионная передающая камера 8 - моноплата фирмы Кодак с разрешением 360•480 пикселей;
- первый 9 и второй 10 электромагнитные вентили - ЭМВ-43с-Ду 15-220/27 (Пенза);
- интерфейс 4 - модернизированный блок управления и временных интервалов СВЧ-печи "Электроника - СП23 - ПОЗИС";
- компьютер 5 - PC AT 386 и выше, либо любой специализированный микроконтроллер.

По сравнению с существующими способами анализа состава сырой нефти микроволновое сепарирование обеспечивает более высокое качество разделения компонентов. Микроволновая энергия, поглощаемая водой, возбуждает молекулы воды, усиливая их вращение, и нагревает воду, заключенную в эмульсионной матрице. Водные частицы выделяются из эмульсии за счет различий в поверхностном натяжении и плотности фаз, содержащихся в сырой нефти. Образуется нефть, не требующая дополнительной очистки, и вода с осадками.

По сравнению с существующими способами анализа состава сырой нефти погрешность определения границ раздела компонент сырой нефти после ее сепарирования с помощью телевизионной камеры составляет 1/N, где N - число пикселей в строке видеосигнала. При стандартном разложении в 480 пикселей погрешность составит около 0,2%, при использовании специализированных камер фирмы Кодак с числом пикселей до 2000 погрешность составит 0,05%.

Испытания опытного устройства анализа состава сырой нефти показали, что использование микроволновой сепарации и телевизионных методов измерений позволило в 4-5 раз повысить точность измерений по сравнению с указанными прототипами и лабораторными устройствами, применяемыми в практике нефтедобывающей отрасли.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для анализа состава сырой нефти в технологическом процессе ее добычи, сбора, подготовки и транспортировки. Заполнение контрольного резервуара, выполненного прозрачным для видимого и микроволнового излучений и расположенного вертикально, пробой сырой нефти осуществляют в пределах 4/5≤V<1, где V - относительный объем контрольного резервуара. Перед освещением пробу сырой нефти сепарируют на компоненты - осадок, воду, чистую нефть, облучая ее микроволновым излучением. Регистрацию интенсивности прошедшего через контрольный резервуар видимого излучения осуществляют путем регистрации видеосигнала строки изображения, расположенной вдоль оси контрольного резервуара со стороны, противоположной стороне освещения. Определение процентного соотношения компонентов сырой нефти осуществляют после оцифровки в аналого-цифровом преобразователе и передачи через интерфейс в компьютер видеосигнала. Устройство состоит из осветителя 1, контрольного резервуара 2, аналого-цифрового преобразователя 3, выходы которого соединены через интерфейс 4 с компьютером 5, рабочей микроволновой камеры 6, выполненной в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источника микроволнового излучения 7, телевизионной передающей камеры 8 и двух электромагнитных вентилей 9, 10. Контрольный резервуар 2, выполненный как прямой полый цилиндр, прозрачный для видимого и микроволнового излучения, закреплен основаниями с внутренней стороны верхней 14 и нижней 15 стенок рабочей микроволновой камеры 6. Техническим результатом является повышение точности измерения процентного соотношения компонентов сырой нефти. 2 с.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ анализа состава сырой нефти, включающий заполнение контрольного резервуара пробой сырой нефти, его освещение, регистрацию интенсивности прошедшего через контрольный резервуар излучения осветителя, оцифровку сигнала, соответствующего зарегистрированной интенсивности, в аналого-цифровом преобразователе, передачу его через интерфейс в компьютер, определение в последнем процентного соотношения компонентов сырой нефти, отличающийся тем, что заполнение контрольного резервуара, выполненного прозрачным для видимого и микроволнового излучений и расположенного вертикально, пробой сырой нефти осуществляют в пределах 4/5≤V<1, где V - относительный объем контрольного резервуара, перед освещением пробу сырой нефти сепарируют на компоненты - осадок, воду, чистую нефть, облучая ее микроволновым излучением, освещение контрольного резервуара осуществляют видимым излучением, регистрацию интенсивности прошедшего через контрольный резервуар видимого излучения осуществляют телевизионным методом - путем регистрации видеосигнала строки изображения, расположенной вдоль оси контрольного резервуара со стороны, противоположной стороне освещения, определение процентного соотношения компонентов сырой нефти осуществляют после оцифровки в аналого-цифровом преобразователе и передачи через интерфейс в компьютер видеосигнала путем вычисления по изменениям его амплитуды количества пикселей, определяющих высоту столбов соответственно осадка, воды и чистой нефти, и их отношений, выраженных в процентах, к количеству пикселей, определяющих полную высоту столба сепарированной нефти в контрольном резервуаре. 2. Устройство для анализа состава сырой нефти, содержащее осветитель, контрольный резервуар и аналого-цифровой преобразователь, выходы которого соединены через интерфейс с компьютером, отличающееся тем, что в него дополнительно введены рабочая микроволновая камера, выполненная в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источник микроволнового излучения, телевизионная передающая камера и два электромагнитных вентиля, причем источник микроволнового излучения, осветитель, выполненный как источник видимого излучения, телевизионная передающая камера, первый и второй электромагнитные вентиля закреплены с внешней стороны стенок рабочей микроволновой камеры соответственно задней, левой, правой, верхней и нижней, а контрольный резервуар, выполненный как прямой полый цилиндр, прозрачный для видимого и микроволнового излучения, закреплен основаниями с внутренней стороны верхней и нижней стенок рабочей микроволновой камеры, при этом в стенках рабочей микроволновой камеры выполнены соответствующие технологические отверстия для ввода излучений микроволнового источника и осветителя, регистрации телевизионной передающей камерой прошедшего через контрольный резервуар видимого излучения осветителя, заполнения пробой сырой нефти контрольного резервуара и его опорожнения, причем указанные выше блоки закреплены, а соответствующие им технологические отверстия выполнены так, что ось излучателя источника микроволнового излучения и соответствующего ему технологического отверстия расположена соосно оси центрального поперечного сечения контрольного резервуара, оптические оси осветителя, телевизионной передающей камеры и соответствующих им технологических отверстий расположены перпендикулярно ей, а оси обоих электромагнитных вентилей и соответствующих им технологических отверстий расположены соосно главной оси контрольного резервуара, первый электромагнитный вентиль является входом, а второй - выходом контрольного резервуара для забора проб сырой нефти, осветитель, источник микроволнового излучения, телевизионная передающая камера и оба электромагнитных вентиля имеют входы управления включением/выключением, которые соединены через соответствующие выходы интерфейса с компьютером, а выход телевизионной передающей камеры соединен с входом аналого-цифрового преобразователя.