Материал: 2015 [Тынчеров] Основы автоматизации ТПНП

единений с разными температурами кипения, то речь может идти лишь о температурных пределах, в которых выкипает та или иная смесь. Температура кипения нефти колеблется в интервале 50–550°С.

Нефть, как и любая жидкость, при определенной температуре закипает и переходит в газообразное состояние. Различные ее компоненты переходят в газообразное состояние при различной температуре кипения. Легкие нефти вскипают при 50–100°С, тяжелые — при температуре более 100°С. Самая высокая температура кипения у парафинов, поэтому при понижении температуры они выпадают из нефти в осадок. При извлечении нефти из высокотемпературных пластовых условий на земную поверхность по стволу буровой скважины парафины откладываются на стенках труб.

Различие температур кипения углеводородов, входящих в состав нефтей, широко используется на практике для разделения нефти на температурные фракции (франц. «фрактьон» — доля, часть от лат. «фракцио» — излом, ломание). Так, при нагревании нефти до 180–200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200–250°С — лигроиновой, при 250–315°С — керосиногазойлевой и при 315–550°С — масляной. Остаток представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6–10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с °С11–°C1, газойлевая — с °Cl4–°C17 и т. д.

Обычно нефти плотностью менее 0,9 начинают кипеть при температуре, которая ниже 100°С. Температура начала кипения нефти зависит от ее химического состава. Так, при одной и той же плотности нафтеновые и ароматические углеводороды кипят при более низкой температуре, чем метановые.

В 2003 году в Казани научно-производственным центром «СКПнефть» разработана Методика выполнения измерений МИ 2795-2003 «Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения».

Данная Методика распространяется на потенциальные потери углеводородов от испарения, которые могут возникнуть в системах подготовки и транспорта при поступлении в них нефти с давлением насыщенных паров (ДНП) выше заданной величины, в диапазоне 0,15...2,00% масс, и устанавливает методику выполнения их измерений.

При выполнении измерений применяют следующие средства измерений и вспомогательные устройства:

Автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП (зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номе-

ром 16774-03).

Рис. 6.18 — Автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП

Прибор функционально состоит из измерительного блока с приводом и узла управления. Измерительный блок включает в себя пробоотборную 1 и измерительную 2 камеры с поршнями 3 и 4, входным 5 и выходным 6 клапанами, термостатирующими рубашками 7 и вспрыскным клапаном 8, а также имеет датчик давления 13 и подпорную газовую камеру 14. Привод измерительного блока состоит из двигателя 9, одноступенчатого редуктора 10, винтовой ходовой пары с визиром 11 и микровыключателями 12. Блок управления 15, соединенный с приводом, датчиком давления, позволяет проводить измерения в ручном и автоматическом режимах.

Принцип действия прибора основан на герметичном отборе пробы нефти или нефтепродукта, расширении измерительной камеры до объема, необходимого для создания заданного соотношения фаз, впрыске в нее отобранной пробы и приведении тем самым системы «жидкость — пар» в термодинамическое равновесие, регистрации давления.

Рис. 6.19 — Принципиальная схема размещения технических средств при определении количества выделяющихся углеводородов и соответствующе-

го ему ДНП: 1 — прибор АЛП-01 ДП; 2 — индивидуальный пробоотборник; 3 — термостат; 4 — весы лабораторные;

5 —– распределитель; 6 — испарительная камера

Индивидуальный пробоотборник ИП-1 по ТУ 3663-003- 12754454-97 (для нефти, содержащей воду в свободном состоянии и газ). Предназначен для отбора проб нефти и нефтепродуктов, их автоматической подачи в прибор на анализ. Пробоотборник может работать как в горизонтальном, так и в вертикальном положении.

Таблица 6.3 — Технические характеристики пробоотборника ИП-1

Пробоотборник (рис. 6.20) состоит из заборной камеры и пресса. Заборная камера имеет в своем составе штуцер входной 1, нижнюю часть рабочего цилиндра 2, выполненную из оргстекла, верхнюю стальную часть цилиндра 3, штуцер выходной 10, манометр 11, вентиль входной 12, вентиль выходной 13 и опору 14. Пресс включает в себя: линейную шкалу 4, штурвал 5, визир 6, шток 7, пружину 8 и поршень 9. На нижней части рабочего цилиндра указывают номер пробоотборника и значения давлений, при которых пружина начинает сжиматься Pmin и разжиматься Рmax.

Рис. 6.20 — Индивидуальный пробоотборник ИП-1

При работе с пробоотборником проверяют, чтобы давление в трубопроводе не превышало 2,5 МПа. Затем последовательно соединяют устройство, из которого отбирают пробу с помощью шланга с входным штуцером. Надевают резиновую трубку на выходной штуцер и соединяют ее со сборной емкостью, связанной с атмосферой. Открывают заборное устройство и входной вентиль пробоотборника. Приоткрывают выходной вентиль, поддерживая тонкую струю жидкости, сливают в емкость около 50 мл нефти и закрывают выходной вентиль. После истечения 30 с закрывают входной вентиль и путем открытия выходного вентиля выпускают нефть до тех пор, пока давление не снизится до Р = Рmax. Движением штока вверх до упора разжимают пружину. Затем открывают входной вентиль и снова выполняют операцию. По истечении 30 с закрывают входной вентиль и путем открытия выходного вентиля выпускают нефть до тех пор, пока давление не снизится до Р = Рmax. Если в заборную камеру попала свободная вода или газ, что определяют визуально через прозрачную нижнюю часть рабочего цилиндра, их выпускают путем установки пробоотборника в горизонтальное положение и открытия выходного вентиля.

Индивидуальный пробоотборник ИП-3 по ТУ 3663-003- 12754454-97 (для нефти, не содержащей воду в свободном состоянии и газ). Предназначен для отбора проб нефти, газа и нефтепродуктов, их автоматической подачи в прибор на анализ при заданной температуре. Пробоотборник может работать как в горизонтальном, так и в вертикальном положении.

Таблица 6.4 — Технические характеристики индивидуального пробоотборника ИП-3

Пробоотборник (рис.6.21) состоит из пробоотборной камеры и узла пресса. Пробоотборная камера включает в себя входной штуцер 1, цилиндр 2, выходной штуцер 9, термостатирующую рубашку 10, манометр 11, входной вентиль 12, выходной вентиль 13 и установочные опоры 14.

Узел пресса состоит из корпуса с линейной шкалой 3, рукоятки 4, визира 5, винта 6 с ходовой гайкой 15, пружины 7 и поршня 8.

Порядок работы. Подсоединяют пробоотборник к пробозаборному устройству с помощью шланга высокого давления. Надевают на выходной штуцер 9 резиновую трубку, направленную в открытую сборную емкость. Открывают пробозаборное устройство и вентили 12 и 13 на пробоотборнике. После слития в емкость около 50 мл продукта закрывают выходной вентиль 13, дают выдержку 30 с, закрывают входной вентиль 12 и отсоединяют пробоотборник. Если температура отбираемого продукта (t) ниже максимально ожидаемой температуры (tmax) при транспортировке и хранении, то, приоткрывая выходной вентиль 13, сливают 0,25 (tmax – t) мл продукта.