способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке, включающей операции возбуждения переменного электрического поля в контролируемом потоке водонефтяной смеси с помощью электродов - зондов, измерение сигналов реакции контролируемой водонефтяной смеси - объемного содержания воды и нефти в потоке, отличающийся тем, что производится: электрическое зондирование двухфазной эмульсии в различных зонах контролируемого потока с помощью многоэлектродного электроемкостного преобразователя (МЭП) - комплексирование первичных электроемкостных преобразователей с использованием N(N-1)/2 независимых емкостных элементов в составе МЭП, (где N - число электродов МЭП); измерение величин N(N-1) выходных сигналов МЭП, пропорциональных величинам емкостей между каждой парой электродов - емкостных элементов преобразователя в двух последовательно создаваемых режимах работы МЭП в каждом цикле измерений, причем в 1-м режиме корпусная точка влагомера гальванически изолирована от контролируемой водонефтяной смеси и «физической» земли (корпуса МЭП, трубопровода) - водонефтяная смесь не заземлена (режим К1), а во 2-м режиме корпусная точка влагомера гальванически соединена с контролируемой водонефтяной смесью и «физической» землей (корпусом МЭП, трубопроводом) - контролируемая смесь заземлена (режим К2); при этом калибровка влагомера производится с использованием девяти образцов физических сред: из них три чистые компоненты: газ, нефть и вода; и шесть - водонефтяные эмульсии с объемным содержанием воды 20; 40; 60; 70; 80 и 90% соответственно;

в процессе калибровки производится формирование N(N-1) статических функций преобразователя МЭП (зависимостей между выходными сигналами МЭП объемным содержанием воды в водонефтяной эмульсии - калибровочных характеристик), причем в каждой из указанных функций преобразования формируются два участка, соответствующих по объемному содержанию воды, обратной («вода в нефти») и прямой («нефть в воде») водонефтяной эмульсии; автоматическое определение типа водонефтяной эмульсии - обратная («вода в нефти») или прямая («нефть в воде») в процессе контроля; а состав водонефтяной смеси - объемное содержание воды и нефти в потоке определяют по всему массиву N(N-1) калибровочных характеристик многоэлектродного преобразователя и N(N-1) измеренных величин выходных сигналов МЭП.

2. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке по п.1, отличающийся тем, что комплексирование первичных электроемкостных преобразователей производится с помощью системы электродов, расположенных по периферии многофазного потока с минимальными возможными конструктивными зазорами между соседними электродами, причем в каждом сечении преобразователя, перпендикулярном направлению движения потока и не совпадающем с границей раздела между соседними электродами, лежащими на одной поверхности - плоской или цилиндрической, располагаются четыре электрода.

3. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке по п.1 или 2, отличающийся тем, что электрическое зондирование водонефтяной смеси производится в различных направлениях относительно направления движения потока в трубопроводе, причем производится как сквозное зондирование всего объема потока в зоне контроля электродов МЭП, так и зондирование локальных областей этого потока с использованием N(N-1)/2 емкостных элементов многоэлектродного преобразователя.

4. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке по п.1, отличающийся тем, что калиброванные характеристики влагомера и измеряемые в процессе контроля сигналы - величины межэлектродных емкостей С_ij(К1) и С_ij(К2), полученные в режимах К1 и К2 работы преобразователя, нормируются к значениям указанных емкостей, полученных при наличии в зоне контроля МЭП чистой фазы - газа (воздуха) и представляется в логарифмических единицах вида: и , где

значения емкости С_ij между электродами i и j, измеренное в режимах К1 и К2, при наличие в зоне контроля газовой фазы, причем измерение величин и производится при каждом изменение образца калибровочной физической среды в процессе калибровки влагомера и при каждом случае отсутствия жидкой фазы - чистой нефти и воды, или водонефтяной эмульсии в рабочем режиме влагомера на объекте; при этом факт отсутствия жидкой фазы в зоне контроля МЭП определяется автоматически из соотношений:

если , то в зоне контроля газ (воздух);

если , то в зоне контроля жидкость: нефть, водонефтяная эмульсия или вода, где i, , i j.

5. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке по п.1, отличающийся тем, что автоматическое определение типа водонефтяной эмульсии - обратная («вода в нефти») или прямая («нефть в воде»), производится в каждом цикле измерений, для каждого выходного сигнала МЭП с использованием следующих операций:

измерение выходных сигналов МЭП-емкостей С_ij(К1) между каждой парой (i, j) электродов преобразователя в режиме К1 - водонефтяная смесь не заземлена, причем i, , i j,

измерение выходных сигналов МЭП-емкостей С _ij(К2) между каждой парой (i, j) электродов преобразователя в режиме К2 - водонефтяная смесь не заземлена, причем i, , i j,

определение типа водонефтяной эмульсии производится из соотношений:

если , то эмульсия обратная («вода в нефти»);

если , то эмульсия прямая («нефть в воде»);

если то в зоне контроля газ (воздух).

6. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке по п.1, отличающийся тем, что определение состава водонефтяной смеси - объемного содержания воды и нефти в потоке производится с использованием N(N-1) калибровочных характеристик многоэлектродного преобразователя для каждого выходного сигнала МЭП, причем для обратной эмульсии («вода в нефти») состав водонефтяной смеси определяется по соответствующему участку калибровочной характеристики преобразователя и измеренным сигналом С_ij(К1) и С_ij(К2), а для прямой эмульсии («нефть в воде») по соответствующему участку калибровочной характеристики преобразователя и измерительным сигналам С _ij(К2), где i, , i j.

7. Устройство для осуществления способа электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке по пп.1-6, содержащее электроды для создания зондирующего электрического поля, управляемые электронные ключи, коммутатор, блоки измерения емкости и определения влажности нефти, отличающееся тем, что оно снабжено шестиэлектродным электроемкостным преобразователем, блоком коммутации электродов с семнадцатью управляемыми ключами, пятиканальными преобразователями «емкость - напряжение», аналоговым мультиплексором, программируемыми усилителем, таймером и формирователем управляющих сигналов, источником опорного напряжения, аналого-цифровым преобразователем (АЦП), микропроцессором, регистры данных и адреса, ПЗУ и генератором тактовых импульсов; при этом электроемкостной преобразователь выполнен с использованием плоских или цилиндрических электродов, из которых два противолежащих электрода расположены по всей длине преобразователя, а две пары других противолежащих электродов размещены на цилиндрической или плоской поверхности на периферии многофазного потока, причем длина каждого электрода указанных двух пар электродов соответствует половине длины преобразователя; при этом все шесть электродов электроемкостного преобразователя через соответствующую группу управляемых ключей соединены с корпусной точкой прибора, изолированной от «физической» земли - корпуса датчика (трубопровода), а корпусная точка прибора через соответствующий ключ соединена с «физической» землей; причем электроды 1, 2, 3, 4 и 5 через вторую группу управляемых ключей соединены с источником опорного напряжения, а электроды 2, 3, 4, 5 и 6 через третью группу управляемых ключей подключены к пяти соответствующим входам пятиканального преобразователя «емкость - напряжение», пять выходов которого соединены с соответствующим входами аналогового мультиплексора, выход которого через программируемый измерительный усилитель и усилитель мощности соединен со входом АЦП, а выход последнего соединен со входами блока цифровой обработки сигналов, включающего регистры данных и адреса, ПЗУ и микропроцессор; при этом выход программируемого таймера соединен с входом программируемого формирователя управляющих сигналов, а выходы программируемого формирователя управляющих сигналов и источника опорного напряжения подключены к соответствующим входам блока коммутации; при этом АЦП, программируемый измерительный усилитель, блок коммутации, мультиплексор и программируемый измерительный усилитель, блок коммутации, мультиплексор и программируемый формирователь управляющих сигналов подключенных к шине данных и команд блока цифровой обработки сигналов.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемый способ и устройство относятся к контрольно-измерительной технике и предназначены для использования в нефтедобывающей промышленности: оперативного контроля влажности на нефтепромысловых объектах - скважинах, групповых замерных установках (ГЗУ), дожимных насосных станциях (ДНС), установках подготовки нефти (УПН).

Применение диэлькометрического метода для контроля обводненности нефти в потоке в промысловых условиях осложняется множеством мешающих факторов: влияние гидродинамической структуры многофазного потока на результаты измерений, наличие газовой фазы, малая эффективность существующей аппаратуры при значениях влажности, превышающих 60-70%, и практическая потеря работоспособности при обводненности 95-98%, необходимость специальной калибровки прибора на каждый сорт нефти и нефти каждого месторождения, загрязнение чувствительных элементов первичного преобразователя.

Известен способ измерения влажности эмульсии типа «вода в нефти», заключающийся в том, что исследуемую эмульсию помещают в электроемкостной преобразователь, в котором измеряют емкость между двумя электродами, причем применяются коаксиальные электроемкостные преобразователи, где первым электродом служит трубопровод, а потенциальный электрод выполнен в виде стержня с диэлектрическим защитным покрытием [1]. Один из вариантов соответствующего устройства содержит внешний электрод, выполненный в виде металлической трубы и коаксиально закрепленный в ней покрытый диэлектриком и имеющий на концах обтекатели из диэлектрика внутренний электрод, подключенный в частотозадающую цепь автогенератора, причем диаметр внешнего электрода равен 100 мм, внешний диаметр внутреннего электрода 30 мм, а его длина 10÷30 мм [2].

Известно также устройство для определения влажности нефти и нефтепродуктов, содержащее цилиндрический корпус, электродный узел и электронный преобразователь, причем электроды выполнены в виде пакета чередующихся потенциальных и заземленных плоских пластин, оконтуренных с внешней стороны металлическими пластинами с мягким изгибом с боковой и торцевой стороны, повторяющим изгиб трубопровода с исследуемым потоком среды [3].

Наиболее близким по технической сущности является устройство для определения влажности нефти, содержащее чувствительный элемент, выполненный из двух конденсаторов, работающих в одинаковых условиях и отличающихся друг от друга конструктивными элементами - площадью обкладок, толщиной изолирующего слоя или расстояниями между обкладками, управляемые ключи, управляющие входы которых подключены к коммутатору, блок измерения емкости, с которым конденсаторы соединены параллельно и который связан с коммутатором, блок обработки информации и блок определения влажности нефти [4].

Недостатком известных способов и устройств является зависимость результатов измерения от гидродинамической структуры многофазного потока, низкая эффективность существующей аппаратуры при значениях влажности, превышающих 60-70% и практическая потеря работоспособности при обводнености 95÷98%, необходимость специальной калибровки прибора на каждый сорт нефти и нефть каждого месторождения, невозможность различать нефть и газ в потоках газонефтяной и газоводонефтяной эмульсии.

Целью предлагаемого изобретения является повышение точности и надежности определения состава водонефтяной эмульсии в широком диапазоне обводненности нефти (от 0 до 100%) в условиях структурной неоднородности многофазного потока.

Указанная цель реализуется с использованием многоэлектродного электроемкостного преобразователя (МЭП), позволяющего проводить электрическое зондирование двухфазной эмульсии в различных зонах контролируемого потока, осуществляя таким образом комплексирование первичных электроемкостных преобразователей. Указанное комплексирование производится с использованием N(N-1)/2 независимых емкостных элементов в составе МЭП, где N - число электродов МЭП. При этом производится измерение N(N-1) выходных сигналов МЭП-емкостей между каждой парой электродов - емкостных элементов преобразователя в двух создаваемых режимах работы МЭП.

В процессе калибровки многоэлектродного преобразователя формируются N(N-1) статических функций преобразователя МЭП, то есть зависимостей между выходными сигналами МЭП и объемным содержанием воды в эмульсии - калибровочные характеристики, причем в каждой из указанных функций преобразования формируются два участка, соответствующих по объемному содержанию воды, обратной («вода в нефти») и прямой («нефть в воде») водонефтяной эмульсии.

В процессе контроля потока эмульсии производится автоматическое определение типа водонефтяной эмульсии - обратная («вода в нефти») или прямая («нефть в воде»). Состав водонефтяной эмульсии - объемное содержание воды и нефти в потоке определяется по всему массиву N(N-1) калибровочных характеристик многоэлектродного преобразователя.

Комплексирование первичных электроемкостных преобразователей производится с помощью системы измерительных электродов, расположенных по периферии многофазного потока с минимально возможными конструктивными зазорами между соседними электродами, причем в каждом сечении преобразователя, перпендикулярном направлению движения потока и не совпадающем с границей раздела между соседними электродами, лежащими на одной поверхности - плоской или цилиндрической, располагаются четыре электрода.

На Фиг.1. приведены конструктивные схемы шестиэлектродного (N=6) преобразователя с цилиндрическими (фиг.1а) и плоскими (фиг.1б) электродами, где 1-1 1-6 - измерительные электроды; 1-7 - граница раздела между электродами (конструктивный зазор между электродами); 1-8 - направление движения контролируемого потока; 18 - блок формирования и аналоговой обработки сигналов; 19 - блок цифровой обработки сигналов. Для N - электродной системы МЭП максимальное число возможных комбинаций из двух электродов, то есть независимых измерений в одном режиме работы преобразователя равно:

Для N=6 число независимых измерений составляет n=15.

В табл.1 приведен полный набор измерительных сигналов - величин емкостей C_ij между парой электродов (i, j), получаемых с помощью шестиэлектродного преобразователя в одном режиме его работы.

Таблица 1.
Номер сигнала	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Обозначение сигнала	C12	C13	С14	C15	C 16	C23	С24	С25	С26	С 34	С35	С36	С45	С46	С 56

При этом электрическое зондирование водонефтяной эмульсии производится в различных направлениях относительно направления движения потока в трубопроводе, причем производится как сквозное зондирование всего объема потока в зоне контроля электродов МЭП, так и зондирование локальных областей этого потока с использованием N(N-1)/2 емкостных элементов многоэлектродного преобразователя.

Калибровка влагомера и контроль обводненности нефти в потоке выполняется в двух последовательно создаваемых режимах работы МЭП в каждом цикле измерений, причем в 1-ом режиме корпусная точка влагомера гальванически изолирована от контролируемой водонефтяной эмульсии и «физической» земли (корпуса МЭП, трубопровода) - водонефтяная эмульсия не заземлена (режим К1), а во 2-ом режиме корпусная точка влагомера гальванически соединена с контролируемой водонефтяной эмульсию и «физической» землей (корпусом МЭП, трубопроводом) - контролируемая эмульсия заземлена (режим К2); при этом калибровка влагомера производится с использованием девяти образцов физических сред: из них три чистые компоненты: газ, нефть и вода; и шесть - водонефтяные эмульсии с объемным содержанием воды 20; 40; 60; 70; 80 и 90% соответственно.

Калибровочные характеристики влагомера и измеряемые в процессе контроля сигналы - величины межэлектродных емкостей C_ij(К1) и C_ij(К2), полученные в режимах К1 и К2 работы преобразователя, нормируются к значениям указанных емкостей, полученных при наличии в зоне контроля МЭП чистой фазы - газа (воздуха) и представляются в логарифмических единицах вида: где - значения емкости C_ij между электродами i и j, измеренное в режимах К1 и К2, при наличие в зоне контроля газовой фазы. Причем измерение величин производится при каждом изменении образца калибровочной физической среды в процессе калибровки влагомера и при каждом случае отсутствия жидкой фазы - чистой нефти, воды, или водонефтяной эмульсии в рабочем режиме влагомера на объекте; при этом факт отсутствия жидкой фазы в зоне контроля МЭП определяется автоматически из соотношений:

Если то в зоне контроля газ(воздух).

Если то в зоне контроля жидкость: нефть, водонефтяная эмульсия или вода, где i, i j.

Автоматическое определение типа водонефтяной эмульсии - обратная («вода в нефти») или прямая («нефть в воде»), производится в каждом цикле измерений, для каждого выходного сигнала МЭП с использованием следующих операций:

- измерение выходных сигналов МЭП-емкостей C _ij(К1) между каждой парой (i, j) электродов преобразователя в режиме К1 - водонефтяная эмульсия не заземлена, причем i, i j;

- измерение выходных сигналов МЭП-емкостей C_ij(К2) между каждой парой (i, j) электродов преобразователя в режиме К2 - водонефтяная эмульсия заземлена, причем i, i j;

- определение типа водонефтяной эмульсии производится из соотношений:

Если то эмульсия обратная («вода в нефти»).

Если то эмульсия прямая («нефть в воде»).

Если то в зоне контроля газ (воздух).

Определение состава водонефтяной эмульсии - объемного содержания воды и нефти в потоке производится с использованием N(N-1) калибровочных характеристик многоэлектродного преобразователя для каждого выходного сигнала МЭП, причем для обратной эмульсии («вода в нефти») состав определяется по соответствующему участку калибровочной характеристики преобразователя и измеренным сигналом C_ij (К1) и C_ij(К2), а для прямой эмульсии («нефть в воде») по соответствующему участку калибровочной характеристики преобразователя и измерительным сигналам C_ij(К2), где i, i j.

Для осуществления способа электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке предлагается устройство, содержащее шестиэлектродный электроемкостной преобразователь, блок коммутации с семнадцатью управляемыми электронными ключами, пятиканальный преобразователь «емкость - напряжение», аналоговый мультиплексор, программируемый усилитель, таймер, формирователь управляющих сигналов, источник опорного напряжения, аналого-цифровой преобразователь (АЦП), микропроцессор, регистры данных и адреса, ПЗУ и генератором тактовых импульсов.

Предлагаемое устройство отличается тем, что электроемкостной преобразователь (фиг.1) выполнен с использованием плоских или цилиндрических электродов, из которых два противолежащих электрода расположены по всей длине преобразователя, а две пары других противолежащих электродов размещены на цилиндрической или плоской поверхности на периферии многофазного потока, причем длина каждого электрода указанных двух пар электродов соответствует половине длины преобразователя; при этом все шесть электродов электроемкостного преобразователя через соответствующую группу управляемых ключей соединены с корпусной точкой прибора, изолированной от «физической» земли - корпуса датчика (трубопровода), а корпусная точка прибора через соответствующий ключ соединена с «физической» землей; причем электроды 1-1, 1-2, 1-3, 1-4 и 1-5 МЭП через вторую группу управляемых ключей соединены с источником опорного напряжения, а электродов 1-2, 1-3, 1-4, 1-5 и 1-6 через третью группу управляемых ключей подключены к пяти соответствующим входам пятиканального преобразователя «емкость - напряжение», пять выходов которого соединены с соответствующими входами аналогового мультиплексора.

Выход мультиплексора через программируемый усилитель и усилитель мощности соединен со входом АЦП, а выход последнего соединен со входами блока цифровой обработки сигналов, включающего регистры данных и адреса, ПЗУ и микропроцессор. Выход программируемого таймера соединен с входом программируемого формирователя управляющих сигналов, а выходы программируемого формирователя управляющих сигналов и источника опорного напряжения подключены к соответствующим входам блока коммутации. При этом АЦП, программируемый усилитель, блок коммутации, мультиплексор и программируемый формирователь управляющих сигналов подключены к шине данных и команду блока цифровой обработки сигналов.

Рассмотрим содержание предлагаемого способа. Он содержит следующие операции.

1. Электрическое зондирование двухфазной эмульсии в различных зонах контролируемого потока с помощью многоэлектродного электроемкостного преобразователя (МЭП) - комплексирование первичных электроемкостных преобразователей с использованием N(N-1)/2 независимых емкостных элементов в составе МЭП, (где N - число электродов МЭП).

2. Измерение величин N(N-1) выходных сигналов МЭП-емкостей между каждой парой электродов - емкостных элементов преобразователя в двух создаваемых режимах работы МЭП.

3. Формирование N(N-1) статических функций преобразователя МЭП (зависимостей между выходными сигналами МЭП и объемным содержанием воды в водонефтяной эмульсии -калибровочных характеристик) в процессе калибровки многоэлектродного преобразователя, причем в каждой из указанных функций преобразования формируются два участка, соответствующих по объемному содержанию воды, обратной («вода в нефти») и прямой («нефть в воде») водонефтяной эмульсии.

4. Автоматическое определение типа водонефтяной эмульсии - обратная («вода в нефти») или прямая («нефть в воде») в процессе контроля потока эмульсии.

5. Комплексирование первичных электроемкостных преобразователей производится с помощью системы измерительных электродов, расположенных по периферии многофазного потока с минимальными возможными конструктивными зазорами между соединениями электродами, причем в каждом сечении преобразователя, перпендикулярно направлению движения потока и не совпадающем с границей раздела между соседними электродами, лежащими на одной поверхности - плоской или цилиндрической, располагаются четыре электрода (фиг.1).

6. Электрическое зондирование водонефтяной эмульсии производится в различных направлениях относительно направления движения потока в трубопроводе, причем производится как сквозное зондирование всего объема потока в зоне контроля электродов МЭП, так и зондирование локальных областей этого потока с использованием N(N-1)/2 емкостных элементов многоэлектродного преобразователя.

7. Калибровка влагомера и контроль обводненности нефти в потоке выполняется в двух последовательно создаваемых режимах работы МЭП в каждом цикле измерений, причем в 1-ом режиме корпусная точка влагомера гальванически изолирована от контролируемой водонефтяной эмульсии и «физической» земли (корпуса МЭП, трубопровода) - водонефтяная эмульсия не заземлена (режим К1), а во 2-ом режиме корпусная точка влагомера гальванически соединена с контролируемой водонефтяной эмульсией и «физической» землей (корпусом МЭП, трубопроводом) - контролируемая эмульсия заземлена (режим К2); при этом калибровка влагомера производится с использованием девяти образцов физических сред: из них три чистые компоненты: газ, нефть и вода; и шесть - водонефтяные эмульсии с объемным содержанием воды 20; 40; 60; 70; 80 и 90% соответственно.

8. Калибровочные характеристики влагомера и измеряемые в процессе контроля сигналы - величины межэлектродных емкостей C_ij(К1) и C _ij(К2), полученные в режимах К1 и К2 работы преобразователя, нормируются к значениям указанных емкостей, полученных при наличии в зоне контроля МЭП чистой фазы - газа (воздуха) и представляется в логарифмических единицах вида: где - значения емкости C_ij между в режимах К1 и К2, измеренные при наличие в зоне контроля газовой фазы, причем измерение величин производится при каждом изменении образца калибровочной физической среды в процессе калибровки влагомера и при каждом случае отсутствия жидкой фазы - чистой нефти, воды, или водонефтяной эмульсии в рабочем режиме влагомера на объекте; при этом факт отсутствия жидкой фазы в зоне контроля МЭП определяется автоматически из соотношений:

Если то в зоне контроля газ(воздух).

Если то в зоне контроля жидкость: нефть, водонефтяная эмульсия или вода.

Здесь i, i j.

9. Автоматическое определение типа водонефтяной эмульсии - обратная («вода в нефти») или прямая («нефть в воде»), производится в каждом цикле измерений, для каждого выходного сигнала МЭП с использованием следующих операций:

- измерение выходных сигналов МЭП-емкостей C _ij(К1) между каждой парой (i, j) электродов преобразователя в режиме К1 - водонефтяная эмульсия не заземлена, причем i, i j;

- измерение выходных сигналов МЭП-емкостей C_ij(К2) между каждой парой (i, j) электродов преобразователя в режиме К2 - водонефтяная эмульсия заземлена, причем i, i j;

- определение типа водонефтяной эмульсии производится из соотношений:

Если то эмульсия обратная («вода в нефти»).

Если то эмульсия прямая («нефть в воде»).

Если то в зоне контроля газ (воздух).

10. Состав водонефтяной эмульсии - объемного содержания воды и нефти в потоке производится с использованием N(N-1) калибровочных характеристик многоэлектродного преобразователя для каждого выходного сигнала МЭП, причем для обратной эмульсии («вода в нефти») состав водонефтяной эмульсии определяется по соответствующему участку калибровочной характеристике преобразователя и измеренным сигналом C_ij(К1) и C_ij(К2), а для прямой эмульсии («нефть в воде») по соответствующему участку калибровочной характеристике преобразователя и измеренным сигналам C_ij(К2), где i, i j.

Рассмотрим основные операции предлагаемого способа.

Электрическое зондирование эмульсии производится с помощью многоэлектродного электроемкостного преобразователя (МЭП), содержащего в общем случае N измерительных электродов. Максимальное число независимых емкостных элементов в составе N -электродного преобразователя N(N-1)/2. Для шестиэлектродного преобразователя (фиг.1) число таких емкостных элементов равно 15. Перечень емкостных элементов дан в табл.1, где C_ij - емкость между парой электродов (i, j), причем i j. Подобный преобразователь позволяет реализовать электрическое зондирование контролируемого потока в различных областях этого потока и в различных направлениях относительно направления движения потока. Например, C₁₂ (фиг.1) производится зондирование всего объема потока в зоне контроля МЭП, в направлении, ортогональном к направлению этого потока, т.е. напряженность зондирующего электрического поля ортогональна вектору средней скорости потока. С помощью емкостных элементов С₃₅ и C₄₅ производится зондирование потока примерно под углом 45° к направлению вектора скорости Емкости С₃₄ и С₅₆ позволяют зондировать периферийные зоны потока и т.д. Такой подход позволяет резко увеличить объем получаемой информации в одном цикле измерений, т.е при опросе всех N(N-1)/2 емкостных элементов МЭП при двух режимах его работы. Для шестиэлектродного МЭП общий объем получаемых данных в одном цикле измерений составляет 30 значений различных сигналов.

Комплексирование первичных электроемкостных преобразователей несущих информацию о различных зонах многофазного потока позволяет в значительной степени снизить влияние гидродинамической структуры потока на результаты измерений, повысить точность и надежность контроля обводненности нефти. Особенность расположения системы электродов МЭП в том, что увеличение их количества производится путем расщепления соответствующих электродов в направлении, перпендикулярном направлению движения потока.

Такая конфигурация обеспечивает необходимую чувствительность МЭП к изменению параметров водонефтяной эмульсии.

Изменение величин N(N-1) выходных сигналов МЭП-емкостей между каждой парой электродов - емкостных элементов преобразователя производится в двух режимах работы МЭП. Принцип измерения межэлектродных емкостей МЭП заключается в заряде выбранной емкости C_ij, где i, i j, до известного напряжения U₀ (опорное напряжение) с последующим ее разрядом через измерительную схему в режимах работы К1 и К2.

На фиг.2 приведена схема измерения емкости С₁₂ шестиэлектродного преобразователя (фиг.1) к режимах К1 и К2, здесь C₁₂ измеряемая емкость между электродами 1-1 и 1-2 преобразователя; S₁₂, S ₁₁, S₂₁, S₂₃ и S₀₀ - управляемые электронные ключи; Al - интегрирующий усилитель тока - преобразователь «емкость - напряжение»; U₀ - опорное напряжение; U_c - выходной сигнал преобразователя «емкость - напряжение»; R₁ C₁ - цепь обратной связи операционного усилителя; С - емкость (>0,15 мкФ) для стабилизации потенциала на входе операционного усилителя.

а - схема подключения емкости С₁₂ к коммутационной и измерительной системам прибора;

б - цепь заряда емкости С₁₂;

в - цепь разряда емкости C₁₂;

- корпусная точка прибора;

- физическая земля прибора (корпус МЭП, трубопровод).

В течение 1-ой части цикла измерения емкости C ₁₂ она подключается к источнику опорного напряжения U ₀ - с низким внутренним сопротивлением и заряжается до величины U₀. При этом ключи S₁₂ и S ₂₁ замкнуты, а ключи S₁₁ и S₂₃ разомкнуты (фиг.2б). во второй части цикла измерения ключи S₁₂ и S₂₁ размыкаются, a S₁₁ и S₂₃ замыкаются. Емкость C₁₂ разряжается через измерительную схему (фиг.2в).

Эта процедура повторяется два раза: в режиме К1 - ключ S₀₀ разомкнут и в режиме К2 - ключ S₀₀ замкнут.

Цикл заряда/разряда повторяется с программируемой частотой f тактового генератора. В результате получаем два значения выходного сигнала U_c преобразователя «емкость - напряжение» (C-U), пропорциональные величинам C₁₂(K1) и C₁₂(K2) в режимах К1 и К2 соответственно. Аналогичным образом измеряются и остальные емкости C_ij, i, i j, многоэлектродного преобразователя.

Для шестиэлектродного преобразователя в результате полного цикла опроса всех межэлектродных емкостей получаются 15 значений выходных сигналов, пропорциональных величинам емкостей C_ij(К1) в режиме К1 и 15 значений выходных сигналов, пропорциональных величинам емкостей C_ij(К2) в режиме К2, где i j (табл.1).

Калибровочные характеристики влагомера и измеряемые в процессе контроля сигналы - величины межэлектродных емкостей C_ij(К1) и C_ij(К2), полученные в режимах К1 и К2 работы преобразователя, нормируются к значениям указанных емкостей, полученных при наличии в зоне контроля МЭП газовой фазы (воздуха) и представляются в логарифмических единицах вида: где и - значения емкости C_ij между электродами i и j, измеренное в режимах К1 и К2 при наличии в зоне контроля газа (воздуха).

На фиг.3 приведены нормированные выходные характеристики шестиэлектродного преобразователя (фиг.1а) - зависимости нормированных сигналов от объемного содержания « » воды в водонефтяной эмульсии (0 1) в режимах К1 и К2. Значению =0 соответствует нефть, а значению =1 - вода. Характеристики получены на экспериментальном образце МЭП с числом измерительных электродов N=6 на частоте f=10 кГц. Диаметр проходной части преобразователя 38 мм, длина 47,5 мм.

Данные фиг.3а получены в режиме работы К1 преобразователя, а на фиг 3б - в режиме К2. Приведены характеристики, полученные при электрическом зондировании водонефтяной эмульсии в различных областях зоны контроля МЭП: С₁₂ - сквозное зондирование водонефтяной эмульсии во всей зоне контроля преобразователя; С₄₆ - зондирование части объема эмульсии в направлении, перпендикулярном направлению движения потока; C₄₅ - зондирование эмульсии под углом примерно 45° к направлению потока; С₃₄ - зондирование локальной области на периферии потока. Характеристики остальных емкостных элементов МЭП имеют аналогичный вид. Участки указанных характеристик в диапазоне водосодержания от 0 до 0,7 соответствует обратной эмульсии («вода в нефти»), а участи характеристик в диапазоне от 0,8 до 1,0 - прямой эмульсии («нефть в воде»). В диапазоне а от 0,7 до 0,8 происходит фазовый переход, т.е. обратная эмульсия («вода в нефти») переходит в прямую («нефть в воде»).

Участки характеристик, соответствующие обратной эмульсии («вода в нефти») имеют высокую чувствительность к изменению водосодержания « » как в режиме К1, так и в режиме К2. Участки характеристик, соответствующие прямой эмульсии («нефть в воде»), имеют различную чувствительность к изменению водосодержания « »: в режиме К1 она низкая - близка к нулю, а в режиме К2 - высокая. В табл.2 приведены оценки интегральной чувствительности МЭП по диапазонам водосодержания [0: 0,7] и [0,8; 1,0] в режиме К1.

Таблица 2.
Диапазон	0÷0,7	0,8÷1,0
Сигнал Sij(K1)	S12	S 34	S45	S46	S12	S34	S 45	S46
чувствительность Sij (К1)	3,704	6,542	4,910	9,476	0,006	0,013	0,004	0,004

Здесь

- интегральная чувствительность МЭП в диапазоне водосодержания [0; 0,7].

- интегральная чувствительность МЭП в диапазоне водосодержания [0,8; 1,0].

В табл.3 приведены оценки интегральной чувствительности МЭП по диапазонам водосодержания [0; 0,7] и [0,8; 1,0] в режиме К2

Таблица 3.
Диапазон	0÷0,7	0,8÷1,0
Сигнал Sij(K2)	S12	S 34	S45	S46	S12	S34	S 45	S46
чувствительность Sij (К2)	6,176	6,684	9,766	28,750	2,517	0,195	3,269	4,650

Здесь

- интегральная чувствительность МЭП в диапазоне водосодержания [0; 0,7].

- интегральная чувствительность МЭП в диапазоне водосодержания [0,8; 1,0].

Таким образом, по характеристикам S_ij(К1, ) многоэлектродного преобразователя в режиме К1 невозможно определить величину в диапазоне >0,8, соответствующим прямой эмульсии («нефть в воде») из-за низкой чувствительности МЭП. По характеристикам S_ij(К2, ) преобразователя в режиме К2 можно определить величину во всем диапазоне от 0 до 1. Однако характеристики S_ij(К2, ) полученные в режиме К2 неоднозначны, т.е. одному значению сигнала может соответствовать два значения водосодержания : одно из них будет соответствовать обратной эмульсии ( <0,8), а другое прямой ( >0,8). Поэтому в процессе контроля производится автоматическое определение типа водонефтяной эмульсии - обратная («вода в нефти») или прямая («нефть в воде») в каждом цикле измерений (опроса всех емкостных элементов МЭП), для каждого выходного сигнала МЭП. Эта операция производится по результатам измерений выходных сигналов МЭП - величин емкостей C_ij (К1) и C_ij(К2) между каждой парой (i, j) электродов преобразователя в режимах К1 и К2.

Тип водонефтяной эмульсии определяется из соотношений:

Если то эмульсия обратная («вода в нефти»).

Если то эмульсия прямая («нефть в воде»).

Если то в зоне контроля МЭП газ (воздух).

В табл.4 приведены экспериментальные данные по определению типа водонефтяной эмульсии для емкостей C₁₂, C₃₄ , C₄₅ и С₄₆ шестиэлектродного преобразователя (N=6) при изменении водосодержания а от 0 до 1,0. Для остальных емкостных элементов МЭП результаты аналогичны.

Определение состава водонефтяной эмульсии - объемного содержания воды и нефти в потоке производится с использованием N(N-1) калибровочных характеристик многоэлектродного преобразователя для каждого выходного сигнала МЭП, причем для обратной эмульсии («вода в нефти») состав водонефтяной эмульсии определяется по соответствующему участку калибровочной характеристики преобразователя и измеренным сигналам C_ij(К1) и C_ij(К2), а для прямой эмульсии («нефть в воде») - по соответствующему участку калибровочной характеристики преобразователя и измеренным сигналам C_ij(К2), где i, i j.

Таблица 4.
Среда	Газ, воздух	Обратная эмульсия - («вода в нефти»)	Прямая эмульсия - («нефть в воде»)
		0	0,2	0,4	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0
	-0,01	0,28	0,64	0,56	0,26	0,1	4,26	4,56	4,89
	-0,02	0,04	0,14	0,18	0,36	0,37	4,04	4,20	4,48
	-0,04	0,25	0,29	0,39	0,51	0,07	4,42	4,73	4,98
	-0,014	0,24	0,58	0,63	0,48	0,069	4,26	4,46	4,93
Критерий идентификации

Функциональная схема устройства для осуществления предлагаемого способа приведена на фиг.4.

Здесь обозначено: 1 - шестиэлектродный электроемкостной преобразователь, 2 - блок коммутации электродов с семнадцатью управляющими ключами, 3 - пятиканальный преобразователь «емкость - напряжение» (C-U), 4 - аналоговый мультиплексор, 5 - программируемый усилитель, 6 - усилитель мощности, 7 - аналого-цифровой преобразователь (АЦП), 8 - программируемый таймер, 9 - программируемый формирователь управляющих сигналов, 10 - источник опорного напряжения U₀, 11 - микропроцессор, 12 - регистр адреса, 13 - постоянно запоминающее устройство (ПЗУ), 14 и 15 - регистры данных, 16 - генератор тактовых импульсов, 17 - шина данных и команд (общая шина), 18 - блок формирования и аналоговой обработки сигналов, 19 - блок цифровой обработки сигналов.

Электроемкостной преобразователь с числом электродов N=6 (фиг.1) выполнен с использованием плоских или цилиндрических электродов, из которых два противолежащих электрода, расположены по всей длине преобразователя, а две пары других противолежащих электродов размещены на цилиндрической или плоской поверхности на периферии многофазного потока, причем длина каждого электрода указанных двух пар электродов соответствует половине длины преобразователя.

При этом все шесть электродов электроемкостного преобразователя через соответствующие группы управляемых ключей соединены с корпусной точкой прибора, изолированной от «физической» земли - корпуса датчика (трубопровода), а корпусная точка прибора через соответствующий ключ соединена с «физической» землей; причем электроды 1-1, 1-2, 1-3, 1-4 и 1-5 через вторую группу управляемых ключей соединены с источником опорного напряжения, а электроды 1-2, 1-3, 1-4, 1-5 и 1-6 через третью группу управляемых ключей подключены к пяти соответствующим входам пятиканального преобразователя «емкость - напряжение».

На фиг.5 приведены схемы подключения электродов электроемкостного преобразователя к блоку формирования и аналоговой обработки сигналов.

Все шесть электродов МЭП через управляющие ключи S₁₁ , S₂₁, S₃₁, S₄₁, S₅₁ и S₆₁ соединены с корпусной точкой прибора ( ), изолированной от «физической» земли

а корпусная точка прибора ( ) через ключ S₀₀ соединена с «физической» земли

Электроды 1-1, 1-2, 1-3, 1-4 и 1-5 через управляемые ключи S₂₃, S₃₃, S₄₃ , S₅₃ и S₆₃ подключены к пяти входам пятиканального преобразователя «емкость - напряжение». Обозначение каналов: C-U1-2; C-U2-3; C-U3-4; C-U4-5 и C-U5-6. Здесь 1-ая цифра (1, 2, 3, 4 и 5) обозначает номер канала, а вторая (2, 3, 4, 5 и 6) - номера электродов, подключенного к соответствующему каналу.

Устройство работает следующим образом.

В процессе контроля водонефтяного потока производится поочередный опрос всех емкостных электродов МЭП, т.е. последовательное подключение каждого емкостного элемента вначале к источнику опорного напряжения 10, а затем к соответствующему каналу пятиканального преобразователя «емкость - напряжение» 3 в режимах работы К1 и К2. В табл.5 приведен полный набор измерительных сигналов - межэлектродных емкостей шестиэлектродного преобразователя, номера каналов пятиканального преобразователя C-U, к которым подключаются соответствующие емкостные элементы МЭП и номера электродов, подключены к источнику опорного напряжения U ₀.

Таблица 5.
Номер сигнала	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Обозначение сигнала	С12	C13	C14	C15	C 16	C23	С24	С25	С26	С 34	С35	С36	С45	С46	С 56
Номер канала измерения	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	2-3	3-4	4-5	5-6	3-4	4-5	5-6	4-5	5-6	5-6
Номер электрода, подключаем к U0	1-1	1-1	1-1	1-1	1-1	1-2	1-2	1-2	1-2	1-3	1-3	1-3	1-4	1-4	1-5

Здесь номер канала обозначен двумя цифрами (например, 1-2), первая цифра обозначает собственно номер канала, а вторая - номер электрода емкостного элемента МЭП, который подключается к преобразователю «емкость - напряжение».

В процессе опроса межэлектродных емкостей преобразователя, каждая измеряемая емкость поочередно посредствам соответствующей коммутации управляемых ключей подключается к измерительной системе. На фиг.2 приведена схема подключения емкости С₁₂ к измерительной системе: ключи S₁₁, S₁₂, S₂₁ и S ₂₃ участвуют непосредственно в измерении емкости С ₁₂, ключ S₂₂ - разомкнут.

Ключи остальных элементов МЭП, не участвующих в измерительном процессе С₁₂, находятся в следующем состояниях: S₃₁ , S₄₁, S₅₁ и S₆₁ - замкнуты, т.е. электроды 1-3, 1-4, 1-5 и 1-6 соединены с корпусной точкой прибора ( ); S₃₂, S₃₃, S₄₂, S ₄₃, S₅₂, S₅₃ и S₆₃ - разомкнуты, т.е. электроды 1-3, 1-4, 1-5 и 1-6 отключены от источника опорного напряжения 10 и от измерительных каналов преобразователя C-U с номерами 2, 3, 4 и 5.

В измерении сигнала C ₁₂ участвует преобразователь C-U1-2.

На фиг.6 приведены временные диаграммы напряжений, управляющих ключами S₁₁, S₁₂, S₂₁, S₂₃ , в процессе измерения емкости C₁₂.

Здесь обозначено: US₁₂, US₂₁, US₂₃ и US₁₁ - напряжения, управляющие ключами S₁₂ , S₂₁, S₂₃ и S₁₁ соответственно; Т-период управляющего напряжения;

1 - ключ замкнут, высокий уровень управляющего напряжения;

0 - ключ разомкнут, низкий уровень управляющего напряжения

Измерение сигнала C₁₂ производится в течение одного или двух периодов напряжений, управляющих ключами S₁₁ , S₁₂, S₂₁ и S₂₃.

В течение 1-го полупериода управляющего напряжения ключи S ₁₂ и S₂₁ замкнуты, а S₂₃ и S ₁₁ разомкнуты. Емкость С₁₂ подключается к источнику опорного напряжения U₀ и емкость заряжается. В течение второго полупериода управляющего напряжения ключи S₁₂ и S₂₁ разомкнуты, а S₂₃ и S₁₁ замкнуты. Емкость С₁₂ подключается к преобразователю C-U1-2 и разряжается на измерительную цепь. Происходит формирование выходного напряжения U_c измерительной цепи. В течение 2-го периода Т управляющего напряжения процесс повторяется. Измерение сигнала С₁₂ производится в 2-х режимах:

- режим K1 - ключ S₀₀ разомкнут; корпусная точка прибора отключена от «физической» земли (корпуса МЭП, трубопровода) - контролируемая эмульсия не заземлена;

- режим K1 - ключ S₀₀ замкнут; корпусная точка прибора соединена с «физической» землей (корпуса МЭП, трубопровода) - контролируемая эмульсия заземлена.

В результате измерительного процесса получаем два значения сигнала C₁₂ : C₁₂(K1) и C₁₂(K2). Логика работы прибора при измерении сигнала C₁₂ в течение 2-х периодов Т управляющих напряжений приведена в табл.6.

Измерение емкости C₁₂ происходит на интервале времени, равном 2-м периодам Т управляющего сигнала. Состояние управляемых ключей блока коммутации 2 определяется на четырех интервалах времени. Длительность каждого временного интервала равна Т/2. При этом цифра 1 означает, что соответствующий ключ замкнут на интервале времени Т/2 - на него подан высокий уровень управляющего напряжения, а цифра 0 означает, что ключ разомкнут на интервале времени Т/2 - на него подано напряжение низкого уровня.

Аналогичным образом измеряются остальные межэлектродные емкости электроемкостного преобразователя.

С выходов пятиканального преобразователя «емкость - напряжение» 3 сигналы, пропорциональные величинам межэлектродных емкостей МЭП, поступают на соответствующие входы аналогового мультиплексора 4 и далее через программируемый измерительный усилитель 5 и усилитель мощности 6 на аналого-цифровой преобразователь 7. Применение программируемого усилителя 5 обусловлено тем, что величины сигналов, полученных с различных емкостных элементов МЭП, могут значительно различаться. Для выравнивания величин этих сигналов коэффициент усиления усилителя 5 может изменяться по заданной программе. С выхода АЦП 7 сигнала поступают на микропроцессорный блок обработки 19, в котором формируется управляющие сигналы по заданной программе, производится обработка измерительной информации с последующей передачей данных на ЭВМ. Функционирование микропроцессора 11 обеспечивают: постоянное запоминающее устройство 13 (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), включающее регистр адреса 12 и регистры данных 14 и 15, а также генератор тактовых импульсов 16. В ПЗУ хранится рабочая программа устройства и калибровочные данные. Для повышения быстродействия измерительного устройства при формировании управляющих сигналов требуемой частоты и заданных временных интервалов используются также программируемый таймер 8 и формирователь управляющих сигналов 9.

Предлагаемый способ и устройство имеют следующие преимущества:

1. Позволяют увеличить объем измерительной информации о параметрах многофазного потока за счет комплексирования первичных электроемкостных преобразователей.

2. Реализуют электрическое зондирование водонефтяного потока в различных его зонах, областях и направлениях, что значительно повышает надежность и информативность контроля.

3. Позволяет автоматически идентифицировать тип контролируемой водонефтяной эмульсии в потоке: обратная («вода в нефти») или прямая («нефть в воде»), что обеспечивает высокую точность контроля обводненности нефти в диапазоне от 0 до 100%.

4. Позволяет автоматически определять наличие газовой фазы в зоне контроля многоэлектродного преобразователя и использовать эту информацию для коррекции калибровочных характеристик влагомера и измеренных сигналов.

ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИ

1. Беляков В.Л. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий. - М.: Недра, 1992, с.74.

2. Авторское свидетельство СССР № 2024862, кл. G01N 22/22, 1994. Измерительный преобразователь нефтяного влагомера.

3. Патент Российской Федерации № 2184958 С2, кл. G01N 27/22, 2002. Устройство для определения влажности жидких сред преимущественно нефти и нефтепродуктов.

4. Патент Российской Федерации № 205354 С1, кл. G01N 27/22, 1996. Устройство для определения влажности нефти.