Способ измерения концентрации воды в нефтепродукте

Способ измерения концентрации воды в нефтепродукте

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к средствам измерения обводненности жидких нефтепродуктов и может быть использовано для определения доли воды в нефтепродуктах при их переработке и/или сжигании и/или приготовлении водно-топливных эмульсий (ВТЭ).

Известен способ определения обводненности продукции нефтедобычи, согласно которому в межтрубном пространстве скважины выдерживают порцию накопленной продукции до ее расслоения на компоненты (газ, нефть и воду) под действием сил гравитации, затем эти компоненты потоком скважинной продукции через преобразователь расхода вытесняют из межтрубного пространства, регистрируя время прохождения каждого компонента, при этом компоненты идентифицируют, например, индикатором плотности (cм. SU №1437495, Е21В 47/10, 1988).

Недостатками этого способа являются низкая точность, обусловленная невозможностью полноценного расслоения продукции скважины без нагрева и введения химреагентов, а также большая продолжительность каждого замера.

Известен также способ измерения концентрации воды в нефтепродукте, включающий выявление зависимости между физическими параметрами нефтепродукта и уровнем его обводненности, отбор пробы нефтепродукта, измерение его физических параметров и определение уровня обводненности продукта с использованием зависимости между его физическими параметрами и уровнем обводненности (см. RU №2220282, Е21В 47/10, 2003 г.). Способ заключается в том, что частично отсепарированную нефтепродукцию, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, на основе полученных данных производят расчет плотности жидкости и, используя значения плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, определяют ее массовую обводненность.

Недостаток этого способа - низкая точность определения обводненности, обусловленная использованием лабораторных значений плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, в которых трудно предусмотреть влияние растворенного газа.

Задача, на решение которой направлено предлагаемое техническое решение, выражается в повышении точности и оперативности определения обводненности.

Технический результат, получаемый при решении поставленной задачи, заключается в обеспечении возможности высокоточного оперативного определения обводненности нефтепродукта, поскольку фиксируются параметры, однозначно определяемые уровнем обводненности нефтепродукта. При этом упрощается комплект устройств, необходимых для реализации способа.

Для решения поставленной задачи способ измерения концентрации воды в нефтепродукте, включающий выявление зависимости между физическими параметрами нефтепродукта и уровнем его обводненности, отбор пробы нефтепродукта, измерение его физических параметров и определение уровня обводненности продукта с использованием зависимости между его физическими параметрами и уровнем обводненности, отличается тем, что предварительно выявляют связь между уровнем обводненности нефтепродукта и уровнем приращения температуры фиксированного объема нефтепродукта при воздействии на него фиксированным объемом реактива, реакция которого с водой является экзогенной, при этом в процессе измерения концентрации воды в нефтепродукте отбирают пробу нефтепродукта фиксированного объема, измеряют его температуру, затем в пробу нефтепродукта вводят фиксированный объем серной кислоты и замеряют ее конечную температуру, после чего, по установленным зависимостям, определяют концентрацию воды в нефтепродукте. Кроме того, в качестве реактива используют серную кислоту.

Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения с существенными признаками аналогов и прототипа свидетельствует о его соответствии критерию «новизна».

При этом отличительные признаки формулы изобретения решают следующие функциональные задачи.

Признаки «предварительно выявляют связь между уровнем обводненности нефтепродукта и уровнем приращения температуры фиксированного объема нефтепродукта при воздействии на него фиксированным объемом реактива, реакция которого с водой является экзогенной…» позволяют построить тарировочный график для последующего определения влагосодержания разных топлив (мазутов).

Признаки «…в процессе измерения концентрации воды в нефтепродукте отбирают пробу нефтепродукта фиксированного объема» обеспечивают возможность сопоставимости измерительных результатов и значений измеряемого параметра на тарировочном графике.

Признаки, указывающие на то, что измеряют исходную температуру навески нефтепродукта, позволяют при последующей фиксации ее конечной температуры определить величину приращения температуры, являющуюся входным параметром для использования тарировочного графика.

Признаки, указывающие на то, что «в пробу нефтепродукта вводят фиксированный объем серной кислоты», обеспечивают возможность сопоставимости измерительных результатов и значений измеряемого параметра на тарировочном графике.

Признаки «…по установленным зависимостям определяют концентрацию воды в нефтепродукте…» обеспечивают получение количественной характеристики обводненности нефтепродукта.

Признаки дополнительного пункта формулы изобретения конкретизируют вид реактива, используемого для осуществления способа.

На фиг.1 показана схема устройства, позволяющая осуществить способ, на фиг.2 - тарировочный график для определения влагосодержания мазутов и экспериментального высоковязкого топлива (гудрон - 75% + мазут М 100 В 25%), где 1 - мазут - Ф5; 2 - мазут М40; 3 - мазут М100В; 4 - экспериментальное высоковязкое топливо.

Устройство для измерения концентрации воды в нефтепродукте содержит сосуд 1, для размещения пробы нефтепродукта выполненный из термостойкого и кислотостойкого материала, теплопроводность которого невелика, например из фторопласта. В качестве средства перемешивания нефтепродукта использована мешалка, рабочий орган которой выполнен в виде крыльчатки 2, закрепленной на конце стержня 3 (названные детали выполнены из кислотостойкого материала). Стержень 3 выполнен с возможностью скрепления с валом электродвигателя 4 (например, посредством муфты, на чертеже не показанной). Электродвигатель 4 скреплен с концом кронштейна 5, жестко закрепленного на втулке 6, размещенной на вертикальной направляющей 7, закрепленной на основании 8, с возможностью возвратно-поступательного движения вдоль нее. Сосуд 1 размещен на основании 8, жестко закрепленном на вертикальной направляющей 7. Кроме того, втулка 6 снабжена фиксирующим винтом 9, выполненным с возможностью разъемного скрепления втулки 6 с вертикальной направляющей 7. В качестве средства измерения физического параметра пробы нефтепродукта использован термометр 10. Корпус электродвигателя 4 снабжен дополнительным кронштейном 11, выполненным с возможностью фиксации в нем термометра 10.

Способ осуществляют следующим образом.

Перед анализом термоизолированный сосуд 1 заполняют фиксированным количеством ВТЭ, например 25 мл, и измеряют его температуру термометром 10. После включения мешалки 2 заливают фиксированным количеством концентрированной серной кислоты, например 20 мл, и после перемешивания смеси замеряют термометром 10 ее конечную температуру. По конечному и начальному значениям температур ВТЭ определяют их разницу Δt и по тарировочному графику - влагосодержание. Тарировочный график получают предварительным измерением в устройстве разницы Δt для нескольких заранее приготовленных фиксированных проб ВТЭ такого же объема с известным влагосодержанием. Образцовые пробы ВТЭ получают дозировкой мазута и воды объемным способом и тщательным перемешиванием обоих компонентов в механической высокооборотной мешалке 2.

Измерение влажности высоковязкого топлива имеет некоторую особенность. Высоковязкое топливо состоит из 75% (по массе) гудрона и 25% мазута М-100. При температуре 20…25°С, при которой начинается измерение влагосодержания ВТЭ, вязкость топлива настолько высока, что мешалка не производит достаточно хорошего перемешивания. В связи с этим для уменьшения вязкости в топливо добавляют керосин. Экспериментально подобрана добавка в пробу 20% керосина. Тарировку прибора производят аналогично тарировке на ВТЭ на основе мазутов.

На тарировочном графике (фиг.2), полученном измерением влагосодержания ВТЭ, приведены опытные данные для разных топлив (Ф 5, М 40, М 100В и экспериментальное высоковязкое топливо). Из графика следует, что для ВТЭ на основе мазутов до значения влагосодержания 25…30% перепад температур не зависит от вида топлива, что является большим преимуществом данного метода измерения.

1. Способ измерения концентрации воды в нефтепродукте, включающий выявление зависимости между физическими параметрами нефтепродукта и уровнем его обводненности, отбор пробы нефтепродукта, измерение его физических параметров и определение уровня обводненности продукта с использованием зависимости между его физическими параметрами и уровнем обводненности, отличающийся тем, что предварительно выявляют связь между уровнем обводненности нефтепродукта и уровнем приращением температуры фиксированного объема нефтепродукта при воздействии на него фиксированным объемом реактива, реакция которого с водой является экзогенной, при этом в процессе измерения концентрации воды в нефтепродукте отбирают пробу нефтепродукта фиксированного объема, измеряют его температуру, затем в пробу нефтепродукта вводят фиксированный объем серной кислоты и замеряют ее конечную температуру, после чего по установленным зависимостям определяют концентрацию воды в нефтепродукте.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве реактива используют серную кислоту.