Измерение содержания воды в нефти

Автоматизация технологических процессов

Измерение давления.

Различают следующие типы приборов: показывающие, регистрирующие, суммирующие, прямого действия, сравнения. Класс точности: определяется пределами допускаемых основных и дополнительных погрешностей. Манометры служат для измерения избыточного давления. При помощи манометров измеряют давление в линиях, установках и т.д.. Дифференциальные манометры – для измерения разности давлений. Технические – служат для установки на объектах. В нефтедобыче наиболее распространены пружинные манометры, где в качестве чувствительного элемента применяют трубчатые пружины, как одновинтовые, так и многовинтовые, мембраны и сильфоны. Технические манометры имеют класс точности 1,5; 2,5; 4,0; контрольные – 0,6; 1,0; образцовые – 0,16; 0,25; 0,4.Верхние пределы измерений манометров в зависимости от их типов составляют: 0,16; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400; 600; 1000 кгс/см². Пример обозначения манометра: манометр показывающий (МП) с диаметром корпуса 63 мм (63), радиальным штуцером (Р), диапазоном измерения от 0 до 4 МПа, классом точности 2,5 Контрольные – для фиксации Рmaх. Контрольные манометры имеют дополнительную стрелку, свободно посаженную на ось под основной рабочей стрелкой. С возрастанием давления рабочая стрелка перемещает контрольную, а с уменьшением его контрольная стрелка остается на месте показывая максимальное давление, измеренное манометром.

2)70)Измерение температуры.

По принципу действия различают: термометры расширения (технические стеклянные, манометрические, дилатометрические, биметаллические); термоэлектрические пирометры (термопары); термометры сопротивления; На нефтепромысловыхобьектах применяются следующие датчики температуры: термометры стеклянные ртутные, спиртовые – устанавливаются на оборудовании и трубопроводах УПН, УПСВ, ДНС, в печах, котельных и т.д.;термометры манометрические ТКП-СК, ТГП-СК – показывающие приборы, устанавливаемые по месту.

Контакты сигнального устройства используют в схемах сигнализации и блокировок. Используются в котельных и объектах водоподготовки; термометры самопишущие ТГС-712 – местный показывающий самопишущий прибор. Используется в котельных установках. термоустройства – дилатометрические типа ТУДЭ. Контакты сигнального устройства используют в схемах сигнализации и блокировок. Используются в котельных установках. термометры сопротивления типа ТСМ – используются для контроля температуры в комплекте с вторичными приборами КСМ, СТ-136, УМС на ДНС, ЦППН, УПСВ и др.; термометры типа ТХА – используются для контроля температуры в комплекте со вторичными приборами типа логометров, КСП и др., на печах ПТБ-10, ПП-1,6.

3)71)Измерение количества и расхода жидкости, газа, пара.

Турбинные расходомеры, счетчики жидкости и газа. Принцип действия турбинных расходомеров и счетчиков заключается в преобразовании скорости потока жикости и газа, проходящего через известное сечение трубопровода, в частоту вращения турбины, установленной в трубопроводе, которая, в свою очередь, преобразует ее в частоту электрических импульсов.Турбинные расходомеры с магнитно-индукционными преобразователями- «НОРД», «МИГ», «Турбоквант», «Смит» - получили широкое применение на узлах учета нефти. Механические турбинные счетчики жидкости ТОР – 50 и ТОР –80 используются в АГЗУ.Турбинный расходомер жидкости (ТОР 1-50) в ГЗУ «Спутник» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора. Расходомеры ТОР-1 предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80 сСт. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.

4) 72) Измерение плотности

Плотность - масса тела заключенная в единице объема, измеряемае в кг/м3. Измерение плотности ведется несколькими методами: арео- метрическим, пьезометрическим, радиоактивным.

Ареометр - стеклянная трубка со шкалой и насыпанной в нее дробью. Измерение плотности ареометром ведется путем погру­жения в жидкость, величина погружения укажет на шкале плот­ность жидкости. Плотномер ПЖС-П оценивает плотность жидко­сти, протекающей в измерительной камере и заполняющей сильфоны. Датчик ПЖС-П измеряет плот­ность в диапозоне 500-2500 кг/м³. Радиоактивные плотномеры фиксируют интенсивность измере­ния, проходящего через движущи­еся жидкости.

Измерение плотности нефти происходит чаще всего с помощью ареометров или плотномеров для нефтепродуктов. Любой плотномер для нефтепродуктов имеет множество преимуществ по сравнению с традиционными приборами определения плотности нефти - ареометрами. Ареометром вы сможете измерять плотность в очень узком диапазоне.

5)73) Измерение вязкости

Вязкость - свойство жидкости сопротивляться перемещению (течению). Чем больше вязкость, тем больше гидравлические сопротивления при перекачке и тем выше должна быть мощность насосов, перекачивающих эту жидкость. Динамическая вязкость - сила межмолекулярного взаимо­действия в жидкости. Кинематическая вязкость — отношение динамической вяз­кости жидкости к ее плотности. Текучесть - параметр, обратный динамической вязкости, т.е. чем выше вязкость, тем меньше текучесть. Размерность Па с. Условная вязкость - отношение времени истечения 200 мл испытуемой жидкости через калиброванную трубку при темпе­ратуре испытания ко времени истечения 200 мл дистилированной воды при температуре 20 °С. Измерение вязкости проводят вискозиметрами. Капиллярные вискозиметры определяют время истечения жидкости из капилляра. Вискозиметры с падающим шариком оценива­ют скорость падения калиброванного шара в той или иной жидко­сти. Ротационные вискозиметры — измеряют сопротивление, ко­торое оказывает жидкость вращающемуся в ней телу.

Измерение содержания воды в нефти

Содержание воды в нефти измеряют влагомерами. Действие одного из них основано на оценке разницы диэлектрической про­ницаемости нефти и воды. Влагомер УВН включает корпус, в котором раз­мещена стеклянная трубка со штоком и укрепленном на нем электродом. При движении водонефтяной смеси от приема к выкиду элек­трод фиксирует содержание в ней чистой нефти. Температура учитывается электрическим термометром «Т». Наибольшее получил один из косвенных методов измерения обводненности нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств ее компонентов (нефти и воды). Как известно, безводная нефть является хорошим диэлектриком и имеет диэлектрическую проницаемость, тогда как диэлектрическая проницаемость минерализованных вод достигает. Такая разница в диэлектрической проницаемости воды и нефти позволяет создать влагомер сравнительно высокой чувствительности. Принцип действия такого влагомера заключается в измерении емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную смесь. Унифицированный влагомер данного типа для нефти (УВН) позволяет непрерывно контролировать и фиксировать объемное содержание воды в потоке нефти с погрешностью от 2.5 до 4 %. Для более точного измерения содержания воды в нефти необходимо избегать попадания пузырьков газа в датчик, так как он имеет низкую диэлектрическую проницаемость, соизмеримую с нефтью, и поток жидкости перед поступлением в датчик тщательно перемешивать для достижения однородности смеси, так как чем однороднее поток, тем выше точность показаний прибора.