Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности для контроля влагосодержания в потоке нефти и воды при транспортировке по трубопроводу.

Известно устройство для измерения концентрации воды в нефтепродуктах (RU 2456584, 2012), содержащее сосуд для размещения пробы нефтепродукта, выполненный из термостойкого и кислотостойкого материала, мешалка, рабочий орган которой выполнен в виде крыльчатки, закрепленной на конце стержня, выполненного с возможностью скрепления с валом электродвигателя. В качестве средства измерения физического параметра пробы нефтепродукта использован термометр. Сущность работы устройства заключается в отборе фиксированного объема пробы нефтепродукта, температура которого измеряется, последующее введение в пробу фиксированного объема реактива (серной кислоты) и измерение изменения температуры пробы, по которому судят об уровне обводненности продукта.

Известное устройство не обеспечивает непрерывного измерения влагосодержания в движущемся по трубопроводу нефтепродукте, а добавление в нефтепродукт серной кислоты способствует изменению потребительских свойств самого нефтепродукта.

Известно также устройство для измерения влагосодержания дизельного топлива с замером температуры смеси дизельного топлива и воды до и после обработки волнами СВЧ в поглощающей камере (RU 54190, 2006 г.). Устройство для измерения влагосодержания дизельного топлива содержит стабилизатор, генератор СВЧ, волновод, поглощающую камеру с входным и выходным патрубками. При этом устройство снабжено также терморезисторами, размещенными в входном и выходном патрубках, вакуумметром, подсоединенным к выходному патрубку, переменным резистором-преобразователем, установленным последовательно с терморезистором, размещенным в выходном патрубке и соединенным с вакуумметром, а также усилителем и индикатором.

Однако известное устройство не может быть использовано при измерении влагосодержания нефти, поскольку она включает газовую составляющую. Кроме того, поскольку содержание воды в потоке нефти, транспортируемой по трубопроводу, может достигать 70-80%, указанное устройство не может обеспечить необходимой точности определения содержания воды в потоке.

Наиболее близким к заявленному устройству по назначению является СВЧ-устройство для измерения влагосодержания в нефтепродуктах и нефти (RU 2073852, 1997), содержащее первичный измерительный преобразователь, выполненный в виде СВЧ-линии передачи, расположенной в отрезке трубопровода и выполненной в виде металлического проводника, генератор СВЧ-колебаний и приемник, прошедших через исследуемый продукт СВЧ-колебаний, электрически связанные с СВЧ-линией передачи.

Однако известное устройство не обеспечивает высокой точности измерения влагосодержания, что обусловлено неравномерностью распределения объемов нефти и воды по сечению трубопровода.

Техническая проблема настоящего изобретения заключается в повышении точности определения влагосодержания транспортируемого по трубопроводу продукта.

Указанная техническая проблема решается описываемым устройством для определения влагосодержания в нефти, содержащим первичный измерительный преобразователь, выполненный в виде СВЧ-генератора с волноводом, в полости которого размещен контрольный участок трубопровода, выполненный из материала, прозрачного для волн СВЧ, ультразвуковой проточный реактор-диспергатор, установленный на трубопроводе до его контрольного участка, и блок контроля и обработки параметров, к входам которого подключены датчик расхода транспортируемого по трубопроводу нефтепродукта, установленный до ультразвукового проточного реактора-диспергатора, и датчики температуры нефтепродукта, размещенные до и после контрольного участка трубопровода.

Технический результат заключается в уменьшении погрешности, обусловленной неравномерностью распределения объемов нефти и воды по сечению трубопровода, и, соответственно, неоднородностью температуры смеси по сечению трубопровода и, как следствие, в достижении равновесной температуры смеси в потоке.

Дополнительно обеспечивается сокращение длины контрольного участка обработки СВЧ и, как следствие, снижение габаритов блока СВЧ.

Сущность предлагаемого устройства поясняется чертежом, на котором приведена принципиальная схема предлагаемого устройства.

Устройство содержит трубопровод 1, датчик расхода 2 транспортируемого по трубопроводу нефтепродукта, установленный на трубопроводе 1 ультразвуковой проточный реактор-диспергатор 3, состоящий из ультразвукового генератора и излучателя. На трубопроводе 1 на заданном расстоянии от реактора-диспергатора 3 установлен первичный измерительный преобразователь, выполненный в виде СВЧ-генератора 4, подсоединенного к волноводной нагрузке, состоящей из волновода 5, в полости которого размещен контрольный участок трубопровода 6, выполненный из материала прозрачного для волн СВЧ, например из кварца. До и после контрольного участка трубопровода 6 установлены датчики температуры эмульсии 7 и 8. Параметры, измеряемые датчиком расхода смеси 2 и датчиками температуры 7, 8, передаются в блок контроля и обработки параметров 9.

Волновод 5 имеет прямоугольное сечение и выполнен из материала, непрозрачного для электромагнитных волн и заглушен со стороны, противоположной соединению с СВЧ-генератором 4.

Используют СВЧ-генератор с частотой излучения 2450 МГц и мощностью 0,8-1,0 кВт.

Ультразвуковой проточный реактор-диспергатор 3 выполнен на базе излучателя в виде магнитострикционного преобразователя, согласованного по частоте с волноводом гантельного типа.

Преобразователь магнитострикционный обеспечивает преобразование высокочастотного электрического напряжения в механические колебания ультразвуковой частоты в диапазоне 15 кГц-10⁸ Гц. Мощность ультразвукового излучения обеспечивается в диапазоне 0,5-5 кВт с возможностью плавного регулирования амплитуды колебания от 10 до 100 мкм.

В качестве проточного реактора-диспергатора 3 может использоваться диспергатор IKA T 18.

Предлагаемое устройство работает следующим образом.

Транспортируемая по трубопроводу 1 нефть поступает в датчик расхода 2, где определяется ее расход. Далее нефть поступает в ультразвуковой проточный реактор-диспергатор 3, где происходит обработка ее ультразвуком с частотой 21.0-22.0 кГц. За счет воздействия ультразвука образуется нефтеводяная мелкодисперсная эмульсия с равномерным распределением составляющих нефти и воды по сечению трубопровода. После замера температуры датчиком 7 эмульсия подается в контрольный участок трубопровода 6, который выполнен из материала, прозрачного для волн СВЧ, например из кварца, и размещенного в полости волновода 5, где эмульсия подвергается воздействию СВЧ-излучения с частотой 2400-2500 мГц.

Транспортируемая по трубопроводу нефть содержит включения воды различной формы и размеров - пузырьковой, пробковой, языковой и кольцеобразной, которые расположены неравномерно по сечению трубопровода. Воздействием на нефть ультразвука в реакторе-диспергаторе образуется однородная мелкодисперсная нефтеводяная эмульсия, что дает равномерное распределение нефти и воды по сечению трубопровода и обеспечивает значительное увеличение поверхности теплообмена между нефтью и водой. Последующая обработка эмульсии волнами СВЧ в контрольном участке приведет к нагреву только водяной составляющей и, за счет теплообмена воды с нефтью, обеспечит увеличение температуры эмульсии, а большая поверхность теплообмена значительно уменьшит время выравнивания температуры эмульсии. Сравнение температуры нефтеводяной эмульсии до и после обработки волнами СВЧ позволяет определить влагосодержание нефти с высокой точностью, а мелкодисперсный состав эмульсии позволяет уменьшить длину зоны обработки и контроля температуры, а значит и габариты всего устройства.

Таким образом, за счет создания равномерного распределения водяной составляющей по сечению трубопровода, по которому транспортируется нефть, и получения мелкодисперсной нефтеводяной эмульсии, формируется значительно большая поверхность теплообмена между нефтью и водяной составляющей, что, в свою очередь, обеспечивает получение равновесной температуры нефти после нагрева водяной составляющей волнами СВЧ за короткий промежуток времени.

Датчиком температуры 8 производят замер температуры эмульсии на выходе из контрольного участка трубопровода. По разности измеренных температур датчиками 7 и 8 определяют изменение температуры водонефтяной газонасыщенной мелкодисперсной эмульсии в начале и конце контрольного участка трубопровода, т.е. до и после обработки волнами СВЧ.

Все замеряемые параметры поступают в блок контроля и обработки параметров 9. Полученная температура эмульсии в конце контрольного участка трубопровода, при постоянных величинах интенсивности СВЧ-излучения, зависит от свойств нефти, воды и нефтяного газа и от соотношения их массы и объемов в исходной смеси.

Продолжительность и мощность обработки смеси ультразвуком и СВЧ-излучением подбирается в зависимости от объема транспортируемой по трубопроводу жидкости.

Обработка полученных параметров производится с учетом следующих зависимостей и с учетом влияния на результаты измерений и вычислений величины газонасыщенности нефти и воды, транспортируемых по трубопроводу.

Вследствие обработки волнами СВЧ водяная составляющая водонефтяной эмульсии нагреется на контрольном участке трубопровода от температуры T₀ до Т_свч, получая тепловой поток Q_свч (Вт),

где G_в - массовый расход водяной составляющей эмульсии, кг/с; с_рв - изобарная теплоемкость воды, Дж/(кг⋅К) К_в - коэффициент, учитывающий газонасыщенность воды, (газонасыщенности воды).

Пренебрегая потерями теплоты от газонасыщенной водонефтяной эмульсии в окружающую среду, подбирают такую длину контрольного участка трубопровода, при которой в конце контрольного участка значения температуры водяной и нефтяной составляющих эмульсии в результате теплообмена между ними выравниваются, при этом температура газонасыщенной водонефтяной эмульсии на выходе из контрольного участка составляет Т₁.

Таким образом, нагретая волнами СВЧ от температуры Т₀ до Т_свч водяная составляющая эмульсии передаст часть полученной теплоты на контрольном участке трубопровода нефтяной составляющей эмульсии Q₁ и охладится до температуры T₁ в конце контрольного участка трубопровода. При этом тепловой поток, переданный от водяной к нефтяной составляющей эмульсии, составит Q₁, где

Количество теплоты, которое должно быть передано в единицу времени нефтяной составляющей эмульсии на контрольном участке трубопровода для ее нагрева до температуры T₁, определяется с учетом газонасыщенности нефти из следующего соотношения:

где G_н - массовый расход нефтяной фракции эмульсии, кг/с; с_рн - изобарная теплоемкость нефти, Дж/(кг⋅К); К_н - коэффициент, учитывающий газонасыщенность нефти, (газонасыщенности нефти).

Пренебрегая потерями теплоты от газонасыщенной водонефтяной эмульсии в окружающую среду и исходя из закона сохранения энергии, тепловой поток, переданный от водяной к нефтяной составляющей эмульсии, равен тепловому потоку, полученному газонасыщенной нефтяной составляющей водонефтяной эмульсии, т.е.

С учетом соотношений (2) и (3) выражение (4) принимает следующий вид:

Исходя из того, что массовый расход водонефтяной эмульсии G равен сумме массовых расходов нефтяной и водяной составляющих эмульсии

из соотношения (5) можно определить массовый расход водяной составляющей водонефтяной эмульсии

а также массовую концентрацию воды в газонасыщенной водонефтяной эмульсии, а значит и в транспортируемом по трубопроводу нефтепродукте.

Приведенную теоретическую зависимость Q_свч экспериментально уточняют для конкретной конструкции и геометрических размеров устройства для измерения влагосодержания в транспортируемом по трубопроводу нефтепродукте и определяют зависимость величины температуры Т_свч нагрева воды СВЧ-излучением для различных объемов воды G_в при движении воды по контрольному участку трубопровода. Значения коэффициентов К_н и К_в являются характеристиками нефти и воды для различных месторождений и определяются экспериментально в каждом конкретном случае.

Полученные теоретические и экспериментальные зависимости заносятся в блок контроля и обработки параметров. Программа обработки параметров и расчета влагосодержания в смеси нефти и воды при транспортировке по трубопроводу уточняется при проведении контрольных тарировочных испытаний устройства.

Описанное устройство позволяет обеспечить непрерывный контроль влагосодержания в движущейся по трубопроводу смеси нефти и воды с погрешностью 2-4% в зависимости от газонасыщенности и соотношения объемов нефти и воды в исследуемой смеси.

Кроме того, за счет большой поверхности теплообмена между водой и нефтью, находящихся в мелкодисперсном состоянии, происходит максимально быстрое выравнивание температуры эмульсии по сечению трубопровода, что дополнительно обеспечивает минимизацию длины контрольного участка.