Материал: 2015 [Тынчеров] Основы автоматизации ТПНП

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-