СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЕМНОГО СОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ И ВОДЫ В ПОТОКЕ НЕФТЕВОДЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ В ТРУБОПРОВОДЕ Российский патент 2011 года по МПК G01N22/04 

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для определения объемного содержания нефти (или нефтепродуктов) и воды в потоке водонефтяных эмульсий в трубопроводе, в диапазоне от 0 до 100% по каждой компоненте при любой степени минерализации воды, а также для индикации границ раздела газонефтеводяной смеси в резервуарах.

Известен диэлькометрический метод измерения влажности, который основан на измерении электрической емкости, заполняемой водонефтяной смесью [Теория и практика экспрессионного контроля влажности твердых и жидких материалов // Кричевский Е.С., Бензарь Б.К., Венедиктов М.В. и др. /Под общей редакцией Е.С.Кричевского. - М.: Энергия, 1980]. Величина емкости зависит от средней диэлектрической проницаемости смеси, которая определяется объемным содержанием воды и нефти. Основной их недостаток связан с техническими трудностями обеспечения приемлемой точности во всем диапазоне объемного содержания воды в смеси от 0 до 100%, в особенности для минерализованной воды.

СВЧ-методы измерения влажности [В.А.Викторов, Б.В.Лункин, А.С.Совлуков. Радиоволновые измерения параметров технологических процессов. - М.: Энергоатомиздат, 1989, с.163-167], основанные на зависимости степени затухания электромагнитной волны или зависимости резонансной частоты полого резонатора от объемного содержания воды водонефтяной смеси, применяются для малых величин влажности.

Наиболее близкими по технической сущности к предлагаемому способу является способ, при котором чувствительный элемент датчика встраивается в трубопровод и в нем как в резонаторе возбуждают электромагнитные колебания на частоте, равной собственной частоте резонатора, - на резонансной частоте, и по резонансной частоте судят о параметрах потока [см. там же, стр.165]. Такой способ пригоден для измерения влажности водонефтяных эмульсионных смесей в диапазоне до 100% содержания слабоминерализованной воды и для эмульсии «вода в нефти» для любой известной степени минерализации, характеризующейся процентным содержанием соли в граммах в 1 л неминерализованной воды.

Задачей настоящего изобретения является способ определения содержания воды в потоке нефтеводяных смесей в трубопроводе, в диапазоне от 0 до 100% при любой известной степени минерализации воды.

Способ измерения объемного содержания нефти и воды в потоке нефтеводяной эмульсии в трубопроводе, при котором в трубопровод встраивают резонатор, возбуждают в нем электромагнитные колебания и по их резонансной частоте судят о параметре состава потока, отличающийся тем, что дополнительно измеряют добротность резонатора, по значению резонансной частоты определяют тип эмульсии нефтеводяного потока, при этом если эмульсия типа «вода в нефти», объемное содержание нефти или воды определяют по резонансной частоте при любых значениях степени минерализации воды, а если эмульсия типа «нефть в воде», объемное содержание нефти или воды определяют по резонансной частоте при степени минерализации, меньшей или равной 0.2%, и при большей 0.2% - по добротности резонатора.

Решение указанной выше технической задачи обеспечивается наличием в предлагаемом способе совокупности отличительных признаков, заключающихся в том, что наряду с измерением резонансной частоты (как в прототипе) дополнительно измеряют добротность резонатора, по резонансной частоте определяют тип эмульсии, и в зависимости от типа эмульсии и степени минерализации воды объемное содержание нефти определяют или по резонансной частоте, или по добротности резонатора.

Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 приведена функциональная схема устройства, реализующего заявленный способ измерения, на фиг.2 - зависимость нормированной резонансной частоты резонатора от объема воды с различной степенью ее минерализации, на фиг.3 - зависимость нормированной добротности резонатора от объема воды с различной степенью ее минерализации.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

На измерительном участке 1 трубопровода 2, по которому течет нефтеводяной поток 3, встраивают электромагнитный резонатор 4, образованный замкнутым проводником, распределенным вдоль диэлектрической трубки, и стенками трубопровода (Лункин Б. В., Мишенин В.И., Криксунова Н.А., Фатеев В.Я. Новые разработки радиочастотных датчиков/Датчики и системы. 1999. №2. С.43-48). Посредством элемента связи 5 через кабель 6 от генератора перестраиваемой частоты электронного блока 7 осуществляется возбуждение электромагнитного поля в резонаторе 4. Через элемент связи 8, кабель 9 осуществляется съем электрического сигнала с резонатора 4. В электронном блоке 7 формируются два электрических сигнала, частота F_p одного из них пропорциональна собственной (резонансной) частоте колебаний в резонаторе 4, а частота другого F_Q - добротности этого резонатора. Там же формируется сигнал, определяющий тип эмульсии из сравнения резонансной частоты F_p с заданной частотой F_c: если F_p≥F_c, то эмульсия относится к типу «вода в нефти» (В/Н); если F_p<F_c, то эмульсия относится к типу «нефть в воде» (Н/В).

На фиг.2 представлены экспериментальные зависимости (отмечены точками) величины ƒ, характеризующей резонансную частоту F_p, нормированную к частоте F₀ пустого (заполненного воздухом, газом) резонатора 4 от заполнения смесью "трансформаторное масло - вода", близкой по электрическим и механическим свойствам нефтеводяным смесям, с разным солесодержанием S. Эти зависимости хорошо описываются соотношением В нем ε_o, ε_w - относительные диэлектрические проницаемости масла, воды; v_o, v_W - их относительные объемы, при этом выполняется условие v_o+v_w=1……(2).

Коэффициенты a_f, k_fo, k_fw зависят от типа эмульсии и от солесодержания. Для эмульсии В/Н (k_fw, k_fo, a_f1, a_f2, a_f3)=const……(3). Для эмульсии Н/В соответствующие коэффициенты определяются следующими соотношениями для S≤0.5%, и для S>0.5%.

На фиг.2 сплошными линиями представлены графики значений нормированной резонансной частоты в зависимости от водо- и солесодержания, полученные по формулам (1) и (3) для эмульсии В/Н и по формулам (1), (4), (5) для эмульсии Н/В.

Из графиков зависимостей видно, что для эмульсии Н/В с минерализованной водой информативность резонансной частоты по содержанию воды исчезает полностью. Однако скачкообразное изменение резонансной частоты при смене эмульсии (для трансформаторного масла смена типа эмульсии происходит при v_w=0.3) является характерным признаком, который может быть использован для определения типа эмульсии. Сравнение измеренной резонансной частоты f с величиной , (где f_s, f_e - начальное и конечное значения нормированной резонансной частоты при ее скачкообразном изменении), является надежным способом определения типа эмульсии в момент измерения.

На фиг.3 представлены экспериментальные зависимости величины f_Q, характеризующей добротность резонатора 4, нормированную к добротности пустого резонатора. Эти зависимости хорошо описываются соотношением , в котором коэффициенты k_fQ, p_fQ, r_fQ определяются типом эмульсии и зависят от солесодержания.

Для эмульсии В/Н и S≤0.5% они имеют вид , а для S>0.5% -

Для эмульсии Н/В и S≤0.5% зависимости коэффициентов в соотношении (6) имеют вид , а для S>0.5% зависимость f_Q от солесодержания в воде описывается следующим соотношением в котором коэффициенты a_fQ, b_fQ, с_fQ зависят от объемного содержания воды v_w и имеют вид

На фиг.3 сплошными линиями представлены графики значений величины f_Q в зависимости от водо- и солесодержания, построенных для эмульсии В/Н по формулам (6), (7) для S≤0.5% и по формулам (6), (8) для S>0.5%, а для эмульсии Н/В - по формулам (6), (9) для S≤0.5% и по формулам (10), (11) для S>0.5%.

Полученные зависимости позволяют сформулировать алгоритм определения объемного содержания воды в диапазоне от 0 до 100% при известной степени ее минерализации (солесодержания), который заключается в следующем. По резонансной частоте определяем тип нефтеводяной эмульсии. Если эмульсия типа «вода в нефти», то объем воды определяется по резонансной частоте независимо от солесодержания. Если эмульсия типа «нефть в воде», то объем воды определяется по резонансной частоте для значений солесодержания в пределах 0-0.2% и по добротности для значений солесодержания, больших 0.2%. Объем нефти определяется вычитанием найденного объема воды из известного объема измерительного участка трубопровода.

В резонаторе (4), встроенном в измерительный участок (1) трубопровода (2), возбуждают электромагнитные колебания и формируют два сигнала, частота одного из которых пропорциональна собственной (резонансной) частоте колебаний резонатора, а частота другого - его добротности. По резонансной частоте определяют тип нефтеводяной эмульсии. Если эмульсия типа «вода в нефти», то объемное содержание воды определяют по резонансной частоте независимо от солесодержания. Если эмульсия типа «нефть в воде», то объемное содержание воды определяют по резонансной частоте для значений солесодержания, равных или меньших 0,2%, и по добротности резонатора для значений солесодержания, больших 0,2%. Объемное содержание нефти определяют вычитанием найденного объема воды из известного объема измерительного участка трубопровода. Изобретение обеспечивает измерение влажности водонефтяных смесей в диапазоне от 0 до 100% при любой известной степени минерализации воды. 3 ил.

Способ измерения объемного содержания нефти и воды в потоке нефтеводяной эмульсии в трубопроводе, заключающийся в том, что в измерительный участок трубопровода встраивают резонатор, возбуждают в нем электромагнитные колебания и измеряют их резонансную частоту, по которой определяют объемное содержание, отличающийся тем, что дополнительно измеряют добротность резонатора, определяют тип эмульсии нефтеводяного потока по значению измеренной резонансной частоты в соответствии с эффектом ее скачкообразного изменения при смене типа эмульсии и в том случае, если эмульсия типа «вода в нефти», по измеренной резонансной частоте определяют объемное содержание воды при любой степени ее минерализации, а если эмульсия типа «нефть в воде», объемное содержание воды определяют по резонансной частоте при степени минерализации, меньшей или равной 0,2%, а при степени минерализации воды большей 0,2% - по добротности резонатора, при этом объемное содержание нефти определяют вычитанием найденного объема воды из известного объема измерительного участка трубопровода.