способ определения влагосодержания потока нефти одного месторождения

Формула изобретения

Способ определения влагосодержания потока нефти одного месторождения, при котором на поток нефти воздействуют электромагнитными колебаниями и по параметру электромагнитных колебаний, прошедших через контролируемый поток, судят о его влагосодержании, отличающийся тем, что в качестве информативного параметра электромагнитных колебаний используют их частоту и рассчитывают влагосодержание W потока нефти по формуле



где f_пр - частота прошедших через поток нефти электромагнитных колебаний;

- длина волны электромагнитных колебаний в свободном пространстве;

C - скорость волны электромагнитных колебаний в свободном пространстве;

_н - диэлектрическая проницаемость нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в системах управления технологическими процессами.

Известен способ, реализуемый влагомером сырой нефти (В.А. Викторов и др. "Радиоволновые измерения технологических процессов", М.: "Энергоатомиздат", 1989, стр. 170), в котором по разности фаз волн в измерительном и опорном волноводах, заполненных соответственно обводненной и эталонный нефтью, определяют влагосодержание потока нефти одного месторождения.

Недостатком этого известного способа является сложность процедуры определения влагосодержания, связанная с необходимостью образования одновременно двух - измерительного и опорного каналов.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является принятый автором за прототип способ определения влагосодержания (В.А. Викторов и др. "Высокочастотный метод измерения неэлектрических величин", М.: "Наука", 1978, стр. 253). В устройстве, реализуемом указанный способ, колебания СВЧ-генератора поступают через ферритовые вентили и направленный ответвитель, включенный между ними, в передающую рупорную антенну. Электромагнитная волна, прошедшая через контролируемую среду, поступает в приемную рупорную антенну и далее в детекторную секцию для измерения прошедшей через среду мощности, связанной с влажностью.

Недостатком данного способа следует считать погрешность, обусловленную влиянием различных возмущающих воздействий на мощность электромагнитной волны при ее измерении.

Задачей заявляемого технического решения является повышение точности измерения влажности потока нефти.

Поставленная задача достигается тем, что в способе определения влагосодержания потока нефти одного месторождения, основанном на использовании параметра электромагнитных колебаний, прошедших через контролируемый поток, в качестве информативного параметра электромагнитных колебаний используют их частоту и рассчитывают влагосодержание W потока нефти по формуле



где f_пр - частота прошедших через поток нефти электромагнитных колебаний, - длина волны электромагнитных колебаний в свободном пространстве, C - скорость волны электромагнитных колебаний в свободном пространстве, _н - диэлектрическая проницаемость нефти.

Сущность заявляемого изобретения, характеризуемого совокупностью указанных выше признаков, состоит в том, что при воздействии на поток нефти электромагнитными колебаниями по их частоте получают информацию о влагосодержании контролируемого потока.

Наличие в заявляемом способе совокупности перечисленных существенных признаков позволяет решить поставленную задачу определения влагосодержания потока нефти на основе использования параметра прошедших через контролируемый поток нефти электромагнитных колебаний с желаемым техническим результатом, т.е. высокой точностью измерения.

На чертеже приведена функциональная схема устройства, реализующего предлагаемый способ.

Устройство, реализующее данное техническое решение, содержит генератор электромагнитных колебаний 1, передающую и приемную рупорные антенны (излучатель и приемник соответственно) 2 и 3, установленные диаметрально на наружной поверхности трубопровода 4, и частотомер 5.

Предлагаемый способ основывается на определении зависимости частоты электромагнитных колебаний от фазовой скорости их волны при ее распространении по водоэмульсионному потоку.

В рассматриваемом случае обводненный поток нефти из-за относительно высокой диэлектрической проницаемости воды (_в 80) целесообразно рассмотреть как замедляющую систему, оказывающую влияние на скорость распространения электромагнитной волны при ее прохождении через контролируемый поток нефти. Тогда, как следует из работы И. В. Лебедев "Техника и приборы СВЧ", М.: Высшая школа, 1970, стр. 378, для коэффициента замедления K_зам данного водоэмульсионного потока нефти будем иметь



где C - скорость волны в свободном пространстве, v_ф - фазовая скорость волны в потоке, - длина волны в свободном пространстве, _зам - длина волны в замедляющем водоэмулсионном потоке. С другой стороны, из электродинамики известно, что при распространении электромагнитной волны по диэлектрической среде для параметра v_ф можно записать



где - диэлектрическая проницаемость контролируемой среды.

Из сравнения формул (1) и (2) видно, что при взаимодействии электромагнитной волны с водоэмульсионным потоком нефти может иметь место замедление волны, длина которой определяется как



Сопоставление выражений (2) и (3) позволяет получить равенство, характеризующее зависимость фазовой скорости волны в обводненом потоке от ее длины

v_ф= C_зам.

Анализ этого выражения показывает, что в этом случае любое изменение фазовой скорости, обусловленное непостоянством диэлектрической проницаемости контролируемой среды, может привести к увеличению или уменьшению длины замедляющей волны. Следовательно, согласно эффекту нормальной дисперсии электромагнитных волн в замедляющих системах при уменьшении фазовой скорости v_ф (увеличении диэлектрической проницаемости ) частота электромагнитных колебаний в определенном диапазоне длин волн должна расти и наоборот. В силу этого выражение (3) с учетом _зам= C/f_зам, где f_зам - частота замедленных водоэмульсионным потоком электромагнитных колебаний, примет следующий вид:



Подставляя в выражение (4) известную зависимость диэлектрической проницаемости обводненного потока нефти (формула Винера) от влагосодержания, получим

²f²_зам= C²_н+3C²_нW,

где _н - диэлектрическая проницаемость нефти, W - влагосодержание.

Отсюда для влагосодержания W имеем



Из последнего выражения вытекает, что при постоянном значении диэлектрической проницаемости нефти (одной сортности нефти) по величине частоты замедленных электромагнитных колебаний можно оценить влагосодержание в обводненном потоке нефти.

Устройство, реализующее предлагаемый способ, работает следующим образом. Микроволновый сигнал генератора электромагнитных колебаний 1 с помощью передающей рупорной антенны 2 поступает в поток нефти, протекающий по трубопроводу 4. Далее после взаимодействия с контролируемой средой сигнал проходит через нее и улавливается приемной рупорной антенной (приемником) 3. С выхода последнего замедленные потоком нефти электромагнитные колебания подаются на частотомер 5, посредством которого оценивается величина частоты прошедших через поток электромагнитных колебаний, связанной с влагосодержанием W. Учитывая, что в данном случае съем прошедшего сигнала и измерение его частоты осуществляются при полном заполнении полости приемника водоэмульсионным потоком нефти, частоту прошедших электромагнитных колебаний f_пр можно считать равной частоте f_зам.

Таким образом, согласно предлагаемому способу на основе измерения частоты прошедших через водоэмульсионный поток нефти электромагнитных колебаний можно обеспечить более высокую точность измерения влагосодержания потока нефти одного месторождения (одной сортности нефти).