Анализаторы содержания воды в нефти реферат
Обновлено: 02.07.2024
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/см 2 . 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.
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.
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/м 3 . 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
Социальное обеспечение и социальная защита в РФ: Понятие социального обеспечения тесно увязывается с понятием .
- Для учеников 1-11 классов и дошкольников
- Бесплатные сертификаты учителям и участникам
Описание презентации по отдельным слайдам:
Анализаторы содержания воды в нефти. Влагомеры. 1. Влагосодержание нефти. 2. Методы измерения влагосодержания. 3. Анализаторы содержания воды в нефти 4. Влагомер сырой нефти Аквасенс
1. Влагосодержание нефти зависит главным образом от объёмных расходов пластовой воды, поступающей вместе с нефтью на поверхность, и её плотности, а также вязкости и плотности нефти. При прочих равных условиях влагосодержание нефти снижается с уменьшением расхода воды, вязкости и плотности нефти и с увеличением плотности воды (зависящей от количества растворённых в ней солей).
Для характеристики содержания влаги в материалах применяются две величины, влагосодержание и влажность. Ранее эти величины назывались, соответственно, абсолютной и относительной влажностью. Под влагосодержанием U понимается отношение массы влаги М, содержащейся в теле, к массе абсолютно сухого тела Mо.U = M/Mо. Под влажностью W понимается отношение массы влаги М, содержащейся в теле, к массе влажного материала М:W=M/(M + M0).
Физические методы позволяют определить содержание воды без изменения её состояния При использовании адсорбционного метода анализируемую смесь разделяют в хроматографической колонке на отдельные компоненты, которые определяют с помощью системы детектирования. Гравиметрический метод можно разделить на метод отстаивания и центрифугирования. Метод отстаивания заключается в отстаивании пробы в измерительном сосуде и последующем измерении уровня раздела фаз нефть - вода. Метод центрифугирования заключается в разделении определенного объёма пробы в измерительном стакане, расположенном по радиусу центрифуги дном от центра. Колометрический метод основан на изменении цвета химических веществ в присутствии воды или изменении рН водного раствора, в результате чего окрашивается индикатор. Валюмометрический метод основан на измерении объёма газа, выделяющегося при взаимодействии воды в исследуемом продукте с химическими реагентами, наилучшим из которых является гидрид кальция. Титрометрический метод основан на определении влагосодержания при титровании испытуемой пробы растворами химических реагентов.
Колориметрический метод основан на экзотермическом взаимодействии химических реагентов с водой, находящейся в нефтях. По количеству выделившейся теплоты судят о количестве воды. Радиоволновой метод основан на функциональной связи поглощения и рассеяния водой энергии СВЧ электромагнитного излучения, длины волн которого находятся в диапазоне от 1 до 100 мм. Акустический метод использует зависимость скорости распространения, поглощения и отражения ультразвуковых колебаний влагосодержащего вещества. Пикнометрический метод основан на определении влагосодержания по разности плотностей влажной и сухой нефти, определённых с помощью пикнометра. Экспресс-анализ влагосодержания нефти основан на переводе влаги из пробы в паровую фазу путём её тонкодисперсного распыления в термостатированной камере с последующим детектированием концентрации влаги в паровой фазе. Тепловой метод основан на зависимости теплофизических коэффициентов испытуемого вещества от его влагосодержания.
4. Влагомер сырой нефти Аквасенс Вода, водосолевые и кислотосодержащие растворы имеют в рабочем спектральном диапазоне нулевую оптическую плотность, в то время как нефть представляет из себя практически непрозрачную жидкость с характерной для каждой нефти оптической плотностью. Логарифмическая зависимость светопропускания смеси от содержания в ней нефти имеет линейный характер и преобразуется электронной схемой в частоту F0 выходного сигнала (кривая 1). Рис. Градуировочная кривая для работы на водной ( I ) и нефтяной (2) фазах Прибор позволяет определять содержание воды в нефти от 0 до 100 %. Модель измерения (см. рис. ) позволяет автоматически определить фазу (нефть или вода).
Прибор обеспечивает непрерывность измерения влагосодержания по ГОСТ Р 8.615-2005 при измерениях по отдельной скважине; позволяет определять содержание воды в диапазоне от 0 до 100 %; алгоритм измерения позволяет автоматически определять фазу (нефть или вода); нечувствителен к солям и температуре. Техническая характеристика влагомера Кинематическая вязкость жидкости, мм2/сОт 0,6 до 4600 Содержание солей, массовая доля, %От 0,3 до 15 Содержание свободного газа в жидкости, %До 5 Пределы допускаемого значения относительной погрешности измерения содержания нефти в водонефтяной смеси - при обводненности от 0 до 70 %±4 - при обводненности от 70 до 95 %+10
Краткое описание документа:
Презентация по средствам автоматизации в добыче нефти и газа на тему "Измерение содержания воды в нефти".
План презентации:
1. Влагосодержание нефти (влажность, удельное влагосодержание, влагосодержание).
Нефть и продукты её переработки относятся к токсическим веществам, попадание которых в почву и в водоёмы способно нарушить протекание естественных природных процессов и равновесие экосистемы. Одним из самых массовых источников загрязнения являются стоки, которые сбрасывают промышленные предприятия. Современные технологии позволяют осуществлять непрерывный мониторинг содержания нефтепродуктов в сбрасываемых сточных водах. Для этой цели служит анализатор нефтепродуктов в воде.
Блок управления анализатора нефтепродуктов Blue Box
Обычно применяемый ныне способ контроля присутствия нефтепродуктов в сточных водах заключается в периодическом отборе проб с последующим количественным химическим анализом, при проведении которого применяется один из следующих методов:
- гравиметрический;
- ИК – спектроскопия;
- газовая хроматография;
- флуориметрический метод.
Гравиметрический метод заключается в извлечении нефтепродуктов из взятой пробы, их сепарации от полярных веществ. Затем, после выпаривании влаги взвешивается остаток. Метод обычно используется для анализа сильно загрязнённых проб с большим превышением предельных допустимых концентраций (ПДК).
Газовая хроматография осуществляется в следующей последовательности. Нефтепродукты экстрагируются из пробы органическим растворителем, после чего очищаются методом колоночной хроматографии на оксиде алюминия. Концентрация рассчитывается по хроматограмме. Градуирование цены деления шкалы измерительного прибора производится на смеси дизельного топлива с минеральным смазочным маслом.
Флуориметрический метод также подразумевает предварительную экстракцию из пробы и очистку нефтепродуктов. После этого производится измерение интенсивности флуоресценции вещества при его возбуждении излучением ультрафиолетового спектра. Данный метод отличает очень высокая чувствительность, быстрота проведения анализа и небольшой объём требуемого вещества.
Выполнять отбор проб для анализа в автоматическом режиме позволяет высокотехнологичное оборудование MAXX Mess- u. Probenahmetechnik GmbH. Среди продуктов этой немецкой компании портативные и стационарные пробоотборники, системы дозирования, а также уникальная система для отбора проб воды, находящейся под давлением до 25 бар.
Стационарный пробоотборник серии SP5
Наиболее объективная картина, показывающая динамику загрязнений сточных и повторно используемых вод, может быть получена постоянными измерениями в режиме online поточными анализаторами. Непрерывные методы контроля сбросов приобретают всё большую актуальность ввиду ухудшения экологической ситуации и связанным с этим ужесточением норм законодательства РФ в области экологии.
С задачей отбора проб относительно чистой воды, содержащей небольшое количество загрязнений и невысокую концентрацию нефтепродуктов, хорошо справляются поточные приборы. При этом вода, забираемая для анализа, отводится по специальным трубкам небольшого диаметра в камеру прибора – анализатора. К сожалению, для отбора проб в канализационных и технологических стоках такие приборы не годятся, так как в указанных стоках часто содержится большое количество различных включений, взвешенных частиц, а иногда значительная концентрация нефтепродуктов. Это приводит к быстрому засорению внутренностей анализатора и самих трубок, по которым подаётся вода при заборе проб.
Для решения этой задачи, компанией GO Systemelektronik разработаны специальные флуоресцентные датчики спектрального анализа, предназначенные для постоянной работы в потоке исследуемой жидкости совместно с анализаторами присутствия нефти в воде. Форма и материал датчиков обеспечивают их длительное функционирование в потоке сильно загрязнённой жидкости без образования на их поверхности налёта, снижающего работоспособность прибора. При извлечении датчика, незначительная плёнка образуется на его поверхности вследствие высыхания остатков загрязнённой воды, которая впрочем, достаточно легко удаляется, благодаря удобной форме наружной поверхности прибора. В случае необходимости применения в чрезвычайно загрязнённой воде, датчик опционально может комплектоваться автоматическим устройством очистки с помощью сжатого воздуха.
Флуоресцентный датчик GO Блок BlueSens, используемый совместно с датчиком
Датчик нефтепродуктов GO Systemelektronik является незаменимым инструментом для количественного определения нефтепродуктов, содержащихся в загрязнённых стоках.
Анализатор содержания нефтепродуктов в воде, работающий совместно с датчиком GO Systemelektronik, внедрён и успешно работает на многих крупных промышленных предприятиях России.
Анализаторы содержания воды в нефти, масле и нефтепродуктах ZT100 (далее - анализатор) предназначен для измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов в рабочих условиях в составе измерительных систем.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 60277-15 |
| Наименование | Анализаторы содержания воды в нефти, масле и нефтепродуктах |
| Модель | ZT100 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 01.04.2020 |
Производитель / Заявитель
Фирма "ZelenTech Pte. Ltd.", Сингапур
Назначение
Анализаторы содержания воды в нефти, масле и нефтепродуктах ZT100 (далее - анализатор) предназначен для измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов в рабочих условиях в составе измерительных систем.
Измеряемая среда - нефть и нефтепродукты без содержания свободного и растворенного
Описание
Анализатор состоит из первичного измерительного преобразователя (далее - первичный преобразователь) в виде отрезка трубопровода с торцевыми фланцевыми соединениями. В полости первичного преобразователя анализатора размещен емкостной металлический датчик цилиндрической формы. Датчик размещен по центру первичного преобразователя трубопровода и жестко закреплен на металлических стойках. К корпусу первичного преобразователя на металлической термокомпенсирующей стойке прикреплен корпус устройства преобразования сигнала. Корпус устройства преобразования сигнала состоит из основания и двух торцевых крышек соединенных резьбовым соединением. Устройство преобразования сигнала состоит из вторичного блока питания, блоков преобразования и усиления информативных выходных сигналов.
Принцип работы анализатора основан на преобразовании электрических сигналов емкостного датчика в значения объемного влагосодержания по градуировочной характеристике анализатора. Измерение объемного влагосодержания производится измерением емкостного электрического сопротивления изменяющегося от изменения диэлектрической проницаемости измеряемой среды при изменении его влагосодержания.
Первичные электрические сигналы преобразуются в аналоговый и цифровой сигнал представляет. По выходному аналоговому сигналу в формате постоянного тока (4-20) мА или по протоколу Hart передаются измеренные данные на внешнее устройство преобразования. По выходному цифровому сигналу через интерфейс RS232 в цифровом формате данные передаются во внешнюю программу. На внешних устройствах преобразования измеренных данных производится отображение измеренных значений объемного влагосодержания измеряемой среды.
Программное обеспечение
Программное обеспечение установлено в первичном измерительном преобразователе анализатора.
Идентификационные данные программного обеспечения:
Идентификационное наименование программного обеспечения
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики приведены в таблице 1.
Диапазон измерений, % объемная доля воды
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, %
Пределы допускаемых значений дополнительной погрешности от изменения температуры измеряемой среды на каждые 10°С от номинального значения 20°С, % объемная доля воды
Читайте также: