УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ СОСТАВА И РАСХОДА МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ ЖИДКОСТЕЙ МЕТОДОМ ЯДЕРНОГО МАГНИТНОГО РЕЗОНАНСА

Полезная модель относится к резонансной радиоспектроскопии, в частности к аппаратуре ядерного магнитного резонанса (ЯМР), используемой для оперативного анализа протон содержащих многокомпонентных жидкостей (топлив, нефтей, нефте- и химпродуктов, пищевых жидкостей) на состава и расхода при нефтедобыче, нефтепереработке и использовании на объектах энергетики при анализе жидкого топлива. Оно может быть также применено при анализе любых протон содержащих жидких смесей в разных отраслях промышленности и в экологии.
Измерение многофазной продукции нефтяных скважин в автоматическом режиме без сепарации газа позволяет не только использовать более технологичные схемы с минимумом оборудования, но и вести разработку небольших по запасам, морских месторождений и с платформ, на которых присутствие персонала не предусмотрено.
Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии национального стандарта утвержден ГОСТ 8.615-2005 «Государственная система единства измерений. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» с датой введения с 1 марта 2006 г., в дополнение к ГОСТ 2477 по определению содержания воды, ГОСТ 3900 и МИ 2151-91 по определению плотности нефти. Тем самым вводится система обязательного непрерывного контроля количества, качества скважинной жидкости (добываемой из скважин нефте-водно-газовой смеси) на концентрацию воды, плотность нефти, а также нормы погрешностей измерений. Измерения этих параметров, проводимые с помощью лабораторных приборов не обеспечивают оперативности.
Учет добываемой скважинной жидкости (СЖ) в настоящее время включает: определение расхода (дебита скважины), массовой концентрации воды, нефти. Причем на стадии добычи СЖ определение расхода некорректно, поскольку СЖ насыщена газом. Также важно определять концентрацию воды при добыче нефти, поскольку в целях энергосбережения насосы целесообразно включать только при достаточных концентрациях нефти в СЖ.
2
2
Для оперативного учета СЖ существуют установки, например установка учета сырой нефти (УУСН), которая включают в себя блок качества нефти оперативный (БКН-О), предназначенный для измерения содержания воды, расхода, отбора объединенной пробы по ГОСТ 2517 и включает в себя: влагомер сырой нефти типа ВСН-1 или ВСН-БОЗНА. Параметры объемов нефти и влаги (расхода) в настоящее время определяются по весоизмерительной технологии, на которой основана установка типа «Дельта». Установка плотности нефти не измеряет и может производить измерения при содержании механических примесей только до 0,5% и содержания HS - до 0,3%, т.к. HS оказывает разъедающее действие на опоры турбинного счетчика.
Погрешность измерения влажности весоизмерительной установкой типа «Дельта» составляет ±5-10% из-за меняющихся значений плотностей и трудности определения уровня жидкости вследствие наличия пены. Влагомеры сырой нефти ВСН-1 или ВСН-БОЗНА имеют следующие пределы допускаемой относительной погрешности:±3% при содержании воды до 60% и ±5% при содержании воды 60-90%. Для коммерческого и бригадного учета (при влажностях меньше 60%) на нефтепромыслах используется способ измерения влажности скважинной жидкости на групповой замерной установке (ГЗУ), основанный на измерении диэлектрической проницаемости, например цифровым анализатором ЦВН-2С выпускаемый Бугульминским опытным заводом "Нефтеавтоматика", а за рубежом в основном используется система AQUASYST WMC 5250Z, (фирмы Endress + Hausser Ltd., Manchester) основанная на том же принципе. Недостатком данного способа является: ограниченный диапазон измерений (0-60%), поскольку в водонефтяных эмульсиях в области концентраций воды 60-75% наблюдается инверсия фаз, что не позволяет использовать его для анализа сырой нефти. Микроволновый способ измерения влажности фирмы AGAR Corporation (Houston, Texas), реализованный в анализаторе AGAR OW-101, основан на поглощении электромагнитной энергии на частоте 4 МГц. Диапазон измерений по рекламному проспекту составляет 0-100%. Стоимость 80 000$. Непрерывность диапазона измерений 0-100% достигается только путем компьютерной "сшивки" градуировочной кривой в области инверсии фаз, однако наши исследования (Саратов, март 1987 г) показали, что в области "сшивки", т.е при концентрациях воды W=70-80% погрешность достигает 30%.
За рубежом для измерения расхода широко используются гамма-расходомеры, поскольку диафрагменные расходомеры дают высокую погрешность измерения. Гамма-расходомеры обеспечивают точность ±5% при продолжительных периодах времени выборки. Для повышения быстродействия требуются источники излучения повышенной мощности, что требует защиты от гамма-излучения, ведет к росту массы.
Периодичность измерений перечисленных параметров оказывает существенное влияние на достоверность определения массы нефти нетто, которая тем точнее, чем чаще производится измерение. Однако в настоящее время, учитывая сложность и трудоемкость операций учета используется следующая периодичность измерений параметров: воды - раз в сутки по ГОСТ 2477 по объединенной пробе (при отсутствии влагомера); плотности - раз в сутки по ГОСТ 3900 и МИ 2153-91 по объединенной пробе после ее осушки; содержание свободного и растворенного газа - раз в месяц. Это ощутимо сказывается на точности анализов.
Для использования датчиков оперативного контроля (которые должны быть без движущихся деталей, устанавливаться и сниматься без остановки потока), необходимо выполнение следующих требований, определенных на основе многофакторного анализа [2]:
1. Для обеспечения стабильности термодинамических параметров во времени и точности измерений рабочие процессы должны быть непрерывными, т.е. поступление и отвод газожидкостной смеси (ГЖС) не должны прерываться;
2. Энергию потока нельзя использовать для измерения (вращения турбинок, переключения и т.п.), т.е. отвод энергии должен быть минимальным;
3. К энергии потока не должна подводиться дополнительная энергия;
4. Во избежание разгазирования жидкости или растворения в ней газа, для снижения выпадения парафина и смол процесс должен быть изобарическим.
Таким образом, анализ состояния вопроса показал:
- нет установки, обеспечивающей определение на потоке требуемых по ГОСТ 8.615-2005 параметров - концентрации воды, плотности;
- практически нет анализаторов концентрации воды в нефти или в эмульсии на весь диапазон 0-100%. Измерение влажности на потоке осуществляется в лучшем случае с погрешностью ±5%;
- отечественных технических средств для непрерывного измерения плотности в настоящее время вообще нет;
- низкая периодичность анализа, и который часто приходится выполнять в лабораторных условиях, дает недостоверные результаты;
- наиболее точный промышленный влагомер сырой нефти ВСН-1 (точность 4%) работает совместно с цифровым влагомером ЦВН-2С, основанном на диэлькометрическом способе определения влажности и соответственно он обладает ограниченным диапазоном (0-60%). Содержание свободного газа, при котором обеспечивается указанная погрешность измерений, не должно превышать 1%, объемный расход должен составлять не менее 2.5 л/с. Такие условия измерений являются скорее исключением, чем правилом.
В связи с этим возникает актуальная необходимость разработки способа и устройства для экспресс-анализа на потоке перечисленных параметров. Они должны удовлетворять условиям: точности ±4%, охвата всего диапазона изменений концентрации компонент (0-100%), непрерывности, минимальности отвода энергии, экспрессности для повышения частоты анализа.
Этим условиям удовлетворяет только метод протонного магнитного резонанса, обладающий достаточной точностью, охватом всего диапазона концентраций, неконтактностью, взрывобезопасностью, возможностью измерений на потоке, непрерывностью и экспрессностью, минимальностью отвода энергии из потока, возможностью автоматизации.
0
Известно устройство для измерения состава и расхода многокомпонентной жидкости на основе ядерного магнитного резонанса, которое состоит из ряда магнитов для поляризации жидкости и ряда ЯМР или ЭПР датчиков течения, расположенных вдоль трубопровода [3]. В этом устройстве постоянное магнитное поле H прикладывается на многокомпонентный поток
с помощью магнитного устройства. Для измерения индивидуальных массовых скоростей потока изобретение использует комбинацию различных магнитов и ЯМР (или ЭПР) датчиков потока, расположенных вдоль трубопровода. В магнитном поле располагается труба из немагнитного материала.
Согласно описываемому изобретению, аппаратура включает в себя магнитные средства для формирования магнитного поля, которое генерируется множеством поляризующих магнитов; детектирующий магнит расположен между двумя поляризующими магнитами; труба из немагнитного материала находящаяся в поле поляризующих и детектирующих магнитов; имеется соответствующее количество РЧ-катушек, каждая из которых расположена в поле детектирующих магнитов и намотана вокруг немагнитной трубы; ЯМР (ЭПР) аппаратура для регистрации сигнала, подсоединенная к соответствующей РЧ-катушке; аппаратура для регистрации намагниченности и скорости текущего материала; средства для измерения, сбора, хранения и расчета информации о скорости и намагниченности каждой из ЯМР (ЭПР) аппаратур с целью расчета массовых скоростей индивидуальных компонент потока. Средства управления содержат коммутирующий блок для подключения и отключения регистрирующей аппаратуры ЯМР (ЭПР) к одной или большему количеству упомянутых РЧ-катушек.
Недостатком устройства, описанного в [3], является необходимость большого количества поляризаторов и анализаторов, что усложняет аппаратуру, повышает ее размеры и массу и повышает ее стоимость.
-3
Известно также устройство для измерения состава и расхода многокомпонентной жидкости на основе магнитного резонанса [4] содержащее магнитную систему, трубу, выполненную из немагнитного материала, часть которой размещена в магнитном поле между наконечниками магнитной системы, радиочастотную катушку, электронный блок обработки сигналов, датчик давления и датчик температуры, отличающееся тем, что часть трубы, которая размещена в магнитном поле между полюсами магнитной системы, состоит из двух участков - периферийного разветвленного участка трубы, размещенного в периферийной части межполосного пространства магнитной системы, и центрального неразветвленного участка трубы, размещенного в центральной части магнитного поля межполюсного пространства магнитной системы, выполненного таким диаметром, что внутренний объем центрального участка трубы, ограниченный радиочастотной катушкой, размещенной внутри центрального участка трубы, не выходит за пределы границ объема однородного магнитного поля межполюсного пространства магнитной системы, где выполняются условия реализация ядерного магнитного резонанса, т.е. относительное изменение магнитной индукции в любом направлении внутри этого объема не превышает 10, радиочастотная катушка, помещенная между экранами Фарадея и соединенная с электронным блоком обработки сигналов, размещена коаксиально внутри центрального неразветвленного участка трубы так, что оси межполюсного пространства магнитной системы и радиочастотной катушки расположены перпендикулярно друг к другу, причем центр катушки конструктивно расположен в центре межполюсного пространства магнитной системы, при этом средний диаметр радиочастотной
катушки выполнен таким размером, что площадь сечения центрального участка трубы в месте размещения катушки разделена ею на две равные части.
изм
отсч
преб
ср
ср
изм
преб
Недостатком описанного устройства является ограниченный диапазон скоростей потоков и строгие требования к однородности магнитного поля в области расположения приемно-передающей катушки датчика ЯМР, затруднения в разделе сигналов ЯМР от разных компонент в случае многокомпонентной по составу жидкости, особенно если времена релаксации компонент жидкости достаточно близки, а также наличие криволинейных участков трубопровода вблизи датчика, которые могут привести к наличию вибраций в системе в случае турбулентных потоков и снижению точности измерения скоростей и состава компонент, к разделению с последующим осаждением масляных компонент в случае измерения потоков смесей. Ограничения на малый диапазон скоростей потоков заключаются в том, что время измерения сигнала в приемной катушке ЯМР-анализатора t диктуется временем nt, затрачиваемым на количество отсчетов n, необходимых для точного воспроизведения формы сигнала и ее анализа, и ограничено временем пребывания возбужденных спинов текущей жидкости внутри катушки t=l/υ, где l - длина катушки, υ - средняя по сечению трубы скорость потока, так что t≤t.
Перечисленные недостатки устраняются в предлагаемой ниже полезной модели на устройство для измерения состава и расхода многокомпонентной жидкости на основе магнитного резонанса.
Целью полезной модели является реализация устройства оперативного контроля состава (концентрации воды и плотности), расхода, повышение диапазона измерений и представительности пробоотбора.
2в
2н
2
*
Устройство использует по [5] возбуждение в образце, помещенном в постоянное магнитное поле сигналов спин-эхо ядерного магнитного резонанса сериями радиочастотных импульсов по методу Карра-Парселла-Мейбум-Гилла (КПМГ) и регистрации амплитуд спин-эхо в эталонном и исследуемом образцах, причем в качестве эталонных образцов берут компоненты исследуемой смеси - воды и нефти. Предварительно производится измерение эффективных времен спин-спиновой релаксации для эталонных (Т, Т) образцов и запоминается в памяти ЭВМ или контроллера. В рабочем режиме измеряется эффективное время релаксации (Т ) анализируемых образцов по начальным участкам огибающих эхо-сигналов в интервале t=2Nτ, где N - число импульсов в методике КПМГ, τ - интервал между импульсами
Интервал измерений t выбирается из формулы:
2нмах
2в
2н
где Т - максимальное время спин-спиновой релаксации углеводорода. По зависимости плотности ρ от Т и Т определяется ρ.
i
В основу устройства и принципа пробоотбора для реализации способа-заложен закон изменения давление жидкости Р в разных сечениях трубы S в соответствии с уравнением Бернулли при расширении или сужении трубы. При неразрывности и однородности потока уравнение будет:
,
i
i
i
или вследствие того, что расход Q=Sν=const:
T
Отсюда, учитывая полученную нами зависимость времен спин-спиновой релаксации от расхода, можно вывести уравнение, по которому можно определять текущий расход Q. Оно имеет вид:
2
Д
20
Д
C
*
где Т  - время спин-спиновой релаксации при расходе Q через датчик ЯМР, T - время спин-спиновой релаксации в остановленном потоке, S - сечение устройства на уровне положения пробоотборного патрубка в устройстве, S - сечение трубки датчика ЯМР, K - коэффициент, определяемый по градуировочной зависимости времен релаксации от физико-химических свойств жидкой среды, K - коэффициент, определяемый по градуировочной зависимости времен релаксации от расхода.
i
max
i
max
i
Эскиз системы пробоотбора без движущихся деталей (т.е. без электромагнитных вентилей и задвижек) представлен на Фиг.1. Поток многокомпонентной жидкости попадая из магистрального трубопровода в расширение трубы 1 снижает скорость ν и увеличивает давление Р в степени, пропорциональной √S. В результате происходит интенсивная турбулизация смеси, которая через патрубок 2 поступает со скоростью ν, определяемой положением патрубка 2, в датчик 3 магнита ЯМР- анализатора и выходит через немагнитный патрубок 4 который может быть установлен в любом положении трубы. В результате скорость потока будет определяться разницей давлений (Р-P) в сечении S и S. При расположении патрубка 2 в сечении на уровне магистральной трубы разница давлений будет минимальна независимо от скорости и давления в магистральной трубе и скорость движения потока через датчик ЯМР будет также минимальной, что необходимо для измерения ЯМР-параметров по вышеописанному способу и через них - значения концентрации воды и плотности. Тем самым отпадает необходимость остановки потока. Конструктивно это означает отказ от вентилей и задвижек, требующих взрывозащиты и имеющих ресурс работы не более 2000 включений. Для измерения расхода патрубок 2 располагается в положении максимального сечения расширения трубы, что обеспечивает максимальный перепад давления и измерения скорости в соответствии с полученной нами зависимостью значений времен релаксации от скорости потока. Конструкция устройства представлена на фиг.2.
3
Пример 1. Реализация способа измерения влажности водонефтяной смеси Лениногорской нефти плотностью ρ=870 кг/м с пластовой водой в диапазоне 10-100% при измерении на испытательном стенде ПИАВ.423.314.002 проточной измерительной установки системы автоматизации нефтедобывающих
скважин «Недра» (фиг.3), в разработке которого авторы принимали непосредственное участие.
Испытывалась система в составе: испытательного стенда ПИ-АВ.423.314.002, включающий узел пробоотбора ПИАВ.423.314.001, контроллер скважины, контроллер ГЗУ, диспетчерский пульт. Результаты испытаний приведены в Протоколе, подписанном представителем ОАО «Тат-нефть». Установлено, что измерение скважинной жидкости в диапазоне 10-100% обеспечивается с точностью ±4%. Сделаны выводы, что система автоматизации нефтедобывающих скважин «Недра» выдержала испытания с положительным результатом.
Через трубу пробоотборного устройства прокачивалась пластовая вода. Результаты измерения анализатором ЯМР и погрешность измерения приведены в табл.1
Табл.1
Содержание воды
Показания
Фактическое
100
100
100
100
100
По ЯМР-анализатору
98.9
100
99.5
98.9
100
Основная приведенная погрешность (ОПП) (%)
-1.1
0
-0.5
-1.1
0
Через трубу пробоотборного устройства прокачивалась смесь пластовой воды и нефти разной концентрации воды. Результаты измерения приведены в таблице 2:
Табл.2
Содержание воды
Показания
Фактическое
89
89
89
89
89
По ЯМР-анализатору
2.1
91.7
92.4
92.3
91.5
ОПП (%)
-3.1
-2.7
-3.4
-3.3
-2.5
Содержание воды
Показания
Фактическое
84
84
84
84
84
По ЯМР-анализатору
84.9
86.6
87.5
84.3
85.1
ОПП (%)
-0.9
-2.6
-3.5
-0.3
-1.1
Содержание воды
Показания
Фактическое
79
79
79
79
79
По ЯМР-анализатору
78.5
78.4
75.1
79.4
81.2
ОПП(%)
0.5
0.6
3.9
-0.4
-2.2
Содержание воды
Показания
Фактическое
74
74
74
74
74
По ЯМР-анализатору
70.2
77.9
77.1
76.9
77.8
ОПП (%)
3.8
-3.9
-3.1
-2.9
-3.8
Пример 2. Альтернативным методом путем отстоя слитой из пробоотборного устройства смеси определялось соотношение воды и нефти. Результаты представлены в Табл.3
Показания ЯМР-анализатора (% воды)
85.1
76.5
80.4
92.6
96.2
Соотношение по отстою (% воды)
83.0
74.0
78.0
91.0
94.0
ОПП (%)
2.1
2.5
1.6
1.6
2.2
ССЫЛКИ
1. Н.А.Островский, А.С.Миронов, В.П.Стариков Метрологическое и организационное обеспечение промышленного внедрения высоких измерительных технологий. 2004 г., http://www.teplopunkt.ru/articles/0052_svp_vit.html
2. http://quickstep.narod.ru/crude-oil/hub/hub2/books/ufa/h1/12/12.htm
3. EP 0691526 A1, European patent application, 10.01.1996 Bulletin 1996/2 Application number: 95304710.7, Data of filling: 05.07.1995, Priority^ 06.07.1994 Applicant: The petroleum Science and Technology Institute, Edinburgh EH14 4AP (GB), Inventor: Bayer, Alwin, D091171 Greding (DE)
4. Заявка №2004113470/22 от 05.05.2004 Валиев Р.Ф., Харисов А.Г., Садыков И.И., Шмелев А.А. 10.09.2004 Бюл. 3425. Открытое акционерное общество "Альметьевский завод "Радиоприбор" (КТ)
5. Кашаев Р.С., Темников А.Н., Идиятуллин З.Ш. Способ измерения влажности нефти и нефтепродуктов. №2135986. Бюллетень изобретений №28. 1997. С.123.