УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ НЕФТИ С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ ПАРАФИНА

Полезная модель относится к устройствам для определения плотности среды и может быть использована при трубопроводном транспорте нефти.
Известно вибрационное устройство для определения плотности среды (вибрационный плотномер) (например, Европейский патент номер публикации 0282251, дата публикации 14.09.88; стр. 132 учебника «Трубопроводный транспорт нефти», том 2, изд. «Недра», 2006; статья «Интеллектуальные пьезоэлектрические датчики вибрационного типа для управления технологическим процессом ТП» автора С.С. Лопатина, журнал «Автоматизация в промышленности», июнь, 2006; Руководство по эксплуатации РЭ 4215-805-24172160-2016 «Поточный преобразователь плотности ПП-25-6,3.У1»).
Данное вибрационное устройство содержит камертон, помещаемый в исследуемую среду и жестко соединенный с колебательной системой. Колебательная система выполнена на основе пьезоэлектрических элементов и предназначена для инициирования механических колебаний камертона, а также для восприятия колебаний камертона с последующим преобразованием в электрический сигнал.
В Руководстве по эксплуатации РЭ 4215-805-24172160-2016 «Поточный преобразователь плотности ПП-25-6,3.У1» (стр. 8, пункт 2.1.1) сказано, что вибрационное устройство (плотномер) устанавливают на трубопровод с внутренним диаметром не менее 100 мм и скоростью потока до 0,5 м/с для жидких сред. Требование к диаметру трубопровода (не менее 100 мм) обусловлено, в частности, тем, что камертон устанавливают на стенке трубопровода, и его зубцы расположены в плоскости поперечного сечения трубопровода. Поэтому его диаметр не может быть меньше длины зубцов камертона. Требование к скорости потока (до 0,5 м/с) связано с принципом работы вибрационного плотномера. Поддержание скорости на достаточном уровне играет роль в процессе очистки зубцов камертона от отложений и их предотвращения.
При диаметрах трубопровода менее 100 мм вибрационное устройство снабжают дополнительным трубчатым корпусом диаметром не менее 100 мм, который присоединяют к трубопроводу диаметром менее 100 мм (байпас) и на стенке которого крепят камертон. Однако из-за того, что диаметр трубчатого корпуса больше диаметра трубопровода, происходит снижение скорости потока в трубчатом корпусе. Если исследуемой средой является нефть с повышенным содержанием парафина из-за снижения скорости потока на зубцах камертона, расположенного в трубчатом корпусе, будут образовываться парафинистые отложения, увеличивающие массу зубцов камертона. В результате, устройство будет неверно определять плотность. К нефти с повышенным содержанием парафина согласно таблицы 2 - «Типы нефти» из «ГОСТ Р 51858-2002. Нефть» можно отнести нефть с массовой долей парафина более 6%.
За наиболее близкий аналог (прототип) выбрано устройство, представленное в Руководстве по эксплуатации РЭ 4215-805-24172160-2016 «Поточный преобразователь плотности ПП-25-6,3.У1».
Задачей полезной модели является обеспечение работоспособности устройства на основе камертона для определения плотности нефти с повышенным содержанием парафина.
Технический результат заключается в поддержании скорости потока нефти в устройстве на уровне, позволяющем предотвращать парафинистые отложения на камертоне.
Как и наиболее близкий аналог, устройство для определения плотности нефти, предназначенное для установки на трубопроводе диаметром менее 100 мм, включает трубчатый корпус, содержащий прямую трубу, камертон, установленный в трубчатом корпусе и соединенный с колебательной системой, которая выполнена на основе пьезоэлектрических элементов для инициирования механических колебаний и их восприятия с последующим преобразованием в электрический сигнал.
В отличие от наиболее близкого аналога, диаметр трубчатого корпуса не более диаметра указанного трубопровода, а упомянутый камертон герметично установлен на одном торце прямой трубы, при этом напротив камертона на стенке прямой трубы выполнен боковой отвод для подачи нефти.
Для удобного монтажа устройства на указанном трубопроводе устройство снабжено двумя фланцами, установленные симметрично напротив друг друга на расстоянии большем, чем длина прямой трубы, со смещением их оси симметрии параллельно продольной оси прямой трубы и с возможностью их соединения изгибными патрубками соответственно с боковым отводом и с другим торцом прямой трубы, при этом диаметр отверстия фланцев и изгибных патрубков не более диаметра указанного трубопровода.
Устройство изображено на фигуре со следующими обозначениями:
1 - прямая труба,
2 - камертон,
3 - колебательная система,
4 - боковой отвод,
5 - фланец,
6 - фланец,
7 - изгибный патрубок,
8 - изгибный патрубок.
Устройство для определения плотности нефти, предназначенное для установки на трубопроводе диаметром менее 100 мм, включает трубчатый корпус, диаметр которого должен быть не более диаметра указанного трубопровода. В конкретном исполнении диаметр трубчатого корпуса равен диаметру указанного трубопровода. Трубчатый корпус включает прямую трубу 1. Устройство содержит также камертон 2, соединенный с колебательной системой 3. Колебательная система 3 выполнена на основе пьезоэлектрических элементов (на фигуре не показаны) для инициирования механических колебаний и их восприятия с последующим преобразованием в электрический сигнал. Камертон 2 установлен в трубчатом корпусе на одном торце прямой трубы 1 с расположением его зубцов вдоль нее. Камертон 2 установлен герметично за счет герметичного соединения между камертоном 2 и отверстием под него в глухом (закрытом для прохода нефти) торце прямой трубы 1. Напротив камертона 2 на стенке прямой трубы 1 выполнен боковой отвод 4 для подачи нефти.
Для удобного монтажа устройства на указанном трубопроводе устройство снабжено двумя фланцами 5, 6, установленными симметрично напротив друг друга на расстоянии большем, чем длина прямой трубы 1. Общая ось симметрии фланцев 5, 6 смещена параллельно продольной оси прямой трубы 1. Фланцы 5, 6 установлены от прямой трубы 1 и бокового отвода 4 на таком расстоянии, чтобы фланец 5 с помощью изгибного патрубка 7 можно было соединить с боковым отводом 4, а фланец 6 с помощью изгибного патрубка 8 с открытым для прохода нефти торцом прямой трубы 1. При этом диаметр проходных отверстий фланцев 5, 6 и изгибных патрубков 7, 8 составляет не более диаметра трубопровода (то есть менее 100 мм).
Устройство работает следующим образом. Нефть поступает от трубопровода (не показан) через фланец 5 в боковой отвод 4 и прямую трубу 1, где расположен камертон 2. Так как диаметр всех элементов трубчатого корпуса 1, 2, 7, 8, а также фланцев 5, 6 не более диаметра трубопровода, то не происходит существенного снижения скорости потока из-за перепада давления. Зубцы камертона 2 хорошо омываются нефтью, что не позволяет, несмотря на повышенное содержание парафина в нефти, образоваться парафинистым отложениям на камертоне 2. Показания устройства для определения плотности нефти с повышенным содержанием парафина, установленного на трубопроводе диаметром менее 100 мм, не искажаются.
Таким образом, при уменьшении по сравнению с прототипом диаметра трубчатого корпуса устройства обеспечивается поддержание максимально допустимой (не более 0,5 м/с) скорости потока нефти через него, при которой не происходит образование парафинистых отложений на зубцах камертона и потеря устройством своей работоспособности.