Идентификация однородных компонентов многофазных водонефтяных смесей при построении ИИС для процессов промысловой подготовки и учета нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.16, кандидат технических наук Колегаев, Юрий Борисович

• Колегаев, Юрий Борисович
• кандидат технических наук
• 2003

Оглавление диссертации кандидат технических наук Колегаев, Юрий Борисович

Введение

Глава 1. Обзор методов и средств измерения уровня и состава компонентов водонефтяной смеси

1.1. Характеристика водонефтяной смеси как объекта измерения

1.2. Аналитический обзор существующих методов и средств измерений, позволяющих определить количественные и качественные характеристики компонентов многофазной водонефтяной смеси

1.2.1. Методы измерения уровня жидких сред

1.2.1.1. Методы, использующие различие плотностей сред

1.2.1.2. Акустические методы измерения уровня

1.2.1.3. Электромагнитные методы измерения уровня

1.2.1.4. Оптические методы измерения уровня

1.2.1.5. Тепловые методы измерения уровня

1.2.2. Методы измерения влажности водонефтяной эмульсии

1.2.2.1. Прямые методы измерения влажности

1.2.2.1.1. Абсолютные методы

1.2.2.1.2. Химические методы

1.2.2.2. Косвенные методы измерения влажности

1.2.2.2.1. Электрофизические методы

1.2.2.2.2. Физические методы

1.2.3. Методы идентификации компонентов многофазных сред 46 Выводы по первой главе. Постановка задачи исследования

Глава 2. Измерительный преобразователь в виде длинной двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа

2.1. Обзор первичных преобразователей, применяемых при высокочастотном методе измерения

2.2. Первичные (погонные) параметры преобразователя

2.2.1. Емкость отрезка двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа

2.2.2. Определение обобщенной диэлектрической проницаемости двухпроводной линии с учетом параметров окружающей ее смеси

2.2.3. Индуктивность отрезка двухпроводной линии 61 2.2.3.1 Обобщенная магнитная проницаемость датчика

2.2.4. Активное сопротивление отрезка неэкранированной двухпроводной линии

2.2.5. Проводимость изоляции

2.3. Определение вторичных параметров двухпроводной линии

2.3.1. Волновое сопротивление отрезка длинной линии

2.3.2. Коэффициент распространения преобразователя

2.3.3. Коэффициенты затухания и фазы

2.3.4. Зависимость коэффициентов затухания и фазы от частоты

2.3.5. Оптимизация параметров датчика 70 Выводы и результаты по второй главе

Глава 3. Распространение электромагнитного сигнала сквозь границы

раздела слоев многофазной смеси

3.1. Общие замечания

3.2. Вычисление коэффициента отражения сигнала от границы

раздела двух сред

3.3. Определение обобщенных характеристик компонентов многофазной среды

3.4. Распространение электромагнитной волны через многофазную среду

3.4.1. Общие замечания

3.4.2. Вычисление регистрируемой приемником сигнала величины волны, распространяющейся через многофазную среду с потерями

3.4.3. Определение значения уровня двухфазной среды 86 3.4.3.1. Вычисление шага перестройки частоты генератора

3.4.4. Определение значения уровня второго компонента трехфазной среды 92 Выводы по третьей главе

Глава 4. Исследование свойств компонентов, входящих в состав многофазной среды

4.1. Общие замечания

4.2. Комплексный характер диэлектрической проницаемости

4.3. Влияние поляризации диэлектриков на их свойства

4.3.1. Поляризация диэлектриков и ее особенности

4.3.2. Виды диэлектриков в зависимости от типа поляризации

4.4. Зависимость свойств диэлектриков от изменения частоты

4.4.1. Изменение диэлектрических проницаемостей нефти и воды

4.4.2. Зависимость тангенса угла потерь диэлектрика (воды) от частотного диапазона информационного сигнала

4.5. Вычисление влажности водонефтяной эмульсии

4.5.1. Общие положения

4.5.2. Использование флокуляционной теории для определения влажности прямых и обратных водонефтяных эмульсий

4.5.2.1. Понятие флокулы

4.5.2.2. Определение диэлектрической проницаемости флокулированной эмульсии

4.5.2.3. Определение влияния потерь в воде на диэлектрическую проницаемость эмульсии

4.5.2.6. Анализ зависимости ДП эмульсии от частоты опорного сигнала

Выводы по четвертой главе

Глава 5. Метод идентификации однородных компонентов многофазных сред

5.1. Общи е замечания

5.2. Описание метода идентификации компонентов многофазных сред

5.2.1. Алгоритм получения информации о влажности однородных компонентов многофазной смеси

5.2.2. Влияние степени минерализации водной фракции эмульсии на ее диэлектрические характеристики

5.2.2.1. Содержание минеральных солей в пластовой воде

5.2.2.2. Влияние минерализации воды на диэлектрическую проницаемость водонефтяной смеси

5.3. Анализ погрешностей метода определения влажности 144 Выводы и результаты по пятой главе 152 Заключение 154 Список использованной литературы 156 Приложения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Идентификация однородных компонентов многофазных водонефтяных смесей при построении ИИС для процессов промысловой подготовки и учета нефти»

Актуальность темы. В связи с постепенным истощением уже разведанных нефтяных пластов по всему миру, наряду с проведением геологической разведки новых месторождений, на предприятиях нефтедобывающей промышленности разрабатываются новые, более эффективные, способы добычи, подготовки и учета сырой нефти. Они позволяют разрабатывать месторождения, признанные ранее неперспективными из-за малой мощности пластов, их глубокой обводненности, высокого содержания вредных примесей.

Известно, что чем дольше эксплуатируется скважина, тем больше количество добываемой эмульсионной нефти и тем больше содержание в ней воды. В значительной степени это связано с тем, что для поддержания в нефтяной залежи пластового давления используются различные методы обводнения продуктивных пластов. Для этого применяют как воды поверхностных водоемов, так и глубинных горизонтов, химический состав которых может значительно отличаться от пластовой воды, добываемой с нефтью. В нашей стране наиболее крупные месторождения нефти были открыты в семидесятых - восьмидесятых годах прошлого века, и на сегодняшний день содержание воды в них достигает 70 - 95 % [45, 85, 96]. Помимо этого, во время процесса обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей, нефть еще раз смешивается с водой, образуя эмульсии.

Вследствие этого физико-химические свойства добываемой водонефтяной смеси (ВНС) меняются в очень широких пределах. Это обстоятельство, а также постоянно растущие требования к качеству поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы нефти, различные технологические особенности добычи, суровые природные условия создают большие трудности при подготовке ее на промыслах.

Для обеспечения оптимальных режимов добычи, подготовки и учета сырой нефти и их высокую экономическую эффективность в нефтедобывающей отрасли широко внедряются системы автоматизированного управления технологическими процессами. Эффективность работы автоматизированных установок промысловой подготовки и учета сырой нефти, особенно технологического оборудования по обезвоживанию и обессоливанию зависит, прежде всего, от качества проводимого контроля поступающих на них водонефтяных потоков. Это связано с тем, что подлинная стоимость реализуемой сырой нефти зависит от ее объема, параметров состава (влажности, минерализации пластовой воды, содержания свободного газа), качественного типа смеси (типа водонефтяной эмульсии (ВНЭ)) и однородности структуры потока. Кроме того, точная информация об искомых параметрах позволит произвести качественную настройку технологического оборудования на разные циклы обработки сырой нефти, которые различаются энергозатратами, количеством проходов сырья, временем обработки, количеством применяемых реагентов и т.д. [6, 35,40, 64].

Первичное обезвоживание осуществляется в специальных отстойниках-водоотделителях или деэмульсаторах [4, 64]. При обезвоживании в ВНС вводят раствор деэмульгатора, разрушающего поверхностную пленку на глобулах воды и способствующего слиянию их в сплошную фазу. Деэмульгаторы - это, как правило, достаточно дорогие органические вещества, поэтому необходимо их экономное расходование [30]. Для оптимизации процесса обезвоживания требуется регулировать расход эмульсии и деэмульгатора, их температуру и интенсивность перемешивания, время выдержки эмульсии в отстойнике и т.д. Для определения и поддержания на оптимальном уровне параметров технологического процесса необходима оперативная информация об однородности потока, влажности и качественном типе ВНС на входе установки [64].

Обессоливание нефти производится путем ее разбавления пресной водой, приготовления искусственной эмульсии и последующего разделения фаз в специальных электродегидраторах [68]. Процесс этот весьма энергоемок, поэтому точная информация о влажности и солесодержании, которые остаются постоянными по всему известному объему подаваемой на установку нефти, необходима для оптимального управления ее режимами и позволяет предотвратить необоснованный перерасход электроэнергии.

Для определения влажности, газо и солесодержания, в основном, используются пробоотборные устройства, к которым подключены системы определения качественных параметров контролируемой жидкости. При этом представительность отбираемой пробы будет наивысшей, если обеспечена однородность распределения компонентов смеси в зоне пробоотбора. Добиться однородности смеси в потоке достаточно затруднительно, во-первых, из-за разной скорости движения слоев с различными плотностями, т.к. ВНС является неньютоновской жидкостью, а во-вторых, потому что в реальных водонефтяных потоках содержание воды, газа, солей во времени изменяется случайным образом [30, 90]. Следовательно, пробы должны отбираться достаточно часто, чтобы регистрировать изменения содержания параметров, что замедляет процесс измерения и сильно усложняет аппаратуру, а представительность пробы обычно не соответствует текущему состоянию смеси.

Таким образом, эффективность работы автоматизированных установок промысловой подготовки и учета нефти существенным образом зависят от точности и оперативности разделения многофазной смеси на однородные компоненты с последующим определением их объема (по высоте уровня) и влажности в пределах каждого слоя, т.е. того, что в дальнейшем будем понимать под термином "идентификация компонентов многофазных сред".

В настоящее время какой-то общий метод идентификации, который позволяет одновременно не только выделить отдельные однородные компоненты в многофазной среде и определить высоту их уровня, но и рассчитать влажность всех слоев, включая прямые и обратные эмульсии, на производстве практически не используется. Применяемые в системах управления процессами промысловой подготовки и учета нефти средства измерения позволяют определять границы раздела однородных сред (обычно не больше трех), вычисляют высоту уровня и влажность каждого слоя, при этом используются отдельные типы датчиков влажности, уровня, границ раздела, работающих к тому же на основе разных физических методов.

При этом каждый из датчиков разработчики, как правило, стремятся сделать максимально чувствительным к одному определенному параметру и инвариантным к другим параметрам, которые часто рассматриваются как помехи. Однако специфика исследования многофазной смеси заключается, во-первых, в том, что один и тот же измерительный сигнал может одновременно нести информацию, как о геометрических размерах однородного компонента, так и о его влажности и типе среды. А, во-вторых, добиться полной инвариантности к параметрам-помехам практически невозможно. Например, влажность смеси зависит, как от степени однородности и скорости потока, так и от солесодержания. Поэтому, с учетом дополнительных погрешностей от изменения этих параметров, точностные характеристики каждого отдельно взятого инвариантного датчика далеко не всегда удовлетворяют предъявляемым требованиям.

Используемые известные методы идентификации имеют следующие общие недостатки.

1. При исследованиях сложных многокомпонентных смесей разработчики измерительной аппаратуры в большинстве случаев исходят из неверного предположения о наличии четкой границы раздела между фазами, в связи, с чем контролируют только трехфазные среды (газ - нефть - вода). Поэтому и возникают, в частности, большие утечки нефти в сливаемую воду из резервуара. В реальности между фазами находится слой т.н. межфазы, т.е. эмульсии с переменным по высоте градиентом влажности [22, 24].

2. При определении влажности ВНЭ не производится разграничения между двумя ее качественными типами, прямой и обратной эмульсиями, технологические операции обезвоживания и обессоливания которых отличаются по количеству и виду применяемых эмульгаторов, времени выполнения, энергозатратам и т.д. В тех случаях, когда контролируется уровень межфазы, речь идет только об определении усредненного по диаметру трубопровода или в пределах однородного слоя в резервуаре значения влажности, изменяющегося в пределах 3 - 97 %, обобщенной эмульсии. [68, 93].

3. Измерения положения границ раздела сред, высоты уровня и влажности выполняются с помощью различных методов, реализованных на базе отдельных измерительных устройств, датчики которых, как правило, разнесены друг от друга. Это не всегда корректно, т.к. с учетом динамики потока многофазной среды в трубопроводе или ее расслоения в резервуаре результаты измерений могут отражать разные состояния водонефтяной смеси на данный момент времени [68, 90].

4. Применение отдельных датчиков для определения параметров многокомпонентной среды нерационально с точки зрения эксплуатационных затрат (большое количество мест установки и линий связи, повышенное энергопотребление, повышенные трудозатраты на ремонт и обслуживание) [45].

5. В алгоритмах работы многих измерительных устройств предусмотрена обязательная стадия пробоотбора и пробоподготовки. Наличие этих операций сильно усложняет аппаратуру и увеличивает длительность проведения исследования, т.е. невозможно поддерживать непрерывный режим измерения [35, 62].

6. Значительные дополнительные погрешности из-за нестабильности физико-химического состояния ВНС. Например, серийно выпускаемый фирмой «Agar Corporation» (США) влагомер OW-201 СВЧ типа при диапазоне измерения влажности 0 — 100 % имеет основную погрешность 1 %, а дополнительную при максимальном изменении содержания солей в пластовой воде - 3 % [80].

6. Повышение точности средств измерения, предназначенных для определения одного из параметров многофазной смеси или увеличение функциональных возможностей датчика сопровождается возрастанием стоимости этих средств (это немаловажно, т.к. нежелание многих отечественных нефтедобывающих предприятий использовать высокоточные импортные измерительные датчики связано, в основном, с их высокой стоимостью) [35].

В связи с тем, что ответы на эти вопросы открывают возможность разработки метода идентификации однородных компонентов многофазных водонефтяных смесей с помощью многофункционального датчика, тема исследования актуальна.

Перспективным подходом к решению перечисленных проблем является проведение идентификации компонентов в резервуаре после процесса газовой сепарации, без пробоотбора. Это позволит, во-первых, снизить содержание газа в смеси с 10 % до 2 %, а оставшуюся часть газа высвободить при отстаивании, что значительно снизит дополнительную погрешность от его влияния. Во-вторых, провести разделение многофазной жидкости на совокупность вертикально расположенных однородных компонентов, в пределах которых физические свойства (в частности, влажность) остаются постоянными в течение процесса измерения, а не изменяются случайным образом, как в случае протекания смеси по трубопроводу. В-третьих, определить объем каждого однородного компонента по высоте уровня слоя и площади "зеркала" жидкости, которая известна. В-четвертых, рассчитать значение влажности для каждого однородного слоя, включая прямые и обратные эмульсии и идентифицировать тип каждой жидкость для подбора в последующем оптимального режима обработки. Все это даст возможность поставлять на установки по подготовке и учету сырой нефти однородные порции смеси, представляющие собой эмульсии известного типа с постоянным по всему объему значением влажности.

На сегодняшний день основной подход в проведении идентификации заключается в том, что несколько чувствительных элементов (ЧЭ) осуществляют прямые измерения некоторых физических величин (например, электрической емкости, электропроводности, плотности и т.д.). Искомые параметры определяют путем подстановки измеренных значений в эмпирические формулы, которые связывают их с параметрами компонентов многослойной среды [6, 7]. При этом отсутствуют обоснования и методики выбора ЧЭ для проведения совместных измерений, их оптимальных геометрических параметров.

Автором была проделана работа по систематизации сведений о методах измерения положения границ раздела компонентов многофазных сред, высоты уровня слоя и влажности в его пределах, выявлению наиболее перспективных для реализации в непрерывных измерениях многофазной ВНС резервуаре. На основе этого был предложен метод идентификации однородных компонентов многофазных сред, реализованный на базе многофункционального датчика с ЧЭ в виде отрезка двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа, по которому распространяется высокочастотный (ВЧ) электромагнитный сигнал с частотой порядка 50 — 80 МГц.

Предложенный метод идентификации компонентов многослойных сред может найти применение не только на промысле для оптимизации процессов промысловой подготовки и учета сырой нефти, но и непосредственно при добыче углеводородного сырья в скважине. Для этого в состав т.н. MWD - систем (Measurement while drilling) включаются аппаратура для передачи и приема СВЧ сигналов, которая монтируется непосредственно на внешней поверхности буровой трубы. При движении буровой колонны вглубь земли производится в горизонтальном направлении электромагнитное зондирование окружающей скважину многослойной горной породы. Это позволяет не только определить структуру породы в зоне добычи, на и обнаружить и идентифицировать карманы с нефтью, газом и водой, не производя бурения дополнительных пробных скважин, что значительно сокращает затраты на составление карты залегания полезных ископаемых [56, 99].

Наиболее известными фирмами, занимающимися вопросами исследований многофазных водонефтяных сред, являются "Agar Corporation" (США), "Celtec Electroniks" (Канада), "Krohne" (Германия), "Альбатрос", "НИЦМИ" и др. Среди исследователей, работы которых связаны с многофазными смесями, можно отметить Викторова В.А., Лункина Б.В., Совлукова А.С., Шаталова В.И., Ульянова А.С., Пятибратова И.В., Торгашева А.П. и др.

Автор выражает глубокую благодарность главному инженеру "Научно — исследовательского центра многоуровневых измерений" к.т.н. Шаталову Владимиру Ивановичу и старшему преподавателю кафедры "Информационно - измерительная техника" к.т.н. Торгашеву Андрею Павловичу за помощь и поддержку, оказанные ими в процессе выполнения и подготовки диссертации.

Цель и задачи диссертации. Целью диссертационной работы является разработка метода определения влажности и качественного типа однородных компонентов многофазной водонефтяной смеси, не требующего пробоотбора, для оптимизации процессов промысловой подготовки и учета сырой нефти.

Для достижения указанной цели в работе были поставлены и решены следующие задачи:

1. Проведен сопоставительный анализ известных методов получения измерительной информации о положении границ раздела компонентов в многофазной водонефтяной смеси, высоте уровня однородного слоя и влажности эмульсии и выявлены наиболее перспективные для создания метода идентификации компонентов многофазных сред. Сформулированы основные принципы создания метода идентификации компонентов многофазных сред.

2. Обоснована целесообразность использования в качестве базового преобразователя отрезка двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа, совмещающего функции измерения положения границ раздела компонентов, высоты уровня слоя и влажности водонефтяной эмульсии.

3. Разработана математическая модель процесса затухания электромагнитного высокочастотного сигнала при его распространении по базовому преобразователю сквозь многофазную водонефтяную смесь. Проведен сравнительный анализ путей уменьшения коэффициента затухания сигнала. Осуществлена оптимизация конструктивных параметров датчика с целью минимизации коэффициента затухания сигнала.

4. Разработан метод определения положения границ раздела однородных компонентов и высоты уровня каждого слоя для многофазных водонефтяных смесей с потерями, основанный на подаче на вход преобразователя высокочастотного сигнала в виде спектра из шести частот, сдвинутых на величину шага перестройки частоты.

5. Разработана общая математическая модель водонефтяной эмульсии как среды с потерями, проведен анализ зависимости диэлектрических характеристик исследуемой смеси от солесодержания пластовой воды, влажности смеси и частоты измерительного сигнала, по результатам которого выбран диапазон рабочих частот. Выработана методика перехода от общей математической модели к частным математическим моделям эмульсии.

6. Предложен метод определения влажности однородных компонентов многофазной водонефтяной смеси с потерями, расположенных в резервуаре в произвольном порядке, по значениям коэффициентов отражения сигнала от границ раздела компонентов, предшествующих исследуемому слою.

Методы исследований. Представленные в диссертационной работе научные положения обоснованы теоретическими и экспериментальными исследованиями с применением методов дифференциального исчисления, аппроксимации и сплайн — интерполяции, теории электромагнитного поля, теории длинных линий, теории погрешностей, современных информационных технологий Maple, Matlab.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Предложен и научно обоснован метод идентификации компонентов многофазных сред, обеспечивающий получение непрерывной информации о последовательности расположения однородных компонентов в находящейся в резервуаре многофазной ВНС, высоте уровня каждого слоя и качественном типе каждого компонента по его влагосодержанию. Установлены область и границы применения данного метода.

2. Разработана общая математическая модель ВНС, являющаяся основным расчетно-аналитическим инструментом для исследований углеводородных эмульсий и представляющая собой две системы нелинейных уравнений (для эмульсий типов "вода в нефти" (В/Н) и "нефть в воде" (Н/В)), отражающих зависимость диэлектрических параметров эмульсии (диэлектрической проницаемости (ДП) и диэлектрических потерь) от характеристик среды (влажности и удельной электрической проводимости водной фазы) и измерительного сигнала (частоты). Получены упрощенные варианты этих систем в виде формул, позволяющих производить расчет влажности в режиме реального времени для т.н. "грязной" воды и нефти с незначительной примесью влаги.

3. Предложена и обоснована методика определения геометрических параметров ЧЭ, по которому распространяется измерительный сигнал, оптимальных в смысле обеспечения минимального коэффициента затухания этого сигнала при его рассеивании в исследуемой среде.

4. Предложен метод многоуровневых измерений ВНС, основанный на аналитическом определении фазового сдвига между опорным спектральным измерительным сигналом и спектральным сигналом, отраженным от границ раздела однородных компонентов с потерями.

Практическую ценность работы имеют:

1. Метод непрерывного определения влажности и качественного типа отдельных компонентов многофазной смеси в резервуаре, включая межфазные слои, представляющие собой эмульсии типов В/Н и Н/В с переменным по высоте резервуара градиентом влажности.

2. Метод определения высоты уровня однородных компонентов многофазной среды.

3. Общая и разработанные на ее основе частные математические модели реальной ВНЭ, учитывающие потери не только в водной, но и в нефтяной фазе, для разных диапазонов частот и типов смеси.

4. Данные об оптимальной конструкции ЧЭ ВЧ преобразователя, предназначенного для проведения измерения объема и влажности однородных компонентов многофазных сред, а также массовой концентрации в них нефти и воды.

На защиту выносятся:

1. Метод идентификации однородных компонентов многофазных сред.

2. Общая математическая модель ВНЭ и полученные на ее основе частные математические модели, учитывающие потери мощности сигнала, как в водной, так и нефтяной фазах.

3. Математическая модель ЧЭ ВЧ датчика с оптимизированными конструктивными параметрами.

4. Метод многоуровневых ВЧ измерений многофазных водонефтяных сред с потерями.

Апробация работы. Основные положения и отдельные результаты работы докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-технической конференции "Новые методы, технические средства и технологии получения измерительной информации" (Уфа, УГАТУ, 1997 г.), на международной научно-технической конференции " Проблемы нефтегазового комплекса России" (Уфа, УГНТИ, 1998 г.), на международной научно-технической конференции "Проблемы техники и технологии телекоммуникаций" (Уфа, УГАТУ, 2000 г.), международной научно-технической конференции "Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления" (Судак, МГИЭМ, 2000, 2001 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе 3 статьи, 9 материалов международных и всероссийских конференций.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав основного текста, заключения, библиографического списка использованной литературы, включающего 120 наименований и 8 приложений общим объемом 173 страницы. В работе содержится 36 рисунков и 10 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Информационно-измерительные и управляющие системы (по отраслям)», Колегаев, Юрий Борисович

ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ПО ПЯТОЙ ГЛАВЕ

1. Проведен анализ качественного состава многокомпонентной водонефтяной смеси в резервуаре и показано, что в общем случае в резервуаре присутствуют пять, различающихся по содержанию воды, типов слоев: газовая подушка, нефть с незначительным содержанием воды (W < 0.15), эмульсии типа В/Н (0.15 < W < W,^) и H/B (WKpHX < W < 0.85), вода с незначительным содержанием нефти или т.н. "грязная" вода. (W > 0.85).

2. Проведен анализ взаимного расположения слоев многофазной водонефтяной смеси в резервуаре и показано, что не существует одного, заранее определенного порядка следования компонентов.

3. Разработан метод идентификации однородных компонентов многофазной водонефтяной среды с потерями для произвольного расположения слоев в резервуаре. Он заключается в установлении влажности и качественного типа смеси по значению обобщенной диэлектрической проницаемости преобразователя, находящегося в пределах исследуемого однородного слоя. Идентификация компонентов производится последовательно, начиная с верхнего слоя газовой подушки, при переходе от компонента с известной обобщенной диэлектрической проницаемостью преобразователя к последующему слою, в пределах которого обобщенная диэлектрическая проницаемость неизвестна.

4. Выявлено, что для эмульсии типа Н/В в диапазоне частот от 10 до 100 МГц рост влажности и диэлектрической проницаемости дисперсной фазы практически не сказываются на общем изменении диэлектрической проницаемости эмульсии и величины потерь мощности сигнала в смеси.

5. Выявлено, что для эмульсии типа В/Н рост влажности и уменьшение диэлектрической проницаемости дисперсионной среды приводит к увеличению разброса значений как диэлектрической проницаемости эмульсии, так и потерь в смеси. Уменьшение диэлектрической проницаемости нефти при фиксированной влажности приводит к уменьшению весовой доли нефти в смеси и увеличению доли воды, в которой и происходят основные потери мощности сигнала.

6. Показано, что для уменьшения влияния солесодержания на результат измерений необходимо проводить исследования до процесса обессоливания пластовой воды, т.к. максимальная погрешность определения влажности, в большей степени это касается обратной эмульсии, наблюдается при удельной проводимости водной фазы 0.1-1 Ом"1 х м"1, характерной в основном для уже очищенной от солей воды. Максимальное значение приведенной погрешности составляет для эмульсии типа В/Н - 7 %, для эмульсии типа Н/В - 0.1 %, тогда как для диапазона 1-10 Ом"1 х м'1 эти значения соответственно 0.4 % и 0.01 %.

7. Показано, что изменение солесодержания пластовой воды в эмульсии в пределах одного слоя, температуры, диэлектрической проницаемости нефти, содержания газа в эмульсии вызовет появление ПОВ смеси в пределах данного компонента, и никак не повлияет на точность расчетов влажности других слоев при применении в качестве изоляции преобразователя материала с низким значением тангенса угла диэлектрических потерь (примерно 10"3 -10"4).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения данной диссертационной работы были получены следующие выводы.

1. Систематизирована информация по известным методам и средствам измерения положения границ раздела компонентов многофазных сред, высоты уровня каждого слоя и влажности жидкости в его пределах, нашедших применение в существующих методах идентификации однородных компонентов многофазных водонефтяных смесей. Выявлено, что действующие методы идентификации либо не позволяют исследовать многофазные смеси с произвольным расположением слоев, либо работают только при четкой границе фаз между компонентами, т.е. не контролируют эмульсии, либо не различают между собой эмульсии обоих типов, либо не поддерживают непрерывный режим работы.

2. Разработана общая математическая модель исследуемой водонефтяной смеси, как объекта измерения, представляющая собой две системы нелинейных уравнений (для эмульсий типов "вода в нефти" и "нефть в воде"), в которой учитываются потери мощности сигнала, как в водной, так и нефтяной фазах.

3. Разработан метод измерения высоты уровня однородных компонентов в многофазной водонефтяной смеси с потерями при произвольном порядке расположения слоев. Показано, что при использовании в качестве измерительного сигнала спектра из шести частот, сдвинутых последовательно на величину шага перестройки частоты, значение уровня определяется величиной обобщенной диэлектрической проницаемости отрезка длинной линии в пределах исследуемого слоя и значением шага перестройки частоты, величина которого не должна превышать 1 МГц. Начальную рабочую частоту измерительного сигнала необходимо задавать порядка 70 - 80 МГц.

4. Разработан метод идентификации компонентов многофазных сред, заключающийся в последовательном выделении однородных слоев в многофазной водонефтяной смеси, находящейся в резервуаре, вычислении объема каждого компонента по значению высоты уровня, определении качественного типа компонента по его влагосодержанию, а также массовой концентрации нефти и воды в слое. Предложено в качестве преобразователя использовать отрезок длинной двухпроводной линии с изоляцией ленточного типа, который позволяет получать непрерывную информацию не только о расположении однородных слоев в резервуаре, но также и о текущем состоянии исследуемой среды.

5. Показано, что использование дополнительного коэффициента флокуляции для определения качественного типа каждого компонента в многофазной среде по его влажности позволяет исследовать состав водонефтяной смеси не только в месте расположения чувствительного элемента датчика, т.е. проводить непрерывные точечные измерения, но и получить значение влагосодержания в пределах всего слоя. В случае же точечных измерений получаются значения влажности лишь одной из составляющих общей эмульсии, содержащей либо укрупненные агрегаты дисперсных частиц, либо отдельные дисперсные частицы.

6. Оптимизированы геометрические параметры чувствительного элемента датчика, а именно: диаметр электродов d, диаметр изоляции D, ширина изоляционной прокладки b и расстояние а между электродами. Обоснован выбор в качестве критерия оптимизации коэффициента затухания электромагнитной волны, распространяющейся сквозь исследуемую многофазную среду. Выявлены оптимальные соотношения геометрических размеров чувствительного элемента, минимизирующие этот показатель. Установлено, что оптимальные средние соотношения геометрических параметров, при которых затухание минимально, будут следующие: a/D=\.\3,D/d= 2.53, a /d — 2.86, D = b.

7. Установлено, что для уменьшения влияния солесодержания на результат измерений необходимо проводить исследования до процесса обессоливания пластовой воды, т.к. максимальная погрешность определения влажности, в большей степени это касается обратной эмульсии, наблюдается при удельной проводимости водной фазы 0.1-1 Ом"1 х м"1, характерной в основном для уже очищенной от солей воды. Максимальное значение приведенной погрешности составляет для эмульсии типа В/Н - 7 %, для эмульсии типа Н/В - 0.1 %, тогда как для диапазона 1 - 10 Ом"1 х м"1 эти значения соответственно 0.4 % и 0.01 %.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Колегаев, Юрий Борисович, 2003 год

1. Агамалов Ю.Р., Кнеллер В.Ю., Курчавов В.И. Преобразователь емкости и проводимости, работающий в непрерывном диапазоне частот //Приборы и системы управления. — 1978 г. № 1. - с. 21 - 23.

2. Арсланов Р.В., Заико А.И., Шаталов В.И. Измерение уровней многокомпонентных сред высокочастотным методом //Измерительная техника. — 2002. №8.-С. 24-27.

3. Арсланов Р.В. Информационно измерительная система для контроля уровней многокомпонентных сред с последовательной перестройкой зондирующей частоты. Дисс. на соискание степ. канд. техн. наук. - Уфа: УГАТУ, 2002. - 148 с.

4. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1985. - 409 с.

5. Белоруссов Н.И., Саакян А.Е., Яковлева А.И. Электрические кабели, провода и шнуры. М.: Энергия, 1979. - 416 с.

6. Беляков B.JT. Автоматизация промысловой подготовки нефти и воды. — М.: Недра, 1988.-215 с.

7. Беляков B.J1. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий. — М.: Недра, 1992. 204 с.

8. Бензарь В.К. Техника СВЧ влагометрии. — Минск: Вышэйша шк., 1974.352 с.

9. Берлинер М.А. Измерения влажности. М.: Энергия, 1973. - 400 с.

10. Бессонов JI.A. Теоретические основы электротехники. М.: Высш. шк., 1978. - 528 с.

11. Бобровников Г.Н., Катков А.Г. Методы измерения уровня. М.: Машиностроение, 1977. - 168 с.

12. Большаков Г.Ф. Восстановление и контроль качества нефтепродуктов. М.: Недра, 1982.-280 с.

13. Бондаренко П.М. Определение содержания воды в нефти по ее диэлектрической проницаемости. — М.: ЦНИИЭнефтехим, 1968. 15 с.

14. Браго E.H., Мартынов Д.В., Великанов Д.Н. Комбинированный измерительный преобразователь для определения влагосодержания в нефтепродуктах //Приборы и системы управления. 1996 г. - №1. - с. 27 - 28.

15. Браго E.H., Демьянов A.A. Использование сверхвысоких частот для измерения содержания компонентов в водонефтяных и газожидкостных потоках (Обзор, информ. Сер. "Автоматизация и телемеханизация в нефтянойпромышленности").- М.: ВНИИОЭНГ, 1989 . 36 с.

16. Браун В. Диэлектрики. М.: Изд-во иностранной литературы, 1961.-326 с.

17. Бреховских JI.M., Годин O.A. Акустика слоистых сред. — М.: Наука, 1989. —416 с.

18. Брискер A.C., Руга А.Д., Шарле Д.Л. Городские телефонные кабели: Справочник. М.: Связь, 1979. - 168 с.

19. Бровцын А.К. Экспериментальные исследования акустических устройств для определения уровней и состояний жидких сред //Измерительная техника. 1994 г.- №2.-с. 28-31.

20. Бугров A.B. Высокочастотные емкостные преобразователи и приборы контроля качества. М.: Машиностроение, 1982. - 94 с.

21. Викторов В.А. Резонансный метод измерения уровня. М.: Энергия, 1969.-76 с.

22. Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков A.C. Высокочастотный метод измерения неэлектрических величин. — М.: Наука, 1978. 280 с.

23. Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков A.C. Использование отрезков длинных линий в задачах измерения и сигнализации уровня //Приборы и системы управления. 1975 г. - № 7. - с. 13 -15.

24. Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков A.C. Радиоволновые измерения параметров технологических процессов. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 197 с.

25. Вэнс Э.Ф. Влияние электромагнитных полей на экранированные кабели. — М.: Радио и связь. 1982. 120 с.

26. Гальперович Д.Я., Павлов A.A., Хренков H.H. Радиочастотные кабели. -М.: Энергоатомиздат, 1990. 256 с.

27. Герасимов В.Г., Клюев В.В., Шатерников В.Е. Методы и приборы электромагнитного контроля промышленных изделий. М.: Энергоатомиздат, 1983. — 254 с.

28. Грилихес М.С., Филановский Б.К. Контактная кондуктометрия: Теория и практика метода. Л.: Химия, 1980.- 176 с.

29. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа, ч.1. М.: Химия, 1972.- 360 с.

30. Домаркас В.И., Пилецкас Э.Л. Ультразвуковая эхоскопия. Л.:

31. Машиностроение, 1988. — 276 с.

32. Дорезюк Н.И., Попов М.Ф. Радиочастотные кабели высокой регулярности. М.: Связь, 1979. - 104 с.

33. Ерохин В.В. Зависимость диэлектрической проницаемости нефтяной эмульсии от частоты //Труды метрологических институтов СССР. 1972 г. - вып. 136.-с. 20-22.

34. Ефимов И.Е., Останькович Г.А. Радиочастотные линии передачи: радиочастотные кабели. — М.: Связь, 1977. -408 с.

35. Зайцев JLA., Панарин В.В. Системы сбора и обработки информации для резервуарных парков, М., Недра, 1984.- 210 с.

36. Зимин Е.Ф., Коганов Э.С. Измерение параметров электрических и магнитных полей в проводящих средах. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 218 с.

37. Золотарев В.М., Морозов В.Н., Смирнова Е.В. Оптические постоянные природных и технических сред. Справочник. — Л.: Химия. 1984. 126 с.

38. Золотухин Е.А., Фатхутдинов А.Ш., Фахрисламов Ф.Г. Блочные установки для коммерческого и оперативного учета нефти //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1995 г. - № 4 - 5. - с . 2 - 3.

39. Измерения в промышленности. Справочное издание. Кн. 2. Способы измерения и аппаратура: Пер. с нем. /под ред. Профоса M. М.: Металлургия, 1990.384 с.

40. Измерения в электронике: Справочник /под ред. В.А. Кузнецова. М.: Энергоатомиздат, 1987. — 512 с.

41. Ильинский Ю.А., Келдыш Л.В. Взаимодействие электромагнитного излучения с веществом. — М.: Изд-во МГУ, 1989. 234 с.

42. Иоссель Ю.Я., Коганов Э.С., Струнский М.Г. Расчет электрической емкости. Л.: Энергоиздат, 1981. - 288 с.

43. Исакович Р.Я., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа. М.: Недра, 1985. - 176 с.

44. Исматуллаев П.Р., Гринвальд А.Б. Теоретическое и экспериментальное исследование сверхвысокочастотного метода измерения влажности материалов. — Ташкент, Изд-во Фан, 1982. 84 с.

45. Калашников Э.Г. Электричество. М.: Наука, 1977. - 592 с.

46. Карцев A.A., Вагин С.Б. Вода и нефть. М.: Недра, 1977. - 112 с.

47. Каталог продукции Металлохимической компании (МХК). http://www.mhk.ru/probnik.htm.

48. Каталог продукции ООО "Контакт-1". http://www.kontaktl.ryazan.ru.

49. Клугман И.Ю. Диэлькометрические нефтяные влагомеры. — М.: ВНИИОЭНГ, 1969. 76 с.

50. Клугман И.Ю. Влияние флокуляции на диэлектрическую проницаемость эмульсий типа В /М //Коллоидный журнал, т. 36. 1974 г. - № 1. — с. 49 — 52.

51. Кочемасов Ю.Н., Колегаев Ю.Б. Обзор современных MWD систем //Проблемы нефтегазового комплекса России: Материалы межд. научн. - техн. конф., Т.1. - Уфа: Изд. Уфимск. гос. нефт. техн. ун-та. - 1998 г. - с. 61- 64.

52. Кочемасов Ю.Н., Колегаев Ю.Б. Сравнительный анализ характеристик датчиков магнитного поля //Датчики и системы. 2001 г. - № 4. - с. 30-33.

53. Кудряшов Э.А. Моделирование накладных емкостных датчиков влажности. //Датчики и системы. — 2003 г. № 2. — с. 2 — 6.

54. Курносов Н.М., Прибылов JI.A. Об уменьшении допустимых погрешностей, вносимых линией связи при измерении уровня //Приборы и системы управления . 1975 г. - № 9. - с. 23 -24.

55. Курносов Н.М., Шафрановская З.М. Ультразвуковые уровнемеры для жидких и сыпучих сред //Приборы и системы управления. 1975 г. - № 7. - с. 12-14.

56. Левин JI. Теория волноводов. Методы решения волноводных задач: Пер. с англ. /Под ред. В.И. Вольмана. М.: Радио и связь, 1981. - 312 с.

57. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М.: Химия, 1967. - 200 с.

58. Левшина Е.С., Новицкий П.В. Электрические измерения физических величин. Л.: Энергоатомиздат, 1983. -320 с.

59. Логинов В.И. Обезвоживание и обессоливание нефтей. М.: Химия, 1979. —216 с.

60. Логинов В.И., Бугров A.B., Осетров С.А. Измеритель влажности водонефтяных эмульсий //Приборы и системы управления. 1997. - №4. — с. 39 - 41.

61. Лопатин Б.А. Теоретические основы электрохимических методов анализа. М.: Высшая школа, 1975. - 340 с.

62. Лункин Б.В., Мишенин В.И., Криксунова H.A., Фатеев В.Я. Новые разработки радиочастотных датчиков //Датчики и системы. 1999 г. - № 2. - с. 18 — 20.

63. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. — М.: Недра, 1987.-144 с.

64. Методы геофизики в гидрогеологии и инженерной геологии. М.: Недра, 1985.- 136 с.

65. Надеев А. И. Интеллектуальные уровнемеры: HI7 Справочное пособие/ Астраханский госуд. техн. университет. Астрахань: Изд-во АГТУ, 1997. — 64 с.

66. Надь Ш.Б. Диэлектрометрия.- М.: Энергия, 1971. 287 с.

67. Нетушил A.B. Модели электрических полей в гетерогенных средах нерегулярных структур //Электричество. 1975. - № 10. - с. 37 — 38.

68. Никольский В.В., Никольская Т.И. Электродинамика и распределение радиоволн. М.: Наука, 1989. - 541 с.

69. Онищенко A.M. Оптимизация приборов для контроля состава веществ. — М.: Машиностроение, 1990. 304 с.

70. Основы метрологии и электрические измерения /под ред. Е.М. Душина. — Л.: Энергоатомиздат, 1987. 480 с.

71. Официальный сервер АО НГК ""Таас Юрях Нефть", http ://www. tun.nnx.ru/.

72. Официальный сервер АО НГК "Славнефть", http://www.slavneft.ru/.

73. Пат. 2184352 РФ, МПК7 G01 F23/28 Способ измерения уровней многокомпонентных сред /Р.В. Арсланов, И.Р. Енгалычев, А.И. Заико, В.И. Шаталов (Россия). № 2000130664/28(032537); Опубл. 27.06.2002 Бюл. № 18. - 4 с.

74. Приборы для неразрушающего контроля материалов и изделий. В 2-х кн. /под ред. В.В. Клюева. М.: Машиностроение, 1986. Т. 1. 488 е., Т.2. - 352 с.

75. Рекламный проспект фирмы "AGAR Corporation" (США), 1996.

76. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. — М.: Гостоптехиздат, 1962. —888 с.

77. Система измерения уровня жидких и сыпучих сред и межфазных границ многокомпонентного продукта. Инструкция по использованию. НИЦМИ, 1998.

78. Слепян М.А. Основные проблемы автоматизации нефтедобывающей отрасли //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -1996.- №1. с. 2 -4.

79. Смирновский А.Г. Эхолокационные уровнемеры //Приборы и системы управления. 1975 г. - №7. - с. 21 - 22.

80. Солнцева Н.П. Добыча нефти и геохимия природных ландшафтов. М.: Изд-во МГУ, 1998. - 254 с.

81. Спектор С.А. Электрические измерения физических величин: методы измерений. JI.: Энергоатомиздат, 1987. - 320 с.

82. Справочник по электротехническим материалам: В 3-х т. /под ред. Ю.В. Корицкого. М.: Энергоатомиздат, 1986.

83. Сюняев З.И., Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. Нефтяные дисперсные системы. — М.: Химия, 1990.-143 с.

84. Тареев Б.Н. Физика диэлектрических материалов. М.: Энергоиздат, 1982. -326 с.

85. Теоретические и экспериментальные исследования в области создания измерительных преобразователей уровня /под ред. Г.Г. Иордана. — М.: НИИтеплоприбор, 1984. 112 с.

86. Теория и практика экспрессного контроля влажных твердых и жидких материалов /под ред. Е.С. Кричевского. М.: Энергия, 1980. - 318 с.

87. Техническое описание и инструкция по эксплуатации осциллографа С9-16, Минск, 1991.-220 с.

88. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов //под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде. М.: Недра, 1986. - 382 с.

89. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1980. - 583 с.

90. Тучнин Е.А., Соколин Ш.Л., Каменецкий Б.А. Уровнемеры поплавковые //Приборы и системы управления. — 1975 г. № 9. - с. 16-18.

91. Ураксеев М.А., Колегаев Ю.Б. Методы определения толщины защитных покрытий //Датчики и системы. 2001 г. - № 8. - с. 47 - 48.

92. Ураксеев М.А., Колегаев Ю.Б. Применение метода радиочастотного зондирования в системах пространственной ориентации для определения параметров горной породы, окружающей скважину //Датчики и системы. 2003 г. - № 2. — с. 50 — 52.

93. Усиков C.B. Электрометрия жидкостей. Л.: Химия, 1974. - 144 с.

94. Ушаков В.Н. Основы радиоэлектроники и радиотехнические устройства.- М.: Высш. шк., 1976.-424 с.

95. Фальковский О.И. Техническая электродинамика. М.: Связь, 1978. —432 с.

96. Фарзане Н.Г., Ильясов Л.В., Азим-заде А.Ю. Технологические измерения и приборы. -М.: Высш. шк., 1989. 516 с.

97. Фетисов B.C. Средства измерения влажности нефти: Современное состояние, проблемы и перспективы //Датчики и системы. 1999 г. - № 3. — с. 33-38.

98. Физико химические свойства нефтей, газов и битумов Пермского Прикамья, /под ред. С.А. Винниковского и А.З. Кобловой. - Пермь: ВНИГНИ, 1974.- 604 с.

99. Фрелих Г. Теория диэлектриков / Пер. с англ. Г.И.Сканави.- М.: Изд-во иностр. лит., 1960. 316 с.

100. Хансуваров К.И., Цейтлин В.Г. Техника измерения давления, расхода, количества и уровня жидкости, газа и пара. М.: Изд-во стандартов, 1990. — 287 с.

101. Химия нефти и газа /под ред. В.А. Проскурякова и В.Е. Драбкина. — Л.: Химия, 1989.-265 с.

102. Хиппель А.Р. Диэлектрики и волны. М.: Изд-во иностранной литературы, 1960.-438 с.

103. Хиппель А.Р. Диэлектрики и их применение /под ред. Казарновского Д.М. М.: Госэнергоиздат, 1959. - 336 с.

104. Чернушенко A.M., Меланченко М.Е., Малорацкий А.Г., Петров Б.В. Конструкции СВЧ устройств и экранов. М.: Радио и связь, 1983. - 216 с.

105. Шарле Д.Л. По всему земному шару: Прошлое, настоящее и будущее кабелей связи. М.: Радио и связь, 1985. - 320 с.

106. Шеваль В.В. Прогрессивные технологии в очистке нефтесодержащих стоков и пути их реализации. Современные Российские технологии, т. 1, СПб., М.: Эколайн, 1999. с. 54 60.

107. Щелкачев В.Н. Сравнительный анализ нефтедобычи по странам и разработки нефтяных месторождений отечественных и зарубежных. М.: Нефть и газ, 1996.- 112 с.

108. Электронный каталог измерителей и сигнализаторов уровня фирмы "Альбатрос" // Сеть Internet. http://www.albatros.ru, 2003.

109. Эмульсии /под ред. Ф. Шермана. Л.: Химия, 1972. - 448 с.

110. Эмульсии. Их теория и технические применения, /под ред. В. Клейтона. — М.: Изд-во иностранной литературы, 1950. — 540 с.

111. Эме Ф. Диэлектрические измерения /Пер. с нем. под ред. И.И. Заславского. М.: Химия, 1967. - 276 с.

112. Julius "Jewels" Lerner. Selecting a continuous level measurement system for your operation //Power and Bulk Engineering. 1991 r. - № 3. - c. 34- 37.

113. Характеристики методов идентификации Методы идентификации1 2 3 4 5

114. Метод измерения уровня оптич. (визуал.) магнитострикц. косв. (по расходу жидк.) ВЧ (по сдвигу фаз опор, и отраж. с-лов

115. Метод измерения влажности СВЧ (поглощ.) СВЧ (отражен.) СВЧ (поглощ.) ВЧ (по коэффиц. отражения)

116. Метод определения положения границ раздела компонентов кондукто-метрический поплавковый косв. (по срабат. выпуск, клапана) косв. (по срабат. выпуск, клапана) ВЧ (по времени распростр. сигнала)

117. Определение качественного типа компонента + (по измен, звук, сигнала при смене провод-сти жидк.) + (по типу поплавка) + (по влажности)

118. Диап-н измер. высоты уров. (м) <30 <25 - <40

119. Диап-н измер. влаж. смеси (%) 0-100 10-100 0-100 0-100

120. Кол-во типов идентифицируемых слоев многофазной среды 3 (газ, нефть, вода) 4 (газ, нефть, эмульсия, вода) 3 (нефть, эмульсия, вода) 3 (нефть, эмульсия, вода 5 (газ. нефть, оба типа эмульсии, вода)

121. Разграничение эмульсий двух типов (В/Н и Н/В) - - - +

122. Поддержание непрерывного режима измерений + - - +

123. Погреш. измерения уровня (мм) 3 5 - 2

124. Наличие операции пробоотбора + - +

125. Погрешность измерения влажности (%) 2 1 1 2 для W < Wкpит 0.5 для W > "\Укрит

126. Прим-ие при произвол, кол-ве и порядке расположения слоев * - * +

127. Опр-ие объема и массы продукта * - - +

128. Кол-во используемых датчиков 1 <5 3-4 1 1

129. Тип используемого датчика ГО-310 ДУУ2-ДУУ4 ГО 201 OW - 200 отрезок длин, линии