RU2617695C1 - Устройство для определения влагосодержания - Google Patents

Устройство для определения влагосодержания Download PDF

Info

Publication number
RU2617695C1
RU2617695C1 RU2016120115A RU2016120115A RU2617695C1 RU 2617695 C1 RU2617695 C1 RU 2617695C1 RU 2016120115 A RU2016120115 A RU 2016120115A RU 2016120115 A RU2016120115 A RU 2016120115A RU 2617695 C1 RU2617695 C1 RU 2617695C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
pipeline
water
control section
moisture content
Prior art date
Application number
RU2016120115A
Other languages
English (en)
Inventor
Борис Николаевич Антипов
Анатолий Михайлович Короленок
Алексей Сергеевич Лопатин
Александр Федорович Калинин
Никита Олегович Евстегнеев
Александр Олегович Горбунов
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина"
Priority to RU2016120115A priority Critical patent/RU2617695C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2617695C1 publication Critical patent/RU2617695C1/ru

Links

Images

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01FMIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
    • B01F31/00Mixers with shaking, oscillating, or vibrating mechanisms
    • B01F31/80Mixing by means of high-frequency vibrations above one kHz, e.g. ultrasonic vibrations
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N22/00Investigating or analysing materials by the use of microwaves or radio waves, i.e. electromagnetic waves with a wavelength of one millimetre or more
    • G01N22/04Investigating moisture content

Landscapes

  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности. Устройство для определения влагосодержания нефти содержит 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. Повышение точности определения влагосодержания в нефти в потоке, является техническим результатом изобретения. Достигаемый 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. 1 ил.

Description

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 Тсвч, получая тепловой поток Qсвч (Вт),
Figure 00000001
где Gв - массовый расход водяной составляющей эмульсии, кг/с; срв - изобарная теплоемкость воды, Дж/(кг⋅К) Кв - коэффициент, учитывающий газонасыщенность воды,
Figure 00000002
(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 Тсвч 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
Figure 00000003
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:
Figure 00000004
где Gн - массовый расход нефтяной фракции эмульсии, кг/с; срн - изобарная теплоемкость нефти, Дж/(кг⋅К); Кн - коэффициент, учитывающий газонасыщенность нефти,
Figure 00000005
(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.
Figure 00000006
С учетом соотношений (2) и (3) выражение (4) принимает следующий вид:
Figure 00000007
Исходя из того, что массовый расход водонефтяной эмульсии G равен сумме массовых расходов нефтяной и водяной составляющих эмульсии
Figure 00000008
из соотношения (5) можно определить массовый расход водяной составляющей водонефтяной эмульсии
Figure 00000009
а также массовую концентрацию воды в газонасыщенной водонефтяной эмульсии, а значит и в транспортируемом по трубопроводу нефтепродукте.
Figure 00000010
Приведенную теоретическую зависимость Qсвч экспериментально уточняют для конкретной конструкции и геометрических размеров устройства для измерения влагосодержания в транспортируемом по трубопроводу нефтепродукте и определяют зависимость величины температуры Тсвч нагрева воды СВЧ-излучением для различных объемов воды Gв при движении воды по контрольному участку трубопровода. Значения коэффициентов Кн и Кв 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.

Claims (1)

  1. Устройство для определения влагосодержания нефти, характеризующееся тем, что оно содержит 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.
RU2016120115A 2016-05-24 2016-05-24 Устройство для определения влагосодержания RU2617695C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016120115A RU2617695C1 (ru) 2016-05-24 2016-05-24 Устройство для определения влагосодержания

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016120115A RU2617695C1 (ru) 2016-05-24 2016-05-24 Устройство для определения влагосодержания

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2617695C1 true RU2617695C1 (ru) 2017-04-26

Family

ID=58643175

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016120115A RU2617695C1 (ru) 2016-05-24 2016-05-24 Устройство для определения влагосодержания

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2617695C1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2753459C1 (ru) * 2021-02-18 2021-08-16 Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») Способ и устройство для определения состава водонефтяной смеси

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2073852C1 (ru) * 1992-05-21 1997-02-20 Институт радиотехники и электроники РАН (Фрязинская часть) Свч-устройство для измерения влагосодержания в нефти и нефтепродуктах
RU2365903C1 (ru) * 2008-04-28 2009-08-27 Юрий Всеволодович МАКЕЕВ Способ измерения влагосодержания и солесодержания нефти
WO2011133046A1 (en) * 2010-04-19 2011-10-27 Tecom As C/O Christian Michelsen Research As Inline measuring apparatus and method
RU2479343C2 (ru) * 2010-11-18 2013-04-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тольяттинский государственный университет" Ультразвуковой диспергатор проточного типа
WO2015001323A1 (en) * 2013-07-01 2015-01-08 M-Flow Technologies Ltd Fluid sensor

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2073852C1 (ru) * 1992-05-21 1997-02-20 Институт радиотехники и электроники РАН (Фрязинская часть) Свч-устройство для измерения влагосодержания в нефти и нефтепродуктах
RU2365903C1 (ru) * 2008-04-28 2009-08-27 Юрий Всеволодович МАКЕЕВ Способ измерения влагосодержания и солесодержания нефти
WO2011133046A1 (en) * 2010-04-19 2011-10-27 Tecom As C/O Christian Michelsen Research As Inline measuring apparatus and method
RU2479343C2 (ru) * 2010-11-18 2013-04-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тольяттинский государственный университет" Ультразвуковой диспергатор проточного типа
WO2015001323A1 (en) * 2013-07-01 2015-01-08 M-Flow Technologies Ltd Fluid sensor

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2753459C1 (ru) * 2021-02-18 2021-08-16 Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») Способ и устройство для определения состава водонефтяной смеси

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6196664B2 (ja) マイクロ波キャビティセンサ
CN106226392A (zh) 基于超声衰减机理模型的油水两相流相含率测量方法
CN101076721A (zh) 测量含水多相混合物的成分和水的盐度的方法及设备
RU2617695C1 (ru) Устройство для определения влагосодержания
EP1144985B1 (en) Apparatus and method for determining dielectric properties of an electrically conductive fluid
Makeev et al. Microwave measurement of water content in flowing crude oil
Ma et al. Measurement characteristics of a novel microwave sensor based on orthogonal electrodes method
Yang et al. Research on Low Water Volume Fraction Measurement of Two-Phase Flow Based on TM 010 Mode Microwave Cavity Sensor
Samanta et al. Theoretical analysis on microwave heating of oil–water emulsions supported on ceramic, metallic or composite plates
RU2742526C1 (ru) Устройство для измерения объемного расхода жидкости
RU2439491C1 (ru) Способ определения величины отложений на внутренней поверхности трубопровода и устройство для его осуществления
Zhou et al. Ultrasound velocity-based phase content measurement of oil sludge in storage tank
CN205300706U (zh) 微波智能油水界面检测仪
Bacci et al. Microwave heating for the rapid determination of thermodynamic functions of chemical reactions
RU2670367C1 (ru) Устройство для определения количества бурового раствора в емкости
Hengcharoen et al. Microwave dielectric measurement of liquids by using waveguide plunger technique
RU2306552C1 (ru) Свч-способ определения наличия взвешенной влаги в жидких углеводородах
RU2358261C1 (ru) Свч-способ определения влажности органических веществ
Göllei et al. Apparatus and method to measure dielectric properties (ε′ and ε ″) of ionic liquids
Bai et al. Water Holdup Measurement in Oil-Water Flows with Staggered Double Helix Microwave Sensor
RU2244293C2 (ru) Свч - способ определения содержания влаги и степени ее засоленности в жидких средах
Olayiwola et al. Residence Time Distribution of Steady and Pulsed Flow in a Parallel‐Plate Channel with Staggered Fins
Stuchly et al. A microwave open-ended cavity as a void fraction monitor for organic coolants
Zheng et al. 3 ω slope comparative method for fluid and powder thermal conductivity measurements
RU2287806C2 (ru) Свч-способ определения объемного процентного содержания влагосодержащих присадок в жидких углеводородах и топливах