Каштанов А.А. , Жуков С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки

Подождите немного. Документ загружается.

ДЕФОРМАЦИОННЫЕ МАНОМЕТРЫ

Наибольшее распространение в нефтяной промышленности из

манометров этого вида получили сильфонные манометры и ма-

нометры с трубчатыми пружинами.

Сильфонные манометры (сильфоны) представляют собой

упругие гофрированные трубки из стали, латуни или фосфори-

стой и бериллиевой бронзы, закрытые с одной стороны.

Среда, давление которой измеряется, обычно подводится к

коробке с сильфоном и воздействует на его наружную поверх-

ность. Последний, сжимаясь при увеличении давления, пере-

мещает шток, а следовательно, и стрелку прибора или перо,

если прибор регистрирующий.

Сильфонные манометры выпускаются как показывающими,

так и самопишущими. На рис. 73 приведена схема самопишу-

щего сильфонного манометра. Под действием измеряемого дав-

ления р сильфон 4 с пружиной 3 сжимается, перемещая вверх

шток 2. Верхний конец штока связан передаточным механиз-

мом с держателем 1 пера, которым давление записывается на

бумажной диаграмме (картограмме) специальными чернилами.

Картограмма приводится во вращение часовым механизмом или

синхронным двигателем.

Для измерения больших давлений применяются маномет-

ры с од нови т к о в о й и многовитковой трубчаты-

ми пружинами.

Одновитковая трубчатая пружина представляет собой полую

металлическую трубку овального сечения, изогнутую по дуге

и закрытую с одного конца. Второй конец трубчатой (маномет-

рической) пружины впаян в штуцер, соединяющий трубку со

средой, давление которой измеряется. Под действием давления

трубчатая пружина меняет форму своего сечения, в результате

чего ее свободный конец перемещается пропорционально изме-

ряемому давлению. При увеличении давления трубка разгиба-

')'• \

r's.

-j

„1. "• I

«7?

Рис. 72. Жидкостные манометры:

а — U-образного; б — чашечного; в — чашечного с наклонной трубкой; Р

— измеряе-

мое давление; Р

-» барометрическое давление

Рис. 73. Самопишущий сильфон-

ный манометр:

/_ держатель пера; 2—шток; 3 —

пружина; 4 — сильфон

ется. Таким образом, вход-

ной величиной трубчатой

пружины является измеряе-

мое давление р, выходной

величиной — угол переме-

щения свободного конца.

Увеличение угла поворо-

та стрелки достигается с по-

мощью передаточного меха-

низма.

Для измерения давления до 5 МПа трубки изготавливают из

латуни или бронзы, а для более высоких давлений — из стали.

На рис. 74 показана схема манометра с одновитковой труб-

чатой пружиной. К штуцеру 9 припаян конец манометрической

пружины 5. Второй конец шарнирно связан тягой 7 с рычагом

зубчатого сектора 6. Зубья сектора входят в зацепление с зуб-

чатой шестеренкой 4, насаженной на ось 3 стрелки /. Для уст-

ранения зазоров между зубьями зубчатой передачи имеется спи-

ральная пружина 8, концы которой соединены с корпусом и

Рис. 74. Манометр с одновитковой Рис. 75. Манометр с одновитковой

трубчатвй пружиной трубчатой пружиной

,Z 3 f

«No—1=1-

Рис. 76. Принципиальная схема электроконтактного манометра:

/, 3 — передвижные контакты; 2 — стрелка; 4 — клеммная коробка; 5 — заземление

осью 3. Под стрелкой находится неподвижная шкала 2. Угол

поворота стрелки составляет 270—300°.

Показывающие манометры с одновитковой трубчатой пру-

жиной служат обычно для местного контроля и изготавлива-

ются в круглом корпусе диаметром от 40 до 250 мм (рис. 75).

Показывающие манометры выпускаются на верхний предел

0,06; 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1; 1,6; 2,5; 4; 6 и т. д. до 160 МПа.

Нижний предел у всех приборов равен нулю. Вакуумметры вы-

пускают со шкалами 0—0,1 и 0—0,06 МПа. Мановакуумметры

имеют предел давления разрежения 0,1 МПа и предел избы-

точного давления от 0,06 до 2,4 МПа.

Для приведения в действие сигнальных устройств (ламп,

звонков) применяются электроконтактные маномет-

ры (ЭКМ), состоящие из двух передвижных контактов (мини-

мального и максимального), устанавливаемых на требуемые

значения давления и замыкаемых стрелкой при достижении со-

ответствующих давлений (рис. 76).

В некоторых случаях для измерения высоких давлений при-

меняют электрические манометры. К ним относятся

манометры сопротивления, емкостные, пьезоэлектрические и т.д.

В электрических манометрах сопротивления используется

свойство проводников изменять сопротивление под действием

давления.

Сопротивление проводника и его изменение при изменении

подводимого давления измеряются соответствующим прибором.

В емкостных манометрах используется уменьшение или уве-

личение емкости плоского конденсатора при изменении давле-

ния, которое увеличивает или уменьшает расстояние между

обкладками.

В пьезоэлектрических манометрах используется ньезоэффект,

т. е. возникновение и изменение электрического тока на поверх-

ности некоторых материалов под действием давления в опре-

деленном направлении. Пьезоэффект наблюдается у кристал-

лов кварца, турмалина, сегнетовой соли, титана, бария и др.

ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ

Температура является одним из важнейших параметров,

определяющих протекание многих технологических процессов.

Температурными пределами процесса определяется качество

получаемых продуктов, давление их паров, плотность и вяз-

кость жидкостей и паров и т. д. От температуры зависят так-

же химическая активность веществ, их испаряемость, раствори-

мость и пр.

Установление единицы измерения температуры связано с ус-

тановлением температурной шкалы. В настоящее время допу-

скается применение двух температурных шкал: абсолютной

термодинамической и международной практической. Температу-

ра по обеим шкалам может быть выражена соответственно в

кельвинах (К) и в градусах Цельсия (°С) в зависимости от на-

чала отсчета (положения нуля) по шкале.

Абсолютная температура обозначается буквой Т, а темпера-

тура по стоградусной шкале — t.

T = ^-f-T

, t = T-T

где Т

—273,15 К. Например, если температура, измеряемая в

градусах Цельсия, равна 50 °С, то по абсолютной термодинами-

ческой шкале она равна 7=504-273,15 = 323,15 К.

В настоящее время для нахождения температуры используют-

ся следующие основные физические явления, происходящие в

веществах при изменении температуры:

1) изменение линейных размеров и объема жидких и твер-

дых тел;

2) изменение давления жидкостей и газоз, заключенных в

постоянный объем;

3) возникновение и изменение термоэлектродвижущей силы

в термоэлементах;

4) изменение активного электрического сопротивления про-

водников или полупроводников;

5) изменение лучеиспускательной способности нагретых тел.

В зависимбсти от названных явлений классифицируются при-

боры для измерения температуры, называемые термомет-

рами.

Термометрами расширения называются такие при-

боры, в которых используется наблюдаемое при изменении

температуры изменение объема или линейных размеров тел.

В зависимости от веществ, используемых в приборах, термомет-

ры расширения подразделяются на жидкостные и ПРЛППМЯИИ.

Рис. 77. Ртутные технические термометры:

а —с прямой нижней частью; б —с нижней частью, изогнутой под углом 90*; в —

с нижней частью, изогнутой под углом 135°; г — защитная трубка; Я, — длина шка-

лы; Я — нижняя часть термометра

онные. Действие жидкостных термометров расширения основа-

но на принципе теплового расширения жидкости, заключенной

в стеклянный резервуар малого объема. Действие же механи-

ческих термометров основано на изменении линейных разме-

ров твердых материалов (металлов и сплавов) при изменении

их температуры.

В качестве рабочей жидкости для жидкостных термометров

применяют-ртуть и органические жидкости. Ртутные жидкост-

ные термометры обычно используют для измерения высоких

температур (до 750 °С), а термометры с органическими жидко-

стями—для измерения низких температур (спирты до —100 °С,

толуол до —90 °С).

Жидкостные стеклянные термометры относятся к местным

приборам контроля за температурой. Они изготавливаются

прямыми (рис. 77, а) и угловыми (рис. 77, б, в) под углами

90 и 135°. В производственных условиях ртутные термометры

Рис. 78. Термопара:

д и В — проводники: / — спай проводников; 2 — свободные концы

проводников; ti — и-меряемая температура; h — температура сво-

бодных концов проводников

Рис. 79. Схемы подключения нескольких термопар к одно-

му прибору:

—1

— измеряемые температуры в различных точках; t

—t

— тем-

пературы свободных концов термопар; mV — потенциометр

/77^

обычно устанавливают в металлической защитной арматуре

(стальной трубке с окном для наблюдения за показаниями),

что предохраняет термометры от механических повреждений

(рис. 77, г).

В технологических процессах с повышенными температурами

широко применяются термоэлектрические термомет-

р ы, принцип действия которых основан на термоэлектрическом

эффекте. Если взять два проводника с разной проводимостью А

и В и одни концы их спаять или сварить, а вторые оставить

свободными (рис. 78), то при нагревании спая / на свободных

концах 2 возникнет разность потенциалов Е

дв

или термоэлект-

родвижущая сила (т.э.д.с). Эта разность потенциалов (т.э.д.с.)

будет тем выше, чем больше разность температур спая и сво-

бодных концов. Образованный таким образом термоэлемент на-

зывается термопарой.

Чтобы измерить т.э.д.с. в цепи термопары, необходим изме-

рительный прибор, подсоединенный к ее свободным концам

(свободным концам термоэлектродов).

При измерении температуры термопара как чувствительный

элемент помещается в измеряемую среду, причем каждому зна-

чению температуры среды будет соответствовать определенная

т.э.д.с. термопары.

Т.э.д.с. термопары зависит от материала термоэлектродов,

из которых изготавливаются термопары. Это, главным обра-

зом, металлические сплавы с малым коэффициентом темпера-

турного сопротивления. В промышленности широко применяют-

ся термопары из благородных и неблагородных металлов.

Один термоэлектрод термопары ТПП (платинородий — пла-

тина) выполнен из сплава (10% Rh и 90% Rt), второй элект-

род— из чистой платины. Такая термопара обладает повышен-

ной жаростойкостью и стабильной характеристикой. Она приме-

няется для измерения температур от 200 до 1300 °С при длитель-

ном использовании в промышленных условиях и до 1600°С при

кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов 0,5 мм.

Термопара ТХА (хромель-алюмель) имеет один термоэлект-

род из хромеля (89 % Ni, 9,8 % Сг, 1 % Fe, 0,2 % Мп), а второй

из алюмеля (94 % Ni, 2 %А1, 2,5 % Мп, 1 % Si, 0,5 % Fe). При-

меняется для измерения температуры от —50 до 1000 °С при про-

должительных измерениях в промышленных условиях и до

1300 °С при кратковременных измерениях. Диаметр этих тер-

моэлектродов не менее 3,2 мм.

Термопара ТХК (хромель-копель) имеет один электрод из

хромеля, а второй из копеля (56 % Ni, 44 % Сг). Применяется

для измерения температуры от •—50 до 600 °С при продолжи-

тельных и до 800 °С при кратковременных измерениях. Диаметр

термоэлектродов ТХК не менее 3,2 мм.

Для измерения т.э.д.с. термопар применяют милливольт-

метры, выпускаемые в нескольких модификациях: показываю-

щие переносные приборы МПП; показывающие приборы для щи-

тового монтажа с профильной шкалой М-64 (МПЩПр); самопи-

шущие для щитового монтажа с профильной шкалой на одну,

две п шесть точек (МСЩПр) и т. д. Класс точности приборов

1 и 1,5.

При измерении температуры в нескольких местах одного и

того же объекта или в нескольких различных объектах контро-

ля часто один измерительный прибор работает в комплекте с

несколькими термопарами (рис. 79). В этом случае температу-

ра изменяется путем поочередного подключения термопар к из-

мерительному прибору.

На принципе использования милливольтметров для измере-

ния температуры разработаны специальные приборы, называе-

мые потенциометрами.

ИЗМЕРЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ

В производственных процессах большое значение имеет кон-

троль за уровнем жидкостей в технологических аппаратах, раз-

личных емкостях и резервуарах.

Измерение уровня в технологических аппаратах позволяет

контролировать наличие в

них нефти или нефтепродуктов, не-

обходимых для протекания технологических процессов в требу-

168

Рис. 80. Уровнемеры с поплавками легче жидкости:

о — внутреннего монтажа; 6 — камерного; / — поплавок; 2, 4 — рычаги; 3 — ось; 5 —

груз; 6 — камера; 7 — трубки

емом направлении. Измерение уровня в аппаратах производится

обычно в относительно небольшом диапазоне его изменения,

причем высокая точность при измерении не требуется. Необхо-

димо следить лишь за тем, чтобы уровень не был больше или

меньше допустимых значений.

Измерение уровня в емкостях и резервуарах производится

обычно с целью учета количества находящегося в них веще-

ства.

Уровни жидкости измеряются различными методами. Для

измерения используются различные контрольно-измерительные

приборы.

Широкое применение для измерения уровня жидкости как

в технологических аппаратах, так и в резервуарах нашли уров-

немеры поплавкового типа с поплавками легче (рис. 80) либо

тяжелее жидкости, принцип действия которых одинаков. Пла-

вающий на поверхности жидкости шаровой поплавок / при по-

мощи рычага 2 соединен с осью 3, выходящей через сальнико-

вое уплотнение наружу. На наружном конце оси закреплен ры-

чаг 4 с грузом 5 для уравновешивания поплавка. При изменении

уровня жидкости поплавок перемещается вверх или вниз, а

ось 3 поворачивается в ту или иную сторону на угол, пропор-

циональный изменению уровня. Поворот оси передается ука-

зателю.

В камерном уровнемере камера 6 подсоединяется к техно-

логическому аппарату двумя трубками 7, образуя систему сооб-

щающихся сосудов. Уровень в камере, таким образом, всегда

равен уровню жидкости в аппарате.

Приборы с поплавками обычно используются как датчики в

системах дистанционного контроля, где угол поворота оси пре-

образуется в пропорциональное давление сжатого воздуха.

Применяется несколько разновидностей уровнемеров с по-

плавками легче жидкости, предназначенных для дистанцион-

ного измерения уровня в технологических аппаратах. К ним

относятся уровнемеры поплавковые камерные (РУПК), уровне-

меры поплавковые штуцерные (РУПШ) и уровнемеры поплав-

ковые фланцевые (РУПФ). Они применяются для измерения

уровня, изменяющегося от 0 до 400 мм.

Уровнемеры с поплавками легче жидкости применяются

также для измерения уровня жидкости в резервуарах. Для

этой цели предназначены уровнемеры типа УДУ, КОР —В ОЛ

(производство ВНР).

ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА И КОЛИЧЕСТВА ЖИДКОСТЕЙ

Измерение расхода нефти и нефтепродуктов имеет большое

значение при управлении производственными процессами. Без

измерения расхода и количества сырья, реагентов, целевых

продуктов невозможны соблюдение режима и правильное веде-

ние технологических процессов.

Расходом называется масса (или объем) вещества (жид-

кости, газа, пара), проходящего через любое сечение трубопро-

вода или другое транспортное устройство в единицу времени.

Следовательно, расход можно измерять как в объемных, так и

в массовых единицах. Объемный расход в системе СИ измеря-

ется в м

/с, а массовый — в кг/с. Иногда расход определяют

также в м

/ч, л/с (литр в секунду), кг/мин, кг/ч, т/ч (тонна в

час).

Приборы для измерения расхода называются расходоме-

рам и. Следует напомнить, что показания расходомеров харак-

теризуют текущее или мгновенное значение расходов. Для оп-

ределения суммарного расхода транспортируемого вещества за

какой-то конечный промежуток времени (сутки, смену, месяц)

применяются счетчики.

По методам измерения расходомеры можно разделить на

следующие:

переменного перепада давления — измеряющие расход по пе-

репаду давления в местах местных сужений (стандартного и

нестандартного профиля) потока измеряемой среды;

постоянного перепада давления (обтекания) — измеряющие

расход по площади сечения' потока у подвижного сопротивления,

обтекаемого измеряемой средой;

электромагнитные или индукционные, измеряющие расход

по э.д.с, индуцируемой жидкостью, пересекающей магнитные

поля;

ультразвуковые — измеряющие расход по смещению звуко-

вых колебаний движущейся средой;

тахометрические — измеряющие расход по скорости враще-

ния ротора, крыльчатки или диска, расположенных в потоке из-

меряемой среды; . I

170

пневмометрические (напор-

ные) — измеряющие расход ло

скорости потока в одной или

нескольких точках поперечно-

го сечения трубопровода.

Наибольшее распростране-

ние при измерении расхода

жидкостей и газов в промыш-

ленных условиях получили

расходомеры, работающие по

методу переменного перепада

давления. Измерение расхода

в таких приборах осуществля-

ется косвенным путем, т. е.

определением перепада давле

Рис. 81. Схема измерения расхода с

помощью U-образного дифманометра

ния на дроссельном (сужающем) устройстве, устанавливаемом

в трубопроводе.

Для измерения расхода жидкости, газа или пара применяют-

ся также дифманометры-расходомеры (рис. 81). При измере-

нии расхода с помощью U-образного дифманометра-расходоме-

ра 3 в трубопроводе 2 устанавливается диафрагма / — устройст-

во, сужающее поток в трубопроводе. При протекании измеряемой

среды через диафрагму скорость в месте сужения резко возра-

стает, а давление падает. Разность давлений р

и р

после ди-

афрагмы (на рисунке она равна Я —разнице отметок высоты

жидкости в трубках дифманометра) называется перепадом

давления, величина которого изменяется в зависимости от

расхода. Перепад давления до и после диафрагмы, измеряемый

дифференциальным манометром, и служит мерой расхода.

Протекающее через диафрагму вещество должно быть одно-

фазным жидким или газообразным. Жидкости могут содержать

газы или твердые вещества только в растворенном состоянии.

При проходе жидкости по трубопроводу и через диафрагму вы-

деление газов или выпадение осадков искажает результаты из-

мерений.

Для измерения перепада давления на диафрагме применяют-

ся в основном трубные, поплавковые и мембранные дифмано-

метры.

В последнее время разработаны тахометрические расходоме-

ры, в основе работы которых лежит принцип измерения скоро-

сти потока измерением скорости вращения специальной турбин-

ки (ротора), находящегося в потоке. Более подробно эти рас-

ходомеры рассмотрены в главе 7.

ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАЧЕСТВА

НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Качество нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие

заводы, строго регламентируется ГОСТ 9965—76.

171

Холодная

Вода

Рис. 82. Прибор Дина и Старка для

определения количественного содер-

жания воды в нефтепродуктах:

/ — холодильник; 2 — калиброванная ло-

вушка-приемник; 3 — колба с навеской

обводненной нефти

Показатели качества неф-

ти определяются при помощи

анализа проб нефти в химико-

аналитических лабораториях

или специальными приборами

непосредственно на потоке в

трубопроводе.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ

ВОДЫ В НЕФТИ

В товарной нефти макси-

мальное содержание воды до-

пускается до 0,5% в нефти

I группы и до !1% в нефти II

и III групп качества. Содержа-

ние воды в необёзвоженных

сырых нефтях достигает 90%

и более.

Количественное со-

держание воды в нефти

определяют по способу Дина и

Старка, заключающемуся в

том, что испытуемый нефте-

продукт (навеска нефти 100 г) нагревают в смеси с растворите-

лем в приборе Дина и Старка (рис. 82).

Растворитель — толуол или ксилол, испаряясь, увлекает за со-

бой содержащуюся в нефтепродукте влагу. Пары воды и раст-

ворителя конденсируются в холодильнике, и отогнанная вода осе-

дает на дно приемника — градуированной ловушки. По количе-

ству воды в ловушке рассчитывают процентное содержание ее в

нефтепродукте.

При определении количества воды по методу Дина и Старка

следует тщательно просушивать металлическую колбу и раст-

воритель; загрузку смеси и отсчет сконденсированной в ловуш-

ке воды проводить при одной и той же комнатной температуре

(если содержимое ловушки мутное, то рекомендуется ее выдер-

жать в нагретой водяной бане до наступления посветления, а

затем после доведения до комнатной температуры отсчитать

показания).

Колбу с испытуемой смесью следует нагревать равномерно,

во избежание возможного вспенивания смеси и переброса.

Равномерного нагрева можно добиться на спиртовке, закрытой

электроплитке или колбонагревателе с реостатом; в колбу ре-

172

комендуется поместить несколько капилляров и кусочков пемзы.

В тех случаях, когда возникает сомнение в наличии воды, в

ловушку опускают кристаллик перманганата калия; при содер-

жании даже незначительного количества воды нижний слой ок-

расится в фиолетовый цвет.

Содержание воды W (в %) вычисляют по формуле

где V — объем воды в приемнике-ловушке, см

; с — навеска неф-

тепродукта, г.

Содержание воды в сильно обводненных нефтях определяет-

ся в два приема. Сначала обводненную пробу нефти ставят на

отстой. Иногда для ускорения отстоя пробу нагревают до 50—

70 °С и добавляют деэмульгатор. Отстоявшуюся воду сливают

и определяют ее количество.

Остаточное содержание воды в нефти определяют по мето-

ду Дина — Старка. Общее количество воды в пробе нефти оп-

ределяют суммированием отстоявшейся воды и определенной

по методу Дина — Старка.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ХЛОРИСТЫХ СОЛЕИ

В НЕФТИ

Содержание хлористых солей в товарной нефти по ГОСТ

9965—76 не должно превышать 100 мг/л в нефти I группы,

300 мг/л — II группы и 1800 мг/л — III группы. Содержание со-

лей в необводненных (сырых) нефтях достигает десятков тысяч

миллиграммов на один литр.

Содержание солей определяют по ГОСТ 21534—76 при по-

мощи титрования солевого раствора реактивом, взаимодейству-

ющим с ионами хлора. Применяют два метода: первый осно-

ван на извлечении хлоридов из нефти водой и титровании вод-

ной вытяжки раствором азотнокислого серебра с индикатором.

Второй метод заключается в полном растворении навески неф-

ти в органическом растворителе и в потенциометрическом тит-

ровании полученного раствора.

Для проведения анализа пробу анализируемой нефти переме-

шивают в течение 10 мин встряхиванием — механически в аппа-

рате для встряхивания лабораторных проб или вручную в склян-

ке, заполненных не более чем на

/з их вместимости, после это-

го пипеткой при помощи груши быстро берут навеску нефти

для анализа, объем которой зависит от содержания солей.

Содержание хлористых солей, мг/л <50 50—100 100—200 ^>200

Объем навески нефти, см

. . . 100 50 25 'п

Навеску нефти переливают в делительную воронку с вин-

товой мешалкой. Остаток нефти на стенках пипетки при этом

тщательно смывают бензолом

173

Содержание воронки перемешивают в течение 1—2 мин вин-

товой мешалкой. К навеске нефти приливают 100 мл горячей

дистиллированной воды и экстрагируют (вымывают соли из

нефти в воду) хлористые соли, перемешивая содержимое во-

ронки в течение 10 мин. Для проверки полноты извлечения хло-

ристых солей готовят несколько водных вытяжек, при этом каж-

дую из них экстрагируют не менее 5 мин. Если при экстрагиро-

вании хлористых солей образуется эмульсия нефти с водой, то

для разрушения ее добавляют 5—7 капель раствора деэмульга-

тора. По окончании перемешивания сливают водный слой че-

рез стеклянную конусообразную воронку с бумажным фильт-

ром в коническую колбу вместимостью 250 мл.

Содержимое делительной воронки промывают 35—40 мл го-

рячей дистиллированной воды, которую сливают в ту же колбу.

Фильтр промывают 10—15 мл горячей дистиллированной воды.

Всего на промывку расходуют 50 мл воды. Охлаждают водную

вытяжку до комнатной температуры и проводят подготовку к

титрованию.

При индикаторном титровании в колбу с подготовленной к

титрованию водной вытяжкой приливают 2 мл 0,2 н. раствора

азотной кислоты до рН = 4 и 10 капель дифенилкарбазида и тит-

руют 0,01 н. раствором азотнокислой ртути до появления слабой

розовой окраски, не исчезающей в течение 1 мин.

Окраску анализируемого раствора сравнивают с дистиллиро-

ванной водой.

Экстрагирование хлористых солей считается законченным,

если на титрование водной вытяжки расходуется столько же

раствора азотнокислой ртути, сколько на контрольный опыт.

Полученную вторую и последующие водные вытяжки титру-

ют отдельно так же, как указано.

При проведении контрольного опыта в коническую колбу на-

ливают 150 мл дистиллированной воды, 2 мл 0,2 н. раствора

азотной кислоты, 10 капель раствора дифенилкарбазида и тит-

руют 0,01 н. раствором азотнокислой ртути до появления слабой

розовой окраски, не исчезающей в течение 1 мин.

Обработка результатов. Содержание хлористых

солей (С) в миллиграммах хлористого натрия на 1 л нефти вы-

числяют по формуле

C^^—VJTWOOA/Vs,

где V] — объем 0,01 н. раствора азотнокислой ртути, израсходо-

ванной на титрование водной вытяжки, мл; У

— объем 0,01 н.

раствора азотнокислой ртути, израсходованной на титрование

раствора в контрольном опыте (без навески нефти), мл; V

—

объем нефти, взятой для анализа, мл; Т — титр 0,01 н. раство-

ра азотнокислой ртути в миллиграммах хлористого натрия на

1 мл раствора; 1000 —коэффициент для пересчета содержания

хлористых солей в 1 л нефти; А — коэффициент, выражающий

отношение объема, до которого была разбавлена водная вы-

174

тяжка анализируемой нефти, к объему раствора, взятому из

верной колбы для титрования (при титровании всей водной

вытяжки коэффициент А = \).

Массовую долю хлористых солей в нефти (в %) вычисляют

по формуле

=су(10 000р

где С\ — содержание хлористых солей в нефти в миллиграммах

хлористого натрия на 1 л нефти; 10 000 — коэффициент пересче-

та килограммов в миллиграммы; р

— плотность анализируемой

нефти, г/см

Полученные результаты титрования каждой водной вытяжки

суммируют.

За результат анализа принимают среднее арифметическое

двух параллельных определений, допускаемые расхождения

между которыми зависят от содержания хлористых солей и не

должны превышать следующих величин.

Содержание хлористых

солей, мг/л <Ю 10—50 50—200 200—1000 >1000

Допускаемое расхожде-

ние, мг/л ...... 1 5 10 25 2% от меньше-

го результата

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ

ПРИМЕСЕЙ В НЕФТИ

Содержание механических примесей в нефти определяется

по ГОСТ 6370—83 (СТ СЭВ 2876—81), в товарной нефти оно

не должно превышать 0,05 %. Навеску нефти 100 см

разбавля-

ют подогретым бензином, и затем эту смесь фильтруют через

доведенный до постоянной массы беззольный фильтр. По окон-

чании фильтрации фильтр с осадком промывают горячим бен-

зином до тех пор, пока на фильтре не останется следов нефте-

продуктов и растворитель не будет стекать совершенно прозрач-

ным и бесцветным. По окончании промывки фильтр с осадком

переносят в стаканчик для взвешивания (в котором перед этим

сушился чистый фильтр), сушат с открытой крышкой не менее

одного часа в сушильном шкафу при 105—110 °С, после чего

стаканчик закрывают крышкой, охлаждают в эксикаторе в те-

чение 30 мин и взвешивают.

Содержание М механических примесей в массовых процен-

тах вычисляют по формуле

М = -^-=^-100,

где Gj — масса стаканчика с фильтром и механическими приме-

сями, г; G

— масса стаканчика с чистым фильтром, г; G

—

навеска испытуемой нефти, г.

(7С

^и

Рис. 83. Схема сборки аппаратуры

для определения давления насыщен-

ных паров нефти:

/ — водяная баня; 2 — аппарат для опреде-

ления давления насыщенных паров; 3 —

ртутный манометр; 4 — термостат

Содержание механических примесей вычисляют как среднее

арифметическое двух параллельных определений:

сР

= (М

+М

)/2.

После определения содержания воды, механических примесей

и солей можно подсчитать массу нетто нефти по формуле

Унетто — V6p I loo ' р

V6p

где (Энетто — масса нетто нефти, кг; Q —масса брутто нефти, кг;

W — массовое содержание воды в нефти, %; М — массовое со-

держание механических примесей в нефти, %; С — содержание

хлористых солей в нефти, мг/л; р

— плотность нефти при 20 °С,

кг/м

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ

НЕФТИ

Давление насыщенных паров нефти характеризует степень

ее испаряемости. При испарении жидкости в замкнутом прост-

ранстве происходит постепенное насыщение последнего парами

жидкости до тех пор, пока при данной температуре не наступит

равновесие, т. е. такое состояние, когда пространство над жид-

костью не воспринимает больше паров.

Пары, находящиеся в равновесии с жидкостью, называются

насыщенными.

Давление насыщенных паров данной жидкости возрастает

с повышением температуры.

Чем выше упругость паров нефти, тем интенсивнее, при про-

чих равных условиях, она испаряется.

Максимально допустимое давление насыщенных паров то-

варной нефти не должно превышать 66 650 Па при температуре

в месте сдачи нефти.

176

Определение давления насыщенных паров нефти заключается

в измерении давления, вызываемого парами испытуемой нефти,

в замкнутой камере определенных размероов при 38 °С и пра

соотношении объемов жидкой и паровой фаз 1:4 (рис. 83).

ЛАБОРАТОРНЫЕ ЭКСПРЕСС-МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

КАЧЕСТВА НЕФТИ

Для ускорения процесса определения качества нефти разра-

ботаны и применяются лабораторные влагомеры и солемеры.

В качестве примера приводится описание лабораторного измери-

теля содержания солей ЛИС-1. Прибор основан на частотно-

диэлькометрическом принципе, согласно которому частота, при-

которой наблюдается максимум диэлектрических потерь, прямо

пропорциональна количеству солей в дисперсной фазе. Процесс

измерения состоит из двух этапов: 1) вымывание солей из из-

меряемой пробы дистиллированной водой на механическом дис-

пергаторе, т. е. приготовление эмульсии, в которой все соли пе-

реведены в дисперсную фазу; 2) определение частоты, соответ-

ствующей максимуму диэлектрических потерь, и умножение ее

величины на известный коэффициент пересчета для получения

результата в единицах содержания солей.

Прибор ЛИС-1 состоит из емкостного преобразователя и из-

мерительного блока. Измеряемую пробу заливают в пол-литро-

вую банку и устанавливают на кронштейне преобразователя.

Затем включают двигатель, и эмульсия циркулирует через пре-

образователь, который соединен кабелем с измерительным бло-

ком. Последний позволяет снять зависимость потерь от частоты

и определить, при какой частоте наблюдается максимум потерь.

Процесс вымывания длится 5—10 мин, в зависимости от при-

меняемого диспергатора и стойкости измеряемой эмульсии,

процесс измерения — 3—5 мин. После измерения преобразова-

тель и диспергатор промывают соляровым маслом для удале-

ния остатков предыдущей пробы. Процесс промывания занима-

ет не более 5 мин.

Пределы измерения содержания солей: без разбавления —

от 0 до 5 мг/л, с дополнительным разбавлением — от 0 до 50000

мг/л.

Кроме описанного солемера широкое распространение полу-

чили лабораторный солемер ИОН-Л и лабораторный влагомер

ВЭН-2М.

АВТОМАТИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕР-

ЖАНИЯ В НЕФТИ ВОДЫ, СОЛЕЙ, ПЛОТНОСТИ

Измерение содержания воды. В связи с внедрени-

ем автоматизированных блочных замерных установок и безре-

зервуарной сдачи нефти разработаны методы и созданы при-

боры для автоматического определения содержания воды в

12-ШЗ

177-

Рис. 84. Принципиальная схема прибора типа УВН для определения содер-

жания воды в нефти

продукции скважин в процессе измерения дебита или в товар-

ной нефти в процессе ее перекачки в магистральный нефтепро-

вод.

Содержание воды в потоке нефти определяется различными

косвенными методами. Среди них наибольшее распространение

получил так называемый д и э лектрометрический метод,

основанный на зависимости диэлектрической проницаемости во-

донефтяной смеси от диэлектрических свойств компонентов этой

смеси. Безводная нефть является типичным неполярным ди-

электриком.

Приборы, предназначенные для непрерывного контроля за

содержанием воды в потоке сырой или товарной нефти, назы-

ваются влагомерами.

При управлении обезвоживающими установками необходимо

контролировать содержание воды как в исходной, так и в обез-

воженной нефти.

Для непрерывного измерения содержания воды в нефти раз-

работаны приборы типа УВН.

На рис. 84 показана принципиальная схема прибора типа

УВН. Между обкладками конденсатора 2 протекает контролиру-

емая, а конденсатора 1 — обезвоженная нефть, полученная от-

178

гонкой из нее воды. Обезвоживание нефти осуществляется в

блоке подготовки 4. Емкости конденсаторов 1 и 2 сравниваются

блоке 5, на выходе которого формируется сигнал в виде час-

хоты переменного тока, пропорциональной разности емкостей

конденсаторов 1 и 2.

В блоке 5 имеются два генератора Л и Г

, усилитель У, кон-

денсаторы С

и С и фильтр Ф. Далее частота в преобразователе

7 преобразуется в пропорциональный сигнал постоянного тока.

Преобразователь 7 соединен с блоком 5 линией связи 6. Вы-

ходной сигнал преобразователя 7 подается на вторичный прибор

9 потенциометра, шкала которого градуирована в единицах со-

держания воды в нефти.

Сопротивления 8 « 10 служат соответственно для настройки

чувствительности и нуля (нижнего предела шкалы прибора).

Для периодической проверки работы прибора (при уста-

новке нуля) при помощи вентиля 3 через конденсатор 1 пропус-

кают анализируемую нефть.

При измерении содержания воды в товарной нефти шкала

электронного измерительного блока градуируется в пределах

О—з%, в сырой нефти — соответственно 0—1, 0—15, 0—60%.

Разработаны также влагомеры типа «Фотон-П».

Однако у диэлектрометрического метода измерения влаго-

содержания имеется существенный недостаток — прибор оказы-

вается неработоспособным при смене сорта нефти и требует

специальной перестройки.

Влияние сортности нефти на эти влагомеры можно значи-

тельно уменьшить, включив в схему измерения два влагомера

по дифференциальной схеме, которые используются для изме-

рения осушенной и сырой нефти, аналоговый сумматор, устрой-

ство для осушки нефти на потоке, устройство для отделения пу-

зырьков пара и газа от анализируемой нефти и теплообменник

для выравнивания температуры нефти.

Перспективный путь решения этой проблемы—создание

приборов спектрального анализа и разработка метода спектро-

скопии рассеивающих сред.

При падении пучка излучения на водонефтяную эмульсию

обычная картина поглощения искажается рассеиванием на опти-

ческих неоднородностях среды. Часть пучка отражается, часть

выходит из эмульсии, рассеиваясь в разных направлениях. Ин-

тенсивность излучения в каждой точке рассеянного пучка зави-

сит от концентрации воды, распределения капель воды по раз-

меру, длины волны падающего луча и оптических свойств сое-

ды. Любой из перечисленных эффектов можно использовать для

определения влажности, однако большие возможности откры-

вает измерение собственного поглощения излучения водой. На

этом принципе разработано несколько влагомеров. Принцип дей-

ствия анализаторов основан на измерении поглощения эмуль-

сионной водой инфракрасного излучения.

Для определения содержания солей в товарной нефти раз-

12* 179-

работай автоматический анализатор ИОН-П2, представляющий

собой автоматический прибор, осуществляющий отбор проб

по заданной программе, разбавление отобранной пробы раство-

рителем, измерение и регистрацию. Принцип действия анали-

затора основан на измерении электропроводности пробы нефти,

разбавленной смесью, состоящей из изобутилового и этилового

спиртов и бензола. Диапазон измерений ИОН-П2 находится в

пределах от 0 до 50 и от 0 до 500 мг/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 распростране-

ние получили приборы, принцип действия которых основан на

измерении. частоты колеблющейся системы трубок, внутри ко-

торых протекает жидкость. Плотномер выдает модулированный

по частоте выходной сигнал и обеспечивает его передачу и циф-

ровое преобразование. Принцип действия прибора можно срав-

нить с камертоном. Две параллельные трубки, заполненные

испытываемой жидкостью, приводятся в механическое колеба-

ние посредством электромагнитной катушки, расположенной

между ними. Трубки вибрируют с собственной частотой, являю-

щейся функцией плотности жидкости, которую рни содержат.

Наряду с вибрационными плотномерами в последнее время

начали выпускать радиоизотопные плотномеры, предназначен-

ные для бесконтактного непрерывного измерения в стацио-

нарных условиях и дистанционной записи плотности различных

жидкостей, транспортируемых по трубопроводам.

Для коммерческих операций при сдаче-приеме нефти наи-

большее применение получили импортные плотномеры типа

«Солтартон» (Великобритания) и «Денситон» (ВНР).

Диапазон измерения плотности этих приборов от 300 до

1600 кг/м

, рабочее давление до 15 МПа. Погрешность измере-

ния составляет от ±0,1 до ±0,9 кг/м

. Принцип действия ука-

занных приборов — вибрационный.

РЕГУЛЯТОРЫ, ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЕ МЕХАНИЗМЫ

И РЕГУЛИРУЮЩИЕ ОРГАНЫ

Для поддержания технологических параметров подготовки

нефти в соответствии с регламентом на установках, как прави-

ло, смонтированы и работают системы автоматического регули-

рования, контроля и сигнализации. В процессе работы установ-

ки различные аппараты регулируют давление, температуру,

уровень, загрузку аппаратов и другие параметры.

РЕГУЛЯТОРЫ ДАВЛЕНИЯ

Для поддержания определенного (заданного) давления при-

меняются регуляторы давления. Регуляторы давления

бывают прямого и непрямого действия. В регуляторах давления

180

Рис. 85. Схема регулятора давления

прямого действия

Рис. 86. Схема регулятора

прямого действия типа РУМ

уровня

прямого действия совмещаются чувствительный элемент

и регулирующий клапан (или исполнительный механизм) в од-

ном приборе, в то время как в регуляторах давления непря-

мого действия исполнение чувствительного элемента и ис-

полнительного механизма раздельное.

В зависимости от того, где регулируется давление — до или

после прибора — различают регуляторы давления «до себя»

и «п осле с е б я».

Регулятор давления прямого действия (рис. 85) состоит из

камеры давления 1, диафрагмы (мембраны) 2, штока 3, двух-

седельчатого клапана 7 и рычага 5 с противогрузом 4. Такой

регулятор давления чаще всего устанавливают на оборудова-

нии, где требуется поддержание постоянного давления (сепара-

торы, отстойники и т. д.). Работает такой регулятор следую-

щим образом. Газоотводный трубопровод 8 сепаратора, в кото-

ром необходимо поддерживать постоянное давление, соединен

питательной трубкой 9 с камерой давления /. При превышении

давления в сепараторе выше допустимого мембрана 2 переме-

щается вниз, а вместе с ней перемещается и шток 3, воздейству-

ющий на клапан 7. Клапан 7 приоткрывается, происходит вы-

пуск газа, и давление в сепараторе снижается. После снижения

давления в сепараторе до определенного уровня рычаг 5 с

противовесом 4 воздействует на шток 3, возвращает мембрану и

клапан в исходное положение. Такой регулятор давления назы-

вается регулятором давления «до себя». Если необходимо под-

держивать заданное давление после регулятора, то в этом слу-

чае питательная трубка 9 Присоединяется к газоотводящей

трубке 6, и тогда такой регулятор давления называется регу-

лятором давления «после себя». Регуляторы давления прямого

действия находят широкое применение для снижения дав-

ления газа и поддержания его на заданном уровне перед пода-

чей в горелки блочных печей или подогревателей-диэмуль-

гаторов.

181