Determination of quantities and sizes of solid particles in the oil flow on the basis of ultrasound method

Abstract


We consider an ultrasonic system that records the presence of impurity particles in an oil flow and estimates their dimensions. The structure of a measuring system containing a matrix of emitting and receiving piezo elements forming a set of ultrasonic beams scanning the entire cross section of an oil pipeline is described. Experimental data on the parameters of solid particles in the oil flow are presented, an ultrasonic method for determining these parameters is proposed. Parameters of particles in the oil flow recorded by the described system are estimated. The ultrasonic signal model in the system under consideration is determined, the possibility of determining the size and amount of solid particles of minerals, as well as paraffins in the oil flow in the oil pipeline, is shown. An approximation model of the ultrasonic signal in the measuring system is proposed, the possibility of using such a system in the oil industry is determined.

Full Text

В настоящее время актуальной является задача определения наличия твердых частиц в нефтяном трубопроводе диаметром до 1000 мм[1].В нефтяном потоке могут находиться различные твердые включения (частицы песка, глины, парафина). Оперативное их определение позволит с высокой эффективностью оптимизировать технологические параметры подготовки (очистки) нефти. В настоящей статье рассматривается измерительная система, оценивающая количество твердых частиц в ее потоке. В составе транспортируемой нефти присутствуют различные компоненты примеcей (глина, парафин, песок). Согласно данным лабораторных исследований [6] присутствующие компоненты в составе нефти разделяются по размеру от 2 до 20 мм (табл. 1.) Согласно лабораторным исследованиям, на Ван-Еганском месторождении в составе нефти высока концентрация механических частиц. На абразивные свойства механических примесей влияют гранулометрический состав, в который входит распределение частиц по размеру, твердость, характеристика абразивных свойств частиц, а также их минеральный состав: содержание различных обломков горных пород (кварца, графита, песка), твердость, плотность и размер частиц, их сферичность, острота граней. За рубежом в качестве абразивной характеристики частиц используется так называемый коэффициент абразивности(рис. 1, рис.2)[7]. Таблица 1 Лабораторные данные о твердых примесях Количество твердых частиц Диаметр частиц, мм Объем частиц, мм3 70 2 4,19 65 3 14,13 60 4 33,49 55 5 65,42 50 6 113,04 45 7 179,50 40 8 267,95 35 9 381,51 30 10 523,33 25 12 904,32 20 14 1436,02 15 16 2143,57 10 18 3052,08 5 20 4186,66 Рис. 1. Диаграмма для визуального определения округлости частиц Рассмотрим информационно-измерительную систему, которая позволяет зафиксировать присутствие в составе нефти твердых примесей и оценить их геометрические параметры. Структурная схема системы (рис. 3) состоит из матрицы, содержащей электроакустические преобразователи(например, в количестве 26) [3], контроллера КНТ (содержащего ряд вспомогательных элементов - таймер, пороговые элементы, ключи, блок обработки информации [2]), коммутатора К, генератора импульсов ГИ, средства отображения информации СОИ. Рис. 2.Диаграмма распределения сферических механических примесей Принцип действия системы заключается в следующем. Контроллер КНТ подключает генератор импульсов ГИ через коммутатор к 1 элементу матрицы, переводя его в режим передачи акустического сигнала (АС)перпендикулярно оси трубы. Время прохождения АС фиксируется контроллером.На приемной стороне сигнал фиксируется пьезоэлементом 1', далее сигнал поступает в контроллер. В контроллере происходит сравнение мощностей излучаемого и принимаемого сигнала. Уменьшенная мощность принятого сигнала будет свидетельствовать о нахождении в контролируемом объеме твердых включений. Далее с помощью коммутатора происходит переключение следующей пары пьезоэлементов в режим передачи и приема АС. Определение количества твердых частиц осуществляется при переключении матрицы пьезоэлементов1-1', 2-2', …, 13-13'.Сечение жидкости, охватываемое ультразвуковыми лучами, - дискретное, и за время переключения элементов с 1-1' на 2-2" (рис. 4) жидкость сместится на незначительное расстояние (примерно на0,15 мм). Рис. 3. Структурная схема информационно-измерительной системы с матрицей пьезоэлементов Рис. 4. Схема расположения пьезоэлементовв сечении трубопровода Поскольку в составе нефти содержатся твердые частицы, то при их пересечении ультразвуковымлучоммощность акустического сигнала на приемном элементе уменьшается. Суммарное значение объема Nтвердых сферических частиц диаметром diв потоке нефти определяется выражением . (1) Ультразвуковые колебанияпоступают напьезоэлектрические преобразователи, располагаемые на участке трубопровода, в котором производится измерениетвердых включений в нефти. Пьезоэлектрические преобразователи в паре работают последовательно от 1-го до 13-гопьезоэлементав режиме приемник/излучатель и обеспечивают излучение и прием ультразвуковых импульсов (от 1'-го до 13'-гопьезоэлемента)в нефти. Объем чистой нефти, прошедшей за время tчерез сечение трубопровода, определяется выражением , (2) где D-диаметр трубопровода; -суммарный объем сферических частиц; - время, за которое определяется прошедший объем; - скорость нефти; l - длина участка трубопровода. Амплитуда приемного акустического сигнала зависит от размера твердой частицы. Затухание сигнала будет иметь место в том случае, если диаметр частицы соизмерим с длиной волны акустического сигналаили превышает ее. Амплитуда принятого сигналапри встрече с частицей определяется выражением [4] , (3) где - амплитуда сигнала, излучаемого преобразователем; - площадь элемента матрицы; - площадь частицы; - коэффициент отражения сигнала; I - интенсивность сигнала. Диаграмма отношения сигналов приемного и передающего тракта, полученная при моделировании рабочего процесса,представлена на рис. 5. а б Рис. 5. Осциллограмма акустического сигнала при встрече с одной (а) и несколькими (б) частицами Осциллограммы акустического сигнала в нефтяном потоке при его встрече с одной или несколькими частицамипредставлены в [8]. Интенсивность акустического сигнала при встрече ультразвукового луча с частицей в потоке нефти находится из выражения[4] , (4) где λ- длина волны; - коэффициент, характеризующий отражение сигнала от сферических частиц; - коэффициент, характеризующий задержкупринимаемого сигнала; х - расстояние от акустического элемента матрицы до частицы; - площадь частицы; d- диаметр твердых частиц. Таким образом, зависимостьизменения амплитуды акустического сигнала от длины волны и от размера сферической частицы выражается формулой . (5) Длина волны определяется выражением (6) где с- скорость ультразвукав жидкости,равная 1500 м/с;f- частота колебаний, например равная . При диаметре излучателя 7 мм его площадьSa ̴40мм2, , х = 200 мм, d = 2 мм;имеем . Зависимость изменения затухания АС от диаметра частицыпредставлена в выражении (5). Ряд численных значений этого параметра для диаметров частиц в пределах 2…20 мм и отдаленности частицот излучателя 200…500 ммпредставлен в табл. 2. С использованием полученных значений можно построить графики (рис. 6, рис. 7),из которых видно, что чем крупнее частица и чем дальше она находится от излучателя, тем в большей степени происходит затухание сигнала. В составе транспортируемой нефти присутствуют различные компоненты примеcей (глина, парафин, песок) [6]. Согласно данным лабораторных исследований [7], присутствующие компоненты в составе нефти находятся в разных соотношениях (табл.2). Таблица 2 Значения затухания сигналов Затухание сигнала при расстоянии 500 ммот излучателя до частицы Затухание сигнала при расстоянии 400 ммот излучателядо частицы Затухание сигнала при расстоянии 300 ммот излучателя до частицы Затухание сигнала при расстоянии 200 ммот излучателя до частицы Диаметр частиц, мм 0,00012 0,00196 0,00034 0,00078 2 0,00028 0,00044 0,00078 0,00176 3 0,00050 0,00078 0,00139 0,00314 4 0,00078 0,00122 0,00128 0,00490 5 0,00113 0,00176 0,00314 0,00706 6 0,00153 0,00240 0,00427 0,00961 7 0,00200 0,00314 0,00558 0,01256 8 0,00254 0,00397 0,00706 0,01589 9 0,00318 0,00497 0,00884 0,00199 10 0,00452 0,00706 0,01256 0,02826 12 0,00615 0,00961 0,01709 0,03846 14 0,00803 0,01256 0,02232 0,05024 16 0,01017 0,01589 0,02826 0,06358 18 0,01256 0,01962 0,03488 0,07858 20 Рис. 6. Зависимость изменения (затухания) сигналапри расстоянии до частиц400и 500 мм При обработке данных, представленных в табл. 1, можно сделать вывод, что размер частиц в реальном нефтяном потоке лежит в пределах 2…20 мм. Таким образом, акустический сигнал при пересечении частицы в нефтяном потоке будет изменяться в диапазоне порядка 0…100 % от его максимального значения, что и определяет динамический диапазон сигнала при его последующей обработке. Рис. 7. Зависимость изменения (затухания) сигналапри расстоянии до частиц 200 и 300мм Следовательно, с помощью описанной системы можно зафиксировать твердые примеси, присутствующие в потоке нефти, транспортируемой по магистральным трубопроводам. Их размеры лежат в пределах 2…20 мм.

About the authors

Petr K Lange

Samara State Technical University

244, Molodogvardeyskayast., Samara, 443100, Russian Federation
(Dr. Sci. (Techn.)), Professor

Anna S Pautova

Samara State Technical University

244, Molodogvardeyskayast., Samara, 443100, Russian Federation
Postgraduate Student

References

  1. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества вещества: Справочник №2. - 5-е изд.,перераб. и доп. - Спб.: Политехника, 2004. - 412 с.
  2. Шатхутдинов А.Ш. и др. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке. - М.: Недра, 2002. - 417 с.
  3. Паутова А.С. Информационно-измерительная система объемного расхода нефти с учетом содержания твердых примесей // Интернет-журнал «Науковедение». - 2013. - № 4 (17). - С. 1-5. Режим доступа:http://naukovedenie.ru/PDF/52tvn413.pdf.
  4. Голямина И.П.Ультразвук. Маленькая энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия, 1979. - 400 с.
  5. Хаисуваров К.И. Техника измерения давления, расхода, количества и уровня жидкости, газа и пара: Учеб. пособие. - М: Изд-во стандартов,1990. -287 с.
  6. ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей. - М.: Стандартинформ, 2007. - 7 с.
  7. Лаврентьев А.В., Афанасьев А.В. Анализ причин и последствий пескопроявлений на завершающей стадии разработки нефтяных и газовых месторождений//Научно-технический журнал №4. - М.: Горная книга, 2015. - 32с.
  8. Саиткулов Н.О. Ультразвуковой способ измерения содержания нефти и твердых взвешенных частиц в сточной воде // Вестник КГТУ им. А.Н.Туполева. - 2010. - №4. - С. 78-81.

Statistics

Views

Abstract - 45

PDF (Russian) - 13

Cited-By


Article Metrics

Metrics Loading ...

PlumX

Dimensions

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2018 Samara State Technical University

Creative Commons License
This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies