Устройство для анализа состава сырой нефти

Устройство для анализа состава сырой нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для анализа состава сырой нефти в технологическом процессе ее добычи, сбора, подготовки и транспортировки.

Известно устройство для анализа состава сырой нефти (см. Патент ФРГ №19509822 A1 «Система измерения концентрации нефти», G 01 N 33/26, 05.10.1995), которое содержит горизонтально расположенные на одной оси осветитель и полый цилиндрический контрольный резервуар, два интерференционных фильтра: один с полосой пропускания в области спектра поглощения нефти, другой - вне ее, расположенные в плоскости, параллельной плоскости основания контрольного резервуара, со стороны противоположной осветителю и установленные перед двумя фотодетекторами, при этом выходы фотодетекторов соединены соответственно с входами двух усилителей, выходы которых через аналого-цифровой преобразователь соединены через интерфейс с компьютером.

Работа устройства заключается в том, что контрольный резервуар, прозрачный для инфракрасного излучения в диапазоне 1-5 мкм, заполняют пробой нефти, затем освещают его излучением указанного диапазона и регистрируют с помощью фотоприемников интенсивности прошедшего через него света в диапазоне спектра поглощения нефти и вне его, зарегистрированные интенсивности оцифровывают в аналого-цифровом преобразователе, передают через интерфейс в компьютер и определяют количественные соотношения компонент сырой нефти - нефть, вода + осадок.

Прототипом изобретения является устройство для анализа состава сырой нефти (см. патент РФ на полезную модель U 134253 RU 7 G 01 N 33/26, «Устройство для анализа состава сырой нефти», №2003114691/20; Заявл. 21.05.2003 // Бюллетень ИМП. 2003. №33), состоящего из контрольного резервуара, прозрачного для микроволнового и видимого излучения, рабочей микроволновой камеры, выполненной в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источника микроволнового излучения, осветителя, телевизионной передающей камеры, двух электромагнитных вентилей, датчика веса, измерительного преобразователя, электронного коммутатора, аналого-цифрового преобразователя, интерфейса и компьютера. Причем осветитель, выполненный как источник видимого излучения, телевизионная передающая камера, первый и второй электромагнитные вентили закреплены с внешней стороны стенок рабочей микроволновой камеры соответственно задней, левой, правой, верхней и нижней. Контрольный резервуар выполнен как прямой полый цилиндр, прозрачный для видимого и микроволнового излучения и закреплен основаниями с внутренней стороны верхней и нижней стенок рабочей микроволновой камеры. При этом в стенках рабочей микроволновой камеры выполнены соответствующие технологические отверстия для ввода излучений микроволнового источника и осветителя, регистрации телевизионной передающей камерой прошедшего через контрольный резервуар света, заполнения пробой сырой нефти контрольного резервуара и его опорожнения, причем указанные выше блоки закреплены, а соответствующие им технологические отверстия выполнены так, что ось источника микроволнового излучения и соответствующего ему технологического отверстия расположены соосно оси центрального поперечного сечения контрольного резервуара, оптические оси осветителя, телевизионной передающей камеры и оси соответствующих им технологических отверстий расположены перпендикулярно ей, а оси обоих электромагнитных вентилей и соответствующих им технологических отверстий расположены соосно главной оси контрольного резервуара. Причем первый электромагнитный вентиль является входом, а второй - выходом контрольного резервуара для забора проб сырой нефти. Осветитель, источник микроволнового излучения, телевизионная передающая камера и оба электромагнитных вентиля имеют входы управления включением/выключением, которые соединены через соответствующие выходы интерфейса с компьютером, а выход телевизионной передающей камеры соединен с входом аналого-цифрового преобразователя.

Недостатком прототипа является недостаточно точное определение процентного соотношения компонент сырой нефти из-за сильных засветок телевизионной передающей камеры прямым каналом подсветки и бликов, образующихся на стенках контрольного резервуара, а также неэффективного использования рабочего объема контрольного резервуара.

Решаемая техническая задача - повышение точности анализа состава сырой нефти и надежности работы устройства.

Решение технической задачи в устройстве для анализа состава сырой нефти, содержащем контрольный резервуар, прозрачный для микроволнового излучения, рабочую микроволновую камеру, выполненную в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источник микроволнового излучения, осветитель, телевизионную передающую камеру, два электромагнитных вентиля, датчик веса, измерительный преобразователь, электронный коммутатор, аналого-цифровой преобразователь, интерфейс и компьютер, причем контрольный резервуар закреплен основаниями с внутренней стороны верхней и нижней стенок рабочей микроволновой камеры, датчик веса закреплен на внешней стороне нижнего основания контрольного резервуара и внутренней стороне нижней стенки рабочей микроволновой камеры, а источник микроволнового излучения, телевизионная передающая камера, первый и второй электромагнитные вентиля закреплены с внешней стороны стенок рабочей микроволновой камеры соответственно задней, правой, верхней и нижней, при этом в стенках рабочей микроволновой камеры выполнены соответствующие технологические отверстия для ввода излучений микроволнового источника, регистрации телевизионной передающей камерой прошедшего через контрольный резервуар излучения осветителя, заполнения пробой сырой нефти контрольного резервуара и его опорожнения, причем указанные выше блоки закреплены, а соответствующие им технологические отверстия выполнены так, что ось источника микроволнового излучения и соответствующего ему технологического отверстия расположена соосно оси центрального поперечного сечения контрольного резервуара, оптическая ось телевизионной передающей камеры и соответствующая ему ось технологического отверстия расположены перпендикулярно ей, при этом выход датчика веса подключен к входу измерительного преобразователя, выходы которого и телевизионной передающей камеры подключены соответственно к первому и второму сигнальным входам электронного коммутатора, адресный вход которого подключен через соответствующий выход интерфейса к компьютеру, а выход - к входу аналого-цифрового преобразователя, при этом первый электромагнитный вентиль является входом, а второй - выходом контрольного резервуара для забора проб сырой нефти, осветитель, источник микроволнового излучения, телевизионная передающая камера и оба электромагнитных вентиля имеют входы управления включением/выключением, которые через соответствующие выходы интерфейса, а выходы аналого-цифрового преобразователя через соответствующие его входы, подключены к компьютеру, достигается тем, что контрольный резервуар выполнен прозрачным для инфракрасного излучения в виде объема ограниченного двумя прямыми полыми цилиндрами разного диаметра, оси которых расположены соосно главной оси рабочей микроволновой камеры, осветитель, выполнен как источник инфракрасного излучения, закрепленный с внешней стороны нижней стенки рабочей микроволновой камеры, в которой выполнено соответствующее ему технологическое отверстие для освещения контрольного резервуара, при этом осветитель установлен так, что его оптическая ось и ось соответствующего ему технологического отверстия расположены соосно с главной осью цилиндров, образующих контрольный резервуар, а оси обоих электромагнитных вентилей и оси соответствующих им технологических отверстий перпендикулярны концентрической срединной окружности поперечного сечения контрольного резервуара.

На фиг.1 изображена структурная схема устройства для анализа состава сырой нефти.

На фиг.2 изображена проба сырой нефти в контрольном резервуаре при его заполнении.

На фиг.3 изображена структура видеосигнала на выходе телевизионной передающей камеры, соответствующая пробе сырой нефти в контрольном резервуаре при его заполнении.

На фиг.4 показана зависимость веса пробы сырой нефти от типа ее эмульсионного состояния и газосодержания в ней, по которой производится определение максимального веса пробы сырой нефти Р_макс, веса пробы сырой нефти Р_газ, требующей предварительного разгазирования, и минимального веса пробы сырой нефти Р_мин, в соответствии с которыми определяются варианты работы устройства.

На фиг.5 изображена структура сепарированной сырой нефти в контрольном резервуаре при определении процентного отношения компонентов.

На фиг.6 изображена структура видеосигнала на выходе телевизионной передающей камеры, соответствующая структуре сепарированной сырой нефти в контрольном резервуаре при определении процентного отношения компонентов.

Устройство для анализа состава сырой нефти (фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6), содержит контрольный резервуар 1, прозрачный для микроволнового излучения, рабочую микроволновую камеру 2, выполненную в виде прямоугольного полого параллелепипеда, источник микроволнового излучения 3, осветитель 4, телевизионную передающую камеру 5, два электромагнитных вентиля 6-7, датчик веса 8, измерительный преобразователь 9, электронный коммутатор 10, аналого-цифровой преобразователь 11, интерфейс 12 и компьютер 13. Причем контрольный резервуар 1 закреплен основаниями с внутренней стороны верхней и нижней стенок рабочей микроволновой камеры 2. Датчик веса 8, закреплен на внешней стороне нижнего основания контрольного резервуара 1 и внутренней стороне нижней стенки рабочей микроволновой камеры 2. Источник микроволнового излучения 3, телевизионная передающая камера 5, первый 6 и второй 7 электромагнитные вентили закреплены с внешней стороны стенок рабочей микроволновой камеры 2 соответственно задней 14, правой 15, верхней 16 и нижней 17. При этом в стенках рабочей микроволновой камеры 2 выполнены соответствующие технологические отверстия (18-22) для ввода излучений микроволнового источника 3, регистрации телевизионной передающей камерой 5 прошедшего через контрольный резервуар 1 излучения осветителя 4, заполнения пробой сырой нефти контрольного резервуара 1 и его опорожнения. Причем указанные выше блоки закреплены, а соответствующие им технологические отверстия (18-22) выполнены так, что ось 23 источника микроволнового излучения 3 и соответствующая ему ось 24 технологического отверстия 18 расположены соосно оси 25 центрального поперечного сечения контрольного резервуара 1, оптическая ось 26 телевизионной передающей камеры 5 и соответствующая ему ось 27 технологического отверстия 19 расположены перпендикулярно ей, при этом выход датчика веса 8 подключен к входу измерительного преобразователя 9, выходы которого и телевизионной передающей камеры 5 подключены соответственно к первому и второму сигнальным входам электронного коммутатора 10, адресный вход которого подключен через соответствующий выход интерфейса 12 к компьютеру 13, а выход - к входу аналого-цифрового преобразователя 11, при этом первый электромагнитный вентиль 6 является входом, а второй 7 - выходом контрольного резервуара 1 для забора проб сырой нефти, осветитель 4, источник микроволнового излучения 3, телевизионная передающая камера 5 и оба 6 и 7 электромагнитных вентиля имеют входы управления включением/выключением, которые через соответствующие выходы интерфейса 12, а выходы аналого-цифрового преобразователя 11 через соответствующие его входы подключены к компьютеру 13, достигается тем, что контрольный резервуар 1 выполнен прозрачным для инфракрасного излучения в виде объема ограниченного двумя прямыми полыми цилиндрами разного диаметра, оси 28, 29 которых расположены соосно главной оси 30 рабочей микроволновой камеры 2. Осветитель 4 выполнен как источник инфракрасного излучения, закрепленный с внешней стороны нижней 17 стенки рабочей микроволновой камеры 2, в которой выполнено соответствующее ему технологическое отверстие 20 для освещения контрольного резервуара 1. При этом осветитель 4 установлен так, что его оптическая ось 31 и ось 32 соответствующего ему технологического отверстия 20 расположены соосно с главной осью 33 цилиндров, образующих контрольный резервуар 1, а оси 34, 35 обоих электромагнитных вентилей 6-7 и оси 36-37 соответствующих им технологических отверстий 21, 22 перпендикулярны концентрической срединной окружности поперечного сечения контрольного резервуара 1.

Источник микроволнового излучения 3, соответствующее ему технологическое отверстие 18 и соединение с ним интерфейса 12 показаны пунктирной линией, поскольку указанные элементы 3, 18 находятся на задней 14 стенке рабочей микроволновой камеры 2. Оси 23, 24 показаны в проекции перпендикулярной плоскости фиг.1.

Контрольный резервуар 1 выполнен из двух цилиндров, диаметры которых выбираются из условия d1=(3,4-3,6 см)+d2, где d1 - диаметр внешнего цилиндра контрольного резервуара 1, d2 - диаметр внутреннего цилиндра контрольного резервуара 1. Разница между диаметрами на 3,4-3,6 см выбрана из условия эффективного проникновения электромагнитного излучения в водонефтяную эмульсию.

На фиг.2 представлена проба сырой нефти 38 внутри контрольного резервуара 1. Характерными границами, необходимыми для определения высоты столба пробы сырой нефти 38, заполняющей контрольный резервуар 1, являются нижняя граница 39 контрольного резервуара 1 и верхняя граница 40 пробы сырой нефти 38. Для определения границ анализируется строка разложения изображения А-А телевизионной передающей камеры 5, соответствующая главной оси 33 цилиндров, образующих контрольный резервуар 1.

При заполнении контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти видеосигнал строки А-А, расположенной параллельно главной оси 33 контрольного резервуара 1, полученный с телевизионной передающей камеры 5, представлен на фиг.3. Характерными изменениями видеосигнала, существенными для работы устройства, являются изменения его амплитуды между уровнем белого (УБ) и уровнем черного (УЧ) на нижней границе 39 контрольного резервуара 1 и верхней границе 40 пробы сырой нефти 38. Проба сырой нефти 38 менее прозрачна для излучения осветителя 4, чем незаполненное пространство контрольного резервуара 1, соответственно амплитуда видеосигнала на верхней границе 40 пробы сырой нефти 38 будет скачкообразно изменяться. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который по времени совпадает с началом изображения нижней границы 39 контрольного резервуара 1. Для нее номер соответствует А0 и принимается равным 0. Для верхней границы 40 пробы сырой нефти 38 номер равен А_Vпр. В компьютер закладываются номера пикселей для определения пределов заполнения контрольного резервуара 1-A_(4/5)v, соответствующий (4/5)V, и А_V, соответствующий V, а также необходимого объема заполнения А_Vпост, соответствующий V_пост.

На фиг.4 показана зависимость веса пробы сырой нефти 38 от типа ее эмульсионного состояния и газосодержания в ней, по которой производится выбор вариантов работы устройства. Сырая нефть в пробе 38 может находиться в виде эмульсии типов «нефть в воде» (от 1 до 50% нефти) и «вода в нефти» (от 50 до 99% нефти) с наличием или отсутствием окклюдированного газа. Существенным для работы устройства является определение веса Р_пр пробы сырой нефти 38 и сравнение его значения со значениями, заложенными в компьютер Р_макс, Р_газ и Р_мин. Р_макс соответствует максимальному весу негазированной пробы сырой нефти 38 и определяется при наличии в ней эмульсии типа «нефть в воде» при 1%-ном содержании нефти. Р_газ соответствует весу негазированной пробы сырой нефти 38 - при наличии в ней эмульсии типа «нефть в воде» или «вода в нефти» при 50%-ном содержании нефти. В случае наличия окклюдированного газа вес пробы сырой нефти 38 не будет меньше значения Р_газ при газосодержании L, лежащем в диапазоне от 0 до L1 для конкретных значений эмульсий типа «нефть в воде». Для эмульсий типа «нефть в воде» или «вода в нефти» возможна ситуация, когда Р_газ≥Р_пр>Р_мин, но газосодержание не превышает L1 (заштрихованная область). Это следует особо учесть при выборе вариантов работы устройства. Р_мин соответствует весу пробы сырой нефти 38, при котором анализ ее состава завершается, поскольку включение источника микроволнового излучения 3 в этом случае недопустимо, так как возможен его выход из строя. Как правило, Р_мин определяется требованиями источника микроволнового излучения 3.

На фиг.5 представлена структура сепарированной сырой нефти внутри контрольного резервуара 1 после обработки ее излучением от источника микроволнового излучения 3. На дне контрольного резервуара 1 расположен осадок 41, выше вода 42 и нефть 43. Характерными границами, необходимыми для анализа состава сырой нефти, являются нижняя граница 44 контрольного резервуара 1, граница раздела «осадок-вода» 45, граница раздела «вода-нефть» 46, верхняя граница сепарированной нефти 47. Для определения границ анализируется строка разложения изображения А-А, соответствующая главной оси 33 контрольного резервуара 1.

При определении процентного отношения компонентов сырой нефти видеосигнал строки А-А, расположенной параллельно соответствующей главной оси 33 контрольного резервуара 1, полученный с телевизионной передающей камеры 5, представлен на фиг.6. Характерными изменениями видеосигнала, существенными для работы устройства, являются изменения его амплитуды между уровнем белого (УБ) и уровнем черного (УЧ) на границах раздела различных компонентов нефти. Осадок 41 и чистая нефть 43 менее прозрачны для излучения осветителя 4, чем вода 42, соответственно амплитуда видеосигнала на границах раздела сред будет скачкообразно изменяться. Характерные изменения амплитуды соответствуют нижней границе 44 контрольного резервуара 1, границе раздела «осадок-вода» 45, границе раздела «вода-нефть» 46 и верхней границе сепарированной нефти 47. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который по времени совпадает с началом изображения нижней границы 44 контрольного резервуара 1. Для нее номер соответствует А0 и принимается равным 0. Для границы раздела «осадок-вода» 45 номер равен А1, для границы раздела «вода-нефть» 46 номер равен А2, для верхней границы сепарированной нефти 47 номер равен A3.

Рассмотрим работу устройства для анализа состава сырой нефти.

Для заполнения контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 38 с компьютера 13 через интерфейс 12 подается команда управления включением первого электромагнитного вентиля 6. Алгоритм управления компьютером 13 работой отдельных блоков устройства представлен в Приложении 1.

Заполнение контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 38, представленное на фиг.2, из трубопровода или емкости, в которых может находиться сырая нефть, осуществляется в пределах 4/5≤V_пр/V<1. Данные пределы выбраны исходя из условий обеспечения высокой точности анализа, попадания анализируемой пробы сырой нефти 38 и всего контрольного резервуара 1 в поле зрения телевизионной передающей камеры 5 и невозможности переливания контрольного резервуара 1 при заполнении. Однако заполнение контрольного резервуара 1 в указанных пределах, определяемое только временем заполнения, при переменной скорости потока сырой нефти может вызвать разницу в объеме и весе между пробами в соседних измерениях. Тогда либо бóльшая проба при выбранном режиме сепарации микроволновым излучением не сможет полностью разделиться на компоненты, либо меньшая проба может быть перегрета, что приведет к ее закипанию и перемешиванию. В обоих случаях точность анализа состава сырой нефти будет невысокой. Поэтому заполнение контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 38 осуществляют до постоянного значения V_пр=V_пост.

Для этого во время заполнения контрольный резервуар 1 дополнительно освещают излучением от осветителя 4, регистрируют интенсивность прошедшего через контрольный резервуар 1 излучения телевизионным методом - путем регистрации телевизионной передающей камерой 5 видеосигнала строки изображения, расположенной вдоль главной оси 33 контрольного резервуара 1. Для этого с компьютера 13 через интерфейс 12 подаются команды управления включением осветителя 4 и телевизионной передающей камеры 5, а также команда на адресный вход электронного коммутатора 10 на подключение к входу аналого-цифрового преобразователя 11 сигнала с выхода телевизионной передающей камеры 5. Структура видеосигнала, полученная с телевизионной передающей камеры 5 и соответствующая пробе сырой нефти 38, заполняющей контрольный резервуар 1, приведенной на фиг.2, показана на фиг.3.

Далее определяют объем заполнения V_пр контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 38 и момент достижения им значения V_пост по алгоритму, приведенному в Приложении 2. Сначала по изменению амплитуды оцифрованного в аналого-цифровом преобразователе 11 и переданного через интерфейс 12 в компьютер 13 видеосигнала определяют нижнюю границу 44 контрольного резервуара 1 и верхнюю границу 47 пробы сырой нефти 38, как номера соответствующих им пикселей видеосигнала, соответственно А0 и А_Vпр.

Характерными изменениями видеосигнала, существенными для работы устройства, являются изменения его амплитуды между уровнем белого (УБ) и уровнем черного (УЧ) на нижней границе 44 контрольного резервуара 1 и верхней границе 47 пробы сырой нефти 38. Проба сырой нефти 38 менее прозрачна для излучения осветителя 4, чем незаполненное пространство контрольного резервуара 1, соответственно амплитуда видеосигнала на верхней границе 47 пробы сырой нефти 38 будет скачкообразно изменяться. Вся длительность строки разбита на число пикселей, укладывающихся в ней. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который по времени совпадает с началом изображения нижней границы 44 контрольного резервуара 1. Для нее номер соответствует А0 и принимается равным 0. При анализе видеосигнала определяется номер пикселя A_Vпр, в котором произошел скачок амплитуды видеосигнала на верхней границе 47 пробы сырой нефти 38.

В компьютер 13 закладываются номера пикселей для определения пределов заполнения контрольного резервуара 1-A_(4/5)v, соответствующий (4/5)V, и А_V, соответствующий V, а также необходимого объема заполнения А_Vпост, соответствующий V_пост. При выполнении равенства А_Vпр-А_Vпост=0 и условия A_(4/5)V≤A_Vпр<A_V заполнение контрольного резервуара 1 пробой сырой нефти 38 завершают, для чего с компьютера 13 через интерфейс 12 подают команду выключения первого электромагнитного вентиля 6.

Далее определяют вес Р_пр пробы сырой нефти 38, заполнившей контрольный резервуар 1 до объема V_пост. Для этого с компьютера 13 через интерфейс 12 подается команда на адресный вход электронного коммутатора 10 на подключение к аналого-цифровому преобразователю 11 выхода измерительного преобразователя 9, вход которого подключен к датчику веса 8.

Выбор вариантов работы устройства производится по значению измеренного веса Р_пр и значениям Р_макс, Р_газ и Р_мин, предварительно заложенным в компьютер 13, по алгоритму, представленному в Приложении 3.

Выбор значений Р_макс, Р_газ и Р_мин можно осуществить по зависимости, приведенной на фиг.4. Сырая нефть в пробе 38 может находиться в виде эмульсии типов «нефть в воде» (от 1 до 50% нефти) и «вода в нефти» (от 50 до 99% нефти) с наличием или отсутствием окклюдированного газа. Р_макс соответствует максимальному весу негазированной пробы сырой нефти 38 и определяется при наличии в ней эмульсии типа «нефть в воде» при 1%-ном содержании нефти. Р_газ соответствует весу негазированной пробы сырой нефти 38 - при наличии в ней эмульсии типа «нефть в воде» или «вода в нефти» при 50%-ном содержании нефти. В случае наличия окклюдированного газа вес пробы сырой нефти 38 не будет меньше значения Р_газ при газосодержании L, лежащем в диапазоне от 0 до L1 для конкретных значений эмульсии типа «нефть в воде». Для эмульсий типа «нефть в воде» или «вода в нефти» возможна ситуация, когда Р_газ≥P_пр>Р_мин, но газосодержание не превышает L1 (заштрихованная область). Это будет особо учтено при выборе вариантов работы устройства. Р_мин соответствует весу пробы сырой нефти 38, при котором анализ ее состава прекращается, поскольку включение источника микроволнового излучения 3 в этом случае недопустимо, так как возможен его выход из строя. Как правило, Р_мин определяется требованиями источника микроволнового излучения 3.

Например, можно рассмотреть анализ веса проб для сырой нефти Ромашкинского месторождения. Республика Татарстан (данные для расчета взяты из книги Байков Н.М.. Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. «Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды», М.: Недра, 1981).

Для эмульсионных сырых нефтей плотность рассчитывают исходя из правила аддитивности по формуле

ρ_э=ρ_H(1-ϕ_в)+ρ_в(1-ϕ_Н),

где ϕ - объемная доля дисперсной фазы ϕ_в=ν_в/(ν_Н+ν_в), ϕ_Н=ν_Н/(ν_Н+ν_в),

ρ_э, ρ_в, ρ_Н - соответственно плотность эмульсионной системы, воды и чистой нефти, кг/м³.

Для газонасыщенных эмульсионных нефтей с достаточной точностью плотность системы рассчитывают по формуле

ρ_см=ρ_э(1-L)+Lρ_г,

где ρ_г - плотность газа, L - газосодержание.

Кроме того, доля осадка в пробах сырой нефти незначительна, и мы не будем учитывать ее в данных расчетах.

Для Ромашкинского месторождения ρ_Н≈800 кг/м³, ρ_в≈1200 кг/м, ρ_г≈2 кг/м. Тогда для объема заполнения контрольного резервуара 1 V=0,5 дм³, Р_макс будет определяться массой в 0,6 кг, Р_газ - 0,5 кг, и Р_мин - 0,2 кг (для магнетронного источника микроволнового излучения). Значение газосодержания L1 составит 10%, что обеспечивает высокую точность определения процентного соотношения компонент нефти, поскольку при наличии окклюдированного газа до 10% эмульсии разгазируются при микроволновой сепарации. В случае наличия окклюдированного газа с долей большей 10% высокая точность определения процентного соотношения компонент сырой нефти может быть обеспечена за счет предварительного разгазирования.

Если Р_макс≥P_пр>Р_газ, переходят к сепарации пробы сырой нефти 38, заполнившей контрольный резервуар 1, на компоненты - осадок, воду, чистую нефть, облучая ее излучением от источника микроволнового излучения 3. Для этого с компьютера 13 через интерфейс 12 подается команда управления включением источника микроволнового излучения 3. Сепарирование сырой нефти на компоненты происходит под действием гравитационных сил, ускоряемых влиянием микроволнового излучения на ослабление межмолекулярных связей воды и нефти при температурах 60-90°С. Длительность включения и режим работы источника микроволнового излучения 3 определяются объемом контрольного резервуара 1, типом нефти и ее начальной температурой. В результате сепарации в контрольном резервуаре 1 образуется структура сепарированной нефти, показанная на фиг.5.

Далее контрольный резервуар 1 освещают в инфракрасном диапазоне электромагнитных излучений и телевизионным методом регистрируют интенсивность прошедшего через контрольный резервуар 1 излучения в виде видеосигнала строки изображения, расположенной вдоль главной оси 33 контрольного резервуара 1. Для этого с компьютера 13 через интерфейс 12 подаются команды управления включением осветителя 4 и телевизионной передающей камеры 5, а также команда на адресный вход электронного коммутатора 10 на подключение к входу аналого-цифрового преобразователя 11 сигнала с выхода телевизионной передающей камеры 5. Структура видеосигнала, полученная с телевизионной передающей камеры 5 и соответствующая структуре сепарированной нефти, приведенной на фиг.5, показана на фиг.6.

Далее определяют процентное соотношение компонентов сырой нефти по алгоритму, приведенному в Приложении 4. Сначала по изменению амплитуды оцифрованного в аналого-цифровом преобразователе 11 и переданного через интерфейс 12 в компьютер 13 видеосигнала определяют нижнюю границу 44 контрольного резервуара 1, границы раздела «осадок-вода» 45 и «вода-нефть» 46, верхнюю границу сепарированной нефти 47, как номера соответствующих им пикселей видеосигнала, соответственно А0, A1, A2, A3.

Характерными изменениями видеосигнала являются изменения его амплитуды между уровнем белого (УБ) и уровнем черного (УЧ) для границ раздела различных компонентов нефти. Осадок 41 и нефть 43 менее прозрачны для излучения осветителя 4, чем вода 42, соответственно амплитуда видеосигнала на границах раздела сред будет скачкообразно изменяться. Характерные изменения амплитуды соответствуют нижней границе 44 контрольного резервуара 1, границе «осадок-вода» 45, границе «вода-нефть» 46 и верхней границе сепарированной нефти 47. Номера пикселей изображения для определения границ отсчитываются от заднего фронта строчного гасящего импульса (СГИ), который по времени совпадает с началом изображения нижней границы контрольного резервуара 1 и принимается за 0. Вся длительность строки разбита на число пикселей, укладывающихся в ней. При анализе видеосигнала определяется номер пикселя, в котором произошел скачок амплитуды видеосигнала на границе раздела компонент нефти. Пусть в нашем примере это соответствует:

нижняя граница контрольного резервуара 44-А0=0;

граница раздела «осадок-вода» 45-А1=40;

граница раздела «вода-нефть» 46-А2=160;

верхняя граница сепарированной нефти 47-А3=360.

Далее вычисляют разность между номерами пикселей для определения высоты столбов соответственно осадка 41, воды 42 и чистой нефти 43, отнесенных к высоте полного столба сепарированной нефти.

В нашем примере это соответствует:

осадок - (A1-А0)/(А3-А0)=40/360=0,11;

вода - (А2-А1)/(А3-А0)=120/360=0,33;

чистая нефть - (А3-А2)/(А3-А0)=200/360=0,56.

Тогда количественное соотношение компонент сырой нефти будет равно

11%:33%:56% (осадок: вода: чистая нефть).

В заключение пробу сырой нефти сливают через второй электромагнитный вентиль 7, для чего на его управляющий вход подают команду включения с компьютера 13 через интерфейс 12. Длительность включения второго электромагнитного вентиля 7 определяется длительностью полного опорожнения контрольного резервуара 1.

Если Р_макс<Р_пр≤Р_мин, анализ состава пробы сырой нефти 38 завершают, для чего на второй электромагнитный вентиль 7 подают команду включения с компьютера 13 через интерфейс 12 и опорожняют контрольный резервуар 1. Случай Р_пр≤Р_мин, как указывалось выше, может привести к выходу из строя источника микроволнового излучения 3 (вариант работы на несогласованную нагрузку, требования источника микроволнового излучения, например магнетронного, по минимальной нагрузке). Случай Р_макс≤Р_пр говорит о попадании в контрольный резервуар 1 компонентов, отличающихся от нефти, воды и осадка, что может также привести к выходу из строя источника микроволнового излучения 3. Кроме того, этот факт можно использовать как сигнализирующий о наличии в трубопроводе инородных тел.

Если Р_газ≥P_пр>Р_мин, пробу сырой нефти 38 предварительно разгазируют, кратковременно облучая ее микроволновым излучением. Для этого с компьютера 13 через интерфейс 12 подается команда управления включением источника микроволнового излучения 3. Разгазирование сырой нефти происходит под влиянием микроволнового излучения на ослабление межмолекулярных связей газа и воды, газа и нефти. Длительность включения и режим работы источника микроволнового излучения 3 определяются объемом контрольного резервуара 1, типом нефти, весом пробы и ее начальной температурой. При этом выбранные значения длительности и режима работы значительно меньше тех, которые необходимы для сепарации пробы сырой нефти 38, что было рассмотрено выше.

Затем снова определяют V_пр. При этом, если после разгазирования изменение объема пробы сырой нефти 38 удовлетворяют условию V_пр>0,9V_пост, переходят к сепарации пробы сырой нефти на компоненты. Такой случай возможен для сырой нефти в виде эмульсий типа «нефть в воде» или «вода в нефти», когда Р_газ≥Р_пр>Р_мин, но газосодержание не превышает 10% (заштрихованная область на фиг.4). Если V_пр<0,9V_пост, контрольный резервуар 1 дополняют сырой нефтью до значения V_пост, после этого вновь определяют вес пробы Р_пр и сравнивают полученное значение с заданными в компьютере 13 значениями Р_макс, Р_газ и Р_мин.

Для реализации устройства для анализа состава сырой нефти могут быть использованы:

- осветитель 4 - светодиодная матрица, составленная из инфракрасных светодиодов марки L-53F3, количество которых выбирается из условия достаточности освещения контрольного резервуара 1;

- рабочая микроволновая камера 2 и источник микроволнового излучения 3 - СВЧ-печь «Электроника - СП23 - ПОЗИС» с магнетроном М-136;

- телевизионная передающая камера 5 - моноплата фирмы Кодак с разрешением 360·480 пикселей;

- первый 6 и второй 7 электромагнитные вентили - вентиль ЭМВ-43 с-Dу15-220/27 (Пенза);

- интерфейс 12 - модернизированный блок управления и временных интервалов СВЧ-печи «Электроника - СП23 - ПОЗИС»;

- компьютер 13 - PC AT 386 и выше, либо любой специализированный микроконтроллер;

- датчик веса 8 - тензорезистор ЕТ486 (НИИФИ, Москва);

- измерительный преобразователь 9 - мостовое устройство обработки аналоговых сигналов с тензодатчиков CMJ фирмы Scaime;

- электронный коммутатор 10 на базе интегральной микросхемы серии 590 (590КН2, 590КН4).

По сравнению с существующими устройствами анализа сырой нефти микроволновое сепарирование обеспечивает более высокое качество разделения компонент. Микроволновая энергия, поглощаемая водой, возбуждает молекулы воды, усиливая их вращение, и нагревает воду, заключенную в эмульсионной матрице. Водные частицы выделяются из эмульсии за счет различий в поверхностном натяжении и плотности фаз, содержащихся в сырой нефти. Образуются чистая нефть и вода с осадками.

По сравнению с существующими устройствами погрешность определения границ раздела компонент сырой нефти после ее сепарирования с помощью телевизионной камеры составляет 1/N, где N - число пикселей в строке видеосигнала. При стандартном разложении в 480 пикселей погрешность составит 0,1%, при использовании специализированных камер Кодак с числом пикселей до 2000 погрешность составит 0,05% контрольного резервуара до заданного уровня позволяет значительно уменьшить погрешность анализа, вызванную неодинаковостью заполнения контрольного резервуара, что приводит либо к неполной сепарации пробы сырой нефти на компоненты, либо к ее перегреву и возможному закипанию.

Определение наличия в сырой нефти окклюдированного газа, оценка его количества по весу пробы и принятие решения о необходимости использования режима предварительного разгазирования позволяют исключить или значительно уменьшить составляющую погрешности измерений, вызванную присутствием указанного газа в сырой нефти. Прекращение анализа состава сырой нефти при весе пробы, меньшем, чем критический вес, характерный с точки зрения согласованной нагрузки для используемых источников микроволнового излучения и рабочей микроволновой камеры, позволяет повысить надежность реализации способа и работоспособность устройства для его осуществления.

Контрольный резервуар, выполненный в виде объема, ограниченного двумя прямыми полыми цилиндрами разного диаметра, позволил более эффективно сепарировать пробы сырой нефти и увеличил скорость сепарации ≈ в 1,2÷1,5 раза по сравнению с прототипом.

Исполн