Микроволновые методы и средства повышения эффективности мониторинга обводненности водонефтяных эмульсий

• Автор: Галимов, Марат Разифович
• Шифр специальности: 05.11.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2005
• Место защиты: Казань
• Количество страниц: 184 с.

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ
ГЛАВА 1. МОНИТОРИНГ ОБВОДНЕННОСТИ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ
1.1. Водонефтяная эмульсия - как объект контроля
1.2. Информационная значимость мониторинга обводненности ВНЭ в структуре АСУТПДН
1.3. Методы и средства мониторинга обводненности ВНЭ
1.3.1. Прямые и косвенные методы измерений
1.3.2. Дискретность анализа обводненности ВНЭ
1.3.3. Считывание информации в средствах контроля обводненности ВНЭ
1.3.4. Краткое обсуждение результатов анализа
1.4. Математическое моделирование процесса микроволновой сепарации ВНЭ
1.5. Выводы по главе. Постановка задач исследований
ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ И ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА МИКРОВОЛНОВОЙ СЕПАРАЦИИ СЫРОЙ НЕФТИ
2.1. Моделирование движения сферической капли в вязкой жидкости под действием гравитации
2.2. Моделирование нагрева капли нефти в воде и капли воды в нефти при СВЧ нагреве
2.3. Математическое моделирование СВЧ нагрева многослойных сред (плоская модель)
2.4. Математическое моделирование СВЧ нагрева многослойных сред при динамических границах раздела
2.5. Физическое моделирование процесса сепарации ВНЭ
2.6. Математическое моделирование СВЧ нагрева многослойных сред (объёмная модель)
2.7. Обсуждение полученных результатов
2.8. Выводы по главе
ГЛАВА 3. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ОБВОДНЕННОСТИ ВНЭ НА БАЗЕ МИКРОВОЛНОВОЙ СЕПАРАЦИИ ЕЕ КОМПОНЕНТ И ВИДЕОИЗМЕРЕНИЯ ИХ КОЛИЧЕСТВЕННЫХ СООТНОШЕНИЙ
3.1. Метод контроля обводненности ВНЭ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений
3.2. Экспериментальные исследования метода контроля обводненности ВНЭ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений
3.2.1. Математическая модель формирования распределения электромагнитного поля в рабочей камере
3.2.2. Разработка микроволновой камеры для контроля обводненности ВНЭ
3.2.3. Экспериментальный стенд
3.2.4. Выводы по разделу
3.3. Анализ основных погрешностей метода контроля обводненности ВНЭ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений
3.3.1. Погрешности забора и анализа проб
3.3.2. Погрешности микроволновой сепарации
3.3.3. Погрешности метода видеоизмерений
3.3.2. Выводы по разделу

3.4. Перспективные методы повышения точности измерений АИА для контроля обводненности ВНЭ на базе микроволновой сепарации ее компонент и видеоизмерения их количественных соотношений
3.4.1. Применение метода видеоизмерений для автоматизации процесса наполнения
3.4.2. Метод контроля обводненности ВНЭ с учетом наличия в ней окклюдированного газа
3.4.3. Выводы по разделу
3.5. Выводы по главе
ГЛАВА 4. МОНИТОРИНГ ОБВОДНЕННОСТИ НЕФТИ В ИНФОРМАЦИОННОЙ СТРУКТУРЕ АСУ ТП ДН
4.1. Датчики обводненности нефти серии ДОН-М
4.1.1. Назначение и конструкция датчика ДОН-М-ЛО
4.1.2. Результаты внедрения датчика ДОН-М-ЛО
4.1.3. Назначение и конструкция датчиков ДОН-М-915-ЭС и ДОН-М-2450-ЭС
4.1.4. Результаты внедрения датчиков ДОН-М-915-ЭС и ДОН-М-2450-ЭС
4.1.5. Выводы по разделу
4.2. Информационная структура АСУ ТП ДН
4.2.1. Структура современной АСУ ТП ДН
4.2.2. Иерархия информационных каналов мониторинга обводненности
4.2.3. Программно-аппаратные средства канала мониторинга обводненности ВНЭ
4.2.4. Расширенная информационная структура АСУ ТП ДН
4.2.5. Выводы по разделу
4.3. Выводы по главе
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 ПРИЛОЖЕНИЕ
СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ
• АИА - автоматизированная измерительная аппаратура;
• АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;
• ВНЭ - водонефтяная эмульсия;
• ГЗУ - групповая замерная установка;
• ДН - добыча нефти;
• ДНС - дожимная насосная станция;
• ДП - диспетчерский пункт;
• ДФ - дисперсная фаза;
• МВТ — микроволновые технологии;
• НГДК - нефтегазодобывающая компания;
• НГДУ - нефтегазодобывающее управление;
• ПАВ - поверхностно-активные вещества;
• СКВ - скважина;
• УПСК - установка определения процентного соотношения компонент ВНЭ;
• ЦДНГ - цех добычи нефти и газа;
• ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти;
• ЭМП - электромагнитное поле.

2.1. Моделирование движения сферической капли в вязкой жидкости под действием гравитации
Известно [65], что сила сопротивления и скорость установившегося падения сферической капли жидкости в вязкой жидкости в пределах применимости формулы Стокса при числе Рейнольдса Ее « 1 равны соответственно:
Д = 2 лДрг^+3^-,
Р + Р*
v= 2R2g(pk-p\l + lk)
3р(2р + 3р*)
где р, р, рк, 1к -плотность, кг/м3 и динамическая вязкость жидкости, Па-с, и жидкости, образующей шарообразную каплю соответственно, Я-радиус капли, м, g = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения.
Очевидно, что при фиксированном значении р скорость падения шарообразной капли увеличивается при уменьшении динамической вязкости жидкости, образующей каплю, достигая при р* -» 0 наибольшего значения равного
у = к2ё(рк~р) ш (2.3)

Аналогично, при фиксированном значении динамической вязкости хк жидкости, образующей каплю, скорость падения капли будет возрастать при уменьшении р, и при р -» 0 скорость V -> 00.
При увеличении радиуса капли в к раз, скорость падения капли увеличивается в к2 раз.
На рис. 2.1а приведены кривые, отражающие зависимость скорости оседания сферической капли от радиуса капли при разных значениях динамиче-

(2.1)
(2.2)