Чухарева Н.В., Новиков А.А. Исследование углеводородных систем при определении качественных характеристик в системе магистральных трубопроводов

Подождите немного. Документ загружается.

101

При падении шарика в неподвижной жидкости вязкость определяет-

ся уравнением Стокса

(

)

·V

2,4r

grρρ2

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

, (3.4)

где

– плотность материала шарика и жидкости;

и r

– радиусы шарика и цилиндра, в котором падает шарик;

V – скорость падения шарика.

Вискозиметр (рис. 3.25) состоит из датчика вязкости и блока

управления. Датчик вязкости содержит измерительную трубку, в кото-

рой находится стальной шарик, в нижней части – безконтактный датчик,

фиксирующий конец падения шарика, в верхней части – стопор, удер-

живающий шарик. Трубка установлена в корпусе под углом 60

° к гори-

зонтали. Жидкость подается в датчик из трубопровода через трехходовой

соленоидный клапан, в одном положении которого жидкость поступает в

кольцевое пространство между корпусом и измерительной трубкой и

уходит через верхний выход корпуса, в другом положении клапана жид-

кость поступает в измерительную трубку, поднимая вверх шарик. Ми-

нимальный расход жидкости для подъёма шари

ка не менее 5 л/мин, а

максимальный – не более 20 л/мин. Жидкость протекает непрерывно, а

вязкость измеряется циклически. Каждый цикл состоит из фазы вытес-

нения и фазы измерения. При фазе вытеснения включается соленоид-

ный клапан и жидкость подаётся в измерительную трубку, при этом ша-

рик поднимается вверх до упора в стопор (длительность фа

зы вытеснения

задаётся в зависимости от диапазона измерения). Затем соленоидный кла-

пан переключается, вход в измерительную трубку закрывается и открыва-

ется вход в кольцевое пространство. Шарик при этом падает в непод-

вижной жидкости. Чувствительный элемент бесконтактного датчика

улавливает момент достижения шариком нижней точки и посылает сиг-

нал в блок управления. Вр

еменной интервал между моментами начала

падения шарика и достижением им нижней точки представляет собой

фазу измерения. Блок управления отсчитывает длительность падения

шарика и вырабатывает аналоговые сигналы вязкости и плотностного ко-

эффициента вязкости

в виде 4…20 мА. На лицевой панели инди-

цируется вязкость жидкости в пределах от 0 до 99,9 %. По истечении

заданного промежутка времени датчик плотности снова переходит в фа-

зу вытеснения, и процесс измерения повторяется многократно.

102

Рис. 3.25. Схема вискозиметра с падающим шариком

Поточные влагомеры

Влагомеры предназначены для измерения содержания воды в товар-

ной или сырой нефти. Содержание воды обычно выражается в объём-

ных или массовых процентах от общего объёма или массы нефти (жид-

кости). Среди различных методов измерения содержания воды наи-

большее практическое применение получил диэлькометрический метод.

Метод основан на зависимости диэлектрической проницаемости (ДП)

103

нефти от содержания воды в ней. Эту зависимость приближённо можно

выразить эмпирическими формулами:

при содержании воды до 15 %

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

1εε

, (3.5)

при содержании воды больше 15 %

(

)

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

W0,92

13.61

1εε

, (3.6)

где

– ДП обезвоженной нефти;

W – содержание воды в нефти, объемные доли.

Вследствие влияния многих факторов на практике эти зависимо-

сти гораздо сложнее. Поэтому разработчики влагомеров реализуют функ-

ции преобразования, полученные экспериментальным путём.

Поточный влагомер состоит из измерительного преобразователя (ИП)

и электронного преобразователя (блока). ИП представляет собой емкостной

преобразователь, в котором между двумя электродами протекает нефть

(эмульсия) и емкость которого зависит от содержания воды. Обычно ис

поль-

зуют коаксиальные емкостные преобразователи, в которых потенциальный

электрод выполнен в виде стержня, а нулевым электродом служит трубопро-

вод (корпус). Стержень покрывается изоляционным материалом (например,

фторопластом), который одновременно предотвращает отложения парафина

и др. осадков. ДП измеряют нулевыми (на частотах до 50 МГц) или резо-

нансными (на частотах до сотен МГц) методами. Ну

левые методы реализу-

ют с помощью мостовых схем. Среди резонансных методов различают:

• контурные, основанные на измерении параметров преобразова-

теля, заполненного нефтью и включенного в колебательный кон-

тур, который питается от генератора высокой частоты;

•

генераторные, в которых используют либо два генератора, либо

один генератор, рабочие параметры которого изменяются в за-

висимости от содержания воды в жидкости

При диэлькометрическом методе на результаты измерений оказы-

вают большое влияние различные неинформативные параметры. Наи-

большее влияние оказывает компонентный состав нефти, который опре-

деляет ее принадлежность к классу, типу, группе и виду (назовем одним

словом «сорт»). ДП нефтей различного компонентного состава изменяет-

ся в пределах от 2 до 2,65. Считается, что влияние сорта нефти пр

енеб-

режимо мало, если изменение её ДП не превышает ±0,01. Исследования

показали, что сорт нефти может быть оценен её плотностью. Изменение

плотности на ±0,4 кг/м

соответствует изменению ДП на ±0,01.

104

По способу компенсации влияния сорта нефти диэлькометрические

влагомеры подразделяются на следующие виды:

• для определённого сорта (изменение ДП не более +0,01) с подстрой-

кой на каждый сорт при монтаже влагомера;

•

для разных сортов с подстройкой на каждый сорт при монтаже

и переключении на другой сорт при изменении ДП;

•

для разных сортов нефтей с автоматическим переключением.

Устранение влияния «сорта» нефти на результаты измерений дос-

тигают дифференциальным включением двух емкостных преобразователей

– рабочего, заполненного исследуемой нефтью, и эталонного, заполненно-

го обезвоженной нефтью (влагомер ВН-2М НИПИнефтехимавтомат,

Philips petrolium и др.). В этих влагомерах рабочий и эталонный емкост-

ные преобразователи поочередно подключаются к колебательному кон-

туру генератора. Параллельно колебательному контуру подключен кон-

денсатор переменной емко

сти, ротор которого соединён с двигателем.

При изменении влажности нефти изменяется емкость рабочего

преобразователя и вырабатывается сигнал в виде импульсов, ширина

которых пропорциональна содержанию воды. Недостатком таких влагоме-

ров является старение нефти в эталонном преобразователе и изменение

физических свойств её, в том числе ДП. Этот недостаток во влагомере

фирмы «Инвалк» устранён путём непрер

ывной подачи обезвоженной

нефти в эталонный преобразователь. Обезвоживание нефти достигается с

помощью фильтра, через который пропускается часть потока.

Упомянутые выше диэлькометрические влагомеры удовлетворитель-

но работают при содержании воды в нефти до 60 %, когда имеют место

эмульсии типа «вода в нефти». При содержании воды более 60 % диэлько-

метрические влагомеры неработоспособны из-за расслоения эмульсии.

Существ

енное уменьшение влияния сорта нефти и расширения

диапазона измерений диэлькометрических влагомеров достигается

использованием их на сверхвысоких частотах (СВЧ). Примером такого

влагомера может служить влагомер товарной нефти ВТН-1п, разрабо-

танный КБ ПО «Саратовнефтегаз» и предназначен для измерения со-

держания воды на коммерческих узлах учета нефти.

• Влагомер товарной нефти ВТН-1п состоит из первичного измеритель-

ного преобразователя, источника питания и блока электронного,

осуществляющего обработку сигнала с первичного преобразова-

теля и индикацию значений влажности на цифровом индикаторе.

Технически характеристики влагомера товарной нефти ВТН-1п

представлены в табл. 3.9.

105

Таблица 3.9

Технические характеристики влагомера товарной нефти ВТН-1п

Характеристика Значение

Диапазон измерения влажности нефти, объёмная доля, % 03,0

Пределы допускаемого значения основной абсолютной по-

грешности, объёмная доля, %

±0,06

Изменение показаний и выходного сигнала при изменении

температуры нефти на каждые 10 °С от номинальной (+20 °С)

не превышает, объёмная доля, %

±0,02

Изменение показаний и выходного сигнала при изменении

плотности нефти, объёмная доля, %

±0,02

Изменение показаний и выходного сигнала от изменения со-

держания свободного газа на 1 %, объёмная доля, %

±0,02

Изменение показаний при изменении температуры окру-

жающего воздуха на каждые 10 °С от номинальной не пре-

вышает, объёмная доля, %

0,02

Изменение показаний влагомера и выходного сигнала при

изменении напряжения питающей сети 220 В не должно пре-

вышать, объёмная доля, %

0,03

Потребляемая мощность, ВА, не более 40

Максимальное давление, МПа 6,3

Еще одним примером поточных влагомеров российского произ-

водства может служить влагомер УДВН-1ПМ. Влагомер (рис. 3.26) ис-

пользуется в составе блока контроля качества нефти, а также для кон-

троля содержания воды в нефти в процессе ее подготовки.

Рис. 3.26. Влагомер товарной нефти УДВН-1ПМ

106

Кроме описанных, применяется целый ряд влагомеров зарубежных

фирм, таких как «NVALKO», «AGAR» и др. Влагомеры фирмы

«AGAR» внесены в Государственный реестр средств измерений России

и предназначены для измерения содержания воды от 0 до 100 %.

Устройства для определения свободного газа

Свободным, в существующей практике, принято считать газ, на-

ходящийся в нефти в виде пузырьков различной дисперсности. Он все-

гда существует в нефти после ее сеп

арации. Его количество увеличива-

ется со снижением давления и повышением температуры. Повышение

давления и снижение температуры способствуют уменьшению его объ-

ема. Содержание свободного газа в нефти является причиной завыше-

ния показаний турбинных счетчиков и занижения плотности нефти.

В настоящее время при контроле качества нефти используют

автоматические приборы, постоянно измеряющие долю свободного га-

за в нефти (на потоке), и приборы, позволяющие производить автома-

тические измерения через установленный промежуток времени (то-

чечные, отбор не реже 1 раза в месяц).

Для автоматического контроля наличия в потоке нефти свободно-

го газа в отечественной практике используются ультразвуковые индика-

торы 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 вы-

зывает сомнение.

Содержание свободного газа в нефти определяю

т периодически, в

соответствии с графиком, утвержденным руководителями предприятий

грузоотправителя и ОАО «АК «Транснефть». Результат измерений со-

держания свободного газа распространяют на весь период с момента

обнаружения до его следующего определения.

Для измерений содержания свободного газа в нефти на ПСП при-

меняют стационарные или переносные средства измерений. Измерения

выпо

лняют в соответствии с МИ 2575. Содержание свободного газа за-

висит от условий сепарации и свойств жидкости. Газ, находясь в жидко-

сти 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

%. Точ-

но учесть содержание свободного газа при определении объёма и массы

нефти трудно по двум причинам. Во-первых, содержание свободного га-

за 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

107

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 исклю-

чить свободный газ или свести его к минимуму. Для уменьшения вл

ия-

ния газа узлы учёта нефти необходимо устанавливать на «выкиде» насо-

сов. 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 отсутст-

вия средств измерения объема свободного газа в потоке. Ле

гче не до-

пустить выделения газа путем улучшения сепарации жидкости и регу-

лирования давления на УУН.

Прибор УОСГ-100 СКП (рис. 3.27, табл. 3.10) используется для оп-

ределения содержания свободного газа и определения поправок в пока-

зания турбинных счетчиков, качества сепарации и физических характе-

ристик углеводородосодержащих жидкостей. Принцип измер

ения осно-

ван на том, что при изотермическом сжатии пробы газожидкостной сме-

си, 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 со-

хранением термодинамических условий по давлению и температуре,

сжимать ее при той же температуре до требуемого значения давления и

фиксировать величину изменения объема пробы.

Рис. 3.27. Устройство для определения свободного газа УОСГ-100 СКП

108

УОСГ-100 СКП используется для определения содержания сво-

бодного газа в нефти (МИ 2575-2000) и других углеводородных жидко-

стях. Кроме того, он может использоваться для определения коэффици-

ентов сжимаемости и термического расширения этих продуктов.

Таблица 3.10

Технические характеристики устройства для определения свободного

газа

УОСГ-100 СКП

Характеристика Значение

Диапазон измерения содержания свободного газа,

% объема

0,1…10

Вместимость пробоотборной камеры, 10

–6

300

Диапазон измерения давления в пробоотборной камере,

МПа

0…10

Диапазон измерения изменения вместимости пробоот-

борной камеры при сжатии пробы, 10

–6

0…33

Пределы абсолютной погрешности измерений в поддиа-

пазонах:

от 0,1 до 1 %

от 1 до 2 %

от 2 до 10 %

± 0,05 %

±0,10 %

±0,25 %

Предел абсолютной погрешности при измерении вме-

стимости пробоотборной камеры, 10

–6

±0,2

Максимальное давление в подводящем трубопроводе,

МПа

6,0

Температура рабочей среды, ºС от +10 до +60

Температура окружающей среды, ºС от –45 до +40

Рабочая среда

нефть и

нефтепродукты

Габаритные размеры, мм 530 × 390 × 300

Масса, кг, не более 14

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 к

лапанов производится

отбор пробы продукта и переключение потока на термостатирующую

рубашку. После этого продукт сжимается, и снимаются показания дав-

ления и объема.

109

Для подключения прибора трубопровод должен иметь секущую

задвижку или другое местное сопротивление и два вентиля, располо-

женных до и после задвижки (рис. 3.28). К первому, по движению пото-

ка, прибор крепится жестко, а к другому – с помощью шланга высокого

давления, входящего в комплект прибора. Наличие местного сопротив-

ления обеспечивает постоянный проток продукта че

рез прибор.

Рис.3.28. Схема монтажа прибора УОСГ-100 СКП

Для производства измерения с помощью клапанов производится

отбор пробы продукта и переключение потока на термостатирующую

рубашку. После этого продукт сжимается, и снимаются показания дав-

ления и объема.

Метод и техническое средство имеют существенные недостатки.

Измерения выполняются обученным персоналом с применением ручно-

го труда и затратой на один замер не менее 15 минут без учета подгото-

вительны

х работ.

С целью обеспечения оперативного и объективного контроля со-

держания свободного газа в жидкости НПЦ «СКПнефть» разработал и

испытал экспериментальный образец автоматического измерителя – ав-

томатический поточный измеритель свободного газа АПИГ-5, пред-

ставленный на рис. 3.29. Прибор состоит из пробоотборника, привода,

датчиков давления и хода, а также блока управления. Ме

тод измерения

и принцип работы аналогичен заложенному в УОСГ – 100 СКП.

Поточный измеритель свободного газа АПИГ-5 позволяет изме-

рять на потоке содержание свободного газа в диапазоне 0,05…5 % с по-

грешностью, не превышающей 0,05 %. Время измерения зависит от ко-

личества газа, но не превышает 10 с. Периодичность измерения от 2 до

3 минут. Информация о содержании свободного газа может подаватьс

в операторную в виде аналогового сигнала.

110

Рис. 3.29. Автоматический поточный измеритель свободного газа АПИГ-5

Другим, наиболее часто используемым на ПСП магистральных неф-

тепроводов устройств определения свободного газа индикатор фазового

состояния потока (ИФС-1В-700), который предназначен для индикации и

непрерывной регистрации наличия или отсутствия свободного газа в по-

токе товарной нефти с вязкостью не более 0,025 Па·с (25 сантипуаз).

Единственным режимом работы индикатора является непрерывный

(круглосуточный) контроль состояния потока не

фти с регистрацией на са-

мопишущем приборе и звуковая сигнализация при появлении свободного

газа. Узел установки датчика индикации устанавливается на трубопроводе

непосредственно после счетчиков-расходомеров товарной нефти.

Принцип действия индикатора основан на резком увеличении за-

тухания ультразвуковых колебаний в жидкости при появлении в ней

свободного газа.

Структурно индикатор (рис. 3.30) состоит из дат

чика, входящего в

узел установки датчика, электронного блока, кабеля с разъемами и са-

мопишущего прибора Н 394.

Датчик возбуждается электрическими импульсами, поступающи-

ми по кабелю из электронного блока, «прозвучивает» поток нефти в

трубопроводе и возвращает в электронный блок эхо-импульсы, которые

содержат информацию о фазовом состоянии потока нефти. Электрон-

ный блок преобразует эхо-импу

льсы в вид удобный для регистрации и

сигнализации.