Конструкція датчика ультразвукового витратоміра сирої нафти

вступ

В даний час однією зі складних проблем, з якими стикаються при видобутку сирої нафти на нафтових родовищах, є онлайн-вимір видобутої сирої нафти. Основна причина полягає в тому, що склад сирої нафти дуже складний. Сира нафта містить нафту, воду, газ та інші домішки. Це багатофазна і складна рідина, і сира нафта з однієї свердловини тече з перервами, тому загальні ультразвукові витратоміри не можуть відповідати вимогам. У цій статті розроблено вимірювальну систему на основі кореляційного розрахунку потоку ультразвукової хвилі, яка вирішує проблему безконтактного онлайн-вимірювання сирої нафти.

Принцип роботи ультразвукового витратоміра

Кореляційний метод використовує відповідні методи для вимірювання потоку рідини. Точність вимірювання Ультразвуковий перетворювач витратоміра не має нічого спільного зі швидкістю звуку в рідині, і точність вимірювання висока. Він підходить для вимірювання багатофазного потоку та великої інтерференційної рідини. Коли рідина тече в трубопроводі, якщо вона містить інші домішки, всередині будуть виникати різноманітні випадкові збурення, які генеруватимуть сигнали потоку, пов’язані з умовами потоку та матимуть певні статистичні характеристики. Структура витратоміра кореляційного методу представлена ​​двома наборами перетворювачів, що передають і приймають ультразвукові сигнали, і L є відстанню між перетворювачем вище за потоком і перетворювачем нижче за потоком. Коли ультразвуковий сигнал проходить через трубопровід, ультразвуковий сигнал буде модулюватися шумом рідини. Модульований ультразвуковий сигнал містить інформацію про поле швидкості рідини. Ультразвуковий сигнал аналізується для виділення сигналу потоку A(t) і B(t) і виконання операцій кореляції з A(t) і B(t).

2 Структура системи ультразвукового вимірювання витрати сирої нафти для однієї свердловини

Система вимірювання потоку в одній свердловині в основному складається з трьох частин: попередня обробка розділення газу та рідини, ультразвукове виявлення та обробка сигналу. Нижче три частини аналізуються окремо.

2.1 Частина попередньої обробки сепарації газ-рідина

Показано структуру частини попередньої обробки. Функція частини попередньої обробки полягає у виконанні розділення рідини та газу (сира нафта, що перекачується насосною установкою, містить газ та інші домішки на додаток до нафтової суміші. Газ принесе більшу похибку вимірюванню нафти, тому під час вимірювання необхідно проводити розділення газу та рідини); другий полягає у вирішенні проблеми повного вимірювання труби під час переривчастого потоку (сирої нафти, що відкачується кожного разу, коли насосний агрегат працює, нерівномірно, і він тече з перервами, так що нафта в трубопроводі може бути неповною, або принести велику похибку вимірювання). З цих причин попередню обробку слід проводити перед вимірюванням масла. Після попередньої обробки газорідинна сепарація та наповнена маслом труба проходять через вимірювальну масляну трубу, щоб зменшити похибку вимірювання. Принцип роботи такий: сира нафта надходить у резервуар для зберігання нафти від входу нафти через відстійник, а нафта та газ розділяються в резервуарі для зберігання нафти. Відокремлений газ виводиться із засувки (випускного клапана) на нафтонакопичувач по газопроводу. Коли масло досягає певної висоти, плаваюча кулька піднімається вгору, щоб відкрити нижній клапан (випускний клапан масла), і в той же час верхній клапан блокує газовий отвір для підвищення тиску. Масло в резервуарі для зберігання масла під дією тиску надходить до масловідводу по вимірювальному трубопроводу. Коли резервуар для зберігання нафти опускається до певного рівня, плаваюча кулька опускається, блокуючи нижній клапан, і відкриває верхній клапан, так що повторна робота завершує розділення газу та рідини.

...

2.2 Частина ультразвукового контролю

Частина виявлення в основному складається з двох пар ультразвукових датчиків. Виявлення ультразвукових датчиків здійснюється шляхом передачі та отримання енергії ультразвукових хвиль. Ядро перетворювача (перетворює ультразвукову енергію в електричну або перетворює електричну енергію в ультразвукову енергію. Реверсивний перетворювач означає, що дві форми енергії перетворювача перетворюються одна в одну). Звичайні ультразвукові перетворювачі включають п'єзоелектричні кристалічні вібратори, магнітострикційні вібратори тощо. Ультразвукові хвилі, які використовуються для відповідного вимірювання потоку, зазвичай мають дві форми: синусоїду та пульсову хвилю. Відповідні витратоміри імпульсного ультразвуку та синусоїдальної хвилі об’єднують інформацію про швидкість поперечного перерізу поля потоку для отримання швидкості потоку. У цій конструкції використовується п’єзоелектричний кристалічний ультразвуковий датчик із центральною частотою 200 кГц. Щоб подолати вплив стоячих хвиль, ультразвук використовує генератор імпульсних сигналів з фазовою автопідстроюванням частоти.

...

2.3 Частина обробки сигналів

Частина обробки сигналу в основному складається з ультразвукового приймального перетворювача. Схема формування сигналу складається з приймального перетворювача, триступеневої схеми підсилювача, схеми фільтра та схеми виявлення огинаючої. Попередній підсилювач складається з інструментального підсилювача MAX410, вторинний підсилювач і кінцевий підсилювач складаються з прецизійного інструментального підсилювача малої потужності INA128; схема фільтра - це смуговий фільтр, що складається з аналогового інтегрованого фільтра MAX275, центральна частота становить 200 кГц, фільтр низьких частот формується TL14, і сигнал після виявлення в основному виводиться. Схема виявлення обвідної складається з діода та конденсатора для формування пікового детектора.

Інша частина - це схема збору та обробки даних, що складається з модулів. Ця схема ультразвуковий датчик витрати води вибирає чіп TMS320F2812DSP компанії TI. У сучасній сфері керування процесом це найдосконаліший мікропроцесор DSP. У порівнянні з традиційними однокристальними мікрокомп’ютерами він має надзвичайну продуктивність, зокрема потужні функції, багаті ресурси та низьке енергоспоживання. Він має ідеальну продуктивність і найкращий вбудований периферійний інтерфейс. Він об’єднує флеш-пам’ять, високошвидкісний аналого-цифровий перетворювач, високопродуктивний модуль CAN тощо.

Під час вимірювання перетворювачі передавача вище та нижче за потоком випромінюють ультразвукові хвилі високої частоти. Коли ультразвукові хвилі поширюються в рідині, сигнал потоку буде модулювати ультразвукові хвилі по амплітуді, фазі та частоті. Високочастотний модульований сигнал, отриманий перетворювачем, приймається та фільтрується. Після демодуляції та підсилення сигнал потоку отримується та надсилається на аналого-цифровий перетворювач для збору даних, а зібрана інформація надсилається на відповідну обробку для визначення швидкості потоку рідини.

3 Системне програмування

Програмна система включає в себе ініціалізацію, модуль обчислення, дисплей потоку, модуль обробки переривань та інші частини. Показана блок-схема основної програми. Після ініціалізації основної програми вона входить у програму циклу для обробки вибіркових даних і відповідає на зовнішні запити переривання A/D, запити на переривання послідовного зв’язку та запити на переривання таймера в будь-який час. Визначення того, чи досягнуто часу відображення швидкості потоку. Основна програма відповідає на наведені вище запити переривання та викликає кожну відповідну програму обробки для завершення збору та обробки даних.

Ініціалізація, з одного боку, для налаштування робочого середовища DSP, а з іншого боку для підготовки до подальшої обробки сигналу. Програма ініціалізації системи включає в себе внутрішню ініціалізацію, яка впливає на роботу процесора мікросхеми DSP, і периферійну ініціалізацію, яка впливає на роботу кожного периферійного пристрою, а також ініціалізацію периферійних програмованих пристроїв (таких як A/D, D/A тощо), включаючи наступні функції: встановлення тактового генератора, встановлення таймера, ініціалізація регістрів стану, відкриті переривання тощо.

Модуль обробки переривань містить три переривання: модуль обробки переривань таймера використовується для запуску аналого-цифрового перетворювача та керування частотою дискретизації, модуль обробки переривань послідовного зв’язку використовується для зв’язку з верхнім комп’ютером, а модуль обробки переривань аналого-цифрового зв’язку використовується для читання.

 Дисплейний модуль регулярно оновлює лічильник, щоб відобразити миттєве значення витрати та сукупне значення витрати. Процес обробки системи полягає у встановленні періоду часу, таймер генерує переривання, це переривання запускає аналого-цифровий перетворювач, після перетворення аналого-цифровий перетворювач запитує DSP прочитати переривання даних, і DSP відповідає на запит переривання аналого-цифрового перетворювача, викликає модуль обробки переривань A/D, читає вибіркові дані та надішліть їх до буфера даних. Оскільки рідина тече з перервами, після того, як DSP отримає дані N-точок сигналів вище та нижче за течією, він виконує аналіз Фур’є даних, щоб визначити, чи тече рідина. Якщо це тече, програма обчислення викликається для виконання пов’язаних операцій із вибірковими даними та пошуку пов’язаних функцій. Визначте час проходження T і отримайте миттєве значення потоку та сукупне значення потоку відповідно до параметрів приладу та температурної компенсації та збережіть результат у пристрої зберігання даних для відображення на дисплеї.

У кореляційному вимірюванні витрати одним із ключових питань є латунний ультразвуковий датчик витратоміра є методом розрахунку кореляційної функції, який вимагає високошвидкісного та точного завершення збору великої кількості випадкових сигналів модуляції, розрахунків кореляційної інтеграції та пошуку піку кореляційної функції. Алгоритм кореляційної функції в основному має два види методу повторення полярності та метод перетину нуля. Щоб підвищити швидкість роботи, у цій системі використовується операція кореляції в частотній області. Після того, як вхідні дані перетворені ШПФ, можна отримати операцію кореляції в частотній області. Тоді результат кореляції у часовій області можна отримати за допомогою IFFT, який можна використовувати для пошуку піків.

4 Висновок

На основі аналізу умов роботи окремої свердловини на нафтовому родовищі та принципу пов’язаного вимірювання потоку було розроблено пристрій, придатний для вимірювання сирої нафти в одній свердловині. Польовий тест дав хороші результати з похибкою менше 2%. Однак існують такі проблеми: по-перше, сигнал сильно коливається, головним чином через те, що сира нафта містить газ і домішки. Таким чином, різниця сигналу велика, і схема виявлення потребує збільшення ланцюга АРУ. Другий має труднощі з встановленням поправочного коефіцієнта. Різні свердловини мають різну водність і в'язкість нафти. У той же час плинність масла сильно змінюється при різних температурах, тому її необхідно регулювати кілька разів в різних середовищах. Поправочний коефіцієнт доставляє незручності у використанні. По-третє, похибка відносно велика, коли швидкість потоку низька. Це області, які потрібно вдосконалити в майбутніх дослідженнях.