Прибор для измерения концентрациив воде нефти и нефтепродуктов. Измерительные приборы нефть


Автоматические средства измерения содержания в нефти воды, солей, плотности

Измерение содержания воды. В связи с внедрени­ем автоматизированных блочных замерных установок и безрезервуарной сдачи нефти разработаны методы и созданы при­боры для автоматического определения содержания воды в продукции скважин в процессе измерения дебита или в товар­ной нефти в процессе ее перекачки в магистральный нефтепро­вод.

Содержание воды в потоке нефти определяется, различными косвенными методами. Среди них наибольшее распространение получил так называемый диэлектрометрический метод, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств компонентов этой i меси. Безводная нефть является типичным неполярным диэлектриком.

Приборы, предназначенные для непрерывного контроля за удержанием воды в потоке сырой или товарной нефти, называются влагомерами.

При управлении обезвоживающими установками необходимо контролировать содержание воды как в исходной, так и в обезвоженной нефти.

Для непрерывного измерения содержания воды в нефти разработаны приборы типа УВН.

Между обкладками конденсатора протекает контролиру­емая, а конденсатора - обезвоженная нефть, полученная отгонкой из нее воды. Обезвоживание нефти осуществляется в блоке подготовки. Емкости конденсаторов сравниваются в блоке, на выходе которого формируется сигнал в виде час­тоты переменного тока, пропорциональной разности емкостей конденсаторов.

В блоке имеются два генератора Г1 и Г2, усилитель У, кон­денсаторы Си и С и фильтр Ф. Далее частота в преобразователе преобразуется в пропорциональный сигнал постоянного тока. Преобразователь соединен с блоком линией связи. Вы­ходной сигнал преобразователя подается на вторичный прибор потенциометра, шкала которого градуирована в единицах со­держания воды в нефти.

Сопротивления служат соответственно для настройки чувствительности и нуля (нижнего предела шкалы прибора).

Для периодической проверки работы прибора (при уста­новке нуля) при помощи вентиля через конденсатор пропус­кают анализируемую нефть.

При измерении содержания воды в товарной нефти шкала электронного измерительного блока градуируется в пределах, 0—3%, в сырой нефти — соответственно 0—1, 0—15, 0—60%. Разработаны также влагомеры типа «Фотон-П». Однако у диэлектрометрического метода измерения влагосодержания имеется существенный недостаток — прибор оказы­вается неработоспособным при смене сорта нефти и требует специальной перестройки.

Влияние сортности нефти на эти влагомеры можно значи­тельно уменьшить, включив в схему измерения два влагомера по дифференциальной схеме, которые используются для изме­рения осушенной и сырой нефти, аналоговый сумматор, устрой­ство для осушки нефти на потоке, устройство для отделения пу­зырьков пара и газа от анализируемой нефти и теплообменник для выравнивания температуры нефти.

Перспективный путь решения этой проблемы создание приборов спектрального анализа и разработка метода спектро­скопии рассеивающих сред.

При падении пучка излучения на водонефтяную эмульсию обычная картина поглощения искажается рассеиванием на опти­ческих неоднородностях среды. Часть пучка отражается, часть выходит из эмульсии, рассеиваясь в разных направлениях. Ин­тенсивность излучения в каждой точке рассеянного пучка зави­сит от концентрации воды, распределения капель воды по раз­меру, длины волны падающего луча и оптических свойств сре­ды. Любой из перечисленных эффектов можно использовать для определения влажности, однако большие возможности откры­вает измерение собственного поглощения излучения водой. На этом принципе разработано несколько влагомеров. Принцип дей­ствия анализаторов основан на измерении поглощения эмуль­сионной водой инфракрасного излучения.

Для определения содержания солей в товарной нефти разработан автоматический анализатор И0Н-П2, представляющий собой автоматический прибор, осуществляющий отбор проб по заданной программе, разбавление отобранной пробы раство­рителем, измерение и регистрацию. Принцип действия анали­затора основан на измерении электропроводности пробы нефти, разбавленной смесью, состоящей из изобутилового и этилового спиртов и бензола. Диапазон измерений И0Н-П2 находится в пределах от 0 до 50 и от 0 до 500 иг/л.

В СССР применяются также импортные солемеры типа РСД, ССА (США), Солинол (ВНР).

Измерение плотности. Для измерения плотности нефти на потоке в настоящее время наибольшее распростране­ние получили приборы, принцип действия которых основан кг измерении частоты колеблющейся системы трубок, внутри ко­торых протекает жидкость. Плотномер выдает модулированный по частоте выходной сигнал и обеспечивает его передачу и циф­ровое преобразование. Принцип действия прибора можно срав­нить с камертоном. Две параллельные трубки, заполненные испытываемой жидкостью, приводятся в механическое колеба­ние посредством электромагнитной катушки, расположенной между ними. Трубки вибрируют с собственной частотой, являю­щейся функцией плотности жидкости, которую они содержат.

Наряду с вибрационными плотномерами в последнее время начали выпускать радиоизотопные плотномеры, предназначен­ные для бесконтактного непрерывного измерения в стацио­нарных условиях и дистанционной записи плотности различных жидкостей, транспортируемых по трубопроводам.

Для коммерческих операций при сдаче-приеме нефти наи­большее применение, получили импортные плотномеры типа «Солтартон» (Великобритания) и «Денситон» (ВНР).

Диапазон измерения плотности этих приборов от 300 дс 1600 кг/м3, рабочее давление до 15 МПа. Погрешность измере­ния составляет от ±0,1 до ±0,9 кг/м3. Принцип действия ука­занных приборов — вибрационный.

studfiles.net

Анализаторы нефтепродуктов в воде и почве

Основными методами количественного химического анализа, применяемыми в настоящее время при определении нефтепродуктов в водах, являются гравиметрический, ИК-спектроскопический, газохроматографический и флуориметрический.

Гравиметрический метод основан на экстракции нефтепродуктов из пробы, очистке экстракта от полярных веществ, удаления экстрагента путем выпаривания и высушивания остатка. Этот метод используется только при сильных загрязнениях и не может применяться при анализе проб, содержащих нефтепродукты на уровне ПДК.

Метод ИК-спектроскопии основан на экстракции нефтепродуктов из пробы четыреххлористым углеродом или хладоном 113, очистке экстракта от полярных соединений методом колоночной хроматографии на оксиде алюминия и последующей регистрации поглощения излучения в области спектра 2700-3200 см-1, обусловленного валентными колебаниями СН3 и СН2 групп алифатических и алициклических соединений и боковых цепей ароматических углеводородов, а также связей СН ароматических соединений.

Флуориметрический метод основан на экстракции нефтепродуктов гексаном, очистке при необходимости экстракта с последующим измерением интенсивности флуоресценции экстракта, возникающей в результате оптического возбуждения. Метод отличается высокой чувствительностью (нижняя граница диапазона измерений 0,005 мг/дм3), экспрессностью, малыми объемами анализируемой пробы (табл. 1) и отсутствием значимых мешающих влияний липидов. Методика определения нефтепродуктов флуориметрическим методом изложена в нормативных документах.

Метод газовой хроматографии основан на разделении углеводородов нефти на неполярной фазе в режиме программирования температуры. Нефтепродукты экстрагируют из пробы органическим растворителем (четыреххлористый углерод или гексан), полученный экстракт очищают методом колоночной хроматографии на оксиде алюминия и очищенный экстракт анализируют. Аналитическим сигналом является суммарная площадь пиков на хроматограмме, начиная с пика н-декана (С10Н22) и кончая пиком н-тетраконтана (С40Н82). Градуировка проводится с использованием смеси дизельного топлива и смазочного масла.

techob.ru

Система измерений массы нефтепродуктов в резервуарах. — Моринформсистема-Агат-КИП

20 июня делегация АО «Моринсис-Агат-КИП» посетила 15-ю Международную выставку «Нефть и газ». MIOGE 2018 (18-21 июня, г. Москва). Наша компания производит следующие приборы для нефтегазовой отрасли: сигнализаторы уровня УЗС-5, сигнализаторы уровня СУР-К, рефлектометрические уровнемеры КРУ-1РВ, расходомеры КОРАЛЛ-8, плотномеры ВИБРО-1. Ультразвуковые сигнализаторы уровня УЗС-5 предназначены для автоматической сигнализации снижения (повышения) уровня нефти и нефтепродуктов относительно одной или более контрольных точек в условиях высокого давления, критических температур в различных типах резервуаров и емкостей. Емкостные сигнализаторы уровня СУР-К используются для контроля уровня нефтепродуктов как в стационарных условиях, так и при транспортировке. Рефлектометрические уровнемеры КРУ-1РВ разработаны для непрерывного измерения уровня нефти и нефтепродуктов во взрывоопасных установках и помещениях. Ультразвуковые времяимпульсные многолучевые расходомеры жидких сред КОРАЛЛ-8 применяются для измерения объемного расхода различных нефтепродуктов в трубопроводах при ведении коммерческого и технологического учета. Вибрационные плотномеры ВИБРО-1 используются для измерения массового расхода, плотности и температуры нефтепродуктов в резервуарах и проточных трубопроводах, в том числе для коммерческого и технологического учета. Помимо единичных приборов АО «Моринсис-Агат-КИП» предлагает комплексные решения для автоматизации нефтегазовой отрасли: многофункциональную систему контроля МСК и систему контроля параметров «Кварта». Многофункциональная система контроля физических параметров МСК предназначена для измерения и контроля широкого спектра физических параметров измеряемой среды: температуры, давления, расхода, влажности, уровня, солесодержания, содержания газовых концентраций, электрического напряжения, электрического тока, электрического сопротивления и т.д. Система МСК работает совместно с первичными преобразователями. Система контроля параметров «Кварта» используется для непрерывного измерения уровня и температуры нефти и нефтепродуктов в резервуарном парке. Также система «Кварта» предназначена для сигнализации уровня, расчетов объема и массы нефтепродуктов, скорости наполнения (опорожнения) резервуаров.

agat-kip.ru

Приборы измерения свободного газа в жидкости.

Сразу напишу В целом все сложно, поскольку это измерение, казалось бы, должно быть легким, но зависит от многих параметров. Конечно главное это то с чем работаем – нефть, фракция кого-то вещества, флюид. Важны так же физические характеристики, основные это давление и темапература ДНП:

Стабильность нефти или ее предрасположенность к испарению определяется величиной давления насыщенных паров (ДНП). Данным показателем характеризуется качество товарной нефти (ГОСТ Р 51858-2002).

Наиболее широко в практике для контроля ДНП применяется метод Рейда (ГОСТ 1756-2000). Недостатком этого метода является то, что он измеряет условное ДНП. Связано это с негерметичностью отбора проб, наличием в измерительной камере воздуха, неточным заданием соотношения фаз и фиксацией момента приведения системы "жидкость-пар" в термодинамическое равновесие.

Для контроля истинного ДНП разработан прибор АЛП-01ДП-01 (Госреестр № 16774-06) и ГОСТ Р 8.601-2003 "Давление насыщенных паров нефти и нефтепродуктов".

Контроль ДНП с применением прибора АЛП-01ДП-01 и ГОСТ Р 8.601-2003 позволяет оперативно производить оценку качества нефти и ее потерь от испарения.

В настоящее время на базе ГОСТ Р 8.601-2003 ведется разработка межгосударственного стандарта. Кроме того, в рамках переработки МИ 2693-2001 "Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения", ставится вопрос о введении показателя ДНП для характеристики сырой нефти.

 

 

Схема управления газлифтной добычей.

 

Вопрос 30

УОСГ-100.

Свободным, в существующей практике, принято считать газ, находящийся в нефти в виде пузырьков различной дисперсности. Он всегда существует в нефти после ее сепарации. Его количество увеличивается со снижением давления и повышением температуры. Повышение давления и снижение температуры способствуют уменьшению его объема. Содержание свободного газа в нефти является причиной завышения показаний турбинных счетчиков и занижения плотности нефти. В настоящее время при контроле качества нефти используют автоматические приборы, постоянно измеряющие долю свободного газа в нефти (на потоке), и приборы, позволяющие производить автоматические измерения через установленный промежуток времени (точечные, отбор не реже 1 раза в месяц). Для автоматического контроля наличия в потоке нефти свободного газа в отечественной практике используются ультразвуковые индикаторы ИФ-1. Поскольку величина получаемого в нем сигнала зависит не только от объема газа, но и от дисперсности пузырьков и ряда других факторов, то достоверность фиксации его появления в нефти часто вызывает сомнение. Содержание свободного газа в нефти определяют периодически, в соответствии с графиком, утвержденным руководителями предприятий грузоотправителя и ОАО «АК «Транснефть». Результат измерений содержания свободного газа распространяют на весь период с момента обнаружения до его следующего определения. Для измерений содержания свободного газа в нефти на ПСП применяют стационарные или переносные средства измерений. Измерения выполняют в соответствии с МИ 2575. Содержание свободного газа зависит от условий сепарации и свойств жидкости. Газ, находясь в жидкости в виде пузырьков, изменяет показание объёмных счётчиков на такую долю, какую долю сам составляет в жидкости, т. е. если объём газа в жидкости составляет 2 %, то показание счётчика повысится на 2 %. Точно учесть содержание свободного газа при определении объёма и массы нефти трудно по двум причинам. Во-первых, содержание свободного газа непостоянно и может изменяться в зависимости от условий сепарации (расхода жидкости, вязкости, уровня в сепараторах и т. д.). Во-вторых, технические средства для непрерывного измерения содержания газа в потоке в настоящее время находятся в разработке. Имеющиеся средства, например устройство для определения свободного газа УОСГ-100 СКП, позволяют производить измерения только периодически и дают не очень достоверные результаты. Единственным способом борьбы с влиянием свободного газа является улучшение сепарации жидкости, чтобы исключить свободный газ или свести его к минимуму. Для уменьшения влияния газа узлы учёта нефти необходимо устанавливать на «выкиде» насосов. При этом объём газа уменьшается за счёт сжатия. При организации учёта сырой нефти необходимо исследовать описанные факторы и принять меры для уменьшения влияния их на точность учёта. Объем свободного газа трудно измерить и учесть ввиду отсутствия средств измерения объема свободного газа в потоке. Легче не допустить выделения газа путем улучшения сепарации жидкости и регулирования давления на УУН. Прибор УОСГ-100 СКП (рис. 11, табл. 2) используется для определения содержания свободного газа и определения поправок в показания турбинных счетчиков, качества сепарации и физических характеристик углеводородосодержащих жидкостей. Принцип измерения основан на том, что при изотермическом сжатии пробы газожидкостной смеси, после ее перехода из двухфазного в однофазное состояние, характер зависимости давления от изменения объема пробы становится линейным. Прибор позволяет отбирать пробу нефти или нефтепродукта с сохранением термодинамических условий по давлению и температуре, сжимать ее при той же температуре до требуемого значения давления и фиксировать величину изменения объема пробы.

Рисунок 11. Устройство для определения свободного газа УОСГ–100 СКП

УОСГ-100 СКП используется для определения содержания свободного газа в нефти (МИ 2575-2000) и других углеводородных жидкостях. Кроме того, он может использоваться для определения коэффициентов сжимаемости и термического расширения этих продуктов.

Таблица 2

Технические характеристики устройства для определения свободного газа УОСГ-100 СКП

 

Контроль свободного газа необходим для введения поправок в показания объемных счетчиков при учете нефти и нефтепродуктов, а также оценки качества их сепарации. Информация о коэффициентах сжимаемости и термического расширения необходима, когда условия измерения по Р и Т отличаются от условий, при которых необходимо учитывать объем продукта. Для производства измерения с помощью клапанов производится отбор пробы продукта и переключение потока на термостатирующую рубашку. После этого продукт сжимается, и снимаются показания давления и объема.

Для подключения прибора трубопровод должен иметь секущую задвижку или другое местное сопротивление и два вентиля, расположенных до и после задвижки (рис. 12). К первому, по движению потока, прибор крепится жестко, а к другому – с помощью шланга высокого давления, входящего в комплект прибора. Наличие местного сопротивления обеспечивает постоянный проток продукта через прибор.

Для производства измерения с помощью клапанов производится отбор пробы продукта и переключение потока на термостатирующую рубашку. После этого продукт сжимается, и снимаются показания давления и объема. Метод и техническое средство имеют существенные недостатки. Измерения выполняются обученным персоналом с применением ручного труда и затратой на один замер не менее 15 минут без учета подготовительных работ.

 

Рисунок 12. Схема монтажа прибора УОСГ-100

 

 

stydopedia.ru

Прибор для измерения концентрациив воде нефти и нефтепродуктов

 

Союз Советскик

Социалистических республик

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОУСК©МУ СВ ИТИЛЬСТВУ

8425 7 ) (61) Дополнительное к авт. свмд-ву(51)М. Кл. (22) Заявлено 080879 (21) 2808895/23-25 с присоединением заявки Йо—

G 01- N 33/18

Государственный комитет

СССР по делам изобретений и открытий (23) Приоритет

Опубликовано 300681, Бюллетень Н9 24 (53) УДК 543. 383. (088.8) Дата опубликования описания 3006.81 (72} Авторы изобретения

К.С. Ляпин и В.A. Долндзе (71) Заявитель (54) ПРИБОР ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ

В ВОДЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Изобретение относится к анализу жидких сред, а более конкретно к . приборам, служащим для определения .содержания нефти и нефтепродуктов в сливаемых с судов водах (льяльных, трюмных и балластных), и может быть широко применено в различных отраслях промпаленности — химической, нефтеперерабатывающей и др.

Известно устройство для определения углеводородов в жидкости,содержа щее колонку для ввода в нее растворителя, приспособление для мелкодисперсного распределения, приспособление . для отвода жидкости после отделения от растворителя под действием силы тяжести и фотометрическую кювету C1)

Основной недостаток устройствадлительность процесса отделения растворителя от воды.

Наиболее близкий по технической сущности к изобретению прибор для измерения концентрации в воде нефти и нефтепродуктов содержит. дозатор исследуемой воды и растворителя, подсоединенный к ним блок смешивания воды, содержащей нефть, 30 с растворителем и отделения воды от поглотившего нефтепродукт растворителя, установленные за этим блоком инфракрасный анализатор и регенератор. Блок для смешивания воды с растворителем представляет собой магнитную мешалку с приводом от электродвигателя. Блок для отделения воды от поглотившего тяжелые масла растворителя выполнен в виде двух плоских стаканов с помещенным между ними фильтрующим элементом (2), Наличие в данном устройстве трех самостоятельных узлов — эмульгато-. ра, первого фильтра с двойной фильтрацией, второго фильтра с отстойником — усложняет его конструкцию, понижает надежность, увеличивает путь движения исследуемой смеси.

Цель изобретения — повышение надежности и упрощение конструкции.

Поставленная цель достигается тем, что в приборе для измерения концентрации в воде нефти и нефтепродуктов, содержащем дозатор исследуемой воды и растворителя, подсоединенный к ним блок смешивания воды, содержащей нефть, с растворителем, и отцеления воды и поглотившего нефтепродукт растворителя, установ842579 ленные за этим блоком инфракрасный анализатор и регенератор, блок смешивания выполнен в виде установленного в защитном чехле о возможностью вращения вокруг своей оси и имеющего винтовую нарезку на внутренней поверхности наклонного полого цилиндра из пористого материала,. проницаемого для растворителя и не проницаемого для воды, причем внутри цилиндра проходит трубка подачи смешиваемых веществ, а нижний конец цилиндра закрыт сферическим днищем, внутри которого установлены перфорированные перегородки.

Коэффициент пористости фторопласта составляет 20-40Ъ а диаметр пор

0

15-50 мкм. Наклон цилиндра 35-55 к горизонту.

На фиг. 1 представлена принципиальная схема прибора; на фиг. 2 блок смешивания воды, содержащей нефть, с растворителем и отделения воды от растворителя.

Прибор состоит из фильтрующего устройства 1, дозирующих приспособлений 2 и 3, соответственно для пробы исследуемой жидкости и растворителя, блока 4 для смешивания пробы исследуемой жидкости с растворителем и отделения растворителя от пробы исследуемой жидкости, инфракрасного анализатора, содержащего две измерительные кюветы 5 и 6 соответственно для измерения растворителя с нефтью (нефтепродуктами) и чистого растворителя, регенератора 7 растворителя и -системы 8 трубопроводов с вентиляМИ.

Блок для смешивания воды, содержащей нефть, с растворителем и отделения воды от растворителя состоит из защитного чехла 9, внутри которого установлен наклонный цилиндр 10, внизу которого закреплено сферическое днище 11, содержащее на внутренней поверхности перегородки 12 иэ перфо- . рированного материала, Цилиндр выполнен из пористого фторопласта с коэффициентом пористости 20-40% (толщина стенок в самом узком месте равна 1-3 мм) и установлен под углом 45О относительно основания прибора,размещенного горизонтально.

Трубка 13 подачи смешиваемых веществ через шестеренчатую передачу связана с приводом 14.

В нижней части блока имеются два сливиых изолированных-друг от друга канала 15 и 16 соответственно для слива растворителя с нефтью и воды.

:Прибор. работает следующим образом.

Исследуемая вода с нефтью поступает через фильтрующее 1-в доэирующее устройство 2, одновременно доэирующим устройством 3 подается растворитель (чистый четыреххлористый углерод

CCQ ) в узел 4. В узле 4 (фиг. 2) вода с нефтью и растворитель по труб ке 13 поступают в смеситель, который образован сферическим днищем 11.

Включается привод 14, который через шестеренчатую передачу осуществляют вращение шнека 10 совместно с трубкой

О 13 и смесителем 11. Жидкая смесь интенсивно перемешивается при помощи перегородок 12 и поступает на винтовую поверхность. При вращении цилиндра смесь, состоящая из. воды и растворителя с нефтью, перекатывается по

>> его поверхности и разделяется.

Растворитель с нефтью просачивается, стекает в канал 16 и поступает на измерение в инфракрасный анализа- . тор — кювету 5, а вода поднимается

20 и сливается в канал 15. Затем растворитель с нефтью попадает в регенератор 7, а оттуда чистый растворитель поступает в кювету 6.

Изобретение позволяет совместить два самостоятельных, сложных в технологическом отношении устройства, сократить металлоемкость конструкции, исключить наличие магнитной мешалки.

Формула изобретения

49

Прибор для измерения.концентрации в воде нефти и нефтепродуктов, содержащий дозатор исследуемой воды и растворителя, подсоединенный к ним блок смешивания воды, содержа-. щей нефть,с растворителем и отделения воды от поглотившего нефтепродукт растворителя, установленные за этим блоком инфракрасный анализатор и регенератор, о т л и ч а ющ и и сятеи, что,,с целью повышения надежности и упрощения конструкции, блок смешивания выполнен в виде установленного в защитном чехле с воэможностью вращения вокруг своей оси и имеющего винтовую нарезку на внутренней поверхности наклонного полого цилиндра иэ пористого материала, проницаемого для растворителя и не проницаемого для воды, рричем внутри цилиндра проходит трубка подачи смешиваемых веществ, а нижний конец цилиндра закрыт сферическим днищем, внутри которого установлены перфорированные перегородки, Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Патент ФРГ Р 1773659, кл. G 01 N 33/18, 1973, 2. Патент Японии 9 52-7358, кл. G 01 N 21/02, 1977 (прототип) .

   

www.findpatent.ru