Материал: 2015 [Тынчеров] Основы автоматизации ТПНП

Рис. 6.21 — Индивидуальный пробоотборник ИП-3:

1 — входной штуцер; 2 — цилиндр; 3 — корпус поршня с линейной шкалой; 4 — рукоятка; 5 — визир; 6 — ходовой винт; 7 — пружина; 8 — поршень;

9 — выходной штуцер; 10 — термостатирующая рубашка; 11 — манометр; 12 — входной вентиль; 13 — выходной вентиль; 14 — установочные опоры; 15 — гайка; 16 — положение шланга высокого давления при отборе пробы; 17 — положение шланга высокого давления при измерении ДНП; 18 — фильтр

Испарительная камера ИК-2. Предназначена для испарения нефти при определении зависимости давления насыщенных паров от массы выделившихся углеводородов.

Таблица 6.5 — Технические характеристики испарительной камеры ИК-2

Испарительная камера (рис. 6.22) состоит из испарительного стакана 1 и крышки 2. Испарительный стакан включает в себя нижний поршень 3 и выходной клапан 4. Крышка в своем составе имеет трубку 5 с входным клапаном 6, верхний поршень 7, стяжные толкатели 8, вспомогательные толкатели 9, крепежные винты 10 и распределительный вентиль 11.

Рис. 6.22 — Испарительная камера ИК-2

Работа с испарительной камерой. Перед началом работ чистый сухой стакан 1 вместе с нижним поршнем 3 и выходным клапаном 4 взвешивают. Нижний поршень 3 с помощью стяжных толкателей 8 соединяют с верхним поршнем 7. Стакан 1 соединяют с помощью крепежных винтов 10 с крышкой 2 и соединенные поршни 3, 7 при открытых входном 6 и выходном 4 клапанах с помощью стяжных толкателей 8 опускают в крайнее нижнее положение. Посредством распределительного вентиля 11 собранную испарительную камеру подключают к пробоотборнику и прибору.

Заполнение испарительной камеры. При открытом выходном клапане 4 и закрытом входном клапане 6 открывают распределительный вентиль 11.

После отбора проб нефти в прибор приоткрывают входной клапан 6, через выходной клапан 4 сливают около 5 мл нефти и закрывают его. Полностью открывают входной клапан 6 и следят за заполнением испарительного стакана 1 нефтью по подъему стяжных толкателей 8. После достижения стяжными толкателями 8 крайнего верхнего положения закрывают вначале распределительный вентиль 11, а затем входной клапан 6.

Процесс испарения и отбора проб на анализ включает в себя следующие операции. Откручивают крепежные винты 10 и, придерживая одной рукой стакан, другой отворачивают стяжные толкатели 8. Плавно опускают испарительный стакан 1 на весы, фиксируют общую массу стакана с нефтью и дают выдержку во времени. После того, как масса нефти уменьшится на нужную величину, открывают

входной клапан 6, отбирают в прибор около 8 мл нефти и закрывают входной клапан 6. После пропускания через прибор 8 мл нефти вновь открывают входной клапан 6, отбирают в прибор 20 мл пробы, закрывают входной клапан 6 и фиксируют массу стакана с оставшейся нефтью. Пока идет второй цикл испарения, проводят измерения ДНП на приборе. Последние операции проводят пять раз, затем испарительную камеру отсоединяют, разбирают, промывают и сушат.

При высоких газосодержаниях возможна принудительная замена находящейся в трубке газонефтяной смеси на нефть, разгазированную в испарительном стакане при первом цикле испарения, с применением вспомогательных толкателей.

Термостат с диапазоном регулирования температуры от 0 до 60°C и обеспечивающий стабильность поддержания температуры

±0,1°C.

Рис. 6.23. Термостат TEV-3 (слева) и накладной электромеханический термостат регулирования температуры,

двухпозиционный типа RAK-TR.1000S-H (Siemens) (справа)

Весы лабораторные микрокомпьютерные 4-го класса модели ВЛМК-550 или ВЛТЭ-500 с погрешностью не более 20 мг.

Рис. 6.24 — Весы лабораторные микрокомпьютерные ВЛТЭ-500

Барометр-анероид (рис. 6.25) типа БАММ-1 по ТУ 2511-1513. Барометр-анероид БАММ-1 лабораторный метеорологический предназначен для измерения давления в наземных условиях при температуре окружающего воздуха от 0ºС до +40оС и относительной влажности воздуха до 80%.

Технические характеристики:

—Диапазон измерений — от 80кПа до 106кПа (от 600 мм рт. ст. до 800 мм рт. ст.).

—Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений прибора ±0,2 кПа (±1,5 мм рт. ст.).

—Предел допускаемой дополнительной погрешности —

±0,5 кПа (±3,75 мм рт. ст.).

—Цена деления шкалы давления прибора — 0,1 кПа (0,5 мм

рт. ст.).

—Габаритные размеры: диаметр — 152 мм; высота — 90 мм.

Рис. 6.25 — Внешний вид барометра-анероида типа БАММ-1

Допускается применение других средств измерений утвержденного типа с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.

Таблица 6.6 — Условия для выполнения измерений

Метод измерений основан на том, что в процессе испарения из нефти преимущественно выделяются легкие углеводороды, вследствие чего ДНИ в нефти снижается, и заключается в установлении зависимости ДНИ от количества выделившихся углеводородов с после-

дующим определением их массовой доли по величине ДНИ на входе и выходе объекта.

6.1.1.4. Измерение сжимаемости

Сжимаемость — способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается.

Уменьшение объема нефти при увеличении давления характеризуется коэффициентом сжимаемости (βн) или объемной упругости:

где ∆V — уменьшение объема нефти; V — исходный объем нефти; ∆Р

— увеличение давления.

Из выражения следует, что коэффициент сжимаемости (βн) характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на единицу.

Нефти, не содержащие растворенного газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (βн ≈ 0,4 – 0,7 ГПа–1), а легкие нефти со значительным содержанием растворенного газа — повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа–1, приставка Г

— гига → увеличение в 109).

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от температуры (рис. 6.26). Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициента сжимаемости.

Рис. 6.26 — Зависимость коэффициента сжимаемости от температуры (слева) и давления (справа)