Многоэлементные электроемкостные преобразователи для систем управления в нефтедобыче тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.05, кандидат технических наук Вашуркина, Екатерина Сергеевна

• Вашуркина, Екатерина Сергеевна
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Вашуркина, Екатерина Сергеевна

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ЭЛЕКТРОЕМКОСТНЫХ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ КОНТРОЛЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В ПОТОКЕ. ОСОБЕННОСТИ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

1.1. Электроемкостные преобразователи как элементы системы управления и контроля продукции нефтегазовых скважин

1.2. Анализ электромагнитных средств контроля продукции нефтегазовых скважин в потоке

1.3. Выводы и постановка задач диссертационной работы

2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗОНДИРУЮЩИХ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫХ ШЛЕЙ И ВЫХОДНЫХ СИГНАЛОВ МНОГОЭЛЕКТРОДНЫХ ЭЛЕКТРОЕМКОСТНЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ

2.1. Сравнительный анализ конструктивных схем электроемкостных преобразователей поточных влагомеров нефти

2.2. Условия применимости квазистатического приближения для расчета электромагнитных полей в водонефтяной эмульсии

2.3. Расчет электрических полей и выходных сигналов МЭП

2.3.1. Схемы электрического зондирования контролируемого потока многоэлектродным электроемкостным преобразователем

2.3.2. Расчет электрических полей и параметров МЭП при поперечно -сквозном зондирование потока

2.3.3. Расчет электрических полей МЭП при локальном зондировании потока

2.4. Выводы

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОЭЛЕКТРОДНЫХ ЭЛЕКТРОЕМКОСТНЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ (МЭП) И АЛГОРИТМОВ ИДЕНТИФИКАЦИИ КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ

ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

3.1 Оптимизация конструктивных параметров МЭП влагомеров нефти методом физического моделирования

3.2. Разработка экспериментальной установки и исследование выходных сигналов МЭП в турбулентном режиме

3.3 Разработка алгоритмов идентификации и контроля параметров во-донефтяной эмульсии

3.3.1. Алгоритм автоматической идентификации типа водонефтяной эмульсии: обратная «вода в нефти» или прямая «нефть в воде»

3.3.2. Идентификация вида физической среды в зоне контроля МЭП:

газ (воздух) или жидкость (нефть, вода, водонефтяная эмульсия)

3.3.3. Алгоритм калибровки МЭП

3.3.4. Алгоритм обработки выходных сигналов МЭП в рабочем режиме и определение фазового состава контролируемых потоков

3.4 Оценка эффективности комплексирования электроемкостных

преобразователей при контроле водонефтяных эмульсий

3.4.1. Влияние мешающих факторов на результаты измерений МЭП

4. РАЗРАБОТКА УСТАНОВКИ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В ПОТОКЕ

4.1 Структурная схема полнопоточного влагомера нефти с МЭП

4.2 Блок коммутации измерительных электродов МЭП

4.3. Разработка конструкции электроемкостного преобразователя и

н

испытание установки

4.4 Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Многоэлементные электроемкостные преобразователи для систем управления в нефтедобыче»

ВВЕДЕНИЕ

Одна из актуальных проблем нефтедобывающей отрасли -повышение эффективности оперативного учета и контроля добываемой продукции на нефтегазовых скважинах, групповых замерных установках (ГЗУ), дожимных насосных станциях (ДНС) и установках подготовки промысловой нефти.

Кроме нефти в продукции скважины всегда присутствует две других фазы: пластовая вода и газ. Для оценки эффективности эксплуатации скважины и управления процессом нефтедобычи необходимо измерять содержание отдельных фаз в добываемой продукции, то есть количество нефти, воды и газа.

Оперативный контроль обводненности промысловой нефти дает возможность управлять процессом эксплуатации месторождения: следить за продвижением водо - нефтяного контакта в контуре заводнения, организовывать предварительный сброс воды из продукции нефтяных скважин, оптимизировать технологию подготовки промысловой нефти.

В задачах поточной влагометрии промысловой нефти наибольшее распространение получили электромагнитные измерительные преобразователи, входящие в состав двухфазных и трехфазных расходомеров газоводонефтяных потоков, автоматизированных групповых замерных установках (ГЗУ), узлов учета сырой нефти (УУН) и других, предназначенных для измерения дебита нефти и воды.

Вопросами измерения расхода и концентрации многофазных потоков и сред занимались как отечественные, так и зарубежные ученые: М. А. Берлинер, П.П. Кремлевский, Р.Г Джексон и др.

Объектом контроля электромагнитных методов и средств является водонефтяная эмульсия - сложная дисперсная система, в которой содержание воды может достигать 98% и более. Сложность контроля водонефтяной эмульсии состоит в том, что в зависимости от объемного содержания в ней воды эмульсия может находиться в двух состояниях:

прямая - «нефть в воде» или обратная «вода в нефти». При инверсии смеси, то есть переходе от прямой эмульсии к обратной, происходит резкое изменение электрофизических свойств, что часто приводит к снижению эффективности средств контроля, особенно при больших значениях обводненности.

Кроме того, на результаты контроля значительное влияние оказывает гидродинамическая структура многофазного потока и условия размещения в нем первичных измерительных преобразователей - датчиков.

Диагностика водонефтяной смеси электромагнитным методом возможно по двум параметрам: диэлектрической проницаемости и удельной электрической проводимости. Однако основной наиболее устойчивой характеристикой является диэлектрическая проницаемость физических сред образованных двухфазными и трехфазными газоводонефтяными потоками.

Для зондирования этих физических сред наиболее целесообразно использовать электромагнитные поля электрического типа, то есть использовать электроемкостные преобразователи - диэлькометрический метод.

В отечественных и зарубежных влагомерах нефти используются в основном двухэлектродные электроемкостные преобразователи с коаксиальными или накладными электродами. Их недостаток - в отсутствии адаптации к состоянию водонефтяной эмульсии (прямая или обратная), жесткая схема электромагнитного зондирования многофазного потока, не позволяющая получать информацию об отдельных зонах этого потока, а следовательно влияние гидродинамической структуры потока на результат измерений.

Таким образом, актуальной задачей электромагнитного контроля продукции нефтегазовых скважин является разработка новых, более эффективных схем построения электроемкостных преобразователей, их комплексирование, многократное увеличение объема измерительной информации о параметрах двухфазных и трехфазных газоводонефтяных

потоков, алгоритмов идентификации и контроля водонефтяных эмульсий, позволяющих повысить надежность и достоверность процессов оперативного диагностирования качества промысловой нефти.

Работа выполнялась по следующим научным программам:

1. Программа «Участник молодежного научно-инновационного конкурса» («УМНИК-2007») (Министерство образования и науки Российской Федерации Фонд содействия развитию малых форм предприятия в научно - технической сфере. Федеральное агентство по науке и инновациям. Федеральное агентство по образованию) по теме «Электроемкостная компьютерная томография многофазных потоков»;

2. Государственное задание высшим учебным заведениям на 2012 год (№7.2083.2011) по теме «Разработка методов и средств полнопоточного оперативного контроля продукции нефтедобывающих скважин на основе электроемкостной компьютерной томографии многофазных потоков в трубопроводах»;

3. Федеральная целевая программа «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России на 2009 - 2013 годы» (№14.В37.21.1855 от 04.10.2012) по теме «Разработка нового поколения аппаратно-программных средств полнопоточного контроля для систем управления в нефтедобыче».

Реализация и внедрение результатов работы:

Представленные в работе исследования и разработки реализованы и внедрены в следующих организациях: : ОАО «Гипровостокнефть», ООО «Сервис - центр - Автоматика» , что подтверждено актами внедрения.

Так же основные результаты диссертационной работы используются в лекционных курсах, в лабораторном практикуме, в курсовом и дипломном проектировании в Самарском государственном техническом университете на кафедре «Автоматизация и управление технологическими процессами».

Апробация работы:

Основные положения и результаты работы докладывались, обсуждались и получили одобрение на расширенном заседании кафедры «Автоматизация

и управление технологическими процессами», а также на следующих конференциях, семинарах, форумах:

1. Четвертая международная научная конференция «Математическое моделирование и краевые задачи» г. Самара, 29-31 мая 2007 год;

2. Международная научно-техническая конференция «Проблемы автоматизации и управления в технических системах» г. Пенза, 17-19 апреля 2007год;

3. Международная научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых. «Современные техника и технологии» г. Томск, 26-30 марта 2007год;

4. Международная научно - практическая конференция «Фундаментальные и прикладные проблемы приборостроения, информатики и экономики», г. Сочи, 1 -5 октября 2007год;

5. Конкурс инновационных проектов молодых ученых Самарской области. 1-3 декабря 2011 год;

6. Всероссийский молодежный форум «Селигер-2012», смена «Инновации-2012» . 1-10 июля 2012 год.

7. Конкурс инновационных проектов «Умник на Старт» г. Рязань, 9-14 сентября 2012 год.

Цель диссертационной работы:

Повышение эффективности (точности, надежности и достоверности) средств электромагнитного контроля продукции нефтегазовых скважин за счет создания многоэлектродных электроемкостных преобразователей (МЭП) обеспечивающих возможность электрического сканирования многофазного потока, реализацию комплексирования первичных преобразователей.

В соответствии с целью работы в ней решается следующие задачи: 1. Разработка конструктивных схем многоэлектродных электроемкостных преобразователей (МЭП), обеспечивающих возможность

электрического сканирования поперечного сечения многофазного потока, реализацию комплексирования первичных преобразователей, многократное увеличение объема измерительной информации о параметрах контролирующего потока; повышение на этой основе эффективности оперативного диагностирования качества продукции нефтегазовых скважин.

2. Разработка математической модели многоэлектродного электроемкостного преобразователя (МЭП) с целью оптимизации режимов электрического сканирования поперечного сечения водонефтяных потоков и алгоритмов обработки многомерной измерительной информации.

3. Экспериментальные исследования закономерностей формирования выходных сигналов и характеристик МЭП при контроле водонефтяных потоков. Разработка алгоритмов идентификации и контроля водонефтяных эмульсий в широком диапазоне водосодержания в условиях комплексирования электроемкостных преобразователей.

4. Разработка установки с многоэлектродным электроемкостным преобразователем, реализующий основные алгоритмы комплексирования, идентификации и контроля водонефтяных потоков.

Методы исследования; базируются на теории электромагнитного поля и электронных цепей, дифференциального и интегрального исчислений, теории информационно - измерительных и управляющих систем.

Научная новизна работы:

1. Предложен способ измерения параметров водонефтяного потока с использованием многоэлектродных электроемкостных преобразователей (МЭП), обеспечивающих возможность электрического сканирования поперечного сечения многофазного потока, реализацию комплексирования первичных преобразователей, многократное увеличение объема измерительной информации о параметрах контролирующего потока, что позволяет повысить эффективность поточной влагометрии нефти.

2. Разработана математическая модель МЭП, позволяющая оценить размеры зон контроля при различных схемах электрического зондирования

многофазного потока, рассчитать выходные сигналы МЭП в квазистатическом приближении и разработать алгоритмы обработки измерительной информации.

3. Установлены на основе экспериментальных исследований закономерности формирования функции преобразования МЭП зависимостей его выходных сигналов от фазового состава водонефтяной смеси в диапазоне водосодержания от 0 до 100%, при различных режимах работы преобразователя и состояниях водонефтяной эмульсии: прямая («нефть в воде»)- обратная («вода в нефти»),

4. Разработаны алгоритмы идентификации и контроля параметров водонефтяных эмульсий:

- алгоритм автоматической идентификации типа водонефтяной эмульсии: обратная - прямая и вида физической среды в зоне контроля МЭП (газ, жидкость);

- алгоритмы калибровки и обработки выходных сигналов МЭП, позволяющий определить фазовый состав контролируемого потока во всем диапазоне обводненности с погрешностью не более 1%.

Практическая ценность работы:

1. Конструкция шестиэлектродного электроемкостного преобразователя, функциональные и принципиальные электрические схемы блока коммутации и управления процессом измерения выходных сигналов МЭП.

2. Методики обработки выходных сигналов МЭП с использованием разработанных алгоритмов идентификации позволяющие более чем в 2 раза повысить точность измерения влажности нефти в потоке.

3. Методика экспериментальных исследований выходных сигналов и характеристик МЭП в функции фазового состава двухфазной смеси «нефть -вода» при различных режимах работы преобразователя.

4. Алгоритм температурной коррекции показаний влагомера в заданном диапазоне температур многофазной среды при сплайн - аппроксимации статических функций преобразования МЭП.

Основные положения, выносимые на защиту;

1 Конструктивные схемы многоэлектродных электроемкостных преобразователей (МЭП), реализующих комплексирование первичных преобразователей, электрического сканирования различных областей многофазного потока.

2. Математическая модель МЭП, позволяющая оптимизировать режимы электрического сканирования контролируемых потоков и алгоритмы обработки многомерной измерительной информации.

3. Экспериментально установленные закономерности формирования выходных сигналов и характеристик МЭП при контроле водонефгяных потоков.

4. Алгоритмы идентификации и контроля водонефтяных эмульсий в широком диапазоне водосодержания в условиях комплексирования электроемкостных преобразователей.

5. Устройство с многоэлектродным электроемкостным преобразователем, реализующее основные алгоритмы комплексирования, идентификации и контроля водонефтяных потоков, позволяющее повысить эффективность контроля продукции нефтегазовых скважин.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 работ, в том числе 8 в изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией для публикации результатов кандидатских и докторских диссертаций, в том числе патент на способ и устройство по влагометрии водонефтяной эмульсии.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав. Заключения, перечня используемых источников, приложений. Работа содержит 220 страниц машинописного текста, 40 таблиц, 50 иллюстраций, 9 страниц библиографического списка из 98 наименований и 6 страниц приложений.

1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ЭЛЕКТРОЕМКОСТНЫХ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ КОНТРОЛЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В ПОТОКЕ. ОСОБЕННОСТИ

ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ.

1.1. Электроемкостные преобразователи как элементы системы управления и контроля продукции нефтегазовых скважин.

В современных автоматизированных ГЗУ типа «Спутник» (рисунок 1.1) контроль за технологическими режимами работы нефтяных скважин реализуется следующим образом [95] Продукция от скважин по линиям 1 поступает в многоходовой переключатель 3, откуда от каждой скважины по заданной программе она направляется в измерительный сепаратор 5, где отделяется от жидкости - водонефтяной смеси. Продукция всех остальных скважин поступает в сборный коллектор. Выделившийся в сепараторе газ измеряется газовым счетчиком 7 и направляется в сборный коллектор. Часть газа отбирается для питания пневматических регулирующих устройств, в частности газораспределительного устройства 9. Давление газа в сепараторе поддерживается на заданном уровне регулятором 6, уровень регулятором 8. Жидкость из подключенной на измерение скважины скапливается в нижней части сепаратора и избыточным давлением, поддерживаемым регулятором 6, продавливается через счетчик 10, датчик влагомера 12 и клапан 11 в общий коллектор. Дебит подключенной скважины определяется по кратковременным пропускам через турбинный счетчик ТОР накапливающейся в сепараторе жидкости. Данные об объеме жидкости, газа и влагосодержании в виде электрических сигналов поступают в электронный блок, откуда они передаются на диспетчерский пункт. Автоматическая подача деэмульгатора из емкости 13 в общий коллектор осуществляется насосом-дозатором 14. Для приема депарафинизационных шаров, перемещающихся потоком жидкости от каждой скважины, предусмотрено устройство 2. Если по какой-либо причине в течение длительного

промежутка времени скважина не будет подавать нефть, на счетчике в блоке местной автоматики не будет зарегистрировано ни одного цикла с блока местной автоматики (БМА) и будет подан аварийный сигнал.

В качестве поточных влагомеров нефти, способных работать в непрерывном режиме, в большинстве случаев используются электромагнитные приборы: электроемкостные (диэлькометрические) или СВЧ - влагомеры.

Анализ основных технических характеристик конкретных модификаций АГЗУ [95,83], например АМ(Б)40 - 400 и др., показывает, что обводненность нефти может достигать 98%, погрешность измерения 2,5% причем здесь имеется ввиду только погрешность измерения расхода жидкости турбинным расходомером типа ТОР-1 (НОРД), имеющим погрешность +2,5%, погрешность измерения обводненности нефти здесь не учитывается. Погрешность измерения расхода газа, как правило, не превышает 5%

Определение содержания воды в продукции нефтяных скважин дает возможность геологическим службам промыслов управлять процессом эксплуатации месторождения: получая оперативную информацию от влагомера об изменениях обводненности, продукции нефтяных скважин, можно следить за продвижением водо - нефтяного контакта в контуре заводнения, а также организовать предварительный сброс воды из продукции нефтяных скважин[45,56,63].

Таким образом, для поточного влагомера нефти объектом контроля является водонефтяная смесь, в которой содержание воды может достигать 98%. При этом смесь нефти и воды образует водонефтяную эмульсию.

Технические характеристики АГЗУ «Спутник»:

Количество подключаемых скважин

Пропускная способность установки, м3/сут.

Рабочее давление, МПа

Кинематическая вязкость при температуре 20° С, м2/с

Содержание воды в жидкости,объемная доля, %, не более

Содержание парафина,объемное, %

Содержание сернистых соединений в массовой доле, %

Погрешность измерения,% 2,5

Потребляемая мощность, кВА До 10

Водонефтяная эмульсия - это дисперсия системы, образованная двумя не растворимыми друг в друге жидкостями (нефтью и водой) [4]. Жидкость, диспергированная в другой в виде мелких капелек (глобул), называется дисперсной внутренней фазой, а жидкость, в которой находится дисперсная фаза, - дисперсной внешней (сплошной) средой.

Если вода образует дисперсную среду, то эмульсию называют прямой (или эмульсией типа «масло в воде», «нефть в воде»); если вода является дисперсной фазой, то эмульсию называют обратной (или эмульсией типа «вода в масле», «вода в нефти»).

Обращение (инверсия) смеси, то есть переход от прямой эмульсии («нефть в воде») к обратной («вода в нефти»), происходит при объемном

АМ(Б) 40- АМ(Б) 40400 1500

8, 10, 14 8, 10

1-400 1-1500

4,0

От 10-6 до 120x10-6

От 0 до 98 До 7 3

содержании воды в ней в диапазоне 0,5-Ю,9, чаще при объемном водосодержании равном 0,7 [4]. Это означает, что в диапазоне водосодержания от 0 до 0,5-Ю,9 водонефтяная смесь представляет собой обратную эмульсию («вода в нефти»), а сплошной дисперсной средой является нефть, при больших обводненностях (более 0,5-Ю,9) водонефтяная смесь представляет собой прямую эмульсию («нефть в воде») и сплошной, дисперсной средой является вода. По степени диспергирования внутренней дисперсной фазы (ДФ) двухфазного водонефтяного потока выделяют две структуры [4]: капельную (капли диаметром 0,5-К2,0см) и эмульсионную (тоже диаметром 0,001^-1,0мм). Смесь с первой структурой молено назвать неустойчивой эмульсией, когда фазы расслаиваются (нефть всплывает), а со второй - устойчивой.

По дисперсности эмульсии подразделяют на мелкодисперсные с размером капель ДФ от 0,2 до 20 мкм, средней дисперсности— от 20 до 50 мкм, грубодисперсные — от 50 до 300 мкм. [71]

В процессах сбора, подготовки и транспортировки нефти преобладают полидисперсные эмульсии, содержащие капельки с размером от 0.2 до 300 мкм. Эмульсии являются термодинамически неустойчивыми системами. Устойчивость эмульсии, т.е. способность не разрушаться и не разделяться на две несмешивающиеся фазы, определяется временем ее существования и зависит от наличия в них веществ, называемых эмульгаторами, их концентрации и состава. [71]

Нефть, входящая в состав эмульсии имеет плотность рц^ОО-ИОООкг/м в зависимости от месторождения. Для сравнения: плотность дистиллированной

о

воды рн=998кг/м . Нефть и все нефтепродукты (бензин, керосин, масла всех видов) являются диэлектриками с диэлектрической проницаемостью от 2,0 до 2,5. Их удельные электрические сопротивления в зависимости от вида нефтепродукта изменяется от (1,7 4,6)ЮпОмм до (3^-5)1014 Омм [2].

То есть в экспериментальных исследованиях, связанных с диагностикой водонефтяных потоков, можно использовать такие близкие к нефти по

электрофизическим свойствам заменители, как керосин, солярка, трансформаторное масло.

Плотность рн и диэлектрическая проницаемость ен зависят от температуры [4,5,47,48]

РнГРн(20)+а(1-20°) (1.1.1)

8нГ£н(20)+[1+^-20°)] (1.1.2)

Здесь рн(20) - плотность нефти при 20°С;

Рд - измененная плотность нефти при температуре 1;0С, а -коэффициент объемного расширения, составляющий для нефти (0,0005 -0,0009)кг/(м3К);

е^ - относительная диэлектрическая проницаемость нефти при температуре ^С, £„(20) - диэлектрическая проницаемость при температуре 20°С;

Ж х = (- 0,5 ^ - 1,6 ) 103 град"1 - температурный коэффициент диэлектрической проницаемости для большинства нефтей.

Пластовые воды, входящие в состав водонефтяной эмульсии представляют собой сложные растворы, содержащие неорганические соли, растворимые в воде органические вещества, газы. Среди растворенных в пластовой воде веществ преобладают неорганические соли: хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочно - земельных металлов. Общее содержание в воде растворенных солей называют минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах. В зависимости от общей минерализации пластовой воды подразделяются на три класса [4]: пресные воды с содержанием солей менее 0,1%, минерализованные - 0,1 -Ю,5%, рассолы - более 5,0%.

Минерализация воды приводит к увеличению ее электропроводности. Так, например, удельная электрическая а водного раствора ИаС1 зависит от концентрации соли следующим образом (таблица 1.1) [75]:

Таблищ 1.1- Зависимость удельной электрической проводимости от концентрации соли.

Концентрация №С1, % 5 10 15 20

Электропроводимость о, См/м 6,7 12,1 16,4 19,6

Здесь под концентрацией соли понимается число граммов растворенного вещества в 100г раствора.

Диэлектрическая проницаемость минерализованных вод достигает 80 [81] и уменьшается с ростом температуры.

Так, на частоте ЮОКГц в диапазоне температур от 0 до 100°С температурный коэффициент диэлектрической проницаемости составляет -0,4 град"1.

В состав продукции нефтяных скважин входит также нефтяной газ [4]. Нефтяной газ представляет собой сложную, легко меняющуюся по составу смесь различных углеводородов метанового ряда от С1 до С4 и выше, в которой могут присутствовать не углеводородные (азот, углекислый газ, сероводород, водород, нары воды, инертные газы гелий, аргон, неон и др.), (объемная доля газа до 1.5 -30%).

Диэлектрическая проницаемость газа б8~1,0, а удельное электрическое сопротивление близко к этому параметру для нефти. Это означает, что газ и нефть близки по электрофизическим свойствам, а регистрация газа в продукции нефтяных скважин - газоводонефтяной смеси - представляет собой непростую задачу для электромагнитных методов контроля[53].

Проведенный анализ позволяет сделать вывод, что основным параметром, по которому возможна диагностика продукции скважин электромагнитными методами, является диэлектрическая проницаемость физических сред, образованных двухфазными и трехфазными газоводонефтяными потоками. Причем для зондирования этих физических сред необходимо использовать электромагнитные поля электрического типа, типичным источником которых является двухэлектродный конденсатор, то

есть наиболее целесообразно использовать электроемкостные преобразователи (диэлькометрический метод). Действительно, диэлектрическая проницаемость воды ев -80,0, нефти ен~2,0; газа 8ё»1,0, то есть с помощью такого датчика возможно различение этих фаз и определение объемного содержания каждой фазы в смеси.

1.2. Анализ электромагнитных средств контроля продукции нефтегазовых

скважин в потоке.

Электромагнитные (диэлькометрические) средства поточной влагометрии нефти используется, как правило, в составе двухфазных и трехфазных расходомеров многофазной продукции нефтедобывающих скважин[76]. Двухфазный расходомер водонефтяной смеси содержит два конструктивно автономных функциональных блока: поточный влагомер нефти и турбинный расходомер, установленный в трубопроводе перед влагомером по направлению потока, реализующий дополнительную функцию перемешивания и повышения однородности водонефтяной смеси, поступающей в датчик влагомера[15,21,49,61].

В трехфазных расходомерах с разделением потока на газ и жидкость влагомер нефти является составной частью установки. К этому же классу средств контроля относятся автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), узлы учета сырой нефти (УНН) и другие, предназначенные для измерения дебита нефти и воды [27,52].

Трехфазные расходомеры без разделения фаз представляют собой конструктивно единый блок, в который встраиваются датчики, как правило, электромагнитные, для определения объемного содержания воды в газоводонефтяной смеси.

На рисунке 1.2 приведены конструкции электроемкостного преобразователя влагомера сырой нефти «ВСН-БОЗНА» (ТУ 39-0136285008-90, Госреестр 12394-93ТУ) [71,38,40].

Преобразователь содержит два коаксиальных измерительных электрода 2 и 3, причем нулевым электродом 3 служит трубопровод (корпус датчика), а потенциальный электрод 2 выполнен в виде стержня, покрытого защитным электроизоляционным материалом. Диэлектрическую проницаемость измеряют мостовыми или резонансными методами на частотах от единиц килогерц до десятков мегагерц [14]. Диапазон измерения влажности нефти в

объемных долях от 0 до 100%, предел допускаемой основной абсолютной погрешности в поддиапазонах обводненности: - от 0 до 60% - ± 2,5% -от 60 до 100%-±4,0%.

0 160

Рисунок 1.2- Конструкция первичного измерительного преобразователя влагомера сырой нефти «ВСН-БОЗНА». 1 - корпус датчика, 2 и 3 - измерительные

электроды.

Приведенную схему электроемкостного преобразователя (ЭП) можно назвать классической - по ней с небольшими модификациями, построена большая часть датчиков влагомеров, реализующих диэлькометрический метод[65]. Так в СО РАН разработан унифицированный влагомер нефти (УВН), позволяющий непрерывно контролировать и фиксировать объемное содержание воды в потоке сырой или товарной нефти с погрешностью от 2,5 до 4,0%. [27,57].

Влагомер выпускается промышленностью в двух модификациях: УВН - 1 для нефти с содержанием воды от 0 до 60% и УВН - 2 - для нефти с содержанием воды от 0 до 30%.

ОАО «Нефтеавтоматика» (г.Уфа), имеющая опытный завод в городах Лениногорск, Бугульма и др., выпускает поточные влагомеры сырой нефти типа ВСН-1-СП, ВСН-1-ПП, в том числе ВС-1-100; ВСН-1-150; ВСН-1-200, адаптированные для установки в ГЗУ типа «Спутник». [95].

При диапазоне измерения влажности нефти от 0 до 100% пределы основной абсолютной погрешности составляют ±2,5% в диапазоне обводненности от 0 до 60% и 4,0% в диапазоне обводненности свыше 60 до 100%.

Общий вид прибора ВСН-1-СП и схема его включения в АГЗУ «Спутник» приведена на рисунке 1.3. Здесь после сепарации газа водонефтяная смесь поступает на двухфазный расходомер, включающий турбинный расходомер ТОР-1-50 и влагомер ВСН-1-СП с вертикальной компоновкой[73]. Сигнал с ТОР-1 поступает на блок обработки влагомера, где и вырабатываются сигналы, пропорциональные объемному расходу нефти и воды. ЗАО «ПИК и Ко» (Россия) разработан первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН (Госреестр N19850-00) [71]. Первичный измерительный преобразователь (ПИП) включает в себя одну плату микропроцессорного устройства, две платы автогенератора и емкостной коаксиальный датчик, включенный в колебательный контур автогенератора. Емкостной коаксиальный датчик

выходе в формате RS232. Контроллер Signetics SMH 2010 принимает цифровой сигнал, визуализирует его и на выходе формирует стандартный цифровой сигнал в формате RS 485.

Диапазон измерения влажности от 2 до 10%. Абсолютные погрешности измерения в различных диапазонах влажности: от 2 до 40% - 1%; от 40 до 70% - 2,5% и от 70 до 100% - 1,5%. К сожалению, декларируемая погрешность измерения при большой обводненности не согласуется с приведенными выше данными для приборов этого класса, с классической схемой построения электроемкостного датчика. Дело в том, что диапазон от 70 до 100% является наиболее проблематичным для диэлькометрического метода и погрешность измерения влажности здесь возрастает в 2 и более раза, по сравнению с меньшей обводненностью. В известной литературе [14], определяя область применения диэлькометрического метода, утверждается даже, что данный метод применяют главным образом для измерения влажности эмульсий типа «вода в масле» или «вода в нефти», то есть обратных эмульсий, где дисперсной, сплошной средой является нефть, а дисперсной или внутренней фазой - вода. Этот тип эмульсии имеет место в диапазоне обводненности от 0 до 60^-70%, а при дальнейшем увеличении влажности происходит инверсия - обращение обратной эмульсии в прямую «нефть в воде», что сопровождается резким снижением чувствительности диэлькометрического метода.

Этот вывод подтверждается техническими характеристиками влагомеров с классической схемой емкостного датчика, разработанных как отечественными, так и зарубежными фирмами[69]. Так цифровой влагомер типа УВН -2С (ОАО «Саратов нефтегаз») с пределом измерения влажности эмульсий от 0 до 60% имеет класс точности 6; влагомер «Аквасист» фирмы «Endrers and Hausers» (Голландия) имеет диапазон измерения влажности от 0 до 40% [14]. Датчик водосодержания нефти «AQUINOL-D» фирмы ММГ (Венгрия) с диапазоном измерения водосодержания от 0 до 50% имеет точность измерения ±2% [55]. Влагомер нефти поточный типа ВНП-100

(ВНП 2.270.ОООТУ) [71] имеет следующие основные технические характеристики: диапазон измерения влажности нефти в объемных долях от 0 до 100%; предел допускаемой основной абсолютной погрешности в поддиапазонах обводненности: от 0 до 9,99% - ±1,0%; от 10 до 59,99% -±2,5% (эмульсия «вода в нефти»), от 60 до 100% - ±4,0%.

Особенностью трехфазных расходомеров без разделения фаз является отличие схем применяемых электромагнитных преобразователей от классической схемы емкостного датчика с коаксиальными электродами[58,59].

Трехфазный расходомер Roxar MPFM 1900VI Non - gamma [97] предназначен для измерений объемного расхода и количества в единицах объемного нефти, воды и газа в многофазной среде с различной структурой потока, различными режимами течения, без предварительного сепарирования среды, с возможностью выдачи информации в реальном времени.

Принцип действия расходомера заключается в непрерывном измерении объемных долей нефти, воды и газа в протекающем через расходомер потоке и линейной скорости компонентов потока.

Расходомер состоит из следующих основных частей:

- первый измерительный участок, включает в себя:

а) датчики диэлектрической проницаемости среды;

б) датчики удельной электропроводности среды;

в) преобразователь плотности;

- второй измерительный участок с расходомерной трубой Вентури и преобразователем дифференциального давления; преобразователи температуры и давления;

- измерительно - вычислительный комплекс (ИВК)[70].

Расходомерная труба Вентури применяется для измерений расхода среды со значениями объемной доли свободного газа более 85 %.

На основании данных об объемном содержании каждой из фаз в потоке и их скоростях ИВК вычисляет значения объемных расходов и накопленных объемов нефти, воды и газа.

Многофазная среда рассматривается как совокупность газовой фазы, движущейся в виде пузырей, и псевдогомогенной фазы, которая состоит из газа, нефти и воды (рисунок 1.4). Скорости течения обеих фаз различны и измеряются отдельно. Газовый пузырь может не полностью занимать сечение трубопровода, при этом по краям трубопровода течет псевдогомогенная фаза. Определение фазы, протекающей в данный момент по трубопроводу, осуществляется с помощью анализа изменений фиксируемой электроемкости за заданный период измерения Т. В результате период измерения делится на период газового пузыря Т' и период псевдогомогенного потока Т* = (Т- Т').

Скорость псевдогомогенной фазы потока V* определяется корреляционным методом по сигналам 1 -ой и 2-ой пар электродов, а скорость газового пузыря V' - по 3-ей и 4-ой парам электродов (рисунок 1.4). Объемное содержание компонентов смеси определяется по измеренным значениям диэлектрической проницаемости смеси при прохождении газового пузыря и прохождении псевдогомогенной фазы с учетом заданий диэлектрической проницаемости воды, нефти и газа.

Поскольку 11охаг МРРМ 1900VI является одним из типовых приборов этого класса: трехфазных расходомеров без разделения фаз приведем его основные технические характеристики (таблицы 1.2 и 1.3), определяющие его возможности и области применения[39].

Таблица 1.2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики Значение характеристики

Диапазон измерений расхода жидкости при стандартных условиях, м3/ч от 0,4 до 3420

Диапазон измерений расхода газа при стандартных условиях, м3/ч от 2 до 15200

Погрешности измерений в соответствии с таблицей 1.3

Параметры электрического питания:

- род тока постоянный, переменный

— напряжение электрического питания постоянным током, В 24±5

- напряжение электрического питания переменным током, В от 110 до 240

- частота электрического питания переменным током, Гц от 50 до 60

- потребляемая мощность, Вт, не более 12

Монтажная длина, мм от 1000 до 2200

Внутренний диаметр, мм от 40 до 300

Масса, кг от 400 до 2000

Условия эксплуатации:

- рабочая среда смесь воды, нефти и газа

- диапазон скорости рабочей среды, м/с а) при значениях объемной доли свободного газа в рабочей среде меньших 30 % а) при значениях объемной доли свободного газа в рабочей среде больших 30 % от 1,5 до 15 от 3,5 до 35

- диапазон объемной доли воды в рабочей среде, % отОдо 100

- диапазон объемной доли свободного газа в рабочей среде, % от 0 до 98

- давление рабочей среды, МПа, не более 69,0

- диапазон температуры рабочей среды, °С от 0 до 150

Наименование характеристики Значение характеристики

- диапазон температуры окружающего воздуха, °С от минус 20 до 60 (от минус 40 до 60)

Средний срок службы, лег 15

Таблица 1.3 - Основные технические характеристики

Тип расходомера Диапазон объемной доли свободного газа в рабочей среде, % Пределы допускаемой относительной погрешности Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерении объемной доли воды в жидкости, Ав,%

объемного расхода и объема газа объемного расхода и объема жидкости

МРРМ 1900 VI 0-30 10,0 2,5 2,0

30-90 8,0 3,5 2,5

90-96 6,0 3,5

96-98 8,5 5,0

Из таблицы 1.3 видно, что пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения объемной доли воды в жидкости составляет от 2 до 5% в зависимости от фазового состава газоводонефтяного потока.

В целом расходомер представляет собой достаточно громоздкую технологическую установку с монтажной длиной от 1,0 до 2,2м и массой от 400 до 2000кг.

Многофазный расходомер ESMER (Expert System For Multiphase Metering - экспертная система многофазной расходометрии) [98] британской компании Petroleum Software Ltd. предназначен для измерения расхода фаз трехкомпонентных потоков.

Измерительный преобразователь расходомера (рисунок 1.5) включает в себя два модульных блока: измерения давления среды и измерения электрического импеданса. Блок измерения импеданса содержит датчик электросопротивления R и электроемкости С и предназначен для измерения влагосодержания среды кондуктометрическим или диэлькометрическим методом. На основе информации блока измерения давления с помощью нейросетевой модели вычисляются расходы жидкой и газовой фазы потока. Блок измерения давления включает в себя диафрагму, высокочастотные датчики давления Р и перепада давления АР, а также датчик температуры Т. В некоторых случаях используется трубка Вентури или конусообразное

сужающее устройство У-Сопе [98]. При измерении малых значений расхода фаз, измерительный преобразователь рекомендуется располагается вертикально.

Диафрагма

' УЖ/ШШ/Щ

уш/ш/т

•4Г

УУ//////////////А

Блок измерения Блок измерения

Экспертная система ЕБМЕ!*

I

(т>

* и £ £ £

= 3 ц

и £ х

ч г. с.

и г- 1>

я

I

Непросстепап модель режима течения

Кольцевое течение

----1

Г

Пробковое течение

НсиросетеваяТюдель расхода'фаз

о=(оГ.ож)

Рисунок 1.5- Измерительный преобразователь (а) и структура обработки банных в

расходомере ЕБМЕЯ.

Основная информация о расходе фаз потока извлекается из турбулентных колебаний давления Р и перепада давления АР. В качестве численных характеристик турбулентных колебаний потока используются статистические характеристики случайных последовательностей ОР[и], Р[п], которые получают с частотой дискретизации 800 Гц [98]. Используемые статистические характеристики отражают свойства случайных последовательностей во временной и частотной областях:среднее значение, среднеквадратическое отклонение, коэффициент асимметрии, коэффициент эксцесса, коэффициенты фильтра линейного предсказания, а также ошибка

линейного предсказания, числовые характеристики, полученные на основе кепстрального анализа.

Время выборки для вычисления используемых характеристик потока составляет 40 сек. Из приведенных статистических характеристик формируется вектор информативных параметров / (рисунок 1.5), причем на основе ^критерия Фишера выбираются характеристики, наиболее чувствительные к изменению расхода фаз.

Вектор информативных параметров 7 подается в экспертную систему Е8МЕЯ, которая вычисляет вектор расхода фаз О = (Ог,Ож). Экспертная система состоит из двух нейросетевых моделей (рисунок 1.5), первая из которых определяет режим течения потока и выбирает соответствующую нейросетевую модель для определения расхода фаз при данном режиме течения. Модель режима течения реализована на базе сети Кохонена, которая при обучении кластеризирует векторы информативных параметров 7 по различным режимам течения. Нейросетевые модели расхода фаз представляют собой многослойные персептроны.

Первичное обучение нейросетевых моделей экспертной системы для данного исполнения расходомера, диаметра трубы и свойств флюидов осуществляется на основе данных лабораторных экспериментов. При установке расходомеров в промысловых условиях нейросетевые модели уточняются по нескольким экспериментальным точкам. Основные технические характеристики расходомера [98]:

-• Давление среды: до 30 атм.

- • Объемная доля газа в потоке: 5-98%

-• Объемное влагосодержание жидкости: 0-100%

-• Максимальный расход жидкости: до 5100 мЗ/сут

- ■ Максимальный расход газа до 1 млн. мЗ/сут

-■ Относительная погрешность измерения объемного расхода газа Qг.± 5-10%

-• Относительная погрешность измерения объемного расхода жидкости (1Ж;;.± 5-10%

-• Абсолютная погрешность измерения влагосодержания жидкой фазы i'F:± 2-3%

К недостаткам прибора относятся инвариантности к режиму течения, чрезмерная сложность модели потока, а так же зависимость результатов измерений от электрофизических свойств компонентов газоводонефтяного потока.

Многофазный расходомер TOP Flow компании FlowSys (Франция) предназначен для непрерывного измерения расхода нефти, воды и газа, протекающих через прибор без перемешивания или разделения жидкости и газа [68]. Расходомер встраивается непосредственно в трубопровод и может быть установлен на каждой одиночной скважине.

Расходомер TopFlow предназначен для установки в вертикальный трубопровод с направлением течения снизу вверх. Никаких специальных требований к конфигурации трубопроводов до и после расходомера не предъявляется. Длина расходомера, как правило, находится в пределах от 0,7 до 1,2м, а масса - от 100 до 400 кг.

Основными элементами измерительного преобразователя расходомера (рисунок 1.6) является трубка Вентури и электроды, находящиеся на основании измерений, производимых с помощью электродов, и замеров перепада давлений на вставке Вентуре. В TopFlow используется емкостной датчик для смесей, в которых непрерывной компонентой является нефть, то есть для обратной эмульсии «вода в нефти», причем емкость, зависящая от диэлектрической проницаемости эмульсии, измеряется в . горловине вставки Вентуре. Аналогичным образом используется четырехэлектродный датчик проводимости,измеряющий проводимость смеси, в которой непрерывной компонентой, определяющей проводимость смеси, является вода, то есть прямая эмульсия нефть в воде».

- расход нефти и воды :±2% от полной шкалы плюс ±5% от показания;

- расход газа ±5% полной шкалы ±5% от показания.

Точность автономных влагомеров типа OW-lOl и OW-102 составляет ±0,1% во всем диапазоне обводненности 0-И 00%, OW-202 - от ± 0,5% до ±1,0% и т.д.

Однако учитывая сложность объекта контроля, зависимость результатов измерений от гидродинамической структуры газоводонефтяного потока, к таким высоким точностным характеристикам, декларируемым изготовителем, следует относится осторожно: они требуют проверки по месту эксплуатации. Так, по данным работы [14] стендовые испытания влагомера AGAR OW-lOl (аналог OW-102 (рисунок 1.9), но рассчитанный другой диаметр трубопровода), проведеные в ОАО «Саратов нефтегаз» показали, что при переходе эмульсии от одного типа («нефть в воде») к другому («вода в нефти») примерно при 70% влажности погрешности измерения достигают от 10 до 50% . Влияние солености водной фазы существенно при солесодержании 0,2% и стабилизируется в диапазоне до 15%, внося погрешность в результат измерения нефтесодержания в пределах 2-3%.

Для сравнения диэлькометрического и СВЧ методов контроля влажности нефти целесообразно оценить размеры зоны контроля или дальность действия микроволнового излучателя, что особенно важно при диагностике гидродинамически сложной структуре многофазного потока. Будем полагать в первом приближении, что СВЧ антенна влагомера излучает в направление от Z плоскую волну, которая описывается известным выражением [44]:

E = E0e~aZ cos(cot-/3Z) 0-2.1)

где Е0 и Е - напряженности электрического поля на поверхности излучателя и в точке наблюдения соответственно, Z - расстояние от

излучателя до точки наблюдения; а - коэффициент затухания, |3 -коэффициент фазы, со - круговая частота.

Такой подход, позволяет дать оценку сверху размерам зоны контроля. При этом размеры зоны контроля будет определять коэффициент затухания

а1 = й)2е0£/у0

-н-

С \

а

Ks0eco j

(1.2.2)

Здесь а и е - удельная электрическая проводимость и относительная диэлектрическая проницаемость нефтяной эмульсии[60].

Заключение диссертации по теме «Элементы и устройства вычислительной техники и систем управления», Вашуркина, Екатерина Сергеевна

Основные результаты работы:

1. Проведен сравнительный анализ конструктивных схем электр о ем костных преобразователей существующих влагомеров нефти с двумя цилиндрическими коаксиальными электродами и многоэлектродных систем первичных преобразователей с точки зрения информативности измерительных сигналов и точности определения влажности нефти в потоке.

Предложены конструктивные схемы многоэлектродных электроемкостных преобразователей (МЭП), обеспечивающие возможность электрического сканирования поперечного сечения многофазного потока, реализацию комплексирования первичных преобразователей, резкое увеличение объема измерительной информации о параметрах контролируемого потока, что и позволяет получить более высокую точность и надежность работы поточного влагомера нефти.

2. Показано, что при использовании многоэлектродного электроемкостного преобразователя (МЭП) число независимых измерений в одном цикле опроса электродов составляет п=Ы(Ы-1)/2, где N - число измерительных электродов преобразователя. Так, применение восьмиэлектродного преобразователя (N=8) позволяет реализовать 28 основных схем электрического зондирования и соответственно 28 независимых измерений параметров многофазного потока. Из них:

- четыре взаимно ортогональных поперечно - сквозных зондирования;

- четыре наклонно - сквозных зондирования;

- восемь схем продольно азимутально - локального зондирования;

- четыре схемы поперечного радиально - локального зондирования;

- восемь схем зондирования электродами с аксиально - угловым пространственным смещением этих электродов.

3. Показано, что расчетно - теоретические модели МЭП определяются соответствующими схемами электрического зондирования потока и каждая пара измерительных электродов позволяет сформулировать независимый информационный сигнал.

Рассмотрены условия применимости квазистатического приближения для расчета электромагнитных полей и параметров МЭП при полнопоточном контроле водонефтяных эмульсий. С использованием следующего критерия: /<0,1Л, где / - определяющий размер МЭП; Л - длина волны в системе измерительных электродов преобразователя с водонефтяной эмульсией.

Показано, что определяющим размером «/» МЭП является длина измерительных электродов, вдоль которых возможно распространение электромагнитных волн Е - типа.

Проведен численный анализ длин волн, которые могут образовывать газоводонефтяную смесь: воздух (газ), нефть и пластовая вода с различным уровнем минерализации в диапазоне частот от 1,0кГц до 2,0 мГц.

4. Установлено, что компонент газоводонефтяной смеси, определяющей конструктивные ограничения на МЭП, является пластовая вода, причем с ростом минерализации пластовой воды длина волн резко уменьшается и на частотах 1 и 2 мГЦ составляет 10м и 7,1м соответственно при минерализации 0,1%; 1,83м и 1,3м - при минерализации 3%; 1,22м и 0,61м - при минерализации 5%. Это необходимо учитывать при создании полнопоточных влагомеров нефти на диаметрах трубопроводов от 100 до 500мм.

Показано, что при этом необходимо учитывать и ограничения на рабочую частоту. Так, при условии минерализации пластовой воды 5% уже на частоте ЮОкГц длина электродов не может превышать 386мм.

5. На основе классической задачи Дирихле для круга разработана математическая модель Ы- электродного преобразователя при поперечно -сквозном и азимутально - локальном зондировании потока при условии, что ширина конструктивных зазоров между электродами стремиться к нулю. Получены аналитические выражения для потенциалов и компонент напряженности электрического поля, в зоне контроля, разработаны алгоритмы их расчета, на их основе проведен анализ распределения -зондирующих полей, позволяющий оценить размеры зоны контроля и закономерности формирования выходных сигналов преобразователей при поперечно - сквозном зондировании потока. Разработан алгоритм исключения особых точек электрического поля при расчете его интегральных параметров - межэлектродных емкостей в различных режимах зондирования потока.

6. На основе моделирования электростатической системы в виде двух компланарных бесконечно длинных пластин, с приложенным к ним напряжением, исследовано влияние конструктивных зазоров между электродами МЭП при продольно - локальном азимутальном зондировании потока. Предложена методика оценки глубины проникновения X электрического поля зазора в контролируемую среду, получено уравнение для расчета величины X от ширины зазора и размеров электродов.

Установлено, что для зазора шириной 1мм глубина проникновения электрического поля составляет А,=0,037Ь, Ь - размер электрода; для зазора в

2 мм - X = 0,075Ь. В случае Ь->со глубина проникновения Л = Ил1е2 -1, где е=2,718; И - половина ширины зазора. Показано, что локальность зоны контроля в плоскости электродов (горизонтальной плоскости) определяется шириной зазора 2Ь, размер этой зоны составляет (3 -^4)2Ь. Так, на расстоянии от центра зазора равном удвоенной его величине, поле уменьшается более чем в 10 раз относительно оси симметрии.

7. На основе электростатической модели виде 2-х бесконечно длинных цилиндрических оболочек с бесконечно узкой щелью, между ними с приложенным к ним напряжением проведено исследование распределения потенциалов и напряженности электрического поля в области торцевых границ соседних электродов МЭП для схемы поперечного радиально -локального зондирования потока.

Установлено, что осевой размер зоны контроля при таком зондировании потока составляет примерено один диаметр МЭП. Так, на расстоянии Z=R от центра зазора по оси МЭП напряженность электрического поля уменьшается в 3,4 раза относительно максимального значения. Показано, что для электродов с меньшими угловыми размерами эта величина может служить оценкой сверху размеров зон электрического зондирования контролируемого потока.

8. Разработана экспериментальная установка для исследования выходных сигналов и характеристик МЭП в функции фазового состава двухфазной смеси «нефть - вода», включающая: макетный образец шестиэлектродного преобразователя (N=6); устройство, моделирующее турбулентный режим многофазного потока с равномерным перемешиванием фаз; установку для реализации двух режимов работы преобразователя -режима К1, при контроле водонефтяная смесь не заземлена, то есть гальванически изолирована от корпусной точки измерительного устройства и режима К2, при котором контролируемая смесь заземлена, то есть соединена с корпусной точкой измерительного устройства.

9. Экспериментально получены и исследованы функции преобразования МЭП - зависимости его выходных сигналов от фазового состава водонефтяной смеси в диапазоне водосодержания а от 0 до 100%.

Установлено, что статические функции преобразования МЭП имеют существенно различный характер в двух диапазонах изменения водосодержаня а: при ае[0; 0,7] и ае[0,8; 1]. Так, в диапазоне ае[0;0,7], соответствующем обратной эмульсии («вода в нефти») интегральная чувствительность МЭП к водосодержанию а велика и составляет от 3-х до 10-и относительных единиц как в режиме К1, так и в режиме К2. В диапазоне ае [0,8; 1,0], соответствующем прямой эмульсии («нефть в воде»), интегральная чувствительность МЭП к изменениям а значительно изменяется в режимах К1 и К2: в режиме К1 чувствительность низка и составляет от 0,002 до 0,011 относительных единиц; в режиме К2 чувствительность составляет от 0,2 до 19 относительных едениц, то есть превышает на два и более порядка чувствительность режима К1.

10. Установлено, что в диапазоне ае[0,7;0,8] происходит фазовый переход, то есть обратная эмульсия («вода в нефти ») переходит в прямую («нефть в воде»)

Показано, что в точке фазового перехода происходит существенное изменение характера функций преобразования МЭП, что необходимо учитывать при разработке алгоритмов контроля водонефтяных эмульсий в потоке.

11. В результате анализа экспериментальных данных и установленных закономерностей изменения выходных сигналов МЭП разработаны следующие алгоритмы идентификации и контроля параметров водонефтяных эмульсий:

- Алгоритм автоматической идентификации типа водонефтяной эмульсии: обратная - «вода в нефти» или прямая - «нефть в воде»;

- Алгоритм идентификации вида физической среды в зоне контроля МЭП: газ (воздух) или жидкость (нефть, вода, эмульсия);

- Алгоритм калибровки МЭП - формирование статических функций преобразователя, калибровочных характеристик в нормированном виде и логарифмическом масштабе с использованием сплайн аппроксимации;

- Алгоритм обработки выходных сигналов МЭП в рабочем режиме и определение фазового состава контролируемых потоков.

12. Проведена оценка эффективности многоэлектродного электроемкостного преобразователя как комплексного измерительного устройства.

Показано, что комплексирование электроемкостных преобразователей при контроле обводненности нефти в потоке позволяет повысить точность измерений по меньшей мере в ^[Щ раз, где Мо - число независимых измерений элементов МЭП.

13. Выполнен анализ влияния мешающих факторов: давления, темпертуры и наличия свободного газа в водонефтяной эмульсии на результаты измерений МЭП. Показано, что изменение давления в трубопроводе в диапазоне от 1,0 МПа до 6,0 МПа погрешность измерения обводненности нефти не превосходит от 0,5% в диапазоне влагосодержания ав от 0,2 до 1,0.

Наличие дисперсной газовой фазы в водонефтяной смеси может приводить к значительным погрешностям, достигающим 9,7% при объемном содержании газа до 10%. Для схем поперечно - сквозного и наклонно -сквозного зондирования многофазного потока. В то же время для схем азимутально и радиально - локального зондирования влияние дисперсной фазы может отсутствовать из-за ограниченности зоны контроля соответствующих элементов МЭП, что открывает возможности определения факта наличия свободного газа в водонефтяном потоке.

14. Исследованы температурные погрешности измерения ав в диапазоне температур контролируемой среды 2-5°С до 60°С.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных работ в диссертации теоретических и экспериментальных исследований разработано микропроцессорное устройство с многоэлектродным электроемкостным преобразователем для контроля водонефтяных эмульсий в потоке, а также алгоритмы автоматической идентификации параметров контролируемой среды и обработки сигналов МЭП.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Вашуркина, Екатерина Сергеевна, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абрамов Г.С. и др. Узел контроля качества нефти / Г.С. Абрамов// Автоматиз., телемеханиз. и связь в нефт. пром-сти. -1998. -N 9-10. - С. 10-11.

2. Абрамовиц М., Стиган И. Справочник по специальным функциям. - М.: Наука, 1979, 830с.

3. Агамалов Ю.Р., Бобылев Д.А., Кнеллер В.Ю. Измеритель-анализатор параметров комплексных сопротивлений на основе персональной ЭВМ// Измерительная техника. 1996.№6.

4. Акулыпин А.И. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989, 480с.

5. Алиев Т.М., Малик-Шахназаров A.M., Тер-Хачатуров A.A. Измерительные информационно измерительные системы в нефтяной промышленности. М.: Недра, 1981. -351с.

6. Арфкен Г. Математические методы в физике. - М.: Атомиздат, 1970,712с.

7. Афонский A.A., Дьяконов В.П. Измерительные приборы и массовые электронные измерения. Серия «Библиотека инженера» Под ред. Проф. Дьяконова В.П. - М.: СОЛОН-ПРЕСС, 2007. - 544с.

8. Ахобадзе Г. Н. Устройство для определения влажности нефтепродуктов в трубопроводе Пат. 2199731 Россия, МПК 7 G 01 N 22/04. Ин-т пробл. упр. РАН. N 2001115778/09; Заявл. 08.06.2001; Опубл. 28.02.2003. Рус.

9. Ахобадзе Г.Н. Возможности микроволнового и инфракрасного диапазонов волн для измерения влагосодержания в нефтепродуктах// Датчики и Системы 2004. №4

10.Ахобадзе Г.Н. Принцип измерения влагосодержания в нефтепотоке на основе двух разных по характеру измерения сигналов// Приборы и системы, управление, контроль, диагностика. М. 2004.- №2. - С. 38-41.

11 .Бабаев Н.Г., Мамедов A.C., Мусаев М.М. Влагомер нефти на потоке //Измерит, техн. - 1982. - N 7. - С. 66-68.

12.Байков Н.М., Позднышев Г.Н. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1985.

13.Баттерворс Д., Хьюнт Г. Теплопередача в двухфазном потоке. М.: Энергия, 1980, 325с.

14.Беляков B.JI. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1992, 204с.

15.Берлинер М.А. Электрические методы и приборы для измерения и регулирования влажности. M.-JL: Госэнергоиздат, 1960. 311с.

16.Богородицкий Н.П., Пасынков В.В. Электротехнические материалы. Ленинград: Энергия, 1977, 352с.

17.Бойков А. Ю. Компьютерное моделирование некогерентного волоконно-оптического преобразователя влагосодержания светлых нефтепродуктов / А.Ю. Бойков // Измерит, техн. - 2007. - N 4. - С. 68-72: ил.

18.Большунова О. М., Гаврилов Ю. А. Измерение влажности при добыче, переработке и транспортировке полезных ископаемых / О.М. Большунова, Ю.А. Гаврилов // Горн, оборуд. и электромех. - 2007. -N3.-C. 44-46:

19.Браго E.H., Демьянов A.A. Использование СВЧ для измерения содержания компонентов в водонефтяных и газожидкостных потоках. М.: ВНИИОЭНГ, 1989.

20.Браславский Д.А., Петров В.В. Точность измерительных устройств. М.: Машиностроение, 1996, 306с.

21.Брил Д.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. М., Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. 384 с.

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

23.Бургун С. А., Гершгорен В. А., Дидикин В. В., Пискарев А. В. Повышение точности влагомеров нефти производства НЛП

"Нефтесервисприбор": состояние и перспективы / С.А. Бургун, В.А. Гершгорен, В.В. Дидикин, A.B. Пискарев // Автоматиз., телемеханиз. и связь в нефт. пром-сти. - 2007. - N 9. - С.12-14:

24.Бургун С. А., Гершгорен В. А., Пискарев А. В. Датчик влажности нефти и нефтепродуктов Пат. 13428 Россия, МПК 7 G 01 N 27/22. ООО НПП "Нефтесервисприбор". N 2000101606/20; Заявл. 24.01.2000; Опубл. 10.04.2000. Рус.

25. Бухгальц Г. Расчет элекрических и магнитных полей. - М.: Энергия, 1961,712с.

26.Вакулин A.A., Тарасов Д.Е., Шабаров А.Б. Многофазная расходомерная установка.// Нефть и газ. 2006. №6. - С.51-53.

27.Вакулин A.A., Шабаров А.Б. Диагностика теплофизических параметров в нефтегазовых технологиях. Новосибирск, Недра. Сибирская издательская фирма РАН., 1998, 249с.

28.Вашуркина Е.С. Информационно измерительная система с многоэлементными электроемкостными преобразователями для контроля водонефтяной эмульсии //Информационные, измерительные и управляющие системы(ИИУС-2012)Материалы III Международной научно-технической конференции. 2012.-С.204-207.

29.Вашуркина Е.С., Стеблев Ю.И., Сусарев C.B.Математическое моделирование электрических полей многоэлектродных электроемкостных преобразователей при поперечно-сквозном зондировании потока // Вестник Самарского государственного технического университета. Серия Технические науки. №4 (36).-2012.-С.189-196.

30.Вашуркина Е.С., Стеблев Ю.И., Сусарев C.B. Условия применимости квазистатического приближения для расчета электромагнитных полей в водонефтяной эмульсии // Естественные и технические науки. № 6(62).-2012.- С.473-476.

31.Вашуркина Е.С., Туманова Д.А. Анализ аппаратных средств для диагностики водонефтяных эмульсий // Автоматизация, диагностика и

контроль технологических процессов и оборудования Межвузовский сборник научных трудов, вып. 11,2011 г. СамГТУ, Самара 2011г., с.37-49.

32.Е.С.Вашуркина, Ю.И.Стеблев, С.В.Сусарев, Д.А.Туманова. Полнопоточные средства оперативного контроля продукции нефтедобывающих скважин // Экспозиция нефть газ. №6/Н (19).-2011 -С.45-48.

33.Вашуркина Е.С., Сусарев C.B., Пантеровский C.B., Туманова ДА., Рыжова В.В. Схемы электрического зондирования контролируемого многофазного потока многоэлектродным электроемкостным преобразователем // Естественные и технические науки. № 6(62).-2012- С.477-479.

34.Вашуркина Е.С., Стеблев Ю.И., Сусарев C.B., Туманова Д.А. Алгоритм обработки выходных сигналов многоэлектродного электроемкостного преобразователя в рабочем режиме и определение фазового состава контролируемых потоков// Экспозиция нефть газ. №7/Н (25).- 2012 - С. 41-44.

35.Вашуркина Е.С., Туманова Д.С. Контроль обводненности промысловой нефти с учетом газовой фазы // Информационные, измерительные и управляющие системы(ИИУС-2012):Материалы III Международной научно-технической конференции. 2012.- С.3-7.

36.Веников В.А. Теория подобия и моделирование применительно к задачам электроэнергетики. М.: Высшая школа, 1966, 487с

37.Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков A.C. Радиоволновые измерения параметров технологических процессов. М.: Энергоатомиздат, 1989.208 с.

38.Влагомер сырой нефти "ВОЕСН" // Оборуд. и технол. для нефтегаз. комплекса. -2007. - N 1. - С. 81-82:

39.Влагомеры компании Roxar Flow Measurement // Автоматиз., телемеханиз. и связь в нефт. пром-сти. - 2004. - N 6. - С. 23-24:

40.Габдуллин Р.Ж., Шаловников Э.А. Расчет метрологических характеристик первичного преобразователя диэлькометрического влагомера // Инф.-измерит. техн. в нефт. и нефтехим. пром-сти. Уфа. 1983, с. 89-93.

41. Габдуллин Т.Г. Оперативное исследование скважин. М. : Недра, 1981,21 Зс.

42.Гильбо Е. П., Градинаров П. Н., Челпанов И. Б. Выбор среднего вариационного ряда-«Автоматика и телемеханика», 1972, №2, с. 169-175.

43. Говорков В.А. Электрические и магнитные поля. - М.: Энергия, 1968,487с.

44.Гольдштейн Л.Д., Зернов Н.В. Электромагнитные поля и волны. М.: Советское радио, 1971,662с.

45.Гончаров А. А. Измерение обводненности сырой нефти // Материалы Общероссийской научно-практической конференции "25-летие Тюменской научно-производственной школы расходометрии", Тюмень, 2003. - М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2004. - С. 170-174:

46.Градштейн И.С., Рыжик И.М. Таблицы интегралов, сумм, рядов и произведений. - М.: Наука, 1971,1108с..

47. Дж. Фрайден Современные датчики. Справочник. М.: Техносфера, 2006. - 592с.

48.Джексон Р.Г. Новейшие датчики. М.: Техносфера, 2007. 384с.

49.Дробков В. П., Мельников В. И., Лабутин С. А. Методы и средства измерений влажности нефти / В.П. Дробков, В.И. Мельников, С.А. Лабутин // Датчики и системы. - 2002. - N 11. - С. 23-27, 76.

50.Жигарев A.A. Электронная оптика и электронно - лучевые приборы. -М.: Высшая школа, 1972, 538с.

51.Жила В.А. Автоматика и телемеханика систем газоснабжении: Учебник. - М.: ИНФА-М, 2007. - 238с.

52. Заболотный А. В., Кошевой Н. Д. Измерение влажности нефтепродуктов диэлькометрическим методом / A.B. Заболотный, Н.Д. Кошевой // Электромагнит, волны и электрон, системы. - 2003.-Т. 8. - N З.-С. 53-56.

53. Зайцев О. Ю. Проблема повышения точности влагометрии в газовой промышленности / О.Ю. Зайцев // Газ. пром-сть. -2005. - N 6. - С.84,96.

54.Иоссель Ю.Я., Кочанов Э.С., Струйский М.Г. Расчет электрической емкости. Ленинград, Энергоиздат, 1981, - 288с.

55.Каталог комбината автоматики ММГ, Будапешт, 1989, с.5.

56.Котюк А.Ф. Датчики в современных измерениях. М.: Радио и связь, Горячая линия - Телеком, 2006. 96 с.

57.Кратасюк В. Л., Бургун С. А., Гершгорен В. А. Влагомеры нефти производства HiШ "Нефтесервисприбор" и их место в СИКН / В.Л. Кратасюк, С.А. Бургун, В.А. Гершгорен // Материалы 3 Общероссийской научно-практической конференции по расходометрии, Тюмень, 17-19 апр., 2006. -М.:ВНИИОЭНГ, 2006. - С. 102-106.

58.Кремлевский П.П. Измерение расхода многофазных потоков. Л.: Машиностроение, 1982.

59.Кремлевский П.П. расходомеры и счетчики количества вещества: Справочник: Кн. 2/ Под общ. Ред. Шорникова Е.А. - 5-е изд., перераб. И доп. - СПб.: Политехника, 2004. - 412с.

60.КухлингХ. Справочник по физике: - М.: Мир, 1982, 520с.

61.Лапшин A.A. Электрические влагомеры. - Л.: Государственное энергетическое издательство, 1960. - 115с.

62.Максимов С. И. Поверка диэлькометрических влагомеров нефти на заводе-изготовителе // Измерит, техн. - 1990. - N 12. - С. 43-44, 72.

63.Малаховский Е. И., Козлов А. П. Компьютерно-интегрированный комплекс непрерывного контроля влажности нефтепродуктов // Изв. вузов. Сер. Электромеханика. - 2003. - N 6. - С. 61-64

64.Матис И.Г. Электроемкостные преобразователи для неразрушающего контроля. - Рига: "Зинатне", 1982, 302.

65.Машошин П. В., Чураков П. П., Щербаков М. Ю. Преобразователь параметров емкостного датчика для диэлькометрических влагомеров // Датчики и системы. - 2003. - N 1. - С. 24-26, 64.

66.Мин P.C., Большаков Г.Ф. Определение содержания серы и сернистых соединений в нефтях и нефтепродуктах. Томск, 1985. 63 с.

67.Миролюбов H.H., Костенко М.В. И др. Методы расчета электростатических полей. М.: высшая школа, 415с.

68.Многофазный расходомер TopFlow. Техническое описание. SOFEMA PARIS, 2001, 15с.

69.Мухтаров Р. Г. Влагомеры для технологического контроля / Р. Г. Мухтаров; Р. Г. Мухтаров, Б. В. Сперанский // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2004. - N12. - С. 8 -11.

70. Назаров А. Д. Влагомер для технологических задач нефтепромысла // Автомата?., телемеханиз. и связь в нефт. пром-сти. -2009. - К 5. - С. 2-4,42.

71.Нефедова Е. С., Стеблев Ю. И. Средства контроля продукции газонефтяных скважин. Учебное пособие с грифом УМОАМ. - Самара: СамГТУ, 2007.- 173.

72.Нефедова Е.С. Математическое моделирование электроемкостного преобразователя поточного влагомера нефти. // Сб. трудов XIII Международной научно-практической конференция студентов и молодых ученых «Современная техника и технологии СТТ», 2007, г. Томск. С.215-217.

73.Нефедова Е.С. Технические требования к поточным влагомерам нефти.// Автоматизация, диагностика и контроль технологических процессов и оборудования Межвузовский сборник научных трудов, вып. 7, 2007 г. СамГТУ, Самара 2007г., с. 18 - 27.

74. Нефедова Е.С. Электроемкостные преобразователи для диагностики многофазных потоков.// Фундаментальные и прикладные проблемы приборостроения, информатики и экономики. Тр. X Междун. науч.-пракг. конф. Секция Приборостроение - Москва. МГУГЖ - 2007. - С. 202-207.

75.Перельман В.И. Краткий справочник химии. - М.: Химия, 1964. 620с.

76. Петров С.Ю. Широкодиапазонный датчик влажности //Приборы и Системы. Управление, контроль, диагностика 2000_№12. С.64-65.

77. Поливанов ЬС.М.Теория электромагнитного поля. - М.:Энергия, 1969,351с.

78. Резвых К. А. Расчет электростатических полей. -М.: Энергия, 1967,120с.

79.Россель Ж. Общая физика., М.:Мир, 1964, 506.

80.Рудаков П.И., Сафонов В.И. Обработка сигналов и изображений. М.: Диалон - МИФИ, 2000, 413с.

81. Сагиин Б.И. Электрические свойства полимеров. - Л.: Химия, 1970, - 357с.

82. Серов А. Ф., Назаров А. Д., Бодров М. В. Аппаратура и алгоритм для автоматизированного контроля нефтедобычи у скважины // ГЕО-Сибирь-2007: сборник материалов Международного научного конгресса, Новосибирск, 25-27 апр., 2007. : Т. 5. Недропользование: новые направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых.- Новосибирск: СГГА, 2007. - С. 218-224.

83.Слепян М. А., Гончаров А. А., Полторацкий В. М. Измерение дебита скважины на АГЗУ - важная составляющая мониторинга минерально-сырьевой базы России // Интервал. - 2008. - N 7. - С. 71-73.

84.Современные методы исследования нефтей: Справочно-метод. пособ./Под ред. А. Богомолова, М. Теменко. Л.: Недра, 1984. С.292-345.

85.Сочнев А.Я. Расчет напряженности поля прямым методом. - Л.: Энерго-атомиздат, 1984, 112с.

86.Стеблев Ю.И., Вашуркина Е.С. Оптимизация конструктивных параметров многоэлектродных электроемкостных преобразователей влагомеров нефти // Самарского государственного технического университета. Серия Технические науки.-№ 1(29).-2011.- С. 115-123.

87.Стеблев Ю.И Нефедова Е.С. Синтез электрических полей при электроемкостной компьютерной томографии многофазных потоков.// Сб. трудов четвертой Всероссийской научной конференции с международным участием Математическое моделирование и краевые задачи: Часть 4. «Информационные технологии в математическом моделировании» , СамГТУ, Самара.-2007.~ С. 100-102.

8 8. Стеб л ев Ю.И.. Нефедова Е.С. Пат. 2383885 РФ, М. Кл. G01N27/22. Способ электроемкостной влагометрии водонефтяных эмульсий в потоке и устройство для его осуществления / 2008.

89.Стеблев Ю.И. Компьютерный мониторинг сточных вод по комплексу электрофизических параметров// Межвузовский сборник научных трудов. "Автоматизация, диагностика и контроль технологических процессов и оборудования" Самара, 2001, Вып.1, С.26-35.

90.Стеблев Ю.И. Нефедова Е.С. Анализ конструктивных схем электроемкостных преобразователей поточных влагомеров нефти //Вестник СамГТУ, серия «Технические науки» №1(19),2007 г. , СамГТУ, Самара, С. 101-106.

91.Стеблев Ю.И. Нефедова Е.С. Электроемкостная компьютерная томография многофазных потоков.// Сб. трудов международной научно-технической конференции «Проблемы автоматизации и управления в технических системах», г.Пенза, 2007г. С.31-35.

92.Стеблев Ю.И., Буссе Д.А., Нефедова Е.С. Математическое моделирование беспроводного канала связи ЗТС. .// Автоматизация, диагностика и контроль технологических процессов и оборудования Межвузовский сборник научных трудов, вып. 4, 2004 г. СамГТУ, Самара 2004г., с.3-16.

93.Стеблев Ю.И., Сусарев C.B., Вашуркина Е.С., Туманова Д.А. Полнопоточные средства оперативного контроля продукции нефтедобывающих скважин// Экспозиция нефть газ. №6/Н (19).-2011.-С.45-48.

94.Фаткуллин А. А., Глушков Э. И. Проблемы поверки поточных влагомеров "Phase Dynamics" // Автоматиз., телемеханиз. и связь в нефт. пром-сти. -2006. - N 3. - С. 15-16.

95.Web-сайт компании «Татнефть» Бугульминский механический завод [Электронный ресурс].- Режим доступа: http://www.tatneft.ru , свободный.

96.Web-сайт компании Agar Corporation [Электронный ресурс].- Режим доступа: http://agar.ru/data_sheets.html, свободный.

97.Web-сайт компании Roxar [Электронный ресурс].- Режим доступа: http://www.roxar.com/multiphase, свободный.

98.ESMER Т2А Datasheet R.2004.11 [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.petroleumsoftware.co.uk, свободный.

215

ПРОТОКОЛ

Стендовых испытаний поточного влагомера нефти с многоэлектродным электроемкостным преобразователем

В испытаниях учувствовали: директор ООО «Метрология и Автоматизация» Масленников А.П., председатель Самарского отделения РОНКТД, д.т.н., профессор СамГТУ Стеблев Ю.И., зав. испытательной лаб. Самарского отделения РОНКТД Кошкина Л.А., старший преподаватель СамГТУ Вашуркина Е.С.

1. Место и время испытаний: Производственная метрологическая база ООО «Метрология и Автоматизация» г. Новокуйбышевск, с 10 по 13 февраля 2011г.

2. Цель испытаний: проверка характеристик поточного влагомера нефти с многоэлектродным электроемкостным преобразователем по утвержденной методике на установке для поверки влагомеров нефти типа УПВН.

3. Состав аппаратно - программного комплекса с многоэлектродным электроемкостным преобразователем:

3.1. Разработанный поточный влагомер (датчик с блоком аналоговой и микропроцессорной обработки сигналов, блок питания, блок вторичной обработки сигналов с жидкокристаллическим индикатором).

3.3. ЭВМ типа PC Pentum III (Note Book).

3.4. Линия связи (10м) между датчиком, вторичным блоком -ЭВМ.

4. Результаты испытаний: 4.1. Испытания на двухфазных смесях «нефть - вода». Объемное содержание воды в смеси изменялось от 0 до 100%.

№ смеси Состав контрольной смеси Результаты измерений

1 Н-70%; В-30% Н-69,0%; В-31,0%

2 Н-20%; В-80% Н-19,7 %; В-80,3 %

3 Н-75%; В-25% Н- 75,7%; В-24,3 %

4 Н-93,6%; В-6,32% Н- 93,7%; В-6,3 %

5 Н-87,06%; В-12,94% Н- 86,7%; В- 13,3%

6 Н-30%; В-70% Н- 29,8%; В-70,2 %

7 Н-5%; В-95% Н-5,2%; В- 94,8%

8 Н-0%; В-100% Н- 0%; В-100 %

9 Г-100% Г-100%

10 Н-100% Н- 100%

4.2. Испытания на двухфазных смесях «нефть - газ» в статических условиях. Объемное содержание газа менялось от 0 до 100%.

№ смеси Состав контрольной смеси Результаты измерений

1 Н-90%; Г-10% Н-91 %; Г-9 %

2 Н-40%; Г-60% Н-41,3 %; Г-58,7 %

3 Н-15%; Г-85% Н- 14,2%; Г-85,8 %

4 Н-100%; Г-0% Н- 100%; Г-0 %

5 Н-0%; Г-100% Н- 0%; Г- 100%

Н - нефть; В - вода; Г - газ.

5. Выводы и рекомендации.

5.1. Проведенные испытания считать успешными в соответствии с используемой испытательной техникой и методикой

5.2, Рекомендовать проведение промысловых испытаний и подготовку прибора к серийному выпуску.

О г ООО «Метрология и От Самарского отделения

/

Стеблев Ю.И.

ч

'I1 -Кошкина Л. А.

^ Вашуркина Е.С.

«УТВЕРЖДАЮ»

Проректор по учебной работе Самаоскоро>государотвенного 42>!№хнйческого1Университета

д.х.и/профессор. ^¿^--■-■р Пимерзин А.А. 'ЩШ^-^ШМ 2012г.

АКТ

О внедрении результатов диссертационной работы старшего преподавателя кафедры «Автоматизация и управление технологическими процессами» Самарского Государственного Технического Университета Вашуркиной Екатерины Сергеевны «Многоэлементные электроемкостные преобразователи для систем

управления в нефтедобыче»

Научно-техническая комиссия в составе представителей СамГТУ: декана факультета автоматики и информационных технологии, к.т.н., доцента Губанова Н.Г., д.т.н., профессора, зав. каф. «Информационные технологии» Батищева В.И,, д.т.н., профессора кафедры «Автоматизация и управление технологическими процессами», Стеблева Ю.И., составила настоящий акт, подтверждает, что основные результаты диссертационной работы используются в лекционных курсах, в лабораторном практикуме дисциплин «Измерительные преобразователи в АСУТП», «Технические измерения и приборы», «Обработка сигналов в системах автоматизации и управления», а так же в курсовом и дипломном проектировании.

Члены комиссии:

Декан факультета автоматики и информационных-технологий

Д.т.н,, профессор кафедры «Автоматизация и управление технологическими

Зав. каф. «Информационные тех д.т.н., профессор

к.т.н,, доцент

процессами»,

Л—-—"ГО.И. Стеблев

«УТВЕРЖДАЮ» Директор QOO «Сервис -ддентр - Автоматика»

О внедрении результатов диссертационной работы старшего преподавателя кафедры «Автоматизация и управление технологическими процессами» Самарского Государственного Технического Университета Вашуркиной Екатерины Сергеевны «Многоэлементные элсктроемкоетные преобразователи для систем

управления в нефтедобыче»

Научно-техническая комиссия в составе представителей ООО «Сервис -центр - Автоматика»: технического директора Кочеткова А.И. зам. нач. управления АСУТП Сёмушкина A.A. составила настоящий акт, подтверждающий, что результаты полученные в диссертационной работе Вашуркиной Е,С., а именно алгоритмы обработки сигналов многоэлементных преобразователей, применяется при выполнении проектао-изыскательских работ в частях КИП и АСУ ТП, связанных с методикой обработки измерительной информации с датчиков физических величин.

Члены комиссии:

Технический директор А.И. Кочетков

A.A. Сёмушкин

220 / Приложение Г

у Jw

«УТВЕРЖДАЮ» Зам директора по

и; им работам

£ { бАО"«^|р>овдстокнефть)>

: "" " ie-ffff Немков А.С.

2012г.

АКТ

О внедрении результатов диссертационной работы старшего преподавателя кафедры «Автоматизация и управление технологическими процессами» Самарского Государственного Техническою Университета Вашуркиной Екатерины Сергеевны «Многоэлементные электроемкостиые преобразователи для систем

управления в нефтедобыче»

Научно-техническая комиссия в составе представителей ОАО «Гипровос!окнефiь»: заведующий промысловым отделом, к.т и. Трейгер Л.М., заведующий лабораторией подготовки нефти промыслового 01 дела. к. гл. Чсрск A.M. соствила настоящий акт, подтверждающий, что результаты диссертации Вашуркиной Е.С. по созданию новых типов электроемкостных преобразовагелей используются при проведении научно-исследовательской работы в области разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений «Проведение исследований и разработка методов контроля, анализа и настройки технологии подготовки нефти, методов обследования УПН, диагностики и устранения причин нарушения режимов работы УПН».

Члены комиссии:

/ / X

Заведующий промысловым отделом, к.т.н. j',( __^х/^Трейгер Л.М

1 ' /

Заведующий лабораторией подготовки нефти

промыслового отдела, к.т.н

Черек А М.