Способ определения влагосодержания нефти

(19 й 22/О ОМИТЕТ СССРИЙ И ОТКРЫТИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫ ПО ДЕЛАМ ИЗОБР ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕ(21 НИ ованныйщений СВЧиапазона в,от рудового Красного Знаме диотехники и электроники то, с целью в товарной без коррек остью еряю руем зле ж. 211.ие в миллисодержанияя техника,ип),плаоайне ной мерез диа 1 ДТ 0 РСНОУ СВИДТЛСТВ(71) Ордена Тни институт раАН СССР(56) 1Берлинер М.А. Измерености, М., "Энергия", 1973, с2. Демьянов А.А. Измеренметровом диапазоне длин волнводы в нефти. - Измерительна1971, М 8, с. 76-77 (протот(54)(57) СПОСОБ ОПРЕДЕ ГОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ, ос на измерении разности погло излучения миллиметрового д контролируемой нефти и атал личающийся тем, ч определения влагосодержания нефти в непрерывном потоке, ции на температуру, с погреш превышающей 0,08 об,%, изм ность поглощений в контроли ти и в эталонном образце из та, помещенном в поток по к на одной из длин волн, выбра пазона 1,5-2,5 мм, 1015287Изобретение относится к влагометриии может быть использовано в СВЧ влагометрии нефти;на потоке,Известен способ измерения влагосодержания товарной нефти, основанный навзаимодействии СВЧ мощности с контролируемой пробой и определении влажностиобразца по затуханию СВЧ-сш нала приего прохождении через эмульсию 1.ООднако атот способ не обеспечиваетнеобходимой точности определения влагосодержания в товарной нефти.Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способопределения влагосодержания нефти, основанный на измерении разности поглощений СВЧ-излучения миллиметрового диапазона в контролируемой нефти и эталоне 2,Недостатком известного способа явля- оется невозможность определения влагосодержания в товарной нефти в непрерывномпотоке без коррекции на температуру.Бель изобретения - определение влагосодержания в товарной нефти в не рерывном потоке без коррекции на температурус погрешностью, не превышающей 0,08 об.%Поставленная цель достигается тем,что в способе определения влагосодержания нефти, основанном на измеренииразности поглощений СВЧ-излучения миллиметрового диапазона, измеряют разностьпоглощений в контролируемой нефти и ваталонном образце иэ фторопласта, помещенном в поток, по крайней мере, на одной из цлин волн, выбранной иэ диапазона 1,5-2,5 мм,На фиг. 1 показана блок-схема влагомера товарной нефти, реализующего способ; на фиг. 2 - экспериментальная кри 40вая зависимости погрешности (д%) определения влагосодержания товарной нефтиот длины волны поглощенного излучения,45Влагомер товарной нефти содержит генератор 1 излучения, рупорный излучатель2, измерительную ячейку 3, приемныйрупор 4, детекторную камеру 5, индикатор 6, циркуляционную систему 7. Измерительная ячейка представляет собойгерметичную металлическую кювету спро.зуачными для излучения окнами. В кюветеразмещен плоскопараллельный слой фто,ропласта 8 (эталонный образец) толщиной ц 2,5 см, который периодическивводится в зону распространения излучения перпендикулярно волновому векторуполя. Биркуляционная система 7 обеспечивает непрерывный поток нефти черезизмерительную ячейку,Эталон, выполненный из фторопласта,как установлено экспериментально, имеетблизкую к товарной нефти зависимостькоаффициента поглощения от температуры.Так как эталон расположен непосредственно в потоке нефти, то коррекция потемпературе осуществляется автоматически.Способ осуществляют следующим образом,Снимают показание 04 индикатора приотсутствии аталонного образца в зонераспространения излучения, затем показание Ос при введенном слое. Влагосодержание определяют по формулей-(м-) (д,10 О .Ь(, = - ф -где ., Д -д 0д дд- усредненные значениянулевого и первого коэффициентов разложения Ьс(Ю) в степенной ряд по Ю .Определение влагосодержания является линейным приближением при малыхвлажностях, его коаффициенты эмпирические и должны быть табулированы, Дляконтроля товарной нефти необходимо, что-бы погрешность измерения влаги была нениже 0,08 об.%, так как транспортируемая в трубопроводах нефть должна содержать не более 1% влаги.Так как влияние сортности нефти напогрешность измерений не превышает0,08 об,% , то ато позволяет проводитьизмерения влагосодержания товарной нефтипри транспортировке по трубопроводу безкоррекции на сортность нефти,(из таблицывидно, что коэффициенты Ао и Л не зависят от типа нефти),В диапазоне 1,5 мм(3 с 2,5 мм обеопечивается требуемая точность и имеетместо минимум погрешности в измерениивлажности товарной нефти. Вне заявленного диапазона рост погрешности, обусловленный влиянием сортности нефти, выходит эа пределы допустимого. Температурная зависимость поглощения товарнойнефти в указанном диапазоне слабая(0,003 дБ/см град.) и не зависит.отсорта и влагосодержания нефти. Это позволяет,осуществить температурную кор;рекцию при измерениях непосредственнона потоке. В таблице приведены аксперимейтальнонайденные при Х =2,2 мм значения коаффициентов Дс и А 1 для представительного класса нефтей различных месторож.3дений. В результате усреднения ать значений получено: Ао -0,22 дБ/см, Д -1,63 дБ/см. Проведенные исследования позволилиполучить достоверные данные,о саойствах водонефгяных эмульсия в коротковолновой 1 5 части миллиметрового диапазонаПоказано, что крутизна изменения поглощения в зависимости от содержания воды в два раза больше, нем приведенная в известном способе. Обнаружено наличие минимума погрешности в диапазоне 1,5-.2,5 мм.Таким образом, показана - воэможностьопределения влагосодержания в т. варной нефти без коррекции цо составу. Погрешность определения влагосодержания слабо зависит от частоты в диапазоне от 2,5 .до 1,5 мм и минимальна по сравнению с более короткими и длинными волнами.Испытания макета влагомера пока зали, что предлагаемым способом мож но определять влагосодержание без кор":рекции на сорт нефти и ее температуру.873 Подписное рственного комитета СССР бретений и открытий а, Ж, Раушская наб.,аз 3199/41 Тираж ВНИИПИ Госу по делам иэо 113035, Моска