На правах рукописи

Власов Вадим Геннадьевич

УДК 681.2.082 + 681.527.6 + 681.2.087

РАЗРАБОТКА КОНВЕКТИВНО–ТЕПЛОВЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ

ДЛЯ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ ТОЛЩИНЫ ОСАДКА ПАРАФИНА

В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность: 05.11.13 – Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ижевск - 2010

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Ижевский государственный технический университет» (ИжГТУ)

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Куликов Виктор Александрович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Миловзоров Георгий Владимирович, доктор физико-математических наук, профессор Михеев Геннадий Михайлович

Ведущая организация: ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный университет информационных технологий, механики и оптики» (СПбГУ ИТМО)

Защита диссертации состоится 25 июня 2010 г. в 14.00 часов на заседании диссертационного совета ДМ 004.013.02 при Институте прикладной механики (ИПМ) УрО РАН по адресу: 426067, г. Ижевск, ул. Т. Барамзиной, 34.

http://www.udman.ru/council/dm- Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью, просим направлять по указанному адресу ученому секретарю.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИПМ УрО РАН Автореферат разослан «_22_»_мая2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор В.В. Тарасов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. При добыче нефти в скважину опускается насосно– компрессорная труба (НКТ). При высоком процентном содержании парафинов в нефти и температуре 17±3ОС, что соответствует глубинам примерно 150…200 м, на поверхности трубопровода и обсадной трубы скважины осаждается парафин. Это снижает пропускную способность скважины, увеличивает нагрузку на нефтяные насосы и ускоряет износ оборудования. Смыкание слоев парафина на наружной поверхности НКТ и внутренней поверхности обсадной трубы в большинстве случаев приводит к выходу скважины из строя.

Потери при однократном ремонте (очистке от парафина или восстановлении после полного запарфинивания) одной скважины исчисляются сотнями тысяч рублей и складываются из затрат на проведение ремонта и упущенной от простоя скважины выгоды.

Определение толщины осадка парафина в скважине в настоящее время производится методом динамометрии по изменению нагрузки на штангу насоса или путем измерения дебита скважины. Оба метода дают интегральную оценку и не позволяют выявить локальные изменения толщины осадка.

Совершенствование и внедрение методов слежения за отложением парафинов, в частности, путем установки датчиков толщины парафина в местах их наиболее вероятного осаждения позволяет своевременно принимать меры по очистке скважин, что снижает риск выхода их из строя и способствует повышению эффективности нефтедобычи.

Таким образом, разработка и внедрение систем контроля толщины осадка парафина в нефтепроводах и первичных преобразователей для них является актуальной научно–технической проблемой, которая решается в данной диссертационной работе.

Объект исследования — первичные преобразователи толщины осадка парафина в нефтяных скважинах для информационно-измерительных (ИИС) и управляющих систем, обслуживающих нефтепроводы.

Предмет исследования — принципы построения, модели и физические процессы в первичных преобразователях толщины осадка парафина и принципы построения ИИС контроля толщины парафина в нефтепроводах.

Целью работы является разработка и научное обоснование конвективнотепловых преобразователей толщины осадка парафина в нефтепроводах скважин, внедрение которых будет способствовать повышению достоверности и оперативности получения информации о состоянии трубопроводов, более оптимальному планированию графиков их ремонтов и, в конечном итоге, повышению эффективности использования нефтедобывающего оборудования.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие частные задачи:

провести обзор и анализ существующих методов и средств измерения толщины покрытий и осадков, выбрать и обосновать способ измерения толщины осадка парафина в скважине;

создать модель первичного преобразователя толщины осадка парафина в скважине и провести исследования влияния его параметров на характеристику преобразования;

провести экспериментальные исследования метрологических характеристик первичных преобразователей различных конструктивных исполнений;

разработать принципы построения информационно-измерительной системы контроля толщины осадка парафина в скважине.

Методы исследования. При проведении теоретических исследований конвективно-тепловых преобразователей использованы методы теории теплопроводности, метод конечных разностей численного решения тепловых задач и метод моделирования тепловых процессов на основе электротепловой аналогии. Численные и электрические модели преобразователей реализованы в средах Borland Delphi и Micro Cap. Температурные поля построены с помощью программы Surfer.

Экспериментальные исследования проводились в лабораторных условиях на физическом макете скважины, заполненной нефтью, с использованием электроизмерительных приборов, результаты обрабатывались с применением методов теории погрешностей.

Достоверность и обоснованность полученных в работе результатов подтверждены корректным использованием методов теории теплообмена, численного метода конечных разностей решения тепловых задач, метода электротеплового моделирования, сравнением результатов численного расчета и электротеплового моделирования с результатами аналитического расчета и экспериментальными результатами, воспроизводимостью экспериментальных данных, использованием при экспериментальных исследованиях аттестованных средств измерений, оценками погрешностей исследований.

На защиту выносятся:

конвективно-тепловой преобразователь для измерения толщины осадка парафина на поверхности нефтепроводов и классификация его модификаций;

программная реализация численной модели конвективно-теплового преобразователя;

электротепловые модели конвективно-тепловых преобразователей;

методика определения и значения локальных коэффициентов конвективной теплоотдачи на поверхности конвективно-теплового преобразователя цилиндрической формы с локализованным источником теплоты, погруженного в нефть;

взаимосвязи между метрологическими характеристиками конвективно-тепловых преобразователей и их теплофизическими и конструктивными параметрами.

Научная новизна результатов диссертационного исследования заключается в следующем:

впервые предложено и обосновано для измерения толщины осадка на поверхности трубопровода применение метода конвективно-теплового преобразования, заключающегося в возбуждении конвективного теплообмена между поверхностью и жидкой средой и измерении электрическими методами параметров теплообмена, зависимых от толщины осадка;

впервые предложен, обоснован и исследован новый тип первичных преобразователей толщины осадка парафина на поверхности трубопровода скважины, принцип действия которых основан на конвективно-тепловом преобразовании;

предложен и обоснован новый способ определения степени запарафинивания скважины, основанный на установке в зоны скважины с наибольшей вероятностью осаждения парафина первичных преобразователей толщины осадка, включенных в измерительную систему, являющуюся частью общей системы управления нефтедобычей.

Практическая ценность исследования:

разработана на основе численного решения краевой задачи теплопроводности и апробирована компьютерная программа для моделирования конвективно-тепловых первичных преобразователей толщины осадка на поверхности трубопровода, которая может быть использована при разработке их конструкций и анализе эффективности;

определены значения коэффициентов теплоотдачи на поверхности трубопровода с нефтью при естественной конвекции, возникающей в процессе работы конвективно-тепловых преобразователей цилиндрической конструкции;

разработаны конструкции конвективно-тепловых преобразователей - свидетелей и встраиваемых в трубопровод, отвечающие требованиям применения при измерении толщины осадка парафина в скважине;

определен состав и разработана структурная схема подсистемы измерения толщины осадка парафина в нефтяной скважине, подключаемой к общей системе управления скважинами на уровне контроллера автоматизированного объекта.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию ИжГТУ (Ижевск, 2002), научно-технической конференции «Приборостроение в XXI веке. Интеграция науки, образования и производства» (Ижевск, 2004), международной научной конференции «Оптимальные методы решения научных и практических задач» (Таганрог, 2005), международной научнотехнической конференции «Информационные технологии в управлении и моделировании» (Белгород, 2005), 10-ой юбилейной международной отраслевой выставке нефтяников «Нефтьгазхим-2006. Повышение эффективности разведки и разработки нефтегазовых месторождений поволжского региона» (Саратов, 2006), второй международной научно-технической конференции «Исследование, разработка и применение высоких технологий в промышленности» (С. Петербург, 2006), научно-технических конференциях ученых ИжГТУ (Ижевск, 2008, 2009, 2010).

Публикации. Результаты работы отражены в 13 публикациях, в том числе: 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК; 1 статья – в материалах международной выставки нефтяников «Нефтьгазхим-2006»; 4 статьи – в материалах международных научно-технических конференций; 3 статьи – в материалах отраслевых и региональных научно-технических конференций и конференций ученых ИжГТУ; 1 статья – в межвузовском сборнике научных трудов; получены патент на полезную модель конвективно-теплового преобразователя и свидетельство о регистрации компьютерной программы расчета конвективнотепловых преобразователей.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, представленных на 129 страницах машинописного текста. В работу включены 73 рисунка, 14 таблиц, список литературы состоит из 85 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе рассматриваются методы и средства измерения толщины покрытий и осадков. Предложена классификация методов, которые теоретически могут быть использованы для контроля толщины осадка парафина в скважине. Выделены механические, магнитные и ультразвуковые методы. Показано, что в условиях работы эксплуатационных трубопроводов в силу своих особенностей и недостатков они малоэффективны или не применимы.

Для внедрения предлагается конвективно-тепловой метод, основанный на определении границы между рыхлым слоем осадка и жидкой средой по пограничному слою, возникающему при конвективном теплообмене между установленным в межтрубном пространстве скважины или встроенным в трубопровод датчиком и жидкой средой. Предлагаемый конвективно-тепловой метод нечувствителен к механическим вибрациям, производимым напорно-компрессорной трубой при транспортировке нефти, и позволяет фиксировать границу рыхлого осадка на поверхности трубопровода. Измерение толщины осадка сводится к регистрации разности температур в двух точках датчика, симметричных относительно нагревателя в установившемся режиме теплообмена, или длительности переходного процесса при импульсном его нагревании, которые зависят от толщины осадка на поверхности датчика. Совокупность нагревателя и двух или одного измерителей температуры, расположенных в конструктиве определенной формы, названа как конвективно-тепловой преобразователь (КТП). Сформулированы цель и задачи исследований КТП.

Во второй главе представлена разработка численной математической модели конвективно-тепловых преобразователей.

Задача моделирования КТП представлена как краевая задача теплопроводности, решаемая численно методом конечных разностей в декартовых или цилиндрических координатах.

Особенность задачи состоит в наличии локализованного импульсного источника теплоты (теплового потока), распространяемой от нагревателя по элементам конструкции КТП и слою парафина за счет теплопроводности и передаваемой в жидкую среду за счет конвекции. Это обусловило выбор граничных условий (ГУ) второго, третьего и четвертого рода.

Обоснованы функции системы моделирования: обеспечение ввода и визуализации данных о форме, теплофизических параметрах элементов конструкции КТП и среды, ввода граничных условий, выбора размера дискретных ячеек КТП и шага по времени, расчета температурного поля и градуировочной характеристики КТП, хранения исходных данных и результатов расчетов, вывода данных и результатов.

Учитывая необходимость ввода и хранения большого объема данных, используемых при моделировании, для реализации всех алгоритмов выбрана среда Delphi фирмы Borland. Разработано программное обеспечение (ПО) [3], построенное по модульному принципу (рис. 1).

Рис. 1. Структура программного обеспечения (Свидетельство № 2009611905 от 13.04.2009 [4]) Головной модуль обеспечивает ввод исходных данных и вывод результатов расчета тепловой задачи. Модуль доступа к данным обеспечивает хранение данных для многократного расчета при различных начальных условиях.

В основе ПО лежит численная модель (ядро моделирующего алгоритма), обеспечивающая решение дифференциального уравнения теплопроводности методом прогонки для одномерной и двумерной матриц. Ядро разработано с учетом возможности моделирования в декартовой и цилиндрической системах пространственных координат. Процесс моделирования начинается с ввода сечения тела (окно программы показано на рис. 2) [7]. При расчете создаются массивы данных о начальных условиях моделирования, после чего производятся моделирующие расчеты методом конечных разностей.

Для обеспечения устойчивости решений, реализованных в алгоритме, при расчете в цилиндрической системе координат было использовано уравнение где Тx1, Тх2 – разность температуры назад и вперед; Rx1, R x2 – размер ячеек в точке радиуса R.

Рис. 2. Рабочее окно модуля ввода информации о форме физического тела и В моделирующий алгоритм встроен модуль проверки адекватности модели, обеспечивающий сравнение результатов численных расчетов с аналитическим решением. Проверка адекватности производится в стационарном и нестационарном режимах для плоской и цилиндрической конструкции тестируемых объектов. Погрешность численного расчета с применением созданного программного обеспечения по сравнению с аналитическим решением для граничных условий (ГУ) 1-го рода составила менее 0,01%. При граничных условиях 2го и 3-го рода в стационарном и нестационарном режимах при соотношении временного и пространственного шагов в пределах 100 с/мм наибольшая погрешность моделирования по температуре составила 3 %.

В третьей главе изложены результаты исследований КТП толщины осадка парафина.

На основе анализа возможных вариантов реализации предложена классификация КТП по конструктивному исполнению, схеме измерений, виду измерительного сигнала, причинам возникновения конвекции и длительности возбуждающего конвекцию теплового импульса (рис. 3) [5, 6, 9].

Рис. 3. Классификационная схема конвективно-тепловых преобразователей Датчик–свидетель представляет собой КТП, вносимый в среду, например, в межтрубное пространство скважины, состоящий из нагревательного элемента, создающего температурное возмущение в конструкции КТП и внешней среде, и одного или двух датчиков температуры, обеспечивающих регистрацию последствий температурного возмущения.

Датчики, встраиваемые в конструкцию нефтепровода, выполняются в виде кольца и монтируются снаружи или внутри трубы заподлицо с поверхностью. В зависимости от вида тепловой измерительной схемы они подразделяются на дифференциальные, в которых применяются два датчика температуры, равноудаленных от нагревателя, и недифференциальные, содержащие один датчик температуры. Дифференциальные КТП позволяют регистрировать разность температуры в двух точках конструкции, что обеспечивает высокую их чувствительность. В статических КТП после подачи импульса нагревания измерение выходной величины производится по окончании переходного теплового процесса; в динамических КТП измерения начинаются и производятся в процессе нагревания. По соотношению длительностей теплового импульса и теплового переходного процесса различаются КТП с длинным и коротким импульсами.

Анализ конструкций и свойств показал, что для использования в скважине нефтепровода наиболее подходят дифференциальные статические и недифференциальные динамические КТП, выполняемые в виде свидетелей или встраиваемых в трубопровод конструкций.

На рис. 4, а показано сечение идеализированного дифференциального КТП-свидетеля цилиндрической конструкции со слоем парафина на поверхности, в котором P – нагреватель, Т1 и Т2 – зоны измерения температуры, Qij – распространяемые при нагревании тепловые потоки и S – площади сечений и поверхностей, через которые распространяются потоки. КТП устанавливается вертикально в скважине, например, в межтрубном пространстве, поэтому за счет конвекции тепло распространяется вверх от нагревателя к датчику Т1. На рис. 4, б приведена соответствующая тепловая измерительная схема (электротепловая модель), учитывающая мощность нагревателя P, термические сопротивления Rij распространению тепловых потоков и температуру жидкости (нефти) в верхней Tc1 и нижней Tc2 зонах КТП. В первом приближении можно считать Tc1= Tc2=Тс. Здесь R13 и R23 – термические сопротивления между верхней и нижней частями поверхности КТП и жидкой средой, учитывающие естественную конвекцию. Из-за малости термических сопротивлений конструкции КТП и слоя парафина в направлении радиуса цилиндра они не учитываются.

Расчет выходного сигнала КТП – разбаланса измерительного моста Т = Т 1 Т 2 (рис. 4, б) производился по известным выражениям для термических сопротивлений и исходным данным: внешний диаметр КТП 15 мм; толщина стенки КТП 2 мм; общая высота КТП L = 120 мм; расстояние между нагревателем и датчиками температуры 40 мм; нагреватель мощностью P = 2 Вт расположен на внутренней поверхности корпуса КТП симметрично относительно датчиков температуры; коэффициент теплопроводности парафина П = 0,268 Вт/Км; коэффициенты теплоотдачи на поверхности КТП в верхней части 1 = 30, в нижней части 2 = 60 Вт/Км2 (определены экспериментально).

Рис. 4. Сечение (а) и тепловая измерительная схема (б) Получены расчетные формулы где Q1 = Q2 = P 2 ; L1П = L2 П = L 4 мм; S1П = S 2 П – площадь поверхности парафина в нижней и верхней частях КТП.

Из рис. 5 видно, что при относительно небольшой мощности нагревателя можно получить достаточно большой выходной «сигнал» в схеме (десятые доли и единицы градусов), который может быть зарегистрирован датчиками температуры.

Разбаланс измерительного Также видно, что материал корпуса КТП должен иметь относительно небольшую теплопроводность; из представленных материалов предпочтительнее использовать бронзу и сталь. В этом случае большая часть теплового потока отводится через парафин и среду, что повышает чувствительность КТП.

Рассмотренный КТП может работать как недифференциальный динамический. В этом случае используется нагреватель и один (верхний) датчик температуры (рис. 6) [11]. Для сопоставления свойств КТП с рассмотренным ранее выполнен расчет параметров тепловой схемы (рис. 6) по данным, представленным выше, и путем исследования схемы в программе схемотехнического моделирования Micro Cap получены зависимости длительности переходного процесса нагревания от толщины слоя парафина (рис. 7).

Видно, что длительность переходного процесса (выходной сигнал) составляет сотни секунд, что определяет время измерений. При увеличении толщины слоя парафина длительность переходного процесса увеличивается, что обусловлено увеличением общей теплоемкости КТП и его инерционности.

Также снижение теплопроводности материала КТП сопровождается увеличением чувствительности.

Длительность переходного Рис. 7. Зависимости длительности переходного процесса недифференциального Экспериментальные исследования КТП проводились в лабораторных условиях на установке, содержащей отрезок обсадной трубы, заполненный нефтью Решетниковского месторождения УР. Общие закономерности зависимости выходного сигнала КТП от толщины слоя парафина, установленные на теоретических моделях, подтверждены.

На рис. 8, 9 представлены конструкции дифференциального и недифференциального КТП-свидетеля. Для послойного нанесения парафина, взятого также с указанного месторождения, была разработана специальная методика.

Экспериментально установлено, что КТП позволяют измерять среднюю толщину парафина на поверхности трубопровода в диапазоне до 25 мм с погрешностью не более 10%, что достаточно для контроля толщины осадка в скважине. Для указанных конструкций, нефти и парафина при мощности нагревателя Вт в лаборатории получены градуировочные характеристики:

= 3,74U + 4,69 – для дифференциального и = 25,7 10 3 7,8 – для недифференциального КТП, где - толщина парафина в мм; U - разбаланс измерительного моста в мВ; - время в с.

Рис. 9. Конструкция недифференциального экспериментального КТП-свидетеля Для более детальных исследований КТП с помощью численной модели и специализированного ПО была разработана и реализована экспериментальная методика измерения локальных значений коэффициента конвективной теплоотдачи на поверхности вертикально расположенной в нефти (в скважине) цилиндрической трубы, в средней части которой как в дифференциальном КТП установлен нагреватель [12, 13]. На поверхности трубы вдоль оси были размещены термопары для измерения температуры. По экспериментальным точкам путем аппроксимации получена аналитическая функция зависимости температуры трубы от координаты T ( x) = Ax 2 + Bx + C, с использованием которой получено выражение для коэффициента теплоотдачи вдоль трубы где тпс, S тпс, R - теплопроводность материала, площадь сечения и наружный радиус трубы; A - коэффициент в выражении для температуры. На рис. представлены зависимости коэффициента теплоотдачи на поверхности трубы от координаты вдоль оси, отсчитываемой от нагревателя вверх и вниз.

Коэффициент теплоотдачи, Предложена конструкция недифференциального динамического КТП, встроенного в НКТ скважины (рис. 11) [6, 8], исследованная с применением численной модели и разработанного ПО. КТП представляет собой полое кольцо, зафиксированное на наружной стороне НКТ с помощью специальной вставки. Корпус КТП герметизирован и состоит из двух полуколец 1 (сталь) и (сталь или другой материал). На внешнем полукольце 1 во внутренней полости установлены нагреватель 3 и датчик температуры 4, выполненные в виде катушек из константанового и медного провода. КТП теплоизолирован от НКТ воздушной прослойкой 5. В качестве критерия окончания переходного процесса выбран момент времени, когда скорость изменения температуры, измеренной датчиком, снижается до некоторого (критериального) уровня К от максимального зарегистрированного в эксперименте значения.

Установлено, что температурный перепад в зоне датчика температуры, для КТП встроенного в НКТ, составляет, максимально, десятые доли градуса.

При практической реализации КТП это создает проблему регистрации переходного процесса.

Для увеличения температурного перепада в зоне датчика температуры необходимо увеличивать мощность нагревателя, что ведет к повышению энергозатрат, или уменьшать расстояние между нагревателем и датчиком температуры.

Исходя из этого предложена конструкция КТП, встраиваемого в НКТ диаметром 78,6 мм, изображенная на рис. 12, в которой нагреватель располагается по центру под стальным защитным кольцом, а датчик температуры Т смещен относительно центра вверх и расположен между нагревателем и кромкой кольца. Нагреватель, датчик температуры и кольцо теплоизолированы от НКТ слоем пенополиуретана или другого материала с низкой теплопроводностью.

Теплоизоляция (пенополиуретан) Рис. 12. Сечение модифицированного КТП и части НКТ для измерения толщины осадка парафина на внешней поверхности НКТ Расчеты показали, что при мощности нагревателя 2 Вт максимальное значение скорости нагревания КТП не превышает 100 мК/с. Для регистрации длительности переходного процесса это требует применения термометра высокого разрешения. Также установлено, что в силу особенности протекания тепловых процессов в КТП для расширения диапазона измерений необходимо уменьшать значение критерия К при оценке длительности переходного процесса. Чтобы обеспечить диапазон измерений толщины 0…15 мм, критерий К должен быть установлен на уровне 0,02 (см. рис. 13).

Снижение требований по разрешающей способности термометра может быть достигнуто за счет увеличения мощности нагревателя. Например, если мощность увеличить до 3 Вт, то необходимое для регистрации изменения толщины парафина разрешение термометра должно быть не хуже 6 мК. Технология температурных измерений высокого разрешения отработана на кафедре вычислительной техники ИжГТУ.

Длительность переходного Рис. 13. Зависимость длительности переходного процесса от толщины парафина В результате компьютерных экспериментов также установлено, что температура в зоне установки термометра при импульсном нагревании КТП повышается на несколько градусов, а температура внешних слоев парафина превышает температуру среды на 1…2 градуса, что обеспечивает возбуждение естественной конвекции и достаточный для регистрации уровень сигнала в канале измерения температуры термометра. В работе представлены температурные поля в сечении КТП Таким образом, КТП данной конструкции может быть использован для измерения толщины осадка парафина в скважине.

В четвертой главе рассмотрены принципы построения и функционирования информационно-измерительной системы контроля толщины осадка парафина на базе конвективно-тепловых преобразователей, устанавливаемых в нефтяной скважине.

Система контроля толщины осадка встраивается как подсистема в общую систему управления скважинами на уровне технологических объектов [1, 10].

Подсистема состоит из скважинного прибора (рис. 14), содержащего КТП, и наземной схемы управления измерениями (рис. 15), подключенной к контроллеру автоматизированного технологического объекта (КАО).

Рис. 14. Структурная схема скважинного прибора Рис. 15. Структурная схема наземной схемы управления измерениями Связь между скважинным прибором и наземной аппаратурой обеспечивается по кабелю питания насоса (если используется погружаемый электрический насос) или по выделенному каналу с применением известных в геофизической технике решений.

Измерение толщины парафина осуществляется по команде КАО. Погружаемый модуль запускает нагреватель, производит периодические измерения температуры КТП, вычисляет максимальный перепад температуры на интервале между опросами и критериальный перепад температуры, соответствующий окончанию переходного процесса; по длительности переходного процесса с использованием градуировочной характеристики, зашитой в память микроконтроллера скважинного прибора, определяется толщина слоя парафина, информация о которой передается в КАО.

Рассмотрены вопросы проектирования канала измерения температуры КТП [2], показано, что с применением медных термопреобразователей сопротивления, современных прецизионных операционных усилителей и АЦП высокой разрядности (16 бит) возможно регистрировать температуру с разрешением 0,004 К, что достаточно для применений.

Получены оценки погрешности измерений толщины осадка парафина в зависимости от интервалов опроса АЦП, показано, что приборная погрешность на уровне 1 % может быть обеспечена при интервалах опроса 0,1 с на первой секунде после запуска измерений и 10 с в последующий период до окончания процесса измерений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе путем теоретических и экспериментальных исследований выполнено научное обоснование разработки конвективно-тепловых преобразователей для информационно-измерительных систем контроля толщины осадка парафина в нефтяных скважинах, обеспечивающих повышение достоверности и оперативности получения информации о степени запарафинивания скважины и снижение затрат на ее очистку за счет оптимизации графиков ремонтов.

1. Проведен анализ методов и средств измерения толщины покрытий и осадков на поверхностях, предложен и обоснован метод конвективно-теплового преобразования для измерения толщины осадка парафина в скважине, основанный на определении границы между слоем парафина и жидкой средой по пограничному слою, возникающему в результате конвективного теплообмена.

2. На базе теории теплообмена разработан программный пакет моделирования тепловых процессов в конвективно-тепловых преобразователях, использованный при исследовании основных закономерностей их функционирования. Пакет может применяться при детальной разработке конструкции конвективно-теплового преобразователя конкретного применения.

3. Предложена классификация конвективно-тепловых преобразователей толщины парафина по конструктивному исполнению, схеме измерений, виду измерительного сигнала, причинам возникновения конвекции и длительности возбуждающего конвекцию теплового импульса. Разработаны тепловые модели преобразователей, исследованы преобразователи нескольких исполнений, определены их достоинства, недостатки и варианты применения.

Путем моделирования установлены и подтверждены экспериментально взаимосвязи метрологических характеристик конвективно-тепловых преобразователей и их теплофизических и конструктивных параметров.

Путем численного моделирования тепловых процессов в недифференциальных динамических конвективно-тепловых преобразователях установлено, что для повышения чувствительности и расширения диапазона измерения необходимо уменьшать расстояние между нагревателем и термометром. Это позволяет также уменьшить мощность теплового воздействия, которая определяет потребляемую преобразователем мощность. Для изготовления КТП металлические конструктивные элементы могут изготавливаться из стали, что позволяет обеспечивать необходимую прочность и надежность конструкции, а также устойчивость КТП к агрессивным воздействиям внутри скважины. При встраивании КТП в насосно-компрессорную трубу необходимо теплоизолировать нагреватель и датчик температуры от трубы, что обеспечивает расширение диапазона измеряемых толщин парафина.

4. На основе анализа существующих средств обслуживания нефтедобычи определено место информационно-измерительной системы контроля толщины парафина, как подсистемы в общей информационной системе управления скважинами. Разработаны принципы построения подсистемы контроля толщины парафина. Показано, что применение КТП требует использования канала измерения температуры с разрешающей способностью 0,004 К. Канал может быть реализован на основе металлических термопреобразователей сопротивления и современных электронных компонентов.

5. Результаты диссертационной работы внедрены на предприятии ООО «ТНГ-Ижгеофизсервис» и в ИжГТУ, что отражено в прилагаемых к работе актах.

Публикации автора в изданиях, рекомендованных ВАК 1. Власов, В.Г. Конвективно-тепловые преобразователи в системах измерения толщины осадка парафина в скважинах / В. Г. Власов, В. А. Куликов // Вестник Ижевского государственного технического университета. – 2007.

– №4. – С. 47-50.

2. Власов, В.Г. Разработка измерительного канала термометра высокого разрешения / В. А. Куликов, Е. А. Коновалов, В. Г. Власов // Интеллектуальные системы в производстве. – 2010. - №1 (15).- С. 51-53.

3. Патент на полезную модель № 72072 (Россия), МКИ G01N 25/20 / Устройство для измерения толщины осадка на поверхности трубопроводов / Власов В.Г., Куликов В.А. Заявл. 21.09.2007. – №2007135238/22 (Россия);

Опубл. – 27.03.2008. – Бюл. 9.

4. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2009611905 от 13.04.2009 / Программа расчета конвективно-тепловых преобразователей / В.Г. Власов, В.А. Куликов; Опубл. – 20.09.2009. – Бюл.

3(68).

5. Власов В.Г., Куликов В.А., Кузнецов М.Г., Сяктерев В.Н. Стенд для исследования и калибровки термоанемометров // Материалы междунар. науч.техн. конференции, посвященной 50-летию ИжГТУ (19-22 февр. 2002 г.). – В пяти частях. – Ч. 3. Моделирование технических и социотехнических систем / Ижевск. гос. техн. университет. – Ижевск : Изд-во ИжГТУ, 2002.

– С. 41-46.

6. Власов В. Г., Куликов В. А. Применение метода конвективно-теплового преобразования для измерения толщины парафина в нефтяных скважинах // Труды науч.-техн. конф. «Приборостроение в XXI веке. Интеграция науки, образования и производства – 2005», Ижевский гос. техн. ун-т Ижевск : Изд-во ИжГТУ, 2004. – С. 359-361.

7. Власов В.Г. Моделирование тепловых процессов в конвективно-тепловых преобразователях // В сб. докл. Междунар. науч.-технич. конференции «Информационные технологии в управлении и моделировании», Белгород.

гос. техн. университет. – Белгород : Изд-во БГТУ им. В.Г. Шухова, 2005. – С. 44-45.

8. Власов В.Г. Тепловые процессы в конвективно-тепловых преобразователях и моделирование // Материалы междунар. науч. конференции «Оптимальные методы решения научных и практических задач», Таганрогский радиотехн. университет. – Таганрог :, Изд-во ТРТУ «Антон», 2005. В пяти частях. – Ч. 3. – С. 14-15.

9. Власов В.Г. Добыча нефти и тепловые методы измерения // Материалы второй междунар. науч.-практ. конференции «Исследование, разработка и применение высоких технологий в промышленности», Институт оптики атмосферы СО РАН, Санкт-Петербургский гос. политехн. университет. – С. Петербург : Изд-во ИОА, 2006. – С.60-64.

10. Власов В.Г. Измерение засоренности скважины // Материалы докл. 10-ой юбилейной междунар. отраслевой выставки Нефтьгазхим-2006. «Повышение эффективности разведки и разработки нефтегазовых месторождений Поволжского региона». – Саратов : ЗАО «Софит-экспо», 2006. – С. 23.

11. Власов В.Г., Куликов В.А. Измерение толщины парафина в нефтепроводе с использованием конвективно-тепловых преобразователей // Межвуз. сб.

«Электроника, автоматика и измерительная техника».– Уфа : Изд-во УГАТУ, 2007. – С. 161-164.

12. Власов В.Г., Куликов В.А. Моделирование недифференцального конвективно-теплового преобразователя толщины парафина // В сб. научн. тр.

молодых ученых «Информационные системы в промышленности и образовании» / Вып. 3. – Ижевск : ИПМ, 2008. – С. 48-52.

13. Власов В.Г., Куликов В.А. Методика экспериментального определения коэффициента конвективной теплоотдачи для анализа конвективнотепловых преобразователей // В сб. трудов науч.-техн. конф., посвященной 50-летию кафедры «Вычислительная техника» ИжГТУ «Информационные технологии в промышленности и образовании», Ижевск. гос. техн.

университет. – Ижевск: Изд-во ИжГТУ, 2009. – С. 261-264.

Подписано в печать 21.05.10. Формат 60х84/16.

Отпечатано в ИжГТУ. 426069, Ижевск, Студенческая,