способ измерения влагосодержания и солесодержания нефти

Формула изобретения

1. Способ измерения влагосодержания и солесодержания нефти, при котором возбуждают электромагнитные волны в волноводе, например, в длинной линии, с оконечным чувствительным элементом, содержащем контролируемую жидкость, принимают отраженные волны и измеряют их мощность относительно мощности падающих волн, а также измеряют температуру нефти, отличающийся тем, что возбуждаемые электромагнитные волны модулируют по частоте в фиксированном диапазоне частот, предварительно определяют совокупность значений экстремума относительной мощности отраженных волн и соответствующей ему частоты при заданных дискретных значениях влагосодержания и солесодержания нефти при нормальном значении температуры, измеряют значение экстремума относительной мощности отраженных волн и соответствующей ему частоты для контролируемой нефти, сопоставляют эти значения экстремума и частоты для измеренной температуры с аналогичными значениями экстремума и частоты из указанной совокупности для нормальной температуры, интерполируют влагосодержание и солесодержание нефти к их соседним дискретным значениям, к результатам этой интерполяции вводят температурную коррекцию и по полученным результатам судят о влагосодержании и солесодержании нефти.

2. Способ измерения влагосодержания и солесодержания нефти по п.1, отличающийся тем, что значения частот возбуждаемых в волноводе электромагнитных волн выбирают в пределах диапазона 1÷3 ГГц.

Описание изобретения к патенту

Предполагаемое изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для высокоточного измерения влагосодержания и солесодержания различных жидкостей, находящихся в емкостях (технологических резервуарах, измерительных ячейках и т.п.) или перемещаемых по трубопроводам. Оно может быть применено, в частности, для измерения влагосодержания и солесодержания сырой нефти.

Известны способы для измерения влагосодержания жидкости, основанные на измерении ее электрофизических параметров с применением радиочастотных датчиков, содержащих контролируемую жидкость (патенты США № 4862060, МКл. G01N 22/00; № 4996490, МКл. G01R 27/04, G01N 22/00; № 5157339, МКл. G01N 22/00; № 3933030, МКл. G01N 9/00). Недостатком этих способов измерения является зависимость точности результатов измерения влагосодержания от различных влияющих факторов: изменения сортности жидкости, ее солесодержания и др., и невозможность проведения двухпараметровых измерений - одновременного определения влагосодержания и солесодержания жидкости.

Известно техническое решение (патент США № 4864850, МКл. G01N 5/02), которое содержит описание способа измерения, по технической сущности наиболее близкое к предлагаемому способу и принятое в качестве прототипа. Способ-прототип заключается в возбуждении электромагнитных волн в волноводе в виде отрезка длинной линии с оконечным датчиком в виде отрезка коаксиальной линии. Применение этого способа рассмотрено для измерений физических свойств (влагосодержания) жидкости, перемещаемой по трубопроводу, причем на измерительном участке трубопровода его часть служит внешним проводником коаксиальной линии. Оконечный элемент может быть выполнен также в виде двухпроводной или полосковой линии.

Недостатком этого способа-прототипа является невысокая точность измерения, обусловленная зависимостью результатов измерения влагосодержания от солесодержания контролируемой жидкости, и ограниченная область применения (невозможность определения солесодержания). В свою очередь, солесодержание обводненной нефти, которое этим способом определить невозможно, является важным технологическим параметром.

Целью предполагаемого изобретения является повышение точности измерения и расширение области применения.

Поставленная цель в предлагаемом способе измерения влагосодержания и солесодержания нефти, при котором возбуждают электромагнитные волны в волноводе, например, в длинной линии, с оконечным чувствительным элементом, содержащем контролируемую жидкость, принимают отраженные волны и измеряют их мощность, а также измеряют температуру нефти, обеспечивается тем, что возбуждаемые электромагнитные волны модулируют по частоте в фиксированном диапазоне частот, предварительно определяют совокупность значений экстремума относительной мощности отраженных волн и соответствующей ему частоты при заданных дискретных значениях влагосодержания и солесодержания нефти при нормальном значении температуры, измеряют значение экстремума относительной мощности отраженных волн и соответствующей ему частоты для контролируемой нефти, сопоставляют эти значения экстремума и частоты для измеренной температуры с аналогичными значениями экстремума и частоты из указанной совокупности для нормальной температуры, интерполируют влагосодержание и солесодержание нефти к их соседним дискретным значениям, к результатам этой интерполяции вводят температурную коррекцию и по полученным результатам судят о влагосодержании и солесодержании нефти. Значения частот, возбуждаемых в волноводе электромагнитных волн, могут быть выбраны в диапазоне 1÷3 ГГц.

Существенными отличительными признаками предлагаемого технического решения, по мнению авторов, являются, во-первых, возбуждение в волноводе, например в длинной линии электромагнитных волн, модулированных по частоте в фиксированном диапазоне частот; во-вторых, предварительное определение при заданных дискретных значениях влагосодержания и солесодержания нефти совокупности значений экстремума относительной мощности отраженных волн и соответствующей ему частоты при нормальном значении температуры; в-третьих, определение значения экстремума относительной мощности отраженных волн и соответствующей ему частоты для контролируемой нефти; в-четвертых, сопоставление этих измеренных значений экстремума и частоты с аналогичными значениями экстремума и частоты из указанной совокупности; в-пятых, интерполяция влагосодержания и солесодержания к их соседним дискретным значениям; в-шестых, учет указанной температурной коррекцией разности значений измеряемой и нормальной температур, приводя результаты измерений к их значениям при нормальном значении температуры; в-седьмых, выбор значений частот, возбуждаемых в волноводе электромагнитных волн, в пределах диапазона 1÷3 ГГц.

Совокупность отличительных признаков предлагаемого способа обусловливает его новое свойство: возможность высокоточного определения влагосодержания и солесодержания нефти.

Данное свойство обеспечивает полезный эффект, сформулированный в цели предложения. Авторам не известны технические решения, содержащие такую же совокупность отличительных признаков и проявляющие при этом то же свойство, что и предлагаемый способ, т.е. он, по мнению авторов, соответствует критерию "существенные отличия".

Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами. На фиг.1. изображена функциональная схема устройства, реализуемого на основе предлагаемого способа. На фиг.2 приведены графики, поясняющие сущность предлагаемого способа.

Здесь введены обозначения: 1 - СВЧ генератор, управляемый по частоте; 2 - частотный модулятор; 3 - волновод; 4 и 5 - направленные ответвители; 6 - чувствительный элемент; 7 - блок нормировки мощности отраженных волн к мощности падающих волн и детектирования; 8 - регистратор; 9 - датчик температуры; 10 - вычислительное устройство.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

Комплексная диэлектрическая проницаемость воды _w= '_w-j _w зависит от частоты электромагнитных колебаний , на которой она определяется, от температуры Т и солености воды S и описывается известным выражением Дебая (Ахадов Я.Ю. Диэлектрические свойства чистых жидкостей. М.: Изд-во стандартов. 1972. 412 с)

где j= -1 (мнимая единица), =2 f - угловая частота, _w и _ws - диэлектрическая проницаемость воды на бесконечной частоте и статическая соответственно, _w - время релаксации, _w - проводимость воды, ₀=8,854×10^-12 Ф/м - проницаемость вакуума. Величина _w 4,9, остальные параметры с индексом (w) зависят от температуры Т и солености воды S (они экспериментально проанализированы и табулированы в ряде публикаций (см., например, Hasted J.B. Aqueous dielectrics. Chapman and Hall Publ. London. 1973. P.40-50).

Если исследуют смесь двух компонент с резко отличающимися значениями диэлектрической проницаемости, например, воды и нефти в сырой нефти, то расчет влагосодержания можно сделать путем измерения диэлектрической проницаемости смеси, ввиду монотонной зависимости ее от относительного влагосодержания. Наличие же реально присутствующей соли (особенно при водной матрице, когда сильно увеличивается ионная проводимость) может существенно изменить диэлектрические свойства воды: как действительную, так и мнимую части диэлектрической проницаемости _w. Обычно предполагается, что солесодержание S в воде потока жидкости, в частности сырой нефти, постоянно по величине и учитывается при калибровке влагомера. Это, однако, вынуждает производить периодическую перекалибровку (см., например, патент РФ № 2247947), что существенно усложняет процесс измерения.

В предлагаемом способе для учета текущего значения солесодержания S обводненной нефти производят одновременное измерение фазового сдвига электромагнитной волны и ее затухания при прохождении волной слоя контролируемой жидкости. На практике их измерение в контролируемом потоке удобнее производить по амплитудно-частотной характеристике (АЧХ) отраженной волны из-за возможности доступа к контролируемому потоку только с одной стороны, когда и падающая (тестирующая) электромагнитная волна, и отраженная волна, несущая информацию об электрофизических свойствах нефти, распространяются по одному волноводу (длинной линии). Согласно предлагаемому способу, измерение указанных параметров электромагнитной волны сводится к измерению значений экстремума относительной мощности отраженной волны и соответствующей ему частоты. Эти значения экстремума и частоты, измеренные при реальной температуре, сопоставляют с аналогичными значениями экстремума и частоты из указанной совокупности, определенными при нормальной температуре, интерполируют влагосодержание и солесодержание нефти к их соседним дискретным значениям, приводят результаты измерений к их значениям при нормальном значении температуры, по которым судят о влагосодержании и солесодержании нефти. Диапазон изменения частоты частотно-модулированных электромагнитных волн выбирают таким, чтобы найденный экстремум мощности отраженных волн, например максимум, нормированный к мощности падающих волн, можно было бы постоянно наблюдать при изменении влагосодержания во всем диапазоне его измерения.

В схеме измерительного устройства на фиг.1, поясняющей сущность предлагаемого способа, частотно-модулированные электромагнитные волны поступают от генератора 1, содержащего частотный модулятор 2 (обозначен пунктиром внутри генератора 1), по волноводу 3 к оконечному чувствительному элементу 6 - резонатору на основе волновода, отрезка коаксиальной или двухпроводной линии. Для проведения измерений чувствительный элемент заполняют контролируемой жидкостью в виде ее пробы или выполняют его так, чтобы поток контролируемой жидкости проходил через чувствительный элемент, а точнее, через его электромагнитное поле. В рассматриваемом здесь чувствительном элементе 6 противоположный от генератора конец резонатора обычно выполняют полностью отражающим, а отражения от ближнего конца резонатора определяют величину его связи с волноводом (фиг.1). С помощью направленных ответвителей 4 и 5 мощность, соответственно, падающей и отраженной волн поступает в блок нормировки мощности отраженной волны к мощности падающей волны и детектирования 7 и далее, после детектирования, сигнал поступает в вычислительное устройство 10 и затем в регистратор 8. Схема содержит также датчик температуры 9 для определения текущего значения температуры протекающей жидкости, подсоединенный к чувствительному элементу 6 и вычислительному устройству 10.

Величина экстремума (например, максимума) относительного значения отраженной мощности А и соответствующая ему частота f являются функциями диэлектрической проницаемости обводненной нефти, зависящей, в свою очередь, от влагосодержания W и солесодержания S.

При этом другие влияющие факторы (конструктивные параметры и др.) полагаем фиксированными.

Согласно предлагаемому способу, перед проведением измерений предварительно находят (записывают в постоянное запоминающее устройство) значения экстремума относительной мощности отраженных волн при каждой паре из задаваемых K₁ дискретных отсчетов влагосодержания W и K₂ дискретных отсчетов солесодержания S, на которые поделены все максимальные значения, соответственно, влагосодержания и солесодержания:

W_k1=k₁ W, k₁=1,2, ,K₁,

S_k2=k₂ S, k₂=1,2, ,K₂

Шаги дискретности W и S определяются требуемой точностью и диапазоном измерения влагосодержания и солесодержания. Каждой паре значений W и S соответствуют при этом присущие только им значения экстремума относительной мощности отраженных волн и соответствующей ему частоты. Для измерения неизвестных значений влагосодержания и солесодержания определяют с помощью рассматриваемого измерительного устройства значение экстремума относительной мощности отраженных волн и соответствующей ему частоты (эти данные поступают в ОЗУ). Затем определяют влагосодержание и солесодержание нефти путем интерполяции к их соседним дискретным значениям.

В схеме устройства для реализации предлагаемого способа с выхода блока 7 продетектированный сигнал поступает в оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) в составе вычислительного устройства 10. В постоянном запоминающем устройстве (ПЗУ), также находящемся в составе вычислительного устройства 10, содержится предварительно определенная (записанная в ПЗУ) совокупность значений экстремума относительной мощности отраженных волн и соответствующей ему частоты при заданных дискретных значениях влагосодержания и солесодержания нефти. Для нахождения измеряемых значений влагосодержания и солесодержания в вычислительном устройстве 10 производится сопоставление выходных сигналов ОЗУ с записанными в ПЗУ данными. Здесь после сравнения данных из указанной совокупности и измеренного (текущего) значения экстремума и соответствующей ему частоты путем интерполяции определяются влагосодержание и солесодержание нефти, которые необходимо скорректировать с учетом различия измеренного и нормального значений температуры. На вход вычислительного устройства 10 поступают также из блока 9 данные измерений температуры. С выхода блока 10 сигналы, несущие информацию о влагосодержании и солесодержании нефти, скорректированную с учетом измеренной температуры, поступают в регистратор 8.

В наших исследованиях показано, что целесообразно использовать рабочий диапазон частот в пределах ~1÷3 ГГц, в соответствии с конструктивными особенностями устройств, реализующих данный способ измерения. Выбор значений частот возбуждаемых электромагнитных волн в пределах диапазона 1÷3 ГГц может быть объяснен, если руководствоваться графическими зависимостями и tg , приведенными в книге: Башаринов А.Е., Тучков Л.Т., Поляков В.М., Ананов Н.И. "Измерение радиотепловых и плазменных излучений". М.: "Советское радио". 1968. С.138-139. В этом частотном диапазоне (в отличие от частот вне этого диапазона) имеет место уменьшение tg с частотой для соленой воды (начиная от величины ~1% содержания соли - хлорида натрия), что обеспечивает меньшее затухание полезных сигналов в чувствительном элементе устройств, реализующих способ, и позволяет производить измерения влагосодержания и солесодержания нефти в более широком диапазоне значений солесодержания.

Поясним способ определения диэлектрической проницаемости обводненной нефти, зависящей от влагосодержания и солесодержания, по параметрам экстремума мощности отраженных волн. Рассматриваем определение электрофизических параметров (влагосодержания и солесодержания) жидкости, определяемых по исследованию волн, отраженных от измерительного волновода (в нашем случае заполняемого исследуемой жидкостью измерительного участка - оконечного отрезка длинной линии). Этот отрезок длинной линии, без ограничения общности, короткозамкнутый на противоположном от генератора конце, образует резонатор вместе со вторым отражающим элементом - стыком подводящего тракта (в нашем случае полоскового волновода) и входного конца упомянутого короткозамкнутого отрезка длинной линии.

Информативный сигнал принимается ответвителем мощности отраженных волн 5 в паре с направленным ответвителем мощности падающих волн 4 (или двунаправленным ответвителем). Изменение уровня генерируемой мощности при изменении частоты исключается нормировкой мощности отраженных волн к мощности падающих волн. При этом измеряют температуру и все расчеты, и калибровки производят для ее нормального значения, при котором определяется основная погрешность (обычно 20°С или 25°С). Результаты измерений влагосодержания и солесодержания нефти, произведенных для другого значения, приводятся к нормальной температуре по пересчету с помощью формулы (1) с учетом степени обводненности нефти или в соответствии с непосредственной калибровкой по температуре с экспериментальным определением коэффициентов зависимости влагосодержания и солесодержания нефти от температуры.

Оценочный расчет фазовой скорости в чувствительном элементе позволяет выбрать диапазон измерения и подобрать геометрические и электрофизические параметры чувствительного элемента. Однако трудности точного расчета, с учетом множества второстепенных факторов, заставляют переходить на непосредственную калибровку измерительного устройства, создавая совокупность кривых в системе координат "значение экстремума относительной мощности - частота". Эту предварительно определенную совокупность используют затем для нахождения влагосодержания и солесодержания при реализации операций, присущих данному способу.

На фиг.2 приведены графики, поясняющие предлагаемый способ измерения. Здесь по оси абсцисс - значения частоты f, изменяемой в пределах [f₁ , f₂], а по оси ординат - значения экстремумов относительной мощности отраженных волн А. Здесь изображена (качественно) совокупность кривых, построенных при нормальном значении температуры по предварительно определенным дискретным значениям влагосодержания W в пределах от некоторого значения W, например, равного 40%, до значения 100% и солесодержания S в пределах от значения S=0 до некоторого значения S, например равного 10%, через равные интервалы. Данные предельные значения W и совокупность измеренных промежуточных значений с равным влагосодержанием (60% и 80%) при изменяющемся солесодержании обозначены пунктирными линиями, кривые равного солесодержания S (с интервалом 1% солесодержания) при изменяющемся влагосодержании W - сплошными линиями. Пусть экстремум (например максимум) относительной мощности отраженных волн

A₀(f₀), измеренный при реальном значении температуры, расположен между сплошными кривыми, соответствующими значениям солесодержания 2% и 3%, как показано на фиг.2, но отстоит от сплошной кривой для значения солесодержания 2% на расстояние в три раза меньшее, чем от кривой для значения солесодержания 3%. Тогда путем интерполяции определяем, что реальное солесодержание составляет 2,25%. С другой стороны, частота, соответствующая экстремуму (максимуму), расположена по частотной оси между пунктирными кривыми для значений влагосодержания 60% и 80%, находясь между ними на 1/5 промежутка по частотной оси от пунктирной линии для значения влагосодержания 80%. Это позволяет путем интерполяции определить, что значение влагосодержания равно 76%. Искривление пунктирной кривой характеризует обычно не учитываемую погрешность, вызванную солесодержанием, но которую учитывает и тем самым устраняет предлагаемый способ. Отметим, что без учета солесодержания S влагосодержание W, определяемое с применением способа-прототипа, ориентируясь на кривые влагосодержания, определенные для обессоленной воды (S=0), было бы найдено как равное примерно 73% (фиг.2). С этими предварительно определенными зависимостями, полученными для нормальной температуры, сопоставляют текущее измеренное значение экстремума относительной мощности A₀(f₀ ) для некоторых реальных значений влагосодержания W₀ и солесодержания S₀ при измеренной температуре путем интерполяции к их соответствующим соседним дискретным значениям. Если бы измерения производились при нормальной температуре, то полученные интерполяцией результаты соответствовали бы искомым значениям влагосодержания и солесодержания нефти. Однако отклонение измеряемой температуры от ее нормального значения вызывает смещение значения A₀(f₀) относительно указанной выше совокупности кривых, построенных при нормальном значении температуры. Для учета этого смещения и получения искомой информации о влагосодержании и солесодержании нефти вводят температурную коррекцию к результатам указанной выше интерполяции, приводя результаты измерений к их значениям при нормальном значении температуры. Указанная температурная коррекция учитывает разность значений измеряемой и нормальной температур, а также полученные интерполяцией значения влагосодержания и солесодержания нефти. По полученным результатам (после температурной коррекции) судят о влагосодержании и солесодержании нефти.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет с высокой точностью определять влагосодержание и солесодержание нефти.