ИНФРАКРАСНЫЙ ВЛАГОМЕР УГЛЕВОДОРОДОВ

Предложение относится к нефтяной промышленности, а именно к средствам измерения технологических параметров.
Известен перестраиваемый лазерный модуль для средней инфракрасной области спектра (2-4 мкм), включающий лазерный диод, оптический модуль, содержащий встроенный термохолодильник и терморезистор, блок управления (патент РФ №59333, МПК H01S 3/10 Опубл. БИ №34 от 10.12.2006). Перестраиваемый лазерный модуль позволяет осуществить прохождение оптических сигналов выбранной частоты через среду (газ, жидкость). Недостатком модуля является отсутствие возможности определения качественного состава среды, через которую пропускаются оптические сигналы.
Наиболее близким по технологическим признакам к предлагаемому устройству является инфракрасный влагомер изоляционного масла (патент РФ №72071, МПК G01N 21/81 Опубл. БИ №9 от 27.03.2008), содержащий: два источника инфракрасного излучения, кювету для анализируемой пробы, фотоприемник инфракрасного излучения, отраженного от кюветы с пробой изоляционного масла, усилитель фототока, микроконтроллер для обработки сигнала с фотоприемника и управления работой источников инфракрасного излучения.
Недостатками конструкции данного инфракрасного влагомера являются:
- отсутствие возможности измерения содержания воды в оптически плотных средах, таких, как нефть;
- большие погрешности измерений из-за зависимости результатов измерений от рабочей температуры оптических элементов (инфракрасного излучателя и приемника);
- большие погрешности измерений при разделении водонефтяной эмульсии на нефть и воду в вертикальной кювете в процессе проведения измерений.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является увеличение точности измерений воды в нефти, исключение влияния температуры на результаты измерения, увеличение точности измерений.
Техническая задача решается предлагаемой конструкцией инфракрасного влагомера углеводородов, содержащего кювету с пробой нефти, содержащей воду, оптический излучатель для излучения инфракрасных лучей, инфракрасный фотоприемник, усилитель сигналов, блок обработки для вычисления концентрации воды в нефти и дисплей влагомера для вывода результата измерений.
Новым является то, что инфракрасный излучатель и приемник расположены на одной вертикальной оси, кювета размещена горизонтально между излучателем и приемником и выполнена прозрачной, излучатель и приемник дополнительно оснащены устройствами температурной стабилизации с блоком управления.
На чертеже изображена схема инфракрасного влагомера нефти.
Устройство влагомера углеводородов содержит (см. чертеж): кювету 1 с измеряемой жидкостью, источник инфракрасного излучения 2, приемник инфракрасного излучения 3, блок температурной стабилизации 4, усилитель сигнала оптического приемника 5, блок обработки информации 6, дисплей 7, клавиатуру 8.
Дополнительно, для повышения точности измерения использована горизонтальная прозрачная конструкция кюветы 1 со сквозным вертикальным прохождением инфракрасных лучей через кювету 1 от излучателя 2 к приемнику 3. При измерении содержания воды в водонефтяной эмульсии с высокой степенью обводненности (содержание воды в нефти более 50%) в процессе заполнения кюветы 1 водонефтяной эмульсией и в процессе измерения содержания воды в нефти возможно
быстрое (несколько секунд) разделение водонефтяной эмульсии на воду и нефть и выделение капель воды, размещающихся в нижней части (поскольку плотность воды больше плотности нефти) кюветы 1. Горизонтальная конструкция кюветы 1 и вертикальное сквозное прохождение инфракрасных лучей от излучателя 2 к приемнику 3 исключают влияние выделившихся капель воды на результат измерения, поскольку при прохождении инфракрасных лучей через кювету 1 с водонефтяной эмульсией обеспечивается прохождение лучей через слой нефти и слой выделившейся воды. В качестве кюветы 1 используется предметное прозрачное стекло, обеспечивающее толщину слоя жидкости на стекле 0,1-0,2 мм.
Поскольку оптическая мощность излучателя 2 и чувствительность приемника 3 зависят от температуры, применение блока температурной стабилизации 4 позволяет обеспечить фиксированную температуру инфракрасного излучателя 2 и приемника 3 и исключить влияние температуры (как внешней, так и температуры, появляющейся в процессе работы излучателя 2 и приемника 3) на характеристики излучателя 2 и приемника 3 и результат измерения содержания воды в нефти.
Устройство работает следующим образом. Измеряемая жидкость (водонефтяная эмульсия) размещается в кювете 1. Кювета 1 располагается между источником 2 и приемником 3 инфракрасного излучения. Источник инфракрасного излучения формирует два потока лучей (поток I и II), которые, проходя через прозрачную кювету 1 с измеряемой жидкостью (поток III и IV), попадают на инфракрасный приемник 3. Часть лучей потока I поглощаются нефтью, часть лучей потока II поглощаются водой. Инфракрасный приемник 3 в зависимости от интенсивности прохождения инфракрасных лучей (поток III и IV) формирует электрические сигналы, которые поступают в усилитель 5. В усилителе 5 осуществляется усиление (увеличение по амплитуде) сигналов и передача их в блок обработки информации 6. В блоке 6 по разности поступивших сигналов
осуществляется (на основании сравнения сигналов) вычисление количества воды в нефти, результат вычисления отображается на дисплее 7. Дополнительно в блоке обработки 6 осуществляется:
- управление работой инфракрасного излучателя 2 (включение, выключение, формирование сигнала необходимой формы для подачи на излучатель 2);
- управление работой блока температурной стабилизации 4 (включение и выключение блока, формирование сигнала в блок стабилизации в соответствии с установленной температурой стабилизации);
- ввод команд управления с клавиатуры 8.
Использование предлагаемого устройства на производстве позволяет производить с небольшими затратами времени (время проведения измерения составляет несколько секунд) и с высокой точностью (погрешность полученного инфракрасного измерителя концентрации воды в нефти составляет 0,1%, погрешности аналогичных приборов составляют 0,4-4%) определение содержания воды в водонефтяной эмульсии в диапазоне обводненности 0-100% и исключить влияние температурных факторов (за счет температурной стабилизации излучателя и приемника) и разделения в горизонтальной прозрачной кювете водонефтяной эмульсии на воду и нефть на результат измерения.