литература / Примеры построения схем автоматизации, в том числе, для колонн / 2015 [Тынчеров] Основы автоматизации ТПНП

ном стержне 1 с немагнитными втулками 3 и 9 и связан с корпусом прибора 13 пружинами 4 и 8. Регистрация сигнала виброметра производится на осциллографе. Виброметр при объеме 45 см3 весит 200 г.

При питании напряжением 10 В, 400 Гц он обладает чувствительностью 0,01 В/(см×с2). Прибор работает в диапазоне измерения ускорений до 10 g.

Для измерения шума используются специальные приборы — шумомеры. Шумомер состоит, как правило, из датчика (микрофона), усилителя, частотных фильтров (анализатора частоты), регистрирующего прибора и индикатора, показывающего уровень измеряемой величины в дБ.

По точности шумомеры делятся на четыре класса: 0, 1, 2 и 3. Шумомеры класса 0 используются как образцовые средства измерения; приборы класса 1 — для лабораторных и натурных измерений; 2 — для технических измерений; 3 — для ориентировочных измерений шума. Каждому классу приборов соответствует диапазон измерений по частотам: шумомеры классов 0 и 1 рассчитаны на диапазон частот от 20 Гц до 18 кГц, класса 2 — от 20 Гц до 8 кГц, класса 3 — от 31,5 Гц до 8 кГц. Для измерения эквивалентного уровня шума при усреднении за длительный период времени применяются интегриру-

ющие шумомеры [12, 18, 22, 35, 36, 41, 44, 58].

Глава 6. ИЗМЕРЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ

Исследование вопросов измерения физико-химических свойств таких жидкостей, как нефть и пластовая вода, а затем и газов, рассматривается в разделе по следующей схеме: краткое изучение предмета измерения — выявление его физико-химических свойств — рассмотрение методик измерения — изучение систем и средств измерения и контроля в соответствии с рассмотренными методиками.

6.1. Измерение физико-химических свойств нефти и пластовых вод

6.1.1. Измерение физико-химических свойств нефти

Известно, что нефть — горючая маслянистая жидкость преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. Цвет нефти варьируется от светло-коричневого до темно-бурого и черного и зависит от растворенных в ней смол. Нефть представляет собой смесь жидких углеводородов (парафиновых, нафтеновых и ароматических), в которой растворены газообразные и твердые углеводороды. В незначительных количествах она содержит серные и азотные соединения, органические кислоты и некоторые другие химические соединения. В нефти встречаются следующие группы углеводородов:

метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2;

нафтеновые — СnН2ni;

ароматические — СnH2n–6.

Преобладают углеводороды метанового ряда (табл. 6.1).

Таблица 6.1 — Углеводороды метанового ряда

Анализ нефтей с выделением индивидуальных соединений требует много времени. В технологических расчетах при определении качества сырья, продуктов нефтепереработки и нефтехимии часто пользуются данными технического анализа, который состоит в определении некоторых физических, химических и эксплуатационных свойств нефтепродуктов [64].

Рис. 6.1 — Химический состав нефти

Вообще, с этой целью используют методы, в комплексе дающие возможность охарактеризовать товарные свойства нефтепродуктов в различных условиях эксплуатации, связать их с составом анализируемых продуктов, дать рекомендации для наиболее рационального их применения:

физические — определение плотности, вязкости, температуры плавления, замерзания и кипения, теплоты сгорания, молекулярной массы, а также некоторых условных показателей (пенетрация, дуктильность);

химические, использующие классические приемы аналитической химии;

физико-химические — колориметрия, потенциометрическое титрование, нефелометрия, рефрактометрия, спектроскопия, хроматография;

специальные — определение октанового и цетанового чисел моторных топлив, химической стабильности топлив и масел, коррозионной активности, температуры вспышки и воспламенения и др.

[61].

Однако в рамках изучаемых в разделе вопросов, касающихся основных физических свойств нефти, выделим только принципы и средства измерения таких свойств, как:

1)плотность,

2)вязкость,

3)испаряемость,

4)сжимаемость,

5)газосодержание,

6)газовый фактор.

6.1.1.1. Измерение плотности

Плотность — отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3.

Нефти различаются по плотности, т. е. по массе, содержащейся в единице их объема. Если в сосуд с нефтью налить воду, то за исключением редких случаев нефть всплывает. Обычно она легче воды. Плотность нефти, измеренная при 20°С, отнесенная к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной плотностью нефти.

Определение плотности можно проводить при любой температуре, а затем вычислить значение относительной плотности, используя коэффициент объемного расширения, значения которого приводятся в справочной литературе. Относительная плотность нефтей колеблется в пределах 0,5–1,05 кг/дм3 (обычно 0,82–0,95). Нефти с относительной плотностью до 0,85 называются легкими. Своей легкостью они обязаны преобладанию в их составе метановых углеводородов. Относительную плотность от 0,85 до 0,90 имеют средние нефти, а свыше 0,90 — тяжелые. В тяжелых нефтях содержатся преимущественно циклические углеводороды.

Плотность нефти зависит от многих факторов: химической природы входящих в нее веществ, фракционного состава, количества смолистых веществ, количества растворенных газов и других. Плотность нефти зависит и от глубины залегания, как правило, уменьшаясь с ее увеличением. Исключения из этого правила объясняют вторичными явлениями, например, миграцией легких нефтей в более высокие горизонты залегания.

При определении плотности нефтей и нефтепродуктов обычно пользуются несколькими методами:

с помощью ареометров (нефтеденсиметров),

методом взвешенной капли,

с помощью гидростатических весов,

пикнометрическим методом (наиболее точный).

Ареометр (нефтеденсиметр) — прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка, который представляет собой стеклянную полую трубку, зауженную в верхней части и герметично запаянную с обоих концов. В нижней части ареометра находится груз (как правило, металлическая дробь), вверху — шкала плотности. Масса ареометра заранее известна и точно отрегулирована. На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти (рис. 6.2). Идея измерения плотности ареометром заключается в том, чтобы зафиксировать уровень нефтепродукта на шкале ареометра при различной глубине погружения ареометра в жидкость. Величина погружаемости ареометра обратно пропорциональна плотности измеряемой жидкости, т. е. чем ниже плотность жидкости, тем больше погрузится в нее ареометр.

Рис. 6.2 — Внешний вид ареометра АН для нефтепродуктов (слева), нефтеденсиметра (в середине) и электронного денсиметра-плотномера нефтепродуктов DM-230.2B (справа)

Ареометры нефтепродуктов, или нефтеденсиметры, производят трех исполнений. У ареометров первого исполнения (АНТ-1) цена деления шкалы равна 0,5 кг/м3, у ареометров второго и третьего исполнения (АНТ-2 и АН) — 1 кг/м3. У ареометров первого и второго исполнения есть встроенный термометр с диапазонами измерения температуры от -20 до +40 0С. Ареометр АН термометра не имеет.

Для испытуемого нефтепродукта используют ареометр с соответствующим диапазоном шкалы, например: для бензинов — 640– 780, для керосинов — 765–855, для дизельных топлив — 770–870. За-

тем подбирают цилиндр, чтобы его высота обеспечивала погружение ареометра, но при этом ареометр не касался дна цилиндра. Обычно для АНТ-1 используют цилиндры высотой 50 см, для АНТ-2 — 35 см.

Для малых количеств жидких нефтепродуктов или твердых нефтепродуктов используют метод выравнивания плотностей, или метод взвешенной капли. При этом каплю или кусочек нефтепродукта вводят в спирто-водный или слабый водно-солевой раствор и добавляют в раствор воду или концентрированный раствор соли, пока испытуемый объект не будет взвешен в растворе. Затем ареометром определяют плотность раствора, она будет равна плотности испытуемого нефтепродукта.

С точностью до 0,0005 плотность определяют с помощью метода гидростатических весов, которые градуируются по плотности воды при 20оС и дают показания.

Рис. 6.3 — Внешний вид гидростатических весов Мора

Пикнометрический метод позволяет определить плотность с точностью до 0,00005. Применяют пикнометры различной формы и емкости в зависимости от агрегатного состояния и плотности исследуемого вещества. Высокую популярность при измерении плотности жидкостей получили плотномеры. Плотномер является электронным устройством, действующим по определенному принципу измерения. Плотномер заменяет традиционные средства измерения плотности жидкости — ареометры и пикнометры (рис. 6.4).

28 декабря 2010 года был принят и с 1 июля 2011 года введен в

действие документ Р 50.2.075 «Нефть и нефтепродукты. Лабораторные методы измерения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API» [49], в котором кроме требований к ареомет-

сти. Для темных нефтепродуктов и сырой нефти сходимость и воспроизводимость результатов при вибрационном методе измерения хуже, чем при использовании ареометра или пикнометра.

В любом случае, использование плотномеров с пределом допустимой абсолютной погрешности измерения плотности лучше, чем 0,1 кг/м3, не представляется целесообразным потому, что определяющим фактором при формировании общей погрешности измерения плотности нефти или нефтепродуктов будет погрешность метода. Соответственно, вложение дополнительных средств в приобретение более точного плотномера не приведет к желаемому увеличению общей точности измерения.

Дополнительным аргументом в пользу отказа от применения более точных приборов для измерений плотности нефти и нефтепродуктов является сложность проведения их периодической поверки, поскольку доступные ГСО плотности имеют абсолютную погрешность не менее 0,05 кг/м3 .

Лабораторные приборы, обеспечивающие измерение плотности с пределом допустимой абсолютной погрешности в 0,1 кг/м3 , имеются в производственных линейках всех ведущих производителей вибрационных плотномеров. Обращает на себя внимание то, что все эти приборы имеют схожую компоновку с характерным расположением датчика и, соответственно, боковым вводом пробы, остающуюся неизменной на протяжении нескольких поколений этих приборов. Видимо, это объясняется схожей конструкцией датчиков, унаследованной от бесспорного «законодателя мод» в области вибрационной плотнометрии — австрийской компании Anton Paar. Также все приборы имеют встроенные термостаты с принудительной вентиляцией и, соответственно, близкие технические характеристики: диапазоны температур и диапазоны измерения, минимальный объем пробы и прочее, вплоть до набора внешних интерфейсов. Имеющиеся отличия в основном касаются ряда вспомогательных функций, обеспечивающих некоторые конкурентные преимущества производителям.

Рис. 6.5 — Плотномер компании «ТЕРМЭКС»

Схожесть конструкций плотномеров от разных производителей определяет схожие массогабаритные характеристики, близкую потребляемую мощность и примерно одинаковый уровень цен.

Плотномер отечественной компании «ТЕРМЭКС» благодаря собственной конструкции датчика и термостата имеет другую компоновку, что позволило создать легкий, компактный и недорогой прибор с низким энергопотреблением, обладающий при этом сходными метрологическими характеристиками, соответствующими требованиям к рутинным измерениям плотности нефти и нефтепродуктов.

Рис. 6.6 — Внешний вид и комплектность плотномеров типа «ВИП-2М», «ВИП-2МР» [47]

6.1.1.2. Измерение вязкости

Вязкость — свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Пас), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Пас относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле так же, как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей — мПас. Так, пресная вода при температуре 20 имеет вязкость 1 мПас, а большинство нефтей, добываемых в России, — от 1 до 10 мПас, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПас и несколько тысяч мПас. С увеличением содержания в нефти растворенного газа ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 24 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т. е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м2/с.

На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискози-