УСТРОЙСТВО ДЛЯ АНАЛИЗА СОСТАВА СЫРОЙ НЕФТИ

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.
Известно устройство для анализа состава сырой нефти (см. Патент США № 5 821 406 «Метод и система измерения сырой нефти,  33/26, 13.10.1998), которое содержит пробоотборник, полый прозрачный цилиндрический контрольный резервуар с делениями, установливаемый на центрифуге, и компьютер.
Работа устройства заключается в том, что полый прозрачный цилиндрический контрольный резервуар с нанесенными делениями через пробоотборник заполняют пробой сырой нефти, затем вручную переносят на центрифугу и сепарируют сырую нефть центрифугированием на компоненты - осадок, воду, чистую нефть, далее визуально определяют количество делений резервуара, соответствующее осадку, воде и чистой нефти и затем вручную вводят полученное количество делений в компьютер для определения процентного соотнощения компонентов сырой нефти.
Прототипом изобретения является устройство (см. Патент ФРГ № 195 09 822 А1 «Система измерения концентрации нефти, ООШ 33/26, 05.10.1995), которое содержит горизонтально расположенные на одной оси осветитель и полый цилиндрический контрольный резервуар, два интерференционных фильтра: один с полосой пропускания в области спектра поглощения нефти, другой вне ее, расположенные в плоскости, параллельной плоскости основания контрольного резервуара, со стороны противоположной осветителю и установленные перед двумя фотодетекторами, при этом выходы фотодетекторов соединены соответственно с входами двух усилителей, выходы которых через аналогоцифровой преобразователь соединены через интерфейс с компьютером.
Работа устройства, заключается в том, что контрольный резервуар, прозрачный для инфракрасного излучения в диапазоне 1-5 мкм, заполняют пробой нефти, затем освепдают его излучением указанного диапазона и регистрируют с помощью фотоприемников интенсивности прошедшего через него света в диапазоне спектра поглощения нефти и вне его, зарегистрированные интенсивности оцифровывают в аналого-цифровом преобразователе, передают через интерфейс в компьютер и определяют количественные соотношения компонент сырой нефти - нефть, вода + осадок.
Недостатком прототипа является недостаточно точное определение процентного соотношения компонент сырой нефти из-за сильных межмолек лярных связей воды и нефти и невозможности раздельного определения соотношения осадка и воды.
Решаемая техническая задача в полезной модели заключается в повышении точности определения процентного соотношения компонентов сырой нефти.
Решаемая техническая задача в устройстве для анализа состава сырой нефти, содержащем осветитель, контрольный резервуар и аналого-цифровой преобразователь, выходы которого соединены через интерфейс с компьютером, достигается тем, что в него дополнительно введены рабочая микроволновая камера, выполненная в виде прямоугольного полого параллелипипеда, источник микроволнового излучения, телевизионная передающая камера и два электромагнитных вентиля, причем источник микроволнового изл5Д1ения, 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, а контрольный резервуар, выполненный как прямой полый цилиндр, прозрачный для видимого и микроволнового излучения, 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
, -/  S
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, 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 соединены через соответствующие выходы интерфейса с компьютером, а выход телевизионной передающей камеры соединен с входом аналого-цифрового преобразователя.
На фиг. 1 изображена структурная схема устройства.
На фиг. 2 изображена структура сепарированной сырой нефти в контрольном резервуаре.
На фиг. 3 изображена структура видеосигнала с телевизионной передающей камеры.
Устройство для анализа сырой нефти (фиг. 1,2,3) состоит из осветителя 1, контрольного резервуара 2 и аналого-цифрового преобразователя 3, выходы которого соединены через интерфейс 4 с компьютером 5. В него дополнительно введены рабочая микроволновая камера 6, выполненная в виде прямоугольного полого параллелипипеда, источник микроволнового излучения 7, телевизионная передающая камера 8 и два электромагнитных вентиля 9, 10. Источник микроволнового излучения 1-, осветитель 1, выполненный как источник видимого излучения, телевизионная передающая камера 8, первый 9 и второй 10
электромагнитные вентиля закреплены с внешней стороны стенок рабочей микроволновой камеры 6 соответственно задней 11, левой 12, правой 13, верхней 14 и нижней 15. Контрольный резервуар 2, выполненный как прямой полый цилиндр, прозрачный для видимого и микроволнового излучения, закреплен основаниями с внутренней стороны верхней 14 и ниишей 15 стенок рабочей микроволновой камеры 6. В стенках рабочей микроволновой камеры 6 выполнены соответствующие технологические отверстия: 16 и 17 - для ввода соответственно излучения источника микроволнового излучения 7 и излучения осветителя 1, 18 - для регистрации телевизионной передающей камерой 8 прошедшего через контрольный резервуар 2 видимого излучения, 19 и 20 - соответственно для заполнения пробой сырой нефти контрольного резервуара 2 и его опорожнения. При этом указанные выше блоки - источник микроволнового излучения 7, осветителя 1, телевизионной передаюшей камеры 8, первого 9 и второго 10 электромагнитных клапанов - закреплены, а соответствующие им технологические отверстия 16-20 выполнены так, что: ось 21 источника микроволнового излучения 7 и соответствующего ему технологического отверстия 16 расположены соосно оси 22 центрального поперечного сечения контрольного резервуара 2; оптические оси 23 осветителя 1, 24 телевизионной передающей камеры 8 и соответствующих им технологических отверстий 17, 18 расположены перпендикулярно оси 22; оси 25 первого электромагнитного вентиля 9 и 26 второго электромагнитного вентиля 10 и соответствующих им технологических отверстий 19, 20 расположены соосно главной оси 27 контрольного резервуара 2. Первый электромагнитный вентиль 9 является входом, а второй 10 - выходом контрольного резервуара 2 для забора проб сырой нефти. Осветитель 1, источник микроволнового излучения 7, телевизионная передающая камера 8 и электромагнитные вентили 9, 10 имеют входы управления включением/выключением, которые соединены через соответствующие выходы интерфейса 4 с компьютером 5, а выход телевизионной передающей камеры 8 соединен с входом аналого-цифрового преобразователя 3.
Источник микроволнового излучения 7, соответствз ющее ему технологическое отверстие 16 и соединение с ним интерфейса 4 показаны пунктирной линией, поскольку указанные элементы 7, 16 находятся на задней стенке 11 рабочей микроволновой камеры 6. Оси 21, 22 показаны в проекции перпендикулярной плоскости фиг. 1.
На фиг. 2 представлена струк1ура сепарированной сырой нефти внутри контрольного резервуара 2 после облучения ее источником микроволнового излучения 7. На дне контрольного резервуара расположен осадок 28, выше вода 29 и нефть 30. Характерными границами, необходимыми для анализа состава сырой нефти, являются нижняя граница 31 контрольного резервуара 2, фаница раздела «осадок-вода 32, граница раздела «вода-нефть 33, верхняя граница сепарированной нефти 34. Для определения границ анализируется строка разложения изображения А-А, соответствующая оси контрольного резервуара 2.
Видеосигнал строки А-А, расположенной параллельно соответствующей главной оси 27 контрольного резервуара 2, полученный с телевизионной передающей камеры 8, представлен на фиг. 3. Харакгерными 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 28 и чистая нефть 30 менее прозрачны для излучения осветителя 1, чем вода 29, соответственно амплитуда видеосигнала на границах раздела сред будет скачкообразно изменяться. Характерные изменения амплитуды соответствуют нижней границе 31 контрольного резервуара 2, границе «осадок-вода 32, границе «вода-нефть 33 и верхней границе сепарированной нефти 34. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который по времени совпадает с началом изображения нижней границьг контрольного резервуара. Для нее номер соответствует АО и принимается равным 0. Для границы раздела «осадок-вода 32 номер равен А1, для границы раздела «вода-нефть 33 номер равен А2, для верхней границы сепарированной нефти 34 номер равен A3. Рассмотрим работу устройства для анализа состава  нефти.
Для отбора пробы сырой нефти с компьютера 5 через интерфейс 4 подаегся команда управления включением первого электромагнитного вентиля 9. Первый электромагнитный вентиль 9 открывается на время, необходимое для заполнения контрольного резервуара 2, который установлен вертикально, на , где V - объем контрольного резервуара 2, из трубопровода или емкости, в которых может находиться сырая нефть. Такой объем заполнения необходим для обязательного наличия в структуре видеосигнала верхней границьг сепарированной нефти. Значение более 4/5 объема выбрано, исходя из условия обеспечения высокой точности измерения, попадания контролируемой пробы и всего контрольного резервуара 2 в поле зрения телевизионной передающей камеры 8 и невозможности переливания пробы сырой нефти при заполнении контрольного резервуара 2. Алгоритм управления компьютером работой отдельных блоков устройства представлен в Приложении 1.
Далее пробу сырой нефти, заполнившую контрольный резервуар 2, сепарируют на компоненты - осадок, воду, чистую нефть, облучая ее излучением от источника микроволнового излучения 7. Для этого с компьютера 5 через интерфейс 4 подается команда управления включением источника микроволнового излучения 7. 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. Время включения и режим работы источника микроволнового излучения 7 определяется объемом контрольного резервуара 2, типом нефти и ее начальной температурой. В результате сепарации в контрольном резервуаре 2 образуется структура сепарированной нефти, показанная на фиг. 2.
Далее контрольный резервуар 2 освещают в видимом диапазоне электромагнитных излучений и телевизионным методом регистрируют интенсивность прощедщего через контрольный резервуар 2 видимого излучения в виде видеосигнала строки изображения, расположенной вдоль оси контрольного резервуара 2 со стороны противоположной стороне освещения. Для этого с компьютера
Х{2 / о/ W 6
5 через интерфейс 4 подается команда управления включением осветителя 1 и телевизионной передающей камеры 8. Структура видеосигнала, пол)Д1енная с телевизионной передающей камеры 8 и соответствующая структуре сепарированной нефти, приведенной на фиг.2, показана на фиг. 3.
Далее определяют процентное соотношение компонентов сырой нефти по алгоритму, приведенному в Приложении 2. Сначала по изменению амплитуды оцифрованного в аналого-цифровом преобразователе 3 и переданного через интерфейс 4 в компьютер 5 видеосигнала определяют нижнюю границу 31 контрольного резервуара 2, границы раздела «осадок-вода 32 и «вода-нефть 33, верхнюю границу сепарированной нефти 34, как номер соответствующих им пикселей видеосигнала, соответственно АО, А1, А2, A3.
Характерными изменениями видеосигнала являются изменения его амплитуды между уровнем белого (УБ) и уровнем черного (УЧ) для границ раздела различных компонент нефти. Осадок 28 и нефть 30 менее прозрачныдля излучения осветителя, чем вода 29, соответственно амплитуда видеосигнала на границах раздела сред будет скачкообразно изменяться. Характерные изменения амплитуды соответствуют нижней границе 31 контрольного резервуара 2, границе «осадок-вода 32, границе «вода-нефть 33 и верхней границе сепарированной нефти 34. 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 2 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 -
граница раздела «осадок-вода - А
граница раздела «вода-нефть -  1
Далее вычисляют разность между номерами пикселей для определения высоты столбов осадка 28, воды 29 и чистой нефти 30, отнесенных к высоте полного столба сепарированной нефти. В нашем примере это соответствует:
осадок - (А1-АО)/(АЗ-АО)40/400 0,1;
вода - (А2-А1)/(АЗ-АО)120/400 0,3;
чистая нефть - (АЗ-А2)/(АЗ-АО)240/400 0,6.
Тогда количественное соотношение компонент сырой нефти будет равно 0,1 : 0,3 : 0,6 (осадок : вода : чистая нефть).
В заключении пробу сырой нефти сливают через второй электромагнитный вентиль 10, для чего на его управляющий вход подают команду включения с компьютера 5 через интерфейс 4. Время отпирания второго электромагнитного вентиля 10 определяется необходимостью полного опорожнения контрольного резервуара 2.
Для реализации устройства могут быть использованы:
-осветитель 1 - лампа накаливания 25 Вт, входящая в комплект поставки СВЧ-печи «Электроника - СтЗ - ПОЗИС ;
-рабочая микроволновая камера 6 и источник микроволнового излучения 7 СВЧ-печь «Электроника - СП23 - ПОЗИС с магнетроном М-136;
-телевизионная передающая камера 8 - моноплата фирмы Кодак с разрешением  пикселей;
-первый 9 и второй 10 электромагнитные клапана - вентиль ЭМВ-43с-Ду15220/27 (Пенза);
-интерфейс 4 - модернизированный блок управления и временных интервалов СВЧ-печи «Электроника - СП23 - ПОЗИС ;
-компьютер 5 - PC AT 386 и выще, либо любой специализированный микроконтроллер.
По сравнению с существующими способами 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 сьфой нефти. Образуется нефть, не требующая дополнительной очистки, и водка с осадками.
По сравнению с существующими способами 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%.
Испытания опытного устройства показали, что использование микроволновой сепарации и телевизионных методов измерений, позволило в 4-5 раз повысить точность измерений 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
Включить первый электромагнитный клапан 9 на время,
необходимое для заполнения контрольного резервуара 2
на 4/5  V }, где V - его относительный объем
Включить источник микроволнового излучения 7 на время,
необходимое для сепарации пробы сырой нефти
в контрольном резервуаре 2
Включить осветитель 1, телевизионную передающую камеру 8 и аналого-цифровой преобразователь 3 на время, необходимое для освещения контрольного резервуара 2, регистрации интенсивности прощедшего через него видимого излучения осветителя 1, оцифровки видеосигнала в аналого-цифровом преобразователе 3 и его передачи через интерфейс 4 в компьютер 5 для дальнейщей
Определить номера пикселей, соответствующих границам сепарированных компонентов сырой нефти, вычислить высоты столбов, занимаемых осадком, водой и чистой нефтью, определить процентное соотношение компонентов сырой нефти (см. более подробно Приложение 2)
Включить второй электромагнитный клапан 10 на время, необходимое для опорожнения контрольного резервуара 2
обработки
Приложение 2 к заявке
«Устройство для анализа состава сырой нефти Алгоритм определения компьютером процентных соотношений
компонентов сьфой нефти
Задать номер строки разложения изображения, соответствующей
оси 27 контрольного резервуара 2, шаг пикселей в строке,
Зфовень черного и зфовень белого в видеосигнале
Принять массив данных, соответствуюпщх видеосигналу строки
по пикселям и по амплитуде видеосигнала для данного пикселя,
определить соответствие уровней черного и белого
Определить номера пикселей, соответствующих нижней границе
контрольного резервуара 2 и границам сепарированных
компонентов сырой нефти
АО,А1,А2,АЗ
Вычислить процентное соотношение компонентов сырой нефти осадок- (А1-АО)/(АЗ-АО)х100%
вода -  (А2-А1)/(АЗ-АО) х 100% чистая нефгь -  (АЗ-А2)/(АЗ-АО) х 100%
Сохранить результат измерения
с r