Способ определения содержания связанной воды в нефтях и нефтепродуктах

Способ определения содержания связанной воды в нефтях и нефтепродуктах

Реферат

 

Использование: способы определения содержания воды в нефти на нефтепромыслах, установках подготовки нефти, нефтеперерабатывающих заводах, пунктах приемки и сдачи нефтепродуктов. Сущность изобретения: способ основан на измерении разности ИК-поглощения исследуемой и обезвоженной проб одного сорта на частоте поглощения воды, величина которой связана линейной зависимостью с содержанием в исследуемой пробе связанной воды.

Изобретение относится к способам контроля за содержанием воды в нефтях и нефтепродуктах и может быть использовано в промышленных и научно-исследовательских лабораториях, на нефтеперерабатывающих заводах, в нефтепромысловых управлениях, на пунктах сдачи-приемки нефтяного сырья и продуктов его переработки.

Известен и широко применяется для количественного определения содержания воды в нефтях метод Дина и Старка, принятый в качестве стандартного (ГОСТ 2477-65), основанный на измерении объема воды, испарившейся из определенного объема исследуемой обводненной пробы нефтепродукта при прогреве ее до температуры кипения в присутствии специального растворителя [1] Этот метод очень трудоемкий, длительный, в ряде случаев недостаточно точный, плохо воспроизводимый, требует при малых содержаниях воды большого количества исследуемой пробы, в высоковязкой нефти не позволяет отделить полностью сильно связанную воду, не может быть применен для определения обводненности нефти непосредственно в трубопроводе.

Известны способы определения содержания воды в водонефтяных эмульсиях, основаные на оптических явлениях: поглощении [2] или отражении [3] света. При осуществлении известных оптических способов измеряется оптическая плотность водонефтяных эмульсий на двух длинах волн: аналитической (где вода поглощает свет) и эталонной (где вода свет не поглощает) и по разности сигналов, пропорциональных оптической плотности на аналитической и эталонной длинах волн (частотах) без учета [2] или с учетом ряда других параметров [3] определяют содержание воды в нефти.

Способы, основанные на оптических явлениях, как правило, более экспрессны, более чувствительны и более точны, чем метод Дина-Старка, основанный на испарении, последующей конденсации и измерении объема выделенной из нефти воды. Однако разные оптические способы также могут различаться как по чувствительности и точности определения содержания воды, так и по степени удобства их практического применения. В частности, способ, предложенный в [2] основанный на явлении поглощения света, более удобен и прост при определении содержания воды по разнице оптических плотностей обводненных проб на аналитической и эталонной частотах, чем способ, предложенный в [3] основанный на явлении отражения света. В то же время использование частоты положения максимума полосы поглощения воды 3400 1/см в качестве аналитической в способе [3] позволяет определять малые концентрации воды более точно, чем при использовании для этой цели частоты фонового поглощения воды 5181 1/см в способе [2] Общим же для обоих предложенных в [2, 3] способов недостатком является необходимость использования при определении содержания воды значений оптических плотностей исследуемых проб на частоте, не совпадающей с аналитической, лежащей в области прозрачности воды, вместо значений оптических плотностей проб, реально не содержащих воду, на частоте, совпадающей с аналитической.

Необходимость использования двух разных частот в способах [2, 3] является следствием того, что в них предлагается исследовать только одну обводненную пробу, и поэтому значение оптической плотности безводной пробы, необходимое для определения концентрации воды в анализируемой обводненной пробе, может быть определено по поглощению только анализируемой пробы и только на частоте, отвечающей области прозрачности воды, не совпадающей с аналитической, на которой вода поглощает. Необходимость сравнения оптических плотностей проб на двух разных частотах усложняет конструкцию устройств для реализации оптических способов измерения концентрации воды и вносит дополнительные ошибки, связанные с разной температурной зависимостью интенсивности источников и чувствительности фотоприемников ИК-излучения в этих устройствах в разных спектральных участках.

Предлагаемый способ лишен перечисленных выше недостатков.

В основе предлагаемого способа лежит явление поглощения водой инфракрасного излучения. Как и в [2, 3] оптическую плотность обводненной пробы предлагается измерять на аналитической частоте, расположенной в области поглощения воды. Однако, в отличие от [2, 3] оптическую плотность безводной пробы предлагается измерять на той же частоте, на которой измеряется оптическая плотность исследуемой (анализируемой) пробы. Измерив на выбранной аналитической частоте значение коэффициента К поглощения исследуемой (анализируемой) пробы и вычтя из него коэффициент К поглощения безводной пробы того же сорта, измеренный на той же частоте, можно определить концентрацию С воды в исследуемой пробе по формуле C_{воды в иссл.пробе,%} (1) где Х,1/см показатель поглощения света водой на единицу ее концентрации, измеренный на той же (аналитической) частоте, на которой измеряются коэффициенты поглощения исследуемой (анализируемой) пробы и того же сорта безводной пробы. Показатель Х поглощения воды в выражении (1) заранее определяется с помощью формулы X= (2) по коэффициенту К поглощения на той же (аналитической) частоте обводненной эталонной пробы с известной концентрацией С воды, искусственно введенной в безводную пробу в необходимом количестве и тщательно с ней перемешанной до образования устойчивой, не расслаивающейcя эмульсии.

С помощью формулы (1) с учетом формулы (2) можно определять содержание связанной воды в нефтях и нефтепродуктах по оптическим плотностям проб на любой частоте из области поглощения воды от 600 до 6000 1/см. Наибольшая же чувствительность измерения концентрации С воды может быть достигнута при использовании значений оптических плотностей проб, измеренных на частоте расположения максимума полосы поглощения воды 3400 1/см.

Определение содержания воды осуществляют следующим образом.

Определяют по известным методикам по нескольким измерениям средние значения коэффициентов поглощения полностью обезвоженной пробы нефтепродукта данного сорта и ее искусственной смеси с водой в известной концентрации на одной и той же аналитической частоте света в области поглощения воды (например, 5181 1/см, как предлагается в [2] или 3400 1/см, как предлагается в [3] ). Контроль за полным отсутствием воды в безводной пробе осуществляют по исчезновению пика поглощения на частоте 3400 1/см. Содержание воды в искусственной эталонной смеси безводной нефти с водой можно сравнить с результатами ее определения методом Дина-Старка (с учетом допустимой по ГОСТ погрешности при концентрациях воды С < 1% dC/C до 0,2).

Вычисляют по формуле (2) численное значение параметра Х для выбранной аналитической частоты (5181 1/см, 3400 1/см или любой другой в области поглощения воды 600-6000 1/см).

Измеряют значения коэффициентов поглощения на выбранной аналитической частоте исследуемых (анализируемых) проб.

Полученные значения К (1/см) исследуемой пробы, безводной пробы и параметра Х подставляют в формулу (1) и по ней вычисляют концентрацию С (%) воды в исследуемой пробе.

Применение предлагаемого способа проиллюстрируем следующими примерами.

П р и м е р 1. Коэффициенты поглощения света пробами легкой нефти месторождения Уса (девон), полностью обезвоженной, обводненной эталонной с содержанием воды 3% и исследуемой на частоте 5181 1/см оказались равными К_{5181 безв.пробы Уса(Д)} 10 (1/см) К_{5181 3% обв.этал.пробы Уса(Д)} 40 (1/см) К_{5181 иссл.пробы Уса(Д)} 23 (1/см) Показатель К поглощения света водой на единицу концентрации на частоте 5181 1/см в нефтях месторождения Уса (девон) согласно формуле (2) X_{5181 воды Уса(Д)}= 10(1/см) Концентрация воды в исследуемой пробе согласно формуле (1) C_{воды в иссл.пробе Уса(Д)}= 1,3% П р и м е р 2. Показатель поглощения света водой на единицу концентрации на частоте 3400 1/см, определенный ранее по поглощению проб тяжелой нефти с месторождения Уса (пермо-карбон) безводной и обводненной эталонной с известной концентрацией воды, оказался равным Х_{3400 воды Уса(р-c)} 30 (1/см%) Коэффициенты поглощения на той же частоте проб той же нефти, безводной и исследуемой, оказались равными К_{3400 безв. пробы Уса(р-c)} 40 (1/см) К_{3400 иссл.пробы Уса (р-c)} 55 (1/см) Согласно формуле (1) концентрация воды в исследуемой пробе нефти C_{воды в иссл.пробе Уса(р-с)} 0,5% Измерение содержания воды в исследуемой пробе с помощью предлагаемого способа после предварительного определения параметра Х для данного сорта нефтепродукта на данной частоте (длине волны) света занимает не более 5 мин. Относительная погрешность определения концентраций связанной воды (dC/C) в неразборных кюветах с постоянным зазором не более 0,05. Для измерений достаточен объем проб не более 0,01 мл. Метод может быть применен для определения обводненности нефти непосредственно в трубопроводе. Метод позволяет определять содержание воды в нефтях и нефтепродуктах до 0,01%

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СВЯЗАННОЙ ВОДЫ В НЕФТЯХ И НЕФТЕПРОДУКТАХ, при осуществлении которого определяют оптическую плотность исследуемой пробы на частоте поглощения воды и обезвоженной той же пробы, по разности которых судят о содержании воды в нефтях и нефтепродуктах, отличающийся тем, что оптическую плотность обезвоженной пробы определяют на той же частоте поглощения воды.