Вискозиметры установка на трубопроводе

Рис. 88. Установка датчика типа ДВ-1 вискозиметра на трубопроводе

Пределы измерения вискозиметра можно менять в широком диапазоне установкой различных расстояний между индукционными катушками, а также подбором размера шарика. Вискозиметр позволяет производить измерения не только в емкостях, но в трубопроводах, что выполняется посредством установки байпаса. [c.538]

В этой главе рассматриваются вопросы учета сырой нефти при ее дальнейшей транспортировке, не затрагивая вопросов измерения дебита нефтяных скважин. Под сырой нефтью будем подразумевать любую нефть (жидкость), полученную после сепарации, без всякого ограничения содержания каких-либо примесей (воды, солей, механических примесей и т.д.) и перекачиваемую на установки подготовки нефти. Эта жидкость представляет собой сложную смесь нефти, растворенного газа, пластовой воды, содержащей, в свою очередь, различные соли, парафина, церезина и других веществ, механических примесей, сернистых соединений. При недостаточном качестве сепарации в жидкости может содержаться свободный газ в виде пузырьков - так называемый окклюдированный газ. Все эти компоненты могут образовывать сложные дисперсные системы, структура и свойства которых могут быть самыми разнообразными и, самое главное, не постоянными в движении и времени. Например, структура и вязкость водонефтяной эмульсии могут изменяться в широких пределах в процессе движения по трубам, в зависимости от скорости, температуры, давления и других факторов. Всё это создаёт очень большие трудности при учете сырой нефти, особенно при использовании средств измерений, на показания которых влияют свойства жидкости, например, турбинных счетчиков. Особенно большое влияние оказывают структура потока, вязкость жидкости и содержание свободного газа. Частицы воды и других примесей могут образовывать сложную пространственную решетку, которая в процессе движения может разрушаться и снова восстанавливаться. Поэтому водонефтяные эмульсии часто проявляют свойства неньютоновских жидкостей. Измерение вязкости таких жидкостей в потоке представляет большие трудности из-за отсутствия методов измерения и поточных вискозиметров. Измерения, проводимые с помощью лабораторных приборов, не дают истинного значения вязкости, так как вязкость отобранной пробы жидкости отличается от вязкости в условиях трубопровода из-за разгазирования пробы и изменения условий измерения. Содержание свободного газа зависит от условий сепарации и свойств жидкости. Газ, находясь в жидкости в виде пузырьков, изменяет показание объемных счетчиков на такую долю, какую долю сам составляет в жидкости, то есть если объем газа в жидкости составляет 2 %, то показание счетчика повысится на 2 %. Точно учесть содержание свободного газа при определении объема и массы нефти очень трудно по.двум причинам. Во-первых, содержание свободного газа непостоянно и может изменяться в зависимости от условий сепарации (расхода жидкости, вязкости, уровня в сепараторах и т.д.). Во-вторых, технические средства для непрерывного измерения содержания газа в потоке в настоящее время отсутствуют. Имеющиеся средства, например, устройство для определения свободного газа УОСГ-ЮОМ, позволяют производить измерения только периодически и дают не очень достоверные результаты. Единственным способом борьбы с влиянием свободного газа является улучшение сепарации жидкости, чтобы исключить свободный газ или свести его к минимуму. Для уменьшения влияния газа УУН необходимо устанавливать на выкиде насосов. При этом объем газа уменьшается за счет сжатия. [c.28]

Проточные датчики Д-9 ультразвуковых вискозиметров АС-1 монтируют на обводных линиях с условным диаметром труб 50 и 113 лл с помощью фланцев. Расстояние между фланцами 420 мм. Датчики ДВ-1 и Д-9 монтируют на трубопроводах при давлении до 10 кгс1см . Их можно устанавливать в помещениях всех классов и на наружных установках, где возможно образование взрывоопасных смесей, отнесенных к первой, второй и третьей категория.м групп А, Б, Г. [c.97]

Для улучшения контакта компонентов товарного масла часто применяют смесители, в частности диафрагмо-вые. Смешение компонентов в трубопроводах существенно улучшает качество товарных масел, так как повышается их однородность по слоям. На большинстве предприятий как наиболее экономичные применяют установки компаундирования масел, сочетающие периодические и непрерывные схемы смешения масляных компонентов и присадок. Присадки к смазочным маслам, как правило, чувствительны к воздействию повышенных температур. В этой связи для их нагрева целесообразно в качестве теплоносителей использовать горячую воду или нагретое 1асло. Схема автоматического смешения компонентов масел в трубопроводе позволяет снизить температуру нагрева присадок, температуру смешения. При смешении двух компонентов масла (остаточного и дистиллятного) различной вязкости используют номограмму для расчета вяэкости смеси (рис. 32). В связи с отсутствием вискозиметров масел на потоке высокого класса точности обычно в схемы автоматического смешения помещают регуляторы расхода каждого компонента. Автоматическое регулирование расхода компонентов и присадок в заданных процентных соотношениях осуществляется с точностью до 0,5—1,5%. [c.177]