УСТРОЙСТВО ДЛЯ АНАЛИЗА СОСТАВА СЫРОЙ НЕФТИ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для анализа состава сырой нефти в технологическом процессе ее добычи, сбора, подготовки и транспортировки.
Устройство для реализации способа (см. Патент США №5821406 «Метод и система измерения сырой нефти», G 01 N 33/26, 13.10.1998), содержит пробоотборник и полый прозрачный цилиндрический контрольный резервуар с делениями, устанавливаемый на центрифуге.
Прототипом полезной модели является устройство для анализа состава сырой нефти (см. патент РФ на полезную модель U1 34253 RU 7 G 01 N 33/26, «Устройство для анализа состава сырой нефти», №2003114691/20; Заявл. 21.05.2003 // Бюллетень ИМП. 2003. №33), состоящего из контрольного резервуара, прозрачного для микроволнового и видимого излучения, рабочей микроволновой камеры, выполненной в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источника микроволнового излучения, осветителя, телевизионной передающей камеры, двух электромагнитных вентилей, датчика веса, измерительного преобразователя, электронного коммутатора, аналого-цифрового преобразователя, интерфейса и компьютера. Причем, 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. Контрольный резервуар, выполнен как прямой полый цилиндр, прозрачный для видимого и микроволнового излучения и 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 света, заполнения пробой сырой нефти контрольного резервуара и его опорожнения, причем указанные выше блоки закреплены, а соответствующие им технологические отверстия выполнены так, что ось источника микроволнового излучения и соответствующего ему технологического отверстия расположена соосно оси центрального поперечного сечения контрольного резервуара, оптические оси осветителя, телевизионной передающей камеры и оси соответствующих им технологических отверстий расположены перпендикулярно ей, а оси обоих электромагнитных вентилей и соответствующих им технологических отверстий расположены соосно главной оси контрольного резервуара. Причем, 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 выхода интерфейса с компьютером, а выход телевизионной передающей камеры соединен с входом аналого-цифрового преобразователя.
Недостатком прототипа является низкая точность определения процентного соотношения компонент сырой нефти из-за сильных засветок телевизионной передающей камеры, вызванных рассеиванием на стенках контрольного резервуара и рабочей микроволновой камеры. А так же низкая эффективность работы устройства из-за не согласованности глубинны проникновения между сепарированными компонентами сырой нефти в контрольном резервуаре, выполненном в виде прямого полого цилиндра.
Решаемая техническая задача - повышение точности анализа состава сырой нефти и эффективности работы устройства.
Решаемая техническая задача в устройстве для анализа состава сырой нефти, содержащем контрольный резервуар, прозрачный для видимого и микроволнового излучения, рабочую микроволновую камеру, выполненную
в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источник микроволнового излучения, осветитель, телевизионную передающую камеру, два электромагнитных вентиля, датчик веса, измерительный преобразователь, электронный коммутатор, аналого-цифровой преобразователь, интерфейс и компьютер, причем контрольный резервуар, закреплен основаниями с внутренней стороны верхней и нижней стенок рабочей микроволновой камеры, датчик веса закреплен на внешней стороне нижнего основания контрольного резервуара и внутренней стороне нижней стенки рабочей микроволновой камеры, а источник микроволнового излучения, телевизионная передающая камера, первый и второй электромагнитные вентиля закреплены с внешней стороны стенок рабочей микроволновой камеры соответственно задней, правой, верхней и нижней, при этом в стенках рабочей микроволновой камеры выполнены соответствующие технологические отверстия для ввода излучений микроволнового источника, регистрации телевизионной передающей камерой прошедшего через контрольный резервуар 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 источника микроволнового излучения и ось соответствующего ему технологического отверстия расположены соосно оси центрального поперечного сечения контрольного резервуара, оптическая ось телевизионной передающей камеры и ось соответствующего ей технологического отверстия расположены перпендикулярно оси центрального поперечного сечения контрольного резервуара, при этом, выход датчика веса подключен к входу измерительного преобразователя, выход которого и выход телевизионной передающей камеры подключены соответственно к первому и второму сигнальным входам электронного коммутатора, адресный вход которого через соответствующие выходы интерфейса, а выход через аналого-цифровой преобразователь и соответствующие входы интерфейса подключены к компьютеру, осветитель, источник микроволнового излучения, телевизионная передающая камера и оба
электромагнитных вентиля имеют входы управления включением/выключением, которые через соответствующие выходы интерфейса, подключены к компьютеру, при этом первый электромагнитный вентиль является входом, а второй - выходом контрольного резервуара для забора проб сырой нефти, отличающееся тем, что контрольный резервуар выполнен в виде объема ограниченного двумя прямыми полыми цилиндрами разного диаметра, осветитель, выполнен в виде люминесцентной лампы дугового разряда цилиндрической формы, установленной внутри цилиндра меньшего диаметра, так что его ось сосна оси контрольного резервуара, и закреплен с внешней стороны нижней и верхней стенок рабочей микроволновой камеры, при этом электромагнитные вентили закреплены, а соответствующие им технологические отверстия выполнены так, что оси обоих электромагнитных вентилей и оси соответствующих им технологических отверстий перпендикулярны концентрической срединной окружности поперечного сечения контрольного резервуара
На фиг.1 изображена структурная схема устройства для анализа состава сырой нефти.
На фиг.2 изображена проба сырой нефти в контрольном резервуаре при его заполнении.
На фиг.3 изображена структура видеосигнала на выходе телевизионной передающей камеры, соответствующая пробе сырой нефти в контрольном резервуаре при его заполнении.
макс
газ
мин
На фиг.4 показана зависимость веса пробы сырой нефти от типа ее эмульсионного состояния и газосодержания в ней, по которой производится определение максимального веса пробы сырой нефти Р, веса пробы сырой нефти P, требующей предварительного разгазирования, и минимального веса пробы сырой нефти Р, в соответствии с которыми определяются варианты работы устройства.
На фиг.5 изображена структура сепарированной сырой нефти в контрольном резервуаре при определении процентного отношения компонентов.
На фиг.6 изображена структура видеосигнала на выходе телевизионной передающей камеры, соответствующая структуре сепарированной сырой нефти в контрольном резервуаре при определении процентного отношения компонентов.
Устройство для анализа состава сырой нефти (фиг.1, 2, 3, 4,, 5, 6) содержит контрольный резервуар 1, прозрачный для видимого и микроволнового излучения, рабочую микроволновую камеру 2, выполненную в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источник микроволнового излучения 3, осветитель 4, телевизионную передающую камеру 5, два электромагнитных вентиля 6-7, датчик веса 8, измерительный преобразователь 9, электронный коммутатор 10, аналого-цифровой преобразователь 11, интерфейс 12 и компьютер 13. Причем контрольный резервуар 1, закреплен основаниями с внутренней стороны верхней и нижней стенок рабочей микроволновой камеры 2. Датчик веса 8, закреплен на внешней стороне нижнего основания контрольного резервуара 1 и внутренней стороне нижней стенки рабочей микроволновой камеры 2. Источник микроволнового излучения 3, телевизионная передающая камера 5, первый 6 и второй 7 электромагнитные вентиля закреплены с внешней стороны стенок рабочей микроволновой камеры 2 соответственно задней 14, правой 15, верхней 16 и нижней 17. При этом в стенках рабочей микроволновой камеры 2 выполнены соответствующие технологические отверстия 18-23 для ввода излучений микроволнового источника 3, регистрации телевизионной передающей камерой 5 прошедшего через контрольный резервуар 1 излучения осветителя 4, заполнения пробой сырой нефти контрольного резервуара 1 и его опорожнения. Причем указанные выше блоки закреплены, а соответствующие им технологические отверстия 18-23 выполнены так, что ось 24 источника микроволнового излучения 3 и ось 25 соответствующего ему технологического отверстия
18 расположены соосно оси 26 центрального поперечного сечения контрольного резервуара, оптическая ось 27 телевизионной передающей камеры 5 и ось 28 соответствующего ей технологического отверстия 19 расположены перпендикулярно оси 26 центрального поперечного сечения контрольного резервуара 1, при этом, выход датчика веса 8 подключен к входу измерительного преобразователя 9, выход которого и выход телевизионной передающей камеры 5 подключены соответственно к первому и второму сигнальным входам электронного коммутатора 10, адресный вход которого через соответствующие выходы интерфейса 12, а выход через аналого-цифровой преобразователь 11 и соответствующие входы интерфейса подключены к компьютеру 13. Осветитель 4, источник микроволнового излучения 3, телевизионная передающая камера 5 и оба электромагнитных вентиля 6-7 имеют входы управления включением/выключением, которые через соответствующие выходы интерфейса 12, подключены к компьютеру 13. При этом первый электромагнитный вентиль 6 является входом, а второй 7 - выходом контрольного резервуара 1 для забора проб сырой нефти. Контрольный резервуар 1 выполнен в виде объема ограниченного двумя прямыми полыми цилиндрами разного диаметра. Осветитель 4, выполнен в виде люминесцентной лампы дугового разряда цилиндрической формы, установленной внутри цилиндра меньшего диаметра, так что его ось 29 сосна оси 30 контрольного резервуара 1, и закреплен с внешней стороны нижней 17 и верхней 16 стенок рабочей микроволновой камеры 2, при этом электромагнитные вентили 6-7 закреплены, а соответствующие им технологические отверстия 22, 23 выполнены так, что оси 31, 32 обоих электромагнитных вентилей и оси 33, 34 соответствующих им технологических отверстий 22, 23 перпендикулярны концентрической срединной окружности поперечного сечения контрольного резервуара 1.
Источник микроволнового излучения 3, соответствующее ему технологическое отверстие 18 и соединение с ним интерфейса 12 показаны пунктирной линией, поскольку указанные элементы 3, 18 находятся на задней 14
стенке рабочей микроволновой камеры 2. Оси 24, 25 показаны в проекции перпендикулярной плоскости фиг.1.
Контрольный резервуар 1, выполнен из двух цилиндров, диаметры которых выбираются из условия d1=(3,4-3,6 см)+d2, где d1 - диаметр внешнего цилиндра контрольного резервуара 1, d2 - диаметр внутреннего цилиндра контрольного резервуара 1. Разница между диаметрами на 3,4-3,6 см выбрана из условия эффективного проникновения электромагнитного излучения в водонефтяную эмульсию.
На фиг.2 представлена проба сырой нефти 35 внутри контрольного резервуара 1. Характерными границами, необходимыми для определения высоты столба пробы сырой нефти 35, заполняющей контрольный резервуар 1, являются нижняя граница 36 контрольного резервуара 1 и верхняя граница 37 пробы сырой нефти 35. Для определения границ анализируется строка разложения изображения А-А телевизионной передающей камеры 5, соответствующая оси 30 контрольного резервуар 1.
Vпр
При заполнении контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти видеосигнал строки А-А, расположенной параллельно оси 30 контрольного резервуара 1, полученный с телевизионной передающей камеры 5, представлен на фиг.3. Характерными изменениями видеосигнала, существенными для работы устройства, являются изменения его амплитуды между уровнем белого (УБ) и уровнем черного (УЧ) на нижней границе 36 контрольного резервуара 1 и верхней границе 37 пробы сырой нефти 35. Проба сырой нефти 35 менее прозрачна для излучения осветителя 4, чем незаполненное пространство контрольного резервуара 1, соответственно амплитуда видеосигнала на верхней границе 37 пробы сырой нефти 35 будет скачкообразно изменяться. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который по времени совпадает с началом изображения нижней границы 36 контрольного резервуара 1. Для нее номер соответствует А0 и принимается равным 0. Для верхней границы 37 пробы сырой нефти 35 номер равен А. В компьютер
(4/5)V
V
Vпост
пocт
закладываются номера пикселей для определения пределов заполнения контрольного резервуара 1 - A , соответствующий (4/5)V, и A, соответствующий V, а также необходимого объема заполнения А, соответствующий V.
пр
макс
газ
мин
макс
газ
газ
газ
пр
мин
мин
мин
На фиг.4 показана зависимость веса пробы сырой нефти 35 от типа ее эмульсионного состояния и газосодержания в ней, по которой производится выбор вариантов работы устройства. Сырая нефть в пробе 35 может находиться в виде эмульсии типов «нефть в воде» (от 1 до 50% нефти) и «вода в нефти» (от 50 до 99% нефти) с наличием или отсутствием окклюдированного газа. Существенным для работы устройства является определение веса Рпробы сырой нефти 35 и сравнение его значения со значениями, заложенными в компьютер Р, Р и Р. Р соответствует максимальному весу негазированной пробы сырой нефти 35 и определяется при наличии в ней эмульсии типа «нефть в воде» при 1%-ом содержании нефти. Р соответствует весу негазированной пробы сырой нефти 35 - при наличии в ней эмульсии типа «нефть в воде» или «вода в нефти» при 50%-ом содержании нефти. В случае наличия окклюдированного газа вес пробы сырой нефти 35 не будет меньше значения Р при газосодержании L, лежащем в диапазоне от 0 до L1 для конкретных значений эмульсий типа «нефть в воде». Для эмульсий типа «нефть в воде» или «вода в нефти» возможна ситуация, когда Р≥Р>Р, но газосодержание не превышает L1 (заштрихованная область). Это следует особо учесть при выборе вариантов работы устройства. Р соответствует весу пробы сырой нефти 35, при котором анализ ее состава завершается, поскольку включение источника микроволнового излучения 3 в этом случае недопустимо, так как возможен его выход из строя. Как правило, Р определяется требованиями источника микроволнового излучения 3.
На фиг.5 представлена структура сепарированной сырой нефти внутри контрольного резервуара 1 после обработки ее излучением от источника микроволнового излучения 3. На дне контрольного резервуара 1 расположен
осадок 38, выше вода 39 и нефть 40. Характерными границами, необходимыми для анализа состава сырой нефти, являются нижняя граница 41 контрольного резервуара 1, граница раздела «осадок-вода» 42, граница раздела «вода-нефть» 43, верхняя граница сепарированной нефти 44. Для определения границ анализируется строка разложения изображения А-А, соответствующая оси 30 контрольного резервуара 1.
При определении процентного отношения компонентов сырой нефти видеосигнал строки А-А, расположенной параллельно соответствующей оси 30 контрольного резервуара 1, полученный с телевизионной передающей камеры 5, представлен на фиг.6. 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 38 и чистая нефть 40 менее прозрачны для излучения осветителя 4, чем вода 39, соответственно амплитуда видеосигнала на границах раздела сред будет скачкообразно изменяться. Характерные изменения амплитуды соответствуют нижней границе 41 контрольного резервуара 1, границе раздела «осадок-вода» 42, границе раздела «вода-нефть» 43 и верхней границе сепарированной нефти 44. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который по времени совпадает с началом изображения нижней границы 41 контрольного резервуара 1. Для нее номер соответствует А0 и принимается равным 0. Для границы раздела «осадок-вода» 42 номер равен А 1, для границы раздела «вода-нефть» 43 номер равен А2, для верхней границы сепарированной нефти 44 номер равен A3.
Рассмотрим работу устройства для анализа состава сырой нефти.
Для заполнения контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 35 с компьютера 13 через интерфейс 12 подается команда управления включением первого электромагнитного вентиля 6. Алгоритм управления компьютером 13 работой отдельных блоков устройства представлен в Приложении 1.
пр
пр
пост
Заполнение контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 35, представленное на.фиг.2, из трубопровода или емкости, в которых может находиться сырая нефть, осуществляется в пределах 4/5≤V/V<1. Данные пределы выбраны, исходя из условий обеспечения высокой точности анализа, попадания анализируемой пробы сырой нефти 35 и всего контрольного резервуара 1 в поле зрения телевизионной передающей камеры 5 и невозможности переливания контрольного резервуара 1 при заполнении. Однако заполнение контрольного резервуара 1 в указанных пределах, определяемое только временем заполнения, при переменной скорости потока сырой нефти 35 может вызвать разницу в объеме и весе между пробами в соседних измерениях. Тогда либо большая проба при выбранном режиме сепарации микроволновым излучением не сможет полностью разделиться на компоненты, либо меньшая проба может быть перегрета, что приведет к ее закипанию и перемешиванию. В обоих случаях точность анализа состава сырой нефти будет не высокой. Поэтому заполнение контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 35 осуществляют до постоянного значения V=V.
Для этого во время заполнения контрольный резервуар 1 дополнительно освещают излучением от осветителя 4, регистрируют интенсивность прошедшего через контрольный резервуар 1 излучения телевизионным методом - путем регистрации телевизионной передающей камерой 5 видеосигнала строки изображения, расположенной вдоль оси 30 контрольного резервуара 1. Для этого с компьютера 13 через интерфейс 12 подаются команды управления включением осветителя 4 и телевизионной передающей камеры 5, а также команда на адресный вход электронного коммутатора 10 на подключение к входу аналого-цифрового преобразователя 11 сигнала с выхода телевизионной передающей камеры 5. Структура видеосигнала, полученная с телевизионной передающей камеры 5 и соответствующая пробе сырой нефти 35, заполняющей контрольный резервуар 1, приведенной на фиг.2, показана на фиг.3.
пр
пост
Vпр
Далее определяют объем заполнения V контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 35 и момент достижения им значения V по алгоритму, приведенному в Приложении 2. Сначала по изменению амплитуды оцифрованного в аналого-цифровом преобразователе 11 и переданного через интерфейс 12 в компьютер 13 видеосигнала определяют нижнюю границу 36 контрольного резервуара 1 и верхнюю границу 37 пробы сырой нефти 35, как номера соответствующих им пикселей видеосигнала, соответственно А0 и А.
Vпр
Характерными изменениями видеосигнала, существенными для работы устройства, являются изменения его амплитуды между уровнем белого (УБ) и уровнем черного (УЧ) на нижней границе 36 контрольного резервуара 1 и верхней границе 37 пробы сырой нефти 35. Проба сырой нефти 35 менее прозрачна для излучения осветителя 4, чем незаполненное пространство контрольного резервуара 1, соответственно амплитуда видеосигнала на верхней границе 37 пробы сырой нефти 35 будет скачкообразно изменяться. Вся длительность строки разбита на число пикселей, укладывающихся в ней. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который повремени совпадает с началом изображения нижней границы 36 контрольного резервуара 1. Для нее номер соответствует АО и принимается равным 0. При анализе видеосигнала определяется номер пикселя A, в котором произошел скачок амплитуды видеосигнала на верхней границе 37 пробы сырой нефти 35.
(4/5)V
V
Vпост
пост.
Vпр
Vпост
(4/5)V
Vпр
V
В компьютер 13 закладываются номера пикселей для определения пределов заполнения контрольного резервуара 1 - A, соответствующий (4/5)V, и A, соответствующий V, а также необходимого объема заполнения А, соответствующий vПри выполнении равенства A-A=0 и условия A≤A<A заполнение контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 35 завершают, для чего с компьютера 13 через интерфейс 12 подают команду выключения первого электромагнитного вентиля 6.
пр
пост
Далее определяют вес Р пробы сырой нефти 35, заполнившей контрольный резервуар 1 до объема V Для этого с компьютера 13 через интерфейс 12 подается команда на адресный вход электронного коммутатора 10 на подключение к аналого-цифровому преобразователю 11 выхода измерительного преобразователя 9, вход которого подключен к датчику веса 8.
пр
макс
газ
мин
Выбор вариантов работы устройства производится по значению измеренного веса Р и значениям Р, P и Р, предварительно заложенным в компьютер 13, по алгоритму, представленному в Приложении 3.
макс
газ
мин
макс
газ
газ
газ
пр
мин
мин
мин
Выбор значений Р, P и Р можно осуществить по зависимости, приведенной на фиг 4. Сырая нефть в пробе 35 может находиться в виде эмульсии типов «нефть в воде» (от 1 до 50% нефти) и «вода в нефти» (от 50 до 99% нефти) с наличием или отсутствием окклюдированного паза. Рсоответствует максимальному весу негазированной пробы сырой нефти 35 и определяется при наличии в ней эмульсии типа «нефть в воде» при 1%-ом содержании нефти. Р соответствует весу негазированной пробы сырой нефти 35 - при наличии в ней эмульсии типа «нефть в воде» или «вода в нефти» при 50%-ом содержании нефти. В случае наличия окклюдированного газа вес пробы сырой нефти 35 не будет меньше значения Р при газосодержании L, лежащем в диапазоне от 0 до L1 для конкретных значений эмульсии типа «нефть в воде». Для эмульсий типа «нефть в воде» или «вода в нефти» возможна ситуация, когда Р≥Р>Р, но газосодержание не превышает L1 (заштрихованная область). Это будет особо учтено при выборе вариантов работы устройства. Р соответствует весу пробы сырой нефти 35, при котором анализ ее состава прекращается, поскольку включение источника микроволнового излучения 3 в этом случае недопустимо, так как возможен его выход из строя. Как правило, Р определяется требованиями источника микроволнового излучения 3.
Например, можно рассмотреть анализ веса проб для сырой нефти Ромашкинского месторождения. Республика Татарстан (данные для расчета
взяты из книги Байков Н.М.. Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. «Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды», М.: Недра, 1981).
Для эмульсионных сырых нефтей плотность рассчитывают, исходя из правила аддитивности по формуле
э
н
в
в
н
ρ=ρ(1-φ)+ρ(1-φ),
в
в
н
в
н
н
н
в
э
в
н
3
где φ - объемная доля дисперсной фазы φ=ν/(ν+ν), φ=ν/(ν+ν), ρ, ρ, ρ- соответственно плотность эмульсионной системы, воды и чистой нефти, кг/м.
Для газонасыщенных эмульсионных нефтей с достаточной точностью плотность системы рассчитывают по формуле
см
э
г
ρ=ρ(1-L)+Lρ,
г
где ρ, - плотность газа, L - газосодержание.
Кроме того, доля осадка в пробах сырой нефти незначительна, и мы не будем учитывать ее в данных расчетах.
н
в
г
макс
газ
мин
3
3
3
3
Для Ромашкинского месторождения ρ≈800 кг/м, ρ≈1200 кг/м, ρ≈2 кг/м. Тогда для объема заполнения контрольного резервуара 1 V=0,5 дм, Р будет определяться массой в 0,6 кг, Р - 0,5 кг, и Р - 0,2 кг (для магнетронного источника микроволнового излучения). Значения газосодержания L1 составит 10%, что обеспечивает высокую точность определения процентного соотношения компонент нефти, поскольку при наличии окклюдированного газа до 10% эмульсии разгазируются при микроволновой сепарации. В случае наличия окклюдированного газа с долей большей 10% высокая точность определения процентного соотношения компонент сырой нефти может быть обеспечена за счет предварительного разгазирования.
макс
пр
газ
Если Р≥Р>Р, переходят к сепарации пробы сырой нефти 35, заполнившей контрольный резервуар 1, на компоненты - осадок, воду, чистую нефть, облучая ее излучением от источника микроволнового излучения 3. Для этого с компьютера 13 через интерфейс 12 подается команда управления включением источника микроволнового излучения 3. 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°С. Длительность включения и режим работы источника микроволнового излучения 3 определяются объемом контрольного резервуара 1, типом нефти и ее начальной температурой. В результате сепарации в контрольном резервуаре 1 образуется структура сепарированной нефти, показанная на фиг.5.
Далее контрольный резервуар 1 освещают и телевизионным методом регистрируют интенсивность прошедшего через контрольный резервуар 1 видимого излучения в виде видеосигнала строки изображения, расположенной вдоль оси 30 контрольного резервуара 1 со стороны противоположной стороне освещения. Для этого с компьютера 13 через интерфейс 12 подаются команды управления включением осветителя 4 и телевизионной передающей камеры 5, а также команда на адресный вход электронного коммутатора 10 на подключение к входу аналого-цифрового преобразователя 11 сигнала с выхода телевизионной передающей камеры 5. Структура видеосигнала, полученная с телевизионной передающей камеры 5 и соответствующая структуре сепарированной нефти, приведенной на фиг.5, показана на фиг.6
Далее определяют процентное соотношение компонентов сырой нефти по алгоритму, приведенному в Приложении 4. Сначала по изменению амплитуды  оцифрованного в аналого-цифровом преобразователе 11 и переданного через интерфейс 12 в компьютер 13 видеосигнала определяют нижнюю границу 41 контрольного резервуара 1, границы раздела «осадок-вода», 42 и «вода-нефть» 43, верхнюю границу сепарированной  нефти 44, как номера соответствующих им пикселей видеосигнала, соответственно А0, А1, А2, А3.
Характерными изменениями видеосигнала являются изменения его амплитуды между уровнем белого (УБ) и уровнем черного (УЧ) для границ раздела различных компонентов нефти. Осадок 38 и нефть 40 менее прозрачны
для излучения осветителя 4, чем вода 39, соответственно амплитуда видеосигнала на границах раздела сред будет скачкообразно изменяться. Характерные изменения амплитуды соответствуют нижней границе 41 контрольного резервуара 1, границе «осадок-вода» 42, границе «вода-нефть» 43 и верхней границе сепарированной нефти 44. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который но времени совпадает с началом изображения нижней границы контрольного резервуара 1 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 компонент нефти. Пусть в нашем примере это соответствует:
нижняя граница контрольного резервуара 41 - А0=0;
граница раздела «осадок-вода» 42 - А1=40;
граница раздела «вода-нефть» 43 - А2=160;
верхняя граница сепарированной нефти 44 - А3=360.
Далее вычисляют разность между номерами пикселей для определения высоты столбов соответственно осадка 38, воды 39 и чистой нефти 40, отнесенных к высоте полного столба сепарированной нефти.
В нашем примере это соответствует:
осадок - (А1-А0)/(А3-А0)=40/360=0,11;
вода - (А2-А1)/(А3-А0)=120/360=0,33;
чистая нефть - (A3-A2)/(A3-A0)=200/360=0,56.
Тогда количественное соотношение компонент сырой нефти будет равно
11%:33%:56% (осадок:вода:чистая нефть).
В заключении пробу сырой нефти сливают через второй электромагнитный вентиль 7, для чего на его управляющий вход подают команду включения с компьютера 13 через интерфейс 12. Длительность включения
второго электромагнитного вентиля 7 определяется длительностью полного опорожнения контрольного резервуара 1.
макс
пр
мин
пр
мин
макс
пр
Если Р<Р≤Р, анализ состава пробы сырой нефти 35 завершают, для чего на второй электромагнитный вентиль 7 подают команду включения с компьютера 13 через интерфейс (2 и опорожняют контрольный резервуар 1. Случай Р≤Р, как указывалось выше, может привести к выходу из строя источника микроволнового излучения 3 (вариант работы на несогласованную нагрузку, требования источника микроволнового излучения, например, магнетронного, по минимальной нагрузке). Случай Р<Р говорит о попадании в контрольный резервуар 1, компонентов, отличающихся от нефти, воды и осадка, что может также привести к выходу из строя источника микроволнового излучения 3 Кроме того, этот факт можно использовать как сигнализирующий о наличии в трубопроводе инородных тел.
газ
пр
мин
Если Р≥Р>Р, пробу сырой нефти 35 предварительно разгазируют, кратковременно облучая ее микроволновым излучением. Для этого с компьютера 13 через интерфейс 12 подается команда управления включением источника микроволнового излучения 3. Разгазирование сырой нефти происходит под влиянием микроволнового излучения на ослабление межмолекулярных связей газа и воды, газа и нефти. Длительность включения и режим работы источника микроволнового излучения 3 определяются объемом контрольного резервуара 1, типом нефти, весом пробы и ее начальной температурой. При этом выбранные значения длительности и режима работы значительно меньше тех, которые необходимы для сепарации пробы сырой нефти 35, что было рассмотрено выше.
пр
пр
пост
газ
пр
мин
пр
пост
Затем снова определяют V. При этом если после разгазирования изменение объема пробы сырой нефти 35 удовлетворяют условию V≥0,9V, переходят к сепарации пробы сырой нефти на компоненты. Такой случай возможен для сырой нефти в виде эмульсий типа «нефть в воде» или «вода в нефти», когда Р≥Р>Р, но газосодержание не превышает 10% (заштрихованная область на фиг.4). Если V<0,9V, контрольный резервуар
пост
пр
макс
газ
мин
1 дополняют сырой нефтью до значения V, после этого вновь определяют вес пробы Р и сравнивают полученное значение с заданными в компьютере 13 значениями Р, P и Р.
Для реализации устройства для анализа состава сырой нефти могут быть использованы:
- осветитель 4 - люминесцентная лампа дугового разряда цилиндрической формы, мощность которой выбирается из условия достаточности освещения контрольного резервуара 1;
- рабочая микроволновая камера 2 и источник микроволнового излучения 3 - СВЧ-печь «Электроника СП23-ПОЗИС» с магнетроном М-136;
- телевизионная передающая камера 5 - моноплата фирмы Кодак с разрешением 360*480 пикселей;
- первый 6 и второй 7 электромагнитные вентили - вентиль ЭМВ-43с-Ду15-220/27 (Пенза),
- интерфейс 12 - модернизированный блок управления и временных интервалов СВЧ-печи «Электроника - СП23-ПОЗИС»;
- компьютер 13 - PC AT 386 и выше, либо любой специализированный микроконтроллер;
- датчик веса 8 - тензорезистор ЕТ486 (НИИФИ, Москва);
- измерительный преобразователь 9 - мостовое устройство обработки аналоговых сигналов на тензодатчиках CMJ фирмы Scaime;
- электронный коммутатор 10 на базе интегральной микросхемы серии 590 (590КН2, 590КН4).
По сравнению с прототипом использование контрольного резервуара, выполненного в виде объема ограниченного двумя прямыми полыми цилиндрами разного диаметра, позволил согласовать глубину проникновения между сепарированными компонентами пробы сырой нефти и за счет этого увеличило скорость сепарации ≈ в 1,2÷1,5 раза по сравнению с прототипом.
Исполнение осветителя в виде люминесцентной лампы дугового разряда цилиндрической формы позволило увеличить равномерность освещенности
контрольного резервуара, а размещение его внутри цилиндра меньшего диаметра дало возможность избавиться от засветок, вызванных рассеиванием на стенках контрольного резервуара и рабочей микроволновой камеры.
Испытания опытного устройства показали, что заполнение контрольного резервуара выполненного в виде объема ограниченного двумя прямыми полыми цилиндрами разного диаметра, определение веса пробы и учет наличия в сырой нефти окклюдированного газа, использование режима предварительного разгазирования и отбраковки проб по весу, использование в качестве подсветки осветитель, выполненный в виде люминесцентной лампы дугового разряда цилиндрической формы работающей в видимом диапазоне электромагнитных длин волн, установленной внутри цилиндра меньшего диаметра в дополнение к преимуществам микроволновой сепарации и телевизионных методов измерений позволило повысить точность измерений и эффективность работы устройства для анализа состава сырой нефти по сравнению с указанным прототипом и лабораторными устройствами, применяемыми в практике нефтедобывающей отрасли.