Изобретение относится к измерительной технике, а также к системам управления технологическими процессами и может быть использовано для непрерывного измерения относительного объемного содержания воды (влагосодержания) и периодического измерения относительного объемного содержания нефти и газа в потоке нефтегазоводной смеси из нефтяной скважины, а также в измерительных системах, технологических установках и других устройствах, измеряющих расход и количество нефти с растворенным газом (далее - нефть) и свободного газа (далее - газа) в продукции нефтяной скважины.
В нефтедобывающей отрасли уже длительное время существует потребность наряду с проблемой создания мультифазных расходомеров, могущих заменить громоздкие замерные групповые установки (АГЗУ) типа "Спутник" и "Мера", в разработке влагомеров, способных быть встроенными в указанные АГЗУ, находящиеся в эксплуатации и вновь изготавливаемые, для расширения их возможностей. Существующие АГЗУ измеряют расход жидкости (смесь нефти и воды) и расход газа, но не определяют расход нефти. Целью такого подхода является превращение выпускаемых и находящихся в эксплуатации АГЗУ, которые фактически являются технологическими устройствами, в измерительные установки, определяющие объемный и массовый расход всех трех компонентов продукции нефтяной скважины - нефти, попутного газа и воды. Это направление в развитии метрологии добывающих нефтяных скважин вызвано назревшей необходимостью иметь надежный учет добываемой нефти и попутного газа и тем, что намечаемое решение этой проблемы за счет разрабатываемых трехкомпонентных расходомеров пока не дало ожидаемых результатов. Разработанные к настоящему времени трехкомпонентные расходомеры не удовлетворяют требованиям по точности и экологической чистоте. Кроме того, трехкомпонентные расходомеры, предлагаемые рядом зарубежных фирм, таких как Агар Корпорейшен, Шлюмберже, Роксар и других, очень дороги - порядка двухсот тысяч долларов за один образец, что делает их нерентабельными для установки на каждую скважину.
Однако, несмотря на кажущуюся простоту такого решения проблемы, задача оказалась не простой - нет влагомеров с необходимыми техническими характеристиками, удовлетворяющими в полной мере требованиям для использования в АГЗУ.
Известно довольно большое количество влагомеров, в том числе сырой нефти. Но все они какому либо требованию не удовлетворяют. Не допускают наличия газа в измеряемой жидкости, чувствительны к изменению солености смеси, содержат в потоке элементы конструкции изделия, используют гамма-излучение, недостаточна точность, требуют хорошо перемешанной смеси и др.
Среди наиболее близких аналогов для использования на нефтедобывающих скважинах, в частности, в составе модернизированных АГЗУ, можно назвать влагомеры семейства ВСН-1 (ВСН-1-1-ПП, ВСН-1-СП, ВСН-БОЗНА), влагомер ВОЕСН [1], влагомер "Сател-РВВЛ".
Существенным недостатком семейства ВСН является высокая чувствительность к содержанию свободного газа в измеряемой смеси -объемное содержание газа не должно превышать 2 процента. Ситуация несколько лучше для влагомера ВОЕСН (номер в Госреестре 32180-06, сертификат RU.C. 31,006 А №24576), допускающего до 5-ти процентов газа. Поэтому они могут быть применены только в таких АГЗУ, в которых стоят точные газожидкостные сепараторы. В действительности в жидкостных каналах АГЗУ остаточное относительное объемное содержание газа достигает 10-ти и более процентов, особенно на давно эксплуатируемых скважинах.
Проблема с влиянием газа решена в радиоволновом трехкомпонентном влагомере "Сател-РВВЛ" по патенту №2386953 "Способ измерения влагосодержания трехкомпонентных смесей из добывающих нефтяных скважин и устройство его осуществления", зарегистрированному в Государственном реестре изобретений РФ 20 апреля 2010 г. [2], сертификат RU.C. 31.366 А №67984 (номер в Госреестре 69346-17). Технические характеристики этого влагомера и его применение для модернизации АГЗУ изложены в статье Андрейчикова Б.И. Проблемы и решения по модернизации АГЗУ типов «Спутник» и «Мера» в нефтедобывающей промышленности (журнал Современные технологии автоматизации (СТА). - 2010. - №4) [3]. Необходимая часть его характеристик приведена ниже по тексту.
В Описании типа средств измерений на влагомер обозначена цифра допустимого содержания газа 20 процентов в общем объеме трехкомпонентной измеряемой смеси.
Принимаем радиоволновый трехкомпонентный поточный влагомер "Сател-РВВЛ" в качестве прототипа в данной заявке на изобретение.
Данный прототип обладает и рядом других положительных характеристик:
- применение наряду с динамическим непрерывным режимом работы также статического режима с остановкой потока в зондирующем блоке влагомера с целью обеспечения измерений влагосодержания смесей типа "нефть в воде" независимо от степени гомогенизации измеряемой среды,
- независимость погрешности измерения влагосодержания от относительного объемного содержания газа в измеряемой газонефтеводяной среде в диапазоне от 0 до 20%,
- независимость погрешности измерения влагосодержания от изменения солености воды в измеряемой газонефтеводяной среде в диапазоне от 5 до 200 г/л,
- независимость погрешности измерения влагосодержания от давления в измеряемой газонефтеводяной среде,
- нет требования к измеряемой среде быть хорошо перемешанной, так как зондируемый объем измеряемой смеси максимально представляет среду, являясь частью потока на длине обмотки возбуждения,
- влагомер является нонинтрузивным, поскольку в потоке смеси, протекающей через полнопроходной зондирующий блок, не располагается никаких конструктивных элементов, создающих сопротивление движению потока и изнашивающихся при этом,
- нечувствительность к наличию в измеряемом потоке среды твердых механических примесей благодаря отсутствию в составе зондирующего блока влагомера узлов типа лопастных или ролико-лопастных механических расходомеров.
- простота градуировки и поверки влагомера как в производстве, так и в эксплуатации благодаря применению имитационного метода с использованием заменителей и имитаторов (фантомов), соответствующих по показаниям влагомера смесям нефти с водой,
- простота подградуировки влагомера под нефть конкретной скважины в случае отличия ее параметров от параметров нефти или имитаторов, использованных при заводской градуировке,
- является наиболее подходящим для применения в составе измерительных установок циклического принципа действия типа "Спутник" и "Мера", в частности, для модернизации ИУ "Спутник".
Но, несмотря на такое большое количество положительных свойств прототипа, можно отметить некоторые недостатки и недоработки, устранение которых расширило бы область применения влагомера. К ним в первую очередь следует отнести ограничение в допустимом содержании газа в измеряемой смеси величиной 20 процентов. Такая величина допустимого содержания газа, как указывалось выше, полностью решает задачу модернизации АГЗУ, содержащих двухфазный сепаратор. Однако, не позволяет использовать влагомер в бессепарационных системах, где относительное объемное содержание газа может достигать значений близких к 100 процентам (при большом газовом факторе скважины).
Кроме того недоиспользовано наличие в прототипе "статического" режима, предусматривающего остановку потока в запираемой клапанами зоне, для расширения его области применения, в частности для использования влагомера в качестве трехкомпонентного пробника.
В настоящей заявке на изобретение предлагается способ и устройство, направленные на расширение диапазона допустимого относительного содержания газа в смеси и на введение доработки рабочего алгоритма и конструкции для выполнения дополнительной функции в качестве трехкомпонентного пробника.
Вначале приводятся описание способа и устройства, соответствующие ограничительной части формулы, а затем, соответствующие отличительной части.
Заявляемый способ и устройство иллюстрируются схемами, графиками и таблицами экспериментальных данных, представленными на следующих фигурах:
- фиг. 1. Зависимость первой резонансной частоты от времени расслоения для разных степеней начальной гомогенизации смеси;
- фиг. 2. Зависимость первой резонансной частоты зондирующего блока с диэлектрическим зазором 3 мм от параметров выходной электрической цепи съема сигнала с обмотки РВД;
- фиг. 3. Зависимость первой резонансной частоты зондирующего блока с диэлектрическим зазором 15 мм от параметров выходной электрической цепи съема сигнала с обмотки РВД;
- фиг. 4. Градуировочные кривые для смеси вода-нефть;
- фиг. 5. Блок-схема влагомера;
- фиг. 6. Установка зондирующего блока в трубопровод с потоком смеси;
- фиг. 7. Основная абсолютная погрешность измерения влагосодержания.
- фиг. 8. Таблица экспериментальных данных со скважины.
- фиг. 9 Блок-схема влагомера-пробника.
В настоящем изобретении предложено производить зондирование среды в полном сечении потока, использовав для этого радиоволновой датчик (РВД), принцип действия и теория которого изложены, например, в книге Викторова В. А., Лункина Б.В., Совлукова А.С. Высокочастотный метод измерения неэлектрических величин. М. "Наука", 1978. [4].
В РВД рабочий объем смеси представляет собой цилиндр диаметром, равным внутреннему диаметру зондирующего блока, и длиной, равной длине возбуждающей обмотки. Таким образом, осуществляется объемное зондирование, при котором все участки объема участвуют в образовании сигнала, содержащего информацию о результирующей комплексной диэлектрической проницаемости многокомпонентной среды. В результате обеспечивается полное представительство измеряемого потока среды.
Возможность работы изделия при любом типе и любой структуре измеряемой среды обеспечивается в настоящем изобретении тем, что предусмотрено два режима работы - "динамический" (поточный) и "статический" (с остановкой потока).
Динамический режим реализуется, когда смесь из скважины представляет собой перемешанный поток с непрерывной нефтяной фазой ("вода в нефти"), который без остановки протекает через зондирующий блок влагомера. Процесс измерения при этом осуществляется изделием тоже непрерывно с тактом обновления выходной информации не более восьми секунд.
Статический режим реализуется, когда измеряемая среда представляет собой смесь с непрерывной водной фазой ("нефть в воде"). При этом осуществляется перед измерением принудительное превращение этой структуры всегда в одну и ту же - расслоенную смесь. Таким образом, применяется известный прием - смесь приводится всегда к одной и той же структуре, но в данном случае к диаметрально противоположной по отношению к общепринятой, а именно к расслоенной вместо хорошо перемешанной.
Статический режим осуществляется путем монтажа зондирующего блока влагомера в трубопровод с измеряемой смесью между двумя переключателями потока (21 и 22 на Фиг. 6) или двумя запорными (отсечными) клапанами (24 и 25), которые на время измерения влагосодержания запирают смесь в рабочем объеме зондирующего блока. Одновременно открывается запорный клапан 23 в параллельном (байпасном) канале и поток смеси идет через него. Таким образом обеспечивается непрерывное движение потока смеси в основном трубопроводе. При этом в запертом канале производится измерение влагосодержания в полностью или частично расслоившейся смеси в заданный момент времени после запирания потока. Такт проведения измерений и выдачи результата может лежать в пределах от 5-ти до 30 минут.
Надо отметить, что этот статический режим необходим только при среде с непрерывной водной фазой и включается в изделии автоматически. При типе среды с непрерывной нефтяной фазой реализуется динамический режим с непрерывным измерением и выдачей результата, как упоминалось выше, с тактом не более восьми секунд.
Характер расслоения смеси во времени после остановки потока зависит от того, какой тип смеси был перед остановкой потока - с непрерывной водной фазой или с непрерывной нефтяной фазой. Рассмотрим это обстоятельство более подробно. На фиг. 1 представлены "кривые расслоения" - зависимости первой резонансной частоты от времени (номера отсчета) при запирании потока измеряемой смеси в зондирующем блоке влагомера.
Наблюдается следующая определенная закономерность:
- при смесях типа "вода в нефти" значения резонансной частоты в динамике (до остановки потока) зависят от относительного объемного содержания воды в общем объеме смеси и эта зависимость может приниматься как градуировочная;
- при смесях типа "нефть в воде" значения резонансной частоты в динамике (до остановки потока) близки к значениям, соответствующим воде, хотя при этом влагосодержание смесей может лежать в пределах от 30 до 100 процентов; то есть, зависимости резонансной частоты от относительного объемного содержания воды не наблюдается;
- важным является то обстоятельство, что резонансная частота при смесях типа "вода в нефти" даже при самом большом содержании воды, при котором может существовать смесь данного типа (до восьмидесяти процентов), имеет большее значение, чем для смесей типа "нефть в воде", даже с наименее возможным влагосодержанием последних;
- приведенное выше свойство резонансной частоты может быть использовано в изделии для автоматического определения типа смеси и выбора режима работы;
- если перед остановкой потока смесь была типа "нефть в воде", то после остановки потока расслоение смеси на начальном этапе происходит быстро, а затем наблюдается медленное стремление резонансной частоты к установившемуся значению, соответствующему полному расслоению; при этом через конечное время, от пятнадцати минут до тридцати минут, измеряемое значение частоты входит в диапазон значений, ширина которого не превышает удвоенную допустимую погрешность.
Как видно из изложенного, с точки зрения использования изделия требуется наличие у потребителя параллельного байпасного трубопровода с управляемыми переключателями или отсечными клапанами для перевода потока из одного канала в другой и обеспечения остановки смеси в зондирующем блоке влагомера.
При этом могут быть различные варианты взаимодействия влагомера с системами управления оборудованием у потребителя. В частности, влагомер может быть либо "ведущим", либо "ведомым" звеном.
Если потребителю безразлично, в какие моменты времени будут срабатывать переключающие устройства и запирающие клапаны, то "ведущим" может быть влагомер. Он будет выдавать команды на управление этими элементами.
В другом случае, когда влагомер "ведомое" звено, он должен получать информацию о возможности проведения очередного измерения и, в свою очередь, информировать о завершении очередного измерения и возможности открывания потока через зондирующий блок.
Результаты измерения в обоих случаях могут передаваться как непосредственно на верхний уровень АСУТП, так и в блок управления измерительной установки потребителя, в состав которой входит влагомер.
Для обмена указанной информацией в изделии предусмотрена возможность передачи и приема ее как в аналоговой форме, так и по интерфесным линиям RS232, RS485, в том числе по протоколу MODBUS.
Для понимания сущности настоящего изобретения отметим следующее. Первичная исходная информация получается в изделии путем зондирования измеряемой смеси высокочастотными электромагнитными волнами в рабочем диапазоне частот объемного резонатора радиоволнового датчика и измерением при этом первой, второй и, при необходимости, более высоких резонансных частот объемного резонатора и коэффициента передачи (амплитуды) на резонансных частотах, а также температуры.
При этом имеют место определенные закономерности в работе РВД. Резонансные частоты и амплитуда колебаний на них зависят, с одной стороны, от диэлектрической проницаемости измеряемой среды, находящейся в зондирующем блоке, а с другой стороны, от конструктивных и электрических параметров самого зондирующего блока.
К таким параметрам, в первую очередь, относятся: диэлектрический зазор между обмоткой и корпусом РВД, определяющий электрическую емкость обмотки, вид схемы и значения емкостей и сопротивлений выходной электрической цепи обмотки.
В общем случае названные параметры выбираются, исходя из того, чтобы с требуемой точностью измерялось относительное содержание всех компонентов среды - нефти, газа и воды.
В рассматриваемом случае разработки влагомера целесообразно так подобрать эти параметры, чтобы наиболее точно измерялось относительное содержание воды и, более того, чтобы точность не зависела от соотношения содержания газа и нефти.
В таблице 1 на фиг. 2 и в таблице 2 на фиг. 3 представлены экспериментальные зависимости значений первой резонансной частоты от вида и параметров выходной цепи обмотки для двух ЗБ с зазором между обмоткой и корпусом, равным 3 и 15 миллиметрам соответственно. Как видно из этих данных, с увеличением зазора растет резонансная частота и разности частот, соответствующих воздуху и маслу, маслу и воде.
Погрешность в измерении содержания воды, вызванная наличием газа в среде, тем больше, чем больше разность резонансных частот для воздуха и нефти и меньше разность частот для нефти и воды (крутизна частотной характеристики для смеси нефти с водой). Отношение этих разностей частот несущественно зависит от рассматриваемого зазора в ЗБ, но сильно зависит от вида и параметров выходной цепи обмотки. Существенным является тот факт, что разность частот, соответствующих воздуху и маслу, изменяется не пропорционально крутизне частотной характеристики смеси нефти с водой. Иначе не было бы отмеченной зависимости погрешности измерения относительного содержания воды от параметров выходной цепи обмотки и зазора в ЗБ.
Анализ таблиц показывает, что минимальные значения погрешностей, полученных при оптимизации параметров выходной цепи обмотки несколько меньше для ЗБ с малым диэлектрическим зазором (4.32 процента против 5.95). Однако, в этом случае имеется наименьшая крутизна градуировочной характеристики - 0.0324 МГц/процент против 0.1965 МГц/процент. Низкая крутизна может привести к возрастанию других составляющих погрешности, вызванных флюктуациями и нестабильностью измеряемой резонансной частоты, в частности от флюктуаций влагосодержания и от собственных шумов. В каждом отдельном случае необходимо компромиссное решение.
Решения, вытекающие из анализа рассмотренных данных, состоят в следующем: необходимо снимать сигнал с обмотки ЗБ с большими зазорами через дифференцирующую цепь с большой постоянной времени, а для ЗБ с малыми зазорами еще и с добавлением инерционной RC цепочки.
Как было указано выше, исходной информацией, получаемой с помощью РВД, являются измеренные значения величин резонансных частот и коэффициентов передачи. В данном изобретении текущие значения резонансной частоты ƒрез объемного резонатора и коэффициента передачи KЗБ на резонансной частоте, а также температура Т, используются для формирования обобщенного параметра Kоб с привлечением значения резонансной частоты ƒград.w, соответствующей заполнению резонатора при градуировке водой, по формуле:
где коэффициент пропорциональности Kƒ подбирают, исходя из требований крутизны статической характеристики влагомера.
Этот обобщенный параметр положен в основу получения обобщенных текущих значений обобщенного параметра при измерении, а также при создании обобщенных градуировочных характеристик.
В изделии предусмотрены две градуировки - для динамического режима и для статического режима:
- "градуировка ДН" - для измерения влагосодержания смеси в динамике, при этом непрерывной фазой в измеряемой среде является нефть, т.е. для смесей типа "вода в нефти";
- "градуировка СВ" - для измерения влагосодержания смеси в случае, если до останови потока непрерывной фазой в измеряемой среде являлась вода, т.е. для смесей типа "нефть в воде".
Примерный вид градуировочных характеристик представлен на фиг. 4.
Выбор режима работы и нужной градуировочной характеристики производится в изделии автоматически на основании определения типа смеси в соответствии со следующей логикой:
- если резонансная частота при текущем измерении выше наименьшей возможной частоты для смеси типа "вода в нефти", то тип смеси - "вода в нефти"; следовательно, нужно оставаться в динамическом режиме и воспользоваться "градуировкой ДН", при этом результаты измерения обновляются с тактом от двух до восьми секунд;
- если резонансная частота при текущем измерении ниже наименьшей возможной частоты для смеси типа "вода в нефти", то тип смеси - "нефть в воде"; следовательно, нужно переключаться в статический режим и перекрывать поток в ЗБ влагомера, направляя его в байпас, и по резонансной частоте определить влагосодержание, воспользовавшись "градуировкой СВ", если перед очередным циклом измерения в статическом режиме будет определен тип смеси "вода в нефти", влагомер переключится в динамический режим работы.
Рассмотрим рабочий алгоритм влагомера, реализуемый в модуле центрального процессора (процессорной плате) электронного блока изделия.
Для выполнения рабочего алгоритма влагомера требуется предварительная градуировка изделия. В память электронного блока влагомера закладываются градуировочные значения параметров изделия, полученные для разных градуировочных смесей на испытательном стенде.
1) Для «градуировки ДН» (непрерывная фаза - нефть):
i - номер смеси, i=1÷Nн, где Nн - количество смесей для данной градуировки;
- объемное относительное содержание воды в i-ой смеси вода-нефть;
- первая резонансная частота для i-ой смеси;
- коэффициент передачи ЗБ для i-ой смеси;
- температура для i-ой смеси.
2) Для "градуировки СВ" (непрерывная фаза - вода):
i - номер смеси, i=1÷Nв, где Nв - количество смесей для данной градуировки;
- объемное относительное содержание воды в i-ой смеси вода-нефть;
- первая резонансная частота для i-ой смеси;
- коэффициент передачи ЗБ для i-ой смеси;
- температура для i-ой смеси.
При каждом текущем измерении производится корректировка градуировочных значений резонансных частот и коэффициентов передачи для всех градуировочных смесей под текущее значение температуры (температурная компенсация значений параметров). Для каждой градуировочной i -ой смеси с относительным содержанием воды 
или 
рассчитывается скорректированный обобщенный параметр с помощью подстановки в уравнение (1) скорректированных на текущую температуру измеренных параметров изделия:
где Kƒ - коэффициент пропорциональности, который подбирается исходя из требований крутизны градуировочной характеристики влагомера;
ƒград.wT - градуировочная первая резонансная частота воды;
индекс Т обозначает скорректированное значение параметра под текущую температуру.
На базе значений (2) и (3) строятся градуировочные характеристики 
и
- зависимости обобщенных параметров от влагосодержания для текущей температуры:
где ϕн и ϕв - некоторые функции интерполяции. В простейшем случае для построения кривых используется линейная интерполяция (фиг. 4).
Измеренные параметры изделия, представляющие собой текущие значения первой резонансной частоты ƒрез объемного резонатора и коэффициента передачи KЗБ на резонансной частоте, используются для формирования текущего обобщенного параметра Kоб. по формуле:
Зная величину текущего обобщенного параметра, рассчитанного по измеренным значениям первой резонансной частоты и коэффициента передачи по формуле (6), находим по одной из градуировочных характеристик (4) или (5), для соответствующей непрерывной фазы, текущее значение величины влагосодержания (например, методом сканирования). При линейной интерполяции по текущему значению обобщенного параметра Kоб. определяется рабочий отрезок ломаной линии и задача сводится к отысканию величины влагосодержания из уравнения прямой линии.
Для сокращения времени на процедуру градуировки можно использовать уменьшенное число градуировочных смесей с последующим построением аппроксимирующей кривой в виде, например, полинома второго или более высокого порядка.
Таким образом, технический результат от использования изобретения в части способа достигается тем, что в способе измерения влагосодержания трехкомпонентных двухфазных смесей, основанном на зависимости резонансной частоты и коэффициента передачи объемного ВЧ-резонатора от диэлектрической проницаемости компонентов и их относительного объемного содержания, произведено следующее:
1) использован метод объемного зондирования с помощью РВД, что обеспечило полную представительность зондируемым при измерении объемом всего измеряемого потока,
2) помимо непрерывного режима работы изделия в динамике (динамический режим), реализуемого, когда непрерывной фазой измеряемой смеси является нефть, с обновлением значений измеряемого влагосодержания с тактом не более 8 секунд предусмотрен статический режим (с остановкой потока в зондирующем блоке влагомера путем переключения его в байпасную линию), в котором обеспечивается правильное измерение влагосодержания в случае, когда непрерывной фазой смеси является вода, с выдачей результата через установленное время в интервале от 15-ти до 60-ти минут после перекрытия потока по "градуировке СВ", выбор режима работы и использования соответствующей градуировочной характеристики производится в изделии автоматически путем анализа в поточном режиме и перед остановкой потока значения резонансной частоты, которая должна быть выше минимальной частоты смеси с нефтяной непрерывной фазой для сохранения поточного режима, а в противном случае производится переход в режим с остановкой потока настройку параметров зондирующего блока и выходной цепи обмотки производят так, чтобы выбранная для работы резонансная частота и коэффициент передачи в основном зависели только от относительного содержания воды в общем объеме смеси, а соотношение относительного содержания нефти и газа влияло на них незначительно, что достигается сочетанием малого диэлектрического зазора между обмоткой РВД и его корпусом с вводом дифференцирующей цепи с большой постоянной времени на выходе обмотки,
3) определение величины влагосодержания производят методом нахождения его по обобщенной градуировочной характеристике для текущих измеренных значений резонансной частоты и коэффициента передачи,
4) значения обобщенного параметра при измерении и при формировании обобщенных градуировочных характеристик определяют по формуле
где измеренные значения резонансной частоты ƒрез, коэффициента передачи KЗБ и температуры T при градуировке изделия измеряются для смесей воды с нефтью, а коэффициент пропорциональности Kƒ подбирают, исходя из требований крутизны градуировочной характеристики влагомера.
Реализация данного способа может быть выполнена с частичным использованием устройства, защищенного в ближайшем аналоге настоящего изобретения - трехкомпонентном расходомере по патенту RU 2247947 С110.03.2005.
Так, во влагомере используют один из двух РВД, содержащихся в зондирующем блоке, и, соответственно, относящийся к нему канал в электронном блоке. Кроме того, с целью получения максимальной точности в измерении влагосодержания при независимости соотношения относительных объемных содержаний между собой нефти и газа устройство аналога было подвергнуто, ряду изменений, которые и заявляются.
Изменения, проведенные с указанной целью получения минимальных погрешностей в измерении влагосодержания, состоят в оптимальном выборе диэлектрического зазора в РВД зондирующего блока и параметров электрической цепи на выходе его обмотки. Для достижения данного результата рекомендуется выполнять диэлектрический зазор наименьшим, но обеспечивающим величину крутизны градуировочной кривой, достаточной с точки зрения соотношения сигнал-шум, и в установке емкостей, значительно больших, чем при измерении всех трех составляющих среды, подбираемых по критерию наименьшей погрешности в измерении влагосодержания.
Кроме того, в электронном блоке добавляются интерфейсные связи для обмена сигналами управления переключателями потока (отсечными клапанами).
Технический результат в устройстве заключается в построении зондирующего блока с применением радиоволнового датчика в качестве первичного преобразователя влагосодержания трехкомпонентной смеси в резонансные частоты и амплитуды на них как промежуточные параметры для использования их в рабочем алгоритме изделия, в оптимальном выборе его конструктивных параметров, а также вида и параметров входных и выходных цепей обмотки возбуждения.
В электронном блоке техническим результатом является оснащение его аналоговыми и интерфейсными портами для управления переключающими устройствами и отсечными клапанами для остановки потока в зондирующем блоке и для взаимодействия с контроллерами измерительных установок при использовании в них влагомера.
Рассмотрим более подробно состав и работу изделия, используя блок-схему с фиг. 5, на которой представлены все элементы изделия за исключением искрозащитных барьеров между зондирующим блоком и электронным блоком, а также переключателей потока (отсечных клапанов), которые изображены на схеме установки зондирующего блока в трубопровод на фиг. 6.
Устройство состоит из зондирующего блока 1 и электронного блока 2.
Зондирующий блок в свою очередь разделяется на две секции - секцию радиоволнового датчика (РВД) 3 и секцию датчиков давления и температуры (ДДТ) 4. Секция РВД содержит первичный преобразователь (обмотку) 5, входную цепь обмотки 6, выходную цепь обмотки 7. Секция ДДТ имеет в своем составе датчик давления 8 и датчик температуры 9.
Электронный блок включает в себя: синтезатор частоты 10; усилитель 11, усилители-детекторы 12 и 13; плату аналогового ввода-вывода (ПАВВ) 14 с многоканальным аналого-цифровым преобразователем (АЦП) и многоканальным цифро-аналоговым преобразователем (ЦАП); модуль центрального процессора 15; интерфейсный модуль 16 (может входить в состав модуля центрального процессора).
Зондирующий блок и электронный блок непосредственно, либо через искрозащитные барьеры соединяются между собой двумя коаксиальными кабелями 17 и 18, а также двумя низкочастотными кабелями 19 и 20.
Основная секция ЗБ - радиоволновой датчик - представляет собой радиоволновый объемный ВЧ-резонатор. Первичным преобразователем РВД является обмотка зигзагообразной формы, выполненная способом печатного монтажа на тонкой стеклотекстолитовой плате. Толщина платы составляет 0.3-0.5 мм. Плата сгибается вдоль направления витков обмотки проводниками внутрь и крепится на внешней поверхности диэлектрической трубы толщиной 3-8 мм. Диэлектрическая труба с обмоткой отделена диэлектрическим (в частности, воздушным) зазором от металлического корпуса, играющего роль экрана резонатора. Внутренняя поверхность диэлектрической трубы, соприкасающаяся с протекающей по ней измеряемой смесью, должна быть из материала, стойкого как к механическому износу, так и к химическому воздействию со стороны смеси, а ее внутренний диаметр целесообразно иметь равным внутреннему диаметру основного трубопровода.
Секция ДДТ 4 выделена отдельно от основной секции 3 и содержит вспомогательные датчики давления 8 и температуры 9.
Монтаж секций между собой, а также установка ЗБ на участке трубопровода с измеряемой смесью, осуществляется с помощью фланцевых или быстроразъемных (конусно-фланцевых) соединений. Зондирующий блок должен устанавливаться на горизонтальный участок трубопровода.
Узлы электронного блока выполняют следующие функции.
С модуля центрального процессора 15 на вход управляемого синтезатора частот 10 поступает код частоты, лежащей в диапазоне рабочих частот изделия. Синтезатор выдает высокочастотный сигнал синусоидальной формы, частота которого практически мгновенно и с большой точностью соответствует заданному коду. Подходящими для использования в данном изделии являются синтезаторы фирмы ANALOG DEVICES или Fastwel, выполненные по технологии прямого цифрового синтеза (DDS) [например, AD9850, AD9851, AD9854].
Сигнал с синтезатора 10 через усилитель 11 (опорный сигнал) подается на вход первичного преобразователя 5 (обмотка РВД), а также на вход одного из каналов ПАВВ 14 через усилитель-детектор 12.
С выхода обмотки РВД сигнал поступает на вход второго канала ПАВВ 14 через усилитель-детектор 13.
Выходные сигналы с датчиков давления 8 и температуры 9 поступают для измерения на соответствующие каналы ПАВВ 14.
Усилитель 11 и усилители-детекторы 12 и 13 выбираются так, чтобы их АЧХ была горизонтальной в рабочем диапазоне частот изделия.
АЦП должны удовлетворять требованиям по точности и быстродействию. Так, для обеспечения измерения амплитуды в диапазоне -10В ÷ +10В с точностью 0.1% достаточно применить 12-разрядные АЦП с частотой выборок 40 килогерц, что легко осуществимо.
ЦАП предназначены для выдачи результатов измерений в виде аналоговых сигналов, например в виде напряжений, лежащих в диапазоне 0÷10В. Для обеспечения точности выходного сигнала 0.1% достаточно 12-разрядного ЦАП.
Модуль центрального процессора 15 обеспечивает общее управление изделием и вычисления по заложенному в него алгоритму работы. Процессор должен иметь быстродействие не менее 40 МГц, объем оперативной памяти не менее 1 мегабайта, объем флэш-памяти не менее 2 мегабайт, параллельные и последовательные порты ввода-вывода.
Интерфейсный модуль 16 обеспечивает связь изделия с верхним уровнем АСУТП непосредственно, либо через средства телекоммуникации. Модуль позволяет по линиям RS-232, RS-422 или RS-485 связаться с любым устройством, имеющим в своем составе соответствующие интерфейсы, а также подключить консоль оператора, матричную клавиатуру, знакосинтезирующие дисплеи, принтеры, НГМД.
В изделии возможно усреднение значений относительного содержания воды в смеси на заданном интервале времени (несколько циклов). Информация о мгновенных и усредненных значениях влагосодержания, а также любая другая информация может храниться в долговременной памяти изделия.
Рассмотрим предлагаемые в настоящей заявке на изобретение доработки в методике, рабочем алгоритме и в конструкции прототипа.
В отношении задачи увеличения допустимой величины содержания свободного газа в измеряемой смеси, предлагается ввести более совершенную методику градуировки изделия.
Заложенная в прототипе методика градуировки предусматривает проводить ее на жидкостной смеси воды с нефтью или ее заменителями без наличия в смеси газа. При этом в реальном рабочем режиме с содержанием свободного газа появляется дополнительная погрешность, обусловленная его присутствием. Чем большая часть нефти будет замещена газом, тем больше будет эта погрешность, поскольку диэлектрические проницаемости нефти и газа отличаются примерно в 2.5 раза (для газа 1.0, а для нефти от 2-х до 2.5). В идеальном случае при градуировке с таким содержанием газа, каково будет затем при реальной работе, этой дополнительной погрешности не было бы. Но оно заранее неизвестно и может в общем случае колебаться в пределах от нуля до ста процентов в различных скважинах и в различное время. Однако для конкретной скважины этот диапазон ограничен. Так в приведенном далее случае объемное содержание газа находилось в пределах от 54 до 84 процентов.
В соответствии с изложенным в настоящем изобретении предлагается следующая методика градуировки. Градуировку нужно производить и закладывать в память изделия в различных вариантах:
- на смесях "вода в нефти" и "нефть в воде" (как в прототипе); без содержания газа, если газа меньше, чем нефти;
- на смесях "вода - газ", если газа больше, чем нефти;
- на смесях "вода - газа половина от нефти";
- на смесях "вода - нефти половина от газа".
В память изделия указанные варианты градуировок могут заноситься либо все сразу, либо частично. Это зависит от имеющейся заранее информации о характеристиках скважины или ее получения при первой установке на скважину.
Как правило, диапазон изменения содержания газа, для каждой конкретной скважины известен из опыта эксплуатации, а кроме того может быть хотя бы грубо определен по показаниям заявляемого влагомера со сливной секцией. Во втором случае при установке изделия и опробовании выставляется в рабочей программе тип градуировок, по которым нужно работать.
Эффективность предложенного способа градуировки проверена при работе на реальной нефтяной скважине ПАО "НК "Роснефть" - Дагнефть" с большим газовым фактором и большой обводненностью. Градуировка проведена на смеси "вода- воздух". Результаты представлены в Таблице №4 на Рис. №8. Как видно из этих данных, относительное объемное содержание газа (Vg) было в пределах от 54 до 77 процентов, относительное содержание нефти (Vo) всего от 1.74 до 5.2 процента в общем объеме, относительное содержание газа в суммарном объеме нефти с газом около 6 процентов в обоих случаях, обводненность (Vwж) от 78.46 до 95.45 процента. Таким образом, при этом погрешность в показаниях влагомера по измерению влагосодержания составила от 0.06 до 1.8 процента, что в допуске на погрешность при наличии газа.
Таким образом, при данных испытаниях указанное на прототип допустимое значение содержания газа 20 процентов превышено до 77 процентов. То есть при заявляемой методике градуировки точность измерения влагомером влагосодержания практически не зависит от наличия в измеряемой смеси свободного газа.
В отношении придания влагомеру дополнительной функции трехкомпонентного пробника на отрезке трубопровода между двумя отсечными клапанами добавляется "сливная" секция со сливным патрубком и краном в нижней части и "наливным" патрубком с краном в верхней части, что показано на блок-схеме заявляемого изделия (Рис. №9). При этом запертый между кранами участок трубопровода калибруется по внутреннему объему. В этом откалиброванном объеме с зондирующим блоком при статическом режиме работы изделия заперта трехкомпонентная смесь, подвергающаяся расслоению на составляющие. Путем открывания сливного и наливного кранов и слива жидкости в мерную емкость или просто в чистую емкость и последующего измерения слитого объема жидкости мерниками определяют относительное объемное содержание жидкости в общем откалиброванном объеме и, соответственно, относительное объемное содержание газа в общем объеме при рабочем давлении во время измерения влагосодержания влагомером перед открытием кранов.
Используя знание общего объема откалиброванного отрезка трубопровода Vобщ, вычисляют объем газа Vg относительное объемное содержание жидкости Vжотн, газа Vgотн и нефти Vоотн при рабочих условиях по следующим формулам, добавленным в рабочую программу влагомера:
Vжотн=Vж/Vобщ,
Vgотн=Vg/Vобщ=1-Vжотн,
Vg=Vобщ-Vж,
Vоотн=Vжотн-Vжотн=Vо/Vобщ,
Vо=Vоотн*Vобщ,
а также и газовый фактор
Vgнy=(Vg/Vо)*Ppa6/Pнy.
Таким образом, реализуется способ и устройство для измерения относительного объемного содержания всех трех составляющих трехкомпонентной смеси непосредственно на скважине с помощью влагомера со статическим режимом работы, дополненного «сливной» секцией.
Литература
1. Влагомер ВОЕСН (номер в Госреестре 32180-06, сертификат RU.C.31,006 А №24576).
2. Радиоволновой трехкомпонентный влагомер «Сател-РВВЛ» по патенту RU 2247947 С110.03.2005 (номер в Госреестре 69346-17, сертификат RU.C.31,386 А №67984).
3. Андрейчиков Б.И. Проблемы и решения по модернизации АГЗУ типов «Спутник» и «Мера» в нефтедобывающей промышленности. // Современные технологии автоматизации (СТА). - 2010. - №4.
4. Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков А.С. Высокочастотный метод измерения неэлектрических величин. М. «Наука», 1978.
Изобретение относится к измерительной технике, а также к системам управления технологическими процессами и может быть использовано для изменения относительного объемного содержания воды (влагосодержания) и отбора проб в нефтегазоводной смеси из нефтяной скважины, а также в измерительных системах, технологических установках и других устройствах, измеряющих расход и количество нефти с растворенным газом и свободного газа в продукции нефтяной скважины. Способ включает в себя зондирование измеряемой смеси высокочастотными электромагнитными волнами в рабочем диапазоне частот объемного резонатора радиоволнового датчика, измерение резонансной частоты и коэффициента передачи объемного резонатора на резонансной частоте и формирование обобщенной измеренной величины из значений этих параметров. Предусмотрено два режима работы: "динамический" режим с непрерывным протеканием измеряемой среды через радиоволновой датчик влагомера, при типе смеси с непрерывной нефтяной фазой, и режим "статический" с остановкой потока через радиоволновой датчик путем переключения его в байпасный канал, при смесях с водной непрерывной фазой. Переход с одного режима на другой осуществляется автоматически с помощью определения типа смеси путем анализа текущих значений резонансной частоты. Применяются различные градуировки в виде зависимостей резонансной частоты и коэффициента передачи от влагосодержания, используемые при различных режимах и различном содержании свободного газа. Рабочий алгоритм измерения текущего значения величины влагосодержания состоит в определении его из уравнения обобщенной измеренной величины, в которое подставлено текущее значение этой обобщенной величины, рассчитанное по измеренным значениям резонансной частоты. Устройство состоит из объемного высокочастотного резонатора типа радиоволнового датчика (РВД) и электронного блока с синтезатором частоты и процессорным модулем, реализующим управляющие и вычислительные функции в соответствии с заложенным рабочим алгоритмом. Отличительными особенностями являются выполнение РВД с малым зазором между возбуждающей обмоткой и корпусом, выполнение узла съема сигнала в виде дифференцирующей электрической цепи для уменьшения влияния свободного газа в смеси на точность измерения и в добавлении секции слива для измерения мерниками содержания жидкости, нефти и газа. Технический результат - измерение влагосодержания в диапазоне от нуля до ста процентов для любого типа (с непрерывной или нефтяной фазой) и любой структуры измеряемой среды из добывающей нефтяной скважины, в том числе при наличии в ней большого содержания газа - до ста процентов, а также выполнение функции пробника трехкомпонентных смесей. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 9 ил.
1. Способ измерения относительного объемного содержания воды (влагосодержания) в движущемся потоке трехкомпонентной смеси, проходящей по трубопроводу из добывающей нефтяной скважины или прошедшей предварительную газожидкостную сепарацию, включающий в себя зондирование потока измеряемой смеси высокочастотными электромагнитными волнами в рабочем диапазоне частот радиоволнового датчика, выполненного в виде объемного высокочастотного резонатора, выходной сигнал которого дифференцируют для снижения инерционности резонатора и влияния наличия газа в смеси на показания содержания воды, измерение резонансной частоты fрез объемного высокочастотного резонатора и коэффициента передачи КЗБ на резонансной частоте, а также температуры Т, при этом предусмотрено два режима работы - "динамический", при смесях с непрерывной нефтяной фазой, движущихся через зондирующий блок, и "статический", при смесях с водной непрерывной фазой, остановленных в зондирующем блоке, - автоматический переход из одного режима в другой путем переключения потока из канала с зондирующим блоком в байпасный канал и обратно на основании определения в «динамическом» режиме типа смеси, для чего анализируют значение резонансной частоты, которое должно быть выше минимальной резонансной частоты смеси с нефтяной непрерывной фазой для работы в «динамическом» режиме и ниже - для перехода в «статический» режим, формируют обобщенный параметр по формуле
где fград.w - значение резонансной частоты, соответствующей заполнению резонатора водой при градуировке; а
Kf - коэффициент пропорциональности, который подбирают, исходя из требований крутизны статической характеристики влагомера,
осуществляют запись в память электронного блока влагомера-пробника двух пар градуировочных характеристик, представляющих собой значения резонансной частоты и коэффициента передачи при температуре градуировки, полученные для разных градуировочных смесей на испытательном стенде при нескольких i-x значениях относительного содержания воды Vw.i в смеси вода-нефть с непрерывной нефтяной фазой
где i - номер смеси, i=1÷Nн, a Nн - количество смесей для данной градуировки;
- объемное относительное содержание воды в i-й смеси вода-нефть;
- резонансная частота для i-й смеси;
- коэффициент передачи для i-й смеси;
- температура для i-й смеси,
и при нескольких i-x значениях относительного содержания воды Vw.i с непрерывной водной фазой
где i - номер смеси, i=1÷Nв, a Nв - количество смесей для данной градуировки;
- объемное относительное содержание воды в i-й смеси вода-нефть;
- резонансная частота для i-й смеси;
- коэффициент передачи для i-й смеси;
- температура для i-й смеси,
при каждом текущем измерении проводят корректировку градуировочных значений резонансных частот и коэффициентов передачи для всех градуировочных смесей под текущее значение температуры и рассчитывают для каждой градуировочной i-й смеси с относительным содержанием воды 
скорректированный обобщенный параметр с помощью подстановки в уравнение (1) скорректированных на текущую температуру измеренных параметров изделия
на базе значений скорректированных обобщенных параметров (6) и (7) строят обобщенные интерполированные градуировочные характеристики, скорректированные под текущую температуру,
применяемую в «динамическом» режиме для сред с непрерывной нефтяной фазой, а также в случае смены типа среды в «статическом» режиме, и
применяемую в "статическом" режиме для сред с непрерывной водной фазой, где ϕн и ϕв - функции интерполяции,
вычисляют текущий обобщенный параметра Коб по откорректированной на температуру формуле (1)
по величине текущего обобщенного параметра с помощью одной из градуировочных характеристик для соответствующей непрерывной фазы определяют текущее значение величины влагосодержания, при этом период обновления результатов измерения влагосодержания на выходе влагомера составляет для «динамического» режима от 2 до 8 секунд, а для «статического» режима измерения проводят в полностью или частично расслоившейся среде спустя заданное в программе время от 15 до 60 минут, характеризующийся тем, что помимо градуировки без содержания газа в смеси производят и закладывают в память изделия также градуировки на смесях "вода-газ", если газа больше, чем нефти, на смесях "вода-газа половина от нефти", на смесях "вода-нефти половина от газа", причем в память изделия указанные варианты градуировок заносят либо все сразу, либо частично в зависимости от имеющейся заранее информации о характеристиках скважины или ее получения при первой установке на скважину.
2. Способ измерения относительного объемного содержания воды (влагосодержания) по п. 1, отличающийся тем, что остановленный при статическом режиме работы влагомера объем потока измеряемой трехкомпонентной смеси в запертом отрезке трубопровода, содержащего зондирующий блок, а также данные результатов измерения влагосодержания, выданные влагомером Vwотн, и данные с датчиков давления Рраб и температуры Траб используют для взятия трехкомпонентной пробы продукции скважины и определения по ней относительного содержания всех трех компонентов смеси, для чего встраивают на этом участке трубопровода дополнительную секцию со сливным и наливным патрубками с кранами и в конце установленного времени расслоения на любом из циклов работы влагомера сливают из запертого откалиброванного отрезка трубопровода расслоившуюся в нем измеряемую смесь, измеряют мерниками объем слитой жидкости Vж и, используя знание общего объема откалиброванного отрезка трубопровода Vобщ, вычисляют объем газа Vg, относительное объемное содержание жидкости Vжотн, газа Vgотн и нефти Voотн при рабочих условиях по следующим формулам, добавленным в рабочую программу влагомера:
Vжотн=Vж/Vобщ,
Vgотн=Vg/Vобщ=1-Vжотн,
Vg=Vобщ-Vж,
Vоотн=Vжотн-Vwотн=Vo/Vобщ,
Vо=Voотн*Vобщ,
а также и газовый фактор
Vgну=(Vg/Vо)*Ppaб/Pну.
3. Устройство для измерения относительного объемного содержания воды (влагосодержания) в движущемся потоке трехкомпонентной смеси, проходящей по трубопроводу из добывающей нефтяной скважины или прошедшей предварительную газожидкостную сепарацию, содержащее зондирующий и электронный блоки, зондирующий блок выполнен в виде двух секций, принадлежащих влагомеру, первая из которых представляет собой радиоволновый датчик, выполненный в виде объемного высокочастотного резонатора с металлическим корпусом, выполняющим функцию экрана резонатора, и помещенной соосно в нем диэлектрической трубой с расположенной на ней обмоткой возбуждения, а также размещенные на корпусе резонатора входную и выходную цепи обмотки, при этом настройку параметров объемного высокочастотного резонатора и выходной цепи обмотки достигают сочетанием малого расстояния от обмотки радиоволнового датчика до его корпуса, составляющего 3÷8 мм, и подбором дифференцирующей цепи для выходного сигнала обмотки в диапазоне до 40 МГц, а вторая секция включает в себя датчик температуры и датчик давления, зондирующий блок установлен на горизонтальном участке трубопровода, содержащего управляемые клапаны для запирания остановленного потока смеси, электронный блок содержит синтезатор частоты, усилитель, два усилителя-детектора, плату аналогового ввода-вывода с многоканальными аналого-цифровым преобразователем и цифроаналоговым преобразователем, модуль центрального процессора и интерфейсный модуль, синтезатор частот связан через усилитель с входной цепью обмотки радиоволнового датчика, модуль центрального процессора подключен параллельным портом к управляющему входу синтезатора частот, первым, вторым и третьим дискретными портами через интерфейсный модуль соединен с внешними устройствами и подключен посредством шлейфа к плате аналогового ввода-вывода, первый вход упомянутой платы через первый усилитель-детектор подключен к выходу усилителя, второй и третий входы непосредственно или через искрозащитные барьеры соединены с датчиками температуры и давления, четвертый вход через второй усилитель-детектор и искрозащитный барьер подключен к выходной цепи обмотки радиоволнового датчика, на пятый вход платы аналогового ввода-вывода подают входной сигнал, при этом плата аналогового ввода-вывода имеет два аналоговых выхода с цифроаналогового преобразователя, предназначенных для аналоговых сигналов управления внешними устройствами, в том числе для управления клапанами, запирающими поток смеси.
4. Устройство для измерения относительного объемного содержания воды (влагосодержания) в движущемся потоке трехкомпонентной смеси по п. 3, отличающееся тем, что на горизонтальном участке трубопровода с зондирующим блоком между запирающими клапанами устанавливают третью "сливную" секцию со сливным патрубком и краном в нижней части и наливным патрубком с краном в верхней части для слива жидкости из запертого откалиброванного участка и измерения ее объема мерниками.
| СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ МАССОВОГО И ОБЪЕМНОГО РАСХОДА НЕФТИ, ВОДЫ И ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В ПРОДУКЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ДВУХФАЗНЫМ СЕПАРАТОРОМ | 2011 |
|
RU2454635C1 |
| СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ПОКОМПОНЕНТНОГО РАСХОДА ТРЕХКОМПОНЕНТНОГО ГАЗОЖИДКОСТНО-ТВЕРДОТЕЛЬНОГО ПОТОКА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2003 |
|
RU2247947C1 |
| Изложницы для центробежной машины | 1936 |
|
SU64350A1 |
| US 7135872 B2, 14.11.2006. | |||
