Устройство для анализа состава сырой нефти

.. УСТРОЙСТВО ДЛЯ АНАЛИЗА СОСТАВА СЫРОЙ НЕФТИ Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для анализа состава сырой нефти в технологическом процессе ее добычи, сбора, подготовки и транспортировки. Известно устройство для анализа состава сырой нефти (см. Патент ФРГ № 195 09 822 А1 «Система измерения концентрации нефти, G01N 33/26, 05.10.1995), которое содержит горизонтально расположенные на одной оси осветитель и полый прозрачный цилиндрический контрольный резервуар, два интерференционных фильтра, расположенные в плоскости, параллельной основанию контрольного резервуара, со стороны противоположной осветителю: один с полосой пропускания в области спектра поглощения нефти, другой - вне ее, и установленные перед двумя фотоприемниками, выходы которых соединены соответственно с входами двух усилителей, выходы которых через аналого-цифровой преобразователь и интерфейс соединены с компьютером. Работа устройства заключается в том, что полый цилиндрический контрольный резервуар, прозрачный для инфракрасного излучения в диапазоне 1 - 5 мкм, заполняют пробой сырой нефти, затем освещают его излучением Зосазанного диапазона и регистрируют с помощью фотоприемников интенсивности прощедщего через него излучения в диапазоне спектра поглощения нефти и вне его, зарегистрированные интенсивности оцифровывают в аналого-цифровом преобразователе, передают через интерфейс в компьютер и определяют процентное соотнощение компонентов сырой нефти - чистая нефть, вода + осадок. Недостатком устройства является низкая точность определения процентного соотнощения компонентов сырой нефти, определяемая сильными
межмолекулярными связями воды и чистой нефти, а  невозможностью раздельного определения соотношения воды и осадка.
Прототипом изобретения является устройство для анализа состава сырой нефти (см. Свидетельство на полезную модель РФ №23333 «Устройство для анализа состава сырой нефти, G01N 33/26, 10.06.2002), которое содержит контрольный резервуар, выполненный как прямой полый цилиндр, прозрачный для видимого и микроволнового излучения, рабочую микроволновую камеру, выполненную в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источник микроволнового излучения, осветитель, выполненный как источник видимого излучения, телевизионную передающую камеру, два электромагнитных вентиля, аналого-цифровой преобразователь, интерфейс и компьютер, причем источник микроволнового излучения, осветитель, телевизионная передающая камера, первый и второй электромагнитные вентиля закреплены с внещней стороны стенок рабочей микроволновой камеры соответственно задней, левой, правой, верхней и нижней, контрольный резервуар 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 прощедщего 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, при этом 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 через соответствующие выходы интерфейса, а выходы аналого-цифрового преобразователя через соответствующие входы интерфейса подключены к компьютеру.
Работа устройства заключается в том, что контрольный резервуар, выполненный прозрачным для видимого и микроволнового излучений и расположенный вертикально, заполняют пробой сырой нефти в пределах 4/5 Vnp/V l, где V и Vnp - объем соответственно контрольного резервуара и пробы сырой нефти, сепарируют пробу сырой нефти на компоненты - осадок, воду, чистую нефть - путем ее облучения микроволновым излучением, освещают контрольный резервуар видимым излучением, регистрируют интенсивность прощедщего через контрольный резервуар видимого излучения телевизионным методом - путем регистрации видеосигнала строки изображения, расположенной вдоль главной оси контрольного резервуара со стороны противоположной стороне освещения, оцифровывают видеосигнал, соответствующий зарегистрированной интенсивности, в аналого-цифровом преобразователе, передают его через интерфейс в компьютер, и определяют в последнем процентное соотнощение компонентов сырой нефти - путем вычисления по изменениям амплитуды видеосигнала количества пикселей, соответствующего высоте столбов соответственно осадка, воды и чистой нефти, и их отнощений, выраженных в процентах, к количеству пикселей, соответствующему полной высоте столба сепарированной нефти в контрольном резервуаре, после чего контрольный резервуар опорожняют.
Недостатками прототипа являются недостаточно высокая точность определения процентного состава компонентов сырой нефти, вызванная неодинаковостью заполнения объема контрольного резервуара пробой сырой нефти и наличием в ней окклюдированного газа, а также возможность выхода из
рабочего режима или из строя источника ми1фоволнового излучения при сепарации проб сырой нефти с высоким и, далее, средним газосодержанием.
Заполнение контрольного резервуара пробами сырой нефти в пределах 4/5 Vnp/V l, определяемых временем заполнения, при переменной скорости потока сырой нефти  вызвать разницу в весе между ее пробами до 100 - 150 г при объеме контрольного резервуара 0,5 дм 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.
Высота столба нефти или воды в контрольном резервуаре не соответствует реальному содержанию этих компонентов, если часть объема занимает окклюдированный газ. Нижний предел газосодержания, характерный практически для любой сырой нефти, составляет около 10% (Байков Н.М.. Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. «Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды, М.: Недра, 1981). Это случай можно исключить из факторов погрешности анализа состава сырой нефти, поскольку при микроволновой сепарации газ освобождается (проба разгазируется). Нри большем содержании газ не успевает освободиться и начинает значительно влиять на точность измерений. Точно учесть содержание окклюдированного газа в нефти очень трудно по двум причинам (Фатхутдинов А. Ш., Слепян М. А., Золотухин Е. А., Фатхутдинов Т. А., Коловертнов Г. Д. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при сборе, транспорте и переработке. Нособие для метрологов.: Уфа, АО «Нефтеавтоматика, 1999). Во-первых, содержание окклюдированного газа непостоянно и может изменяться в зависимости от условий добычи. Во-вторых, технические средства для непрерывного изменения содержания газа в потоке в настоящее время отсутствуют. Степень разгазирования также зависит и от эмульсионного состояния сырой нефти - эмульсия типа «нефть в воде или «вода в нефти. В первом случае разгазирование происходит легче, во втором сложнее, что объясняется физико-химическими свойствами компонентов сырой нефти. Кроме того, наличие газа может привести к выходу из строя или рабочего релшма источника микроволнового излучения, нагрузкой которого является проба сырой нефти (высокое и, даже, среднее газосодержание приводит к изменению диэлектрических свойств нагрузки и, соответственно, к работе источника микроволнового излучения на несогласованную нагрузку). Решаемая техническая задача заключается в повышении точности анализа состава сырой нефти и надежности работы устройства. Решаемая техническая задача в устройстве для анализа состава сырой нефти, содержащем контрольный резервуар, выполненный как прямой полый цилиндр, прозрачный для видимого и микроволнового излучения, рабочую микроволновую камеру, выполненную в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источник микроволнового излучения, осветитель, выполненный как источник видимого излучения, телевизионную передающую камеру, два электромагнитных вентиля, аналого-цифровой преобразователь, интерфейс и компьютер, причем источник микроволнового излучения, осветитель, телевизионная передающая камера, первый и второй электромагнитные вентиля закреплены с внешней стороны стенок рабочей микроволновой камеры соответственно задней, левой, правой, верхней и нижней, а контрольный резервуар 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 прощедщего через контрольный резервуар света, заполнения пробой сырой нефти контрольного резервуара и его опорожнения, причем указанные выще 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, оп. ll(
тические 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, при этом 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 через соответствующие выходы интерфейса, а выходы аналого-цифрового преобразователя через соответствующие входы интерфейса подключены к компьютеру, достигается тем, что в него дополнительно введены датчик веса, измерительный преобразователь и электронный коммутатор, причем датчик веса закреплен на внещней стороне нинснего основания контрольного резервуара и внутренней стороне нижней стенки рабочей микроволновой камеры, выход датчика веса подключен к входу измерительного преобразователя, выходы которого и телевизионной передающей камеры подключены соответственно к первому и второму сигнальным входам электронного коммутатора, адресный вход которого подключен через соответствующий выход интерфейса к компьютеру, а выход - к входу аналого-цифрового преобразователя.
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.
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 Рмакс, веса пробы сырой
нефти РГЗЗ, требующей предварительного разгазирования, и минимального веса пробы сырой нефти Pjnub 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) состоит из контрольного резервуара 1, выполненного как прямой полый цилиндр, прозрачный для видимого и микроволнового излучения, рабочей микроволновой камеры 2, выполненной в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источника микроволнового излучения 3, осветителя 4, выполненного как источник видимого излучения, телевизионной передающей камеры 5, двух электромагнитных вентилей 6, 7, аналого-цифрового преобразователя 8, интерфейса 9 и компьютера 10. Источник микроволнового излучения 3, осветитель 4, телевизионная передающая камера 5, первый 6 и второй 7 электромагнитные вентили закреплены с внешней стороны стенок рабочей микроволновой камеры 2 соответственно задней 11, левой 12, правой 13, верхней 14 и нижней 15, а контрольный резервуар 1 закреплен основаниями с внутренней стороны верхней 14 и нижней 15 стенок рабочей микроволновой камеры 2. В стенках рабочей микроволновой камеры 2 выполнены соответствующие технологические отверстия: 16 и 17 - для ввода излучения соответственно источника микроволнового излучения 3 и осветителя 4, 18 - для регистрации телевизионной передающей камерой 5 прошедшего через контрольный резервуар 1 видимого излучения, 19 и 20 - соответственно для заполнения пробой сырой нефти контрольного резервуара 1 и его опорожнения. Нри этом указанные выще блоки - источник микроволнового излучения 3, осветитель 4, телевизионная передающая камера 5, первый 6 и второй 7 V электромагнитные вентили - закреплены, а соответствующие им технологичес1ше отверстия 16-20 выполнены так, что: ось 21 источника микроволнового излучения 3 и соответствующего ему технологического отверстия 16 расположена соосно оси 22 центрального поперечного сечения контрольного резервуара 1; оптические оси 23 осветителя 4, 24 телевизионной передающей камеры 5 и соответствующих им технологических отверстий 17, 18 расположены перпендикулярно оси 22 центрального поперечного сечения контрольного резервуара 1; оси 25 первого электромагнитного вентиля 6 и 26 второго электромагнитного вентиля 7 и соответствующих им технологических отверстий 19, 20 расположены соосно главной оси 27 контрольного резервуара 1. Первый электромагнитный вентиль 6 является входом, а второй 7 - выходом контрольного резервуара 1 для забора проб сырой нефти. 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 9, а выходы аналого-цифрового преобразователя 8 через соответствующие входы интерфейса 9 подключены к компьютеру 10. В устройство дополнительно введены датчик веса 28, измерительный преобразователь 29 и электронный коммутатор 30, причем датчик веса 28 закреплен на внешней стороне нижнего основания контрольного резервуара 1 и внутренней стороне нижней стенки 15 рабочей микроволновой камеры 2, выход датчика веса 28 подключен к входу измерительного преобразователя 29, выходы измерительного преобразователя 29 и телевизионной передающей камеры 5 подключены соответственно к первому и второму сигнальным входам электронного коммутатора 30, адресный вход электронного коммутатора 30 через соответствующий выход интерфейса 9 подключен к компьютеру 10, а выход электронного коммутатора 30 - к входу аналого-цифрового преобразователя 8. Источник микроволнового излучения 3, соответствующее ему технологическое отверстие 16 и соединение с ним интерфейса 9 показаны пунктирной линией, поскольку источник микроволнового излучения 3 и соответствующее ему технологическое отверстие 16 находятся на задней стенке 11 рабочей микроволновой камеры 2. Ось 21 источника микроволнового излучения и ось 22 центрального ноперечного сечения контрольного резервуара 1 показаны в проекции перпендикулярной плоскости фиг. 1. Установка датчика веса 28 показана условно.
На фиг. 2 представлена проба сырой нефти 31 внутри контрольного резервуара 1. Характерными границами, необходимыми для определения высоты столба пробы сырой нефти 31, заполняющей контрольный резервуар 1, являются нижняя граница 32 контрольного резервуара 1 и верхняя граница 33 пробы сырой нефти 31. Для определения границ анализируется строка разложения изображения А-А телевизионной передающей камеры 5, соответствующая главной оси 27 контрольного резервуара 1.
При заполнении контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти видеосигнал строки А-А, расположенной параллельно главной оси 27 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 32 контрольного резервуара 1 и верхней границе 33 пробы сырой нефти 31. Проба сырой нефти 31 менее прозрачна для излучения осветителя 4, чем незаполненное пространство контрольного резервуара 1, соответственно амплитуда видеосигнала на верхней границе 33 пробы сырой нефти будет скачкообразно изменяться. Помера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который по времени совпадает с началом изображения нижней границы 32 контрольного резервуара 1. Для нее номер соответствует АО и принимается равным 0. Для верхней границы 33 пробы сырой нефти 31 номер равен Аупр. В компьютер закладываются номера пикселей для определения пределов заполнения контрольного резервуара 1 - А (4/5)v, соответствующий (4/5)V, и AV, соответствующий V, a также необходимого объема заполнения Аупост, соответствующий VnoCT.
На фиг. 4 показана зависимость веса пробы сырой нефти 31 от типа ее эмульсионного состояния и газосодержания в ней, по которой производится выбор вариантов работы устройства. Сырая нефть в пробе 31 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 Р,ф пробы сырой нефти 31 и сравнение его значения со значениями, заложенными в компьютер Рыакс, Ргаз И РМИП- РМЗКС соответствует максимальному весу негазированной пробы сырой нефти 31 и определяется при наличии в ней эмульсии типа «нефть в воде при 1%-ом содержании нефти. Ргаз соответствует весу негазированной пробы сырой нефти 31 - 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 31 не будет меньше значения Ргаз при газосодержании L, лежащем в диапазоне от О до L1 для конкретных значений эмульсий типа «нефть в воде. Для эмульсий типа «нефть в воде или «вода в нефти возможна ситуация, когда , но газосодержание не превышает L1 (заштрихованная область). Это следует особо зачесть при выборе вариантов работы устройства. РМИН соответствует весу пробы сырой нефти 31, 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,  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 34, выше вода 35 и нефть 36. Характерными границами, необходимыми для анализа состава сырой нефти, являются нижняя граница 32 контрольного резервуара 1, граница раздела «осадок-вода 37, граница раздела «водаi c wsi
нефть 38, верхняя фаница сепарированной нефти 39. Для определения границ анализируется строка разложения изображения А-А, соответствующая главной оси 27 контрольного резервуара 1.
При определении процентного отношения компонентов сырой нефти видеосигнал строки А-А, расположенной параллельно соответствующей главной оси 27 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 34 и чистая нефть 36 менее прозрачны для излучения осветителя 4, чем вода 35, соответственно амплитуда видеосигнала на границах раздела сред будет скачкообразно изменяться. Характерные изменения амплитуды соответствуют нижней фанице 32 контрольного резервуара 1, фанице раздела «осадок-вода 37, фанице раздела «вода-нефть 38 и верхней фанице сепарированной нефти 39. Номера пикселей изображения для определения фаниц отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который по времени совпадает с началом изображения нижней границы контрольного резервуара 1. Для нее номер соответствует АО и принимается равным 0. Для фаницы раздела «осадок-вода 37 номер равен А1, для фаницы раздела «вода-нефть 38 номер равен А2, для верхней фаницы сепарированной нефти 39 номер равен A3.
Рассмотрим работу устройства для анализа состава сырой нефти.
Для заполнения контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 31 с компьютера 10 через интерфейс 9 подается команда управления включением первого электромагнитного вентиля 6. Алгоритм управления компьютером 10 работой отдельных блоков устройства представлен в Приложении 1.
Заполнение контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 31, представленное на фиг. 2, из трубопровода или емкости, в которых может находиться сырая нефть, осуществляется в пределах 4/5 Vnp/V l. Данные пределы выбраны, исходя из условий обеспечения высокой точности анализа, поW
падания анализируемой нробы сырой нефти 31 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 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 31 осуществляют до постоянного значения Vnp  УПОСТДля этого во время заполнения контрольный резервуар 1 дополнительно освещают видимым излучением от осветителя 4, регистрируют интенсивность прошедшего через контрольный резервуар 1 видимого излучения телевизионным методом - путем регистрации телевизионной передающей камерой 5 видеосигнала строки изображения, расположенной вдоль главной оси 27 контрольного резервуара 1 со стороны противополоясной стороне освещения. Для этого с компьютера 10 через интерфейс 9 подаются команды управления включением осветителя 4 и телевизионной передающей камеры 5, а также команда на адресный вход электронного коммутатора 30 на подключение к входу аналого-цифрового преобразователя 8 сигнала с выхода телевизионной передающей камеры 5. Структура видеосигнала, полученная с телевизионной передающей камеры 5 и соответствующая пробе сырой нефти 31, заполняющей контрольный резервуар 1, приведенной на фиг. 2, показана на фиг. 3.
Далее определяют объем заполнения Vnp контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 31 и момент достижения им значения V,,(xri по алгоритму, приведенному в Приложении 2. Сначала по изменению амплитуды оцифрованного в аналого-цифровом преобразователе 8 и переданного через инSMbll(
терфейс 9 в компьютер 10 видеосигнала определяют нижнюю границу 32 контрольного резервуара 1 и верхнюю границу 33 пробы сырой нефти 31, как номера соответствующих им пикселей видеосигнала, соответственно АО и
Характерными изменениями видеосигнала, существенными для работы устройства, являются изменения его амплитуды между уровнем белого (УБ) и уровнем черного (УЧ) на нижней границе 32 контрольного резервуара 1 и верхней границе 33 пробы сырой нефти 31. Проба сырой нефти 31 менее прозрачна для излучения осветителя 4, чем незаполненное пространство контрольного резервуара 1, соответственно амплитуда видеосигнала на верхней границе 33 пробы сырой нефти 31 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 по времени совпадает с началом изображения нижней границы 32 контрольного резервуара 1. Для нее номер соответствует АО и принимается равным 0. При анализе видеосигнала определяется номер пикселя Аупр, в котором произощел скачок амплитуды видеосигнала на верхней границе 33 пробы сырой нефти 31.
В компьютер 10 закладываются номера пикселей для определения пределов заполнения контрольного резервуара 1 - А (4/5)v, соответствующий (4/5)V, и AV, соответствующий V, а также необходимого объема заполнения Аупост, соответствующий VIIOCT. При выполнении равенства Аупр-Аупост О и условия A(4/5) заполнение контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 31 заверщают, для чего с компьютера 10 через интерфейс 9 подают команду выключения первого электромагнитного вентиля 6.
Далее определяют вес Рпр пробы сырой нефти 31, заполнившей контрольный резервуар 1 до объема Vnocr- Для этого с компьютера 10 через интерфейс 9 подается команда на адресный вход электронного коммутатора 30 на подключение к аналого-цифровому преобразователю 8 выхода измерительного преобразователя 29, вход которого подключен к датчику веса 28.
Выбор вариантов работы устройства производится по значению измеренного веса Рпр и значениям Рмакс, Ргаз и РЬПШ, предварительно заложенным в компьютер 10, по алгоритму, представленному в Приложении 3.
Выбор значений Рмакс, Ргаз И РМ,Щ МОЖНО осуществить по зависимости, приведенной на фиг. 4. Сырая нефть в пробе 31 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. Рмакс соответствует максимальному весу негазированной пробы сырой нефти 31 и определяется при наличии в ней эмульсии типа «нефть в воде при 1%-ом содержании нефти. Ргаз соответствует весу негазированной пробы сырой нефти 31 - 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 31 не будет меньше значения Рраз при газосодержании L, лежащем в диапазоне от О до L1 для конкретных значений эмульсии типа «нефть в воде. Для эмульсий типа «нефть в воде или «вода в нефти возможна ситуация, когда , но газосодержание не превышает L1 (заштрихованная область). Это будет особо учтено при выборе вариантов работы устройства. PjfflH соответствует весу пробы сырой нефти 31, 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, , 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
где ф - объемная доля дисперсной фазы ф Vg/(v +vj, ф„ (v,, + vj, Рэ,рд,р„- соответственно плотность эмульсионной системы, воды и чистой
нефти, кг/м.
Для газонасыщенных эмульсионных нефтей с достаточной точностью плотность системы рассчитывают по формуле где р - плотность газа, L - газосодержание.
Кроме того, доля осадка в пробах сырой нефти незначительна, и мы не будем учитывать ее в данных расчетах.
Для Ромашкинского месторождения р„  800 кг/м, pg« 1200 кг/м,  2 кг/м. Тогда для объема заполнения контрольного резервуара 1 ,5 дм  Рмакс будет определяться массой в 0,6 кг, Р,аз - 0,5 кг, и  - 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.
Если Рмакс пр Ргаз, переходят к сепарации пробы сырой нефти 31, заполнившей контрольный резервуар 1, на компоненты - осадок, воду, чистую нефть, облучая ее излучением от источника микроволнового излучения 3. Для этого с компьютера 10 через интерфейс 9 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 температуb t mn
15
Рб-л/ Рэ(1-)
рой. В результате сепарации в контрольном резервуаре 1 образуется структура сепарированной нефти, показанная на фиг. 5.
Далее контрольный резервуар 1 освещают в видимом диапазоне электромагнитных излучений и телевизионным методом регистрируют интенсивность прошедшего через контрольный резервуар 1 видимого излучения в виде видеосигнала строки изображения, расположенной вдоль главной оси 27 контрольного резервуара 1 со стороны противоположной стороне освещения. Для этого с компьютера 10 через интерфейс 9 подаются команды управления включением осветителя 4 и телевизионной передающей камеры 5, а также команда на адресный вход электронного коммутатора 30 на подключение к входу аналого-цифрового преобразователя 8 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 8 и переданного через интерфейс 9 в компьютер 10 видеосигнала определяют нижнюю границу 32 контрольного резервуара 1, границы раздела «осадок-вода 37 и «воданефть 38, верхнюю границу сепарированной нефти 39, как номера соответствующих им пикселей видеосигнала, соответственно АО, А1, А2, A3.
Характерными изменениями видеосигнала являются изменения его амплитуды менсду уровнем белого (УБ) и уровнем черного (УЧ) для границ раздела различных компонентов нефти. Осадок 34 и нефть 36 менее прозрачны для излучения осветителя 4, чем вода 35, соответственно амплитуда видеосигнала на границах раздела сред будет скачкообразно изменяться. Характерные изменения амплитуды соответствуют нижней границе 32 контрольного резервуара 1, границе «осадок-вода 37, границе «вода-нефть 38 и верхней границе сепарированной нефти 39. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящеГО импульса (СГИ), который по времени совпадает с началом изображения нижней границы контрольного резервуара 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 32 -
граница раздела «осадок-вода 37 - А
граница раздела «вода-нефть 38 -
верхняя граница сепарированной нефти 39 - .
Далее вычисляют разность между номерами пикселей для определения высоты столбов соответственно осадка 34, воды 35 и чистой нефти 36, отнесенных к высоте полного столба сепарированной нефти.
В нашем примере это соответствует:
осадок - (А1-АО)/(АЗ-АО)40/360 0,11;
вода - (А2-А1)/(АЗ-АО)120/360 0,33;
чистая нефть - (АЗ-А2)/(АЗ-АО)-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 10 через интерфейс 9. Длительность включения второго электромагнитного вентиля 7 определяется длительностью полного опорожнения контрольного резервуара 1.
Если Рмакс Рпр мии, анализ состава пробы сырой нефти 31 завершают, для чего на второй электромагнитный вентиль 7 подают команду включения с компьютера 10 через интерфейс 9 и опорожняют контрольный резервуар 1. Случай , 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 Рмакс Р11р 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.
Если , пробу сьфой нефти 31 предварительно разгазируют, кратковременно облучая ее микроволновым излучением. Для этого с компьютера 10 через интерфейс 9 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 меньще тех, которые необходимы для сепарации пробы сырой нефти 31, что было рассмотрено выше.
Затем снова определяют Vnp. При этом если после разгазирования изменение объема пробы сырой нефти 31 удовлетворяют условию Vnp  0,9Упост, 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 Ргаз Рпр Рлпп1, но газосодержание не превышает 10% (заштрихованная область на фиг. 4). Если ,9VnocT, контрольный резервуар 1 дополняют сырой нефтью до значения УПОСТ, после этого вновь определяют вес пробы РПР и сравнивают полученное значение с заданными в компьютере 10
значениями Рмакс, Ргаз И .
Для реализации устройства для анализа состава сырой нефти могут быть использованы:
- осветитель 4 - лампа накаливания 25 Вт, входящая в комплект поставки СВЧ-печи «Электроника - СШЗ - ПОЗИС ;
-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  пикселей;
-первый 6 и второй 7 электромагнитные вентили - вентиль ЭМВ-43сДу 15-220/27 (Пенза);
-интерфейс 9 - модернизированный блок управления и временных интервалов СВЧ-печи «Электроника - СП23 - ПОЗИС ;
-компьютер 10 - PC AT 386 и выше, либо любой специализированный микроконтроллер;
-датчик веса 28 - тензорезистор ЕТ486 (НИИФИ, Москва);
-измерительный преобразователь 29 - мостовое устройство обработки аналоговых сигналов с тензодатчиков CMJ фирмы Scaime;
-электронный коммутатор 30 на базе интегральной микросхемы серии 590 (590Кт, 590КП4).
По сравнению с суш ествующими устройствами анализа сырой нефти микроволновое сепарирование обеспечивает более высокое качество разделения компонент. Микроволновая энергия, поглощаемая водой, возбуждает молекулы воды, усиливая их вращение, и нагревает воду, заключенную в эмульсионной матрице. Водные частицы выделяются из эмульсии за счет различий в поверхностном натяжении и плотности фаз, содержащихся в сырой нефти. Образуется чистая нефть и вода с осадками.
По сравнению с существующими устройствами погрешность определения границ раздела компонент сырой нефти после ее сепарирования с помощью телевизионной камеры составляет 1/N, где N - число пикселей в строке видеосигнала. При стандартном разложении в 480 пикселей погрешность составит 0,1%, при использовании специализированных камер Кодак с числом пикселей до 2000 погрешность составит 0,05%.
стью заполнения контрольного резервуара, что приводит либо к неполной сепарации пробы сырой нефти на компоненты, либо к ее перегреву и возможному закипанию.
Определения наличия в сырой нефти окклюдированного газа, оценка его количества по весу пробы и принятие решения о необходимости использования режима предварительного разгазирования позволяет исключить или значительно уменьшить составляюшую погрешности измерений, вызванную присутствием указанного газа в сырой нефти.
Прекращение анализа состава сырой нефти при весе пробы, меньшем чем критический вес, хара1стерный с точки зрения согласованной нагрузки для используемых источника микроволнового излучения и рабочей микроволновой камеры, позволяет повысить надежность реализации способа и работоспособность устройства для его осушествления.
Испытания опытного устройства показали, что заполнение контрольного резервуара, определение веса пробы и учет наличия в сырой нефти окклюдированного газа, использование релсима предварительного разгазирования и отбраковки проб по весу в дополнение к преимуществам микроволновой сепарации и телевизионных методов измерений позволило повысить точность измерений и надежность работы устройства для анализа состава сырой нефти по сравнению с указанным прототипом и лабораторными устройствами, применяемыми в практике нефтедобывающей отрасли.
приложение 1 к заявке «Устройство для анализа состава сырой нефти
Алгоритм управления компьютером включением/выключением
блоков устройства
1. Включить первый электромагнитный клапан 6 для заполнения контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 31
2. Включить осветитель 4, телевизионную передающую камеру 5,
переключить электронный коммутатор 30 на сигнал
с телевизионной передающей камеры 5 для его оцифровки
в аналого-цифровом преобразователе 8
3. Проконтролировать заполнения контрольного резервуара 1 пробой сырой
нефти 31 до объема УШСТ, выключить первый электромагнитный клапан 6,
осветитель 4, телевизионную передающую камеру 5
4. Переключить электронный коммутатор 30 на подключение через
измерительный преобразователь 29 сигнала датчика веса 28 для его
оцифровки в аналого-цифровом преобразователе 8
Рпр пробы сырой нефти 31 и сравнить его
5. Определить вес
в компьютер значениями Рмакс, РШШ, Ргаз с заложенными
макС
10. Завершить анализ. вентиль 7 на время, необходимое для опорожнения контрольV4 UI4
/р р
лот
газ11. Включить источВключить второй ник микроволнового излучения 3 на время, электромагнитный необходимое для разгазирования пробы сырой нефти 31 ного резервуара 1
Продолжение алгоритма управления компьютером включением/выключением блоков устройства
7. Включить осветитель 4, телевизионную передающую камеру 5, переключить электронный коммутатор
30 на сигнал с телевизионной передающей камеры 5
для его оцифровки в аналого-цифровом
преобразователе 8
8. Определить количественное соотношение компонент в пробе сырой нефти 31 в контрольном резервуаре 1
9. Завершить анализ. Выключить осветитель 4, телевизионную передаюшую камеру 5. Включить второй электромагнитный вентиль 7 на время, необходимое для опорожнения контрольного резервуара 1
12. Включить источник микроволнового излучения 3 на время, необходимое для разгазирования пробы сырой нефти 31
13. Включить осветитель 4, телевизионную передающую камеру 5, переключить электронный коммутатор 30 на сигнал с телевизионной передающей камеры 5 для его оцифровки в аналогоцифровом преобразователе 8
14. Проконтролировать заполнения контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 31 до объема VnocT
,9V
,9V
пост
пост
16. Перейти
15. Перейти к выполнению п.6. к выполнению п.1
Приложение 2 к заявке «Устройство для анализа состава сырой нефти
Алгоритм определения компьютером объема заполнения контрольного резервуара
Ввести Аупост, AV, A(4/5)V.
Задать номер строки разложения изображения, соответствующей
главной оси 27 контрольного резервуара 1, шаг пикселей по
строке, уровень черного и уровень белого
Принять массив данных, соответствующих видеосигналу строки
по пикселям и по амплитуде, во время заполнения контрольного
резервуара, определить соответствие уровней черного и белого
Да
Вычислить AVIIOCT - Аупр
Да
Ice
ЩЩ
Пет
Пет
Приложение 3 к заявке «Устройство для анализа состава сырой нефти
Алгоритм определения компьютером путей осуществления способа анализа состава сырой нефти
свести Гмаке, i NfflH  газПринять массив данных с датчика веса 28 и определить вес пробы сырой нефти Рпр
Перейти к сепарации пробы сырой нефти
Завершить анализ состава пробы сырой нефти,
опорожнить контрольный резервуар 1
Разгазировать пробу,
кратковременно включив
источник микроволнового
излучения 3
Дополнить
контрольный резервуар 1 сырой нефтью до объема
Нет
Да
Приложение 4 к заявке «Устройство для анализа состава сырой нефти
Алгоритм определения компьютером процентных соотношений
компонент сырой нефти
Задать номер строки разложения изображения, соответствующей
главной оси 27 контрольного резервуара 1, шаг пикселей по
строке, уровень черного и уровень белого
Принять массив данных, соответствуюш,их видеосигналу строки
по пикселям и по амплитуде, после сепарации, определить соответствие уровней черного и белого
Определить АО, А1, А2, A3
осадок- (А1-АО)/(АЗ-АО) х 100%
вода-(А2-А1)/(АЗ-АО) х 100%
нефть - (АЗ-А2)/(АЗ-АО) х 100%
Вычислить