Способ определения содержанияводы b нефти

Способ определения содержанияводы b нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Союз Советник

Сециааиетииеакик

Ресаубаик

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВ ЯЛЬСТВУ

{uj807169 (61) Дополнительное к авт. саид-ву (22) Заявлено 09 ° 10 ° 78 (21) 2673831/18-25 с присоединением заявки Йв (23) Приоритет

Опубликовано 23.02.81. бюллетень Н9 7

Дата опубликования описания 2б.0281 (Я)м. Ил.з

G 01 N 21/85

Государственный еоиитет

СССР но дмви нзобретеннЯ н открытнЯ (5З) УДК S3S.34 (088.8) (72) Авторы изобретения

М.П.Есельсон, В.IO.ßíoýñêèé и В. A.Êó÷åðí

P1) Заявитель (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТИ воды судят по разности между оптической плотностью образца, измеренной в первой спектральной области, и полусуммой оптических плотностей, измеренных во второй и третьей областях 2).

Недостатком известного способа является то, что результаты анализа не зависят от плотности нефти лишь постольку, поскольку спектры нефтей разной плотности в интервале между началом и концом третьей спектральной области близки по форме к спектру той нефти, от которой отсчитывается изменение плотности. Такая зависи-. мость неточна, так как отличия в форме спектров тем больше, чем шире диапазон исследуемых нефтей по плотности. Диапазон изменения плотности нефти, в котором ошибка определения меньше допустимой, ограничен.

Цель изобретения — устранение указанного недостатка, т.е. уменьшение влияния плотности нефти на результат определения ее влажности.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе дополнительно определяют разность оптических плотностей образца во второй н третьей спектральных областях.

Изобретение относится к определению содержания воды в жидких продуктах, в частности в нефти и может быть применено в нефтяной, нефтехимичес-.. кой и нефтеперерабатывающей промышленности.

Известен способ определения влагосодержания водонефтяных эмульсий, согласно которому измеряется оптичес- 1О кая плотность образца в двух спектральных областях; первой, совпадающей с полосой поглощения води, и второй, не совгадающей с полосами поглощения воды и нефти. О содержании воды судят по разности оптических плотностей 15 образца, измеренных в первой и второй областях(1).

Недостатком этого способа является зависимость результатов(определений от плотности анализируемой нефти. 20

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ определения содержания води в нефти путем измерения оптической плотности образца в трех спектральных областях: первой, совпадающей с полосой поглощения воды, второй и третьей, расположенных; по разные стороны от первой и не совпадающих с полосами поглощения воды и нефти. О содержании ЗО

Государственный научно-исследовательский и институт неФтяной промышленности "укргипронйинеЪте

807169

На фиг. 1 показаны спектры нефтей с граничными плотностями 1-0,800 г/см и 2-0,900,г/см, на фиг. 2 - усредненная зависимость разности плотностей нефти во второй и третьей спектральных областях Ь D - Ъз от плотности нефти Р на фиг. 3 — зависимость ошибки анализа влажности 4

=а„, -ач т плотности нефти для определений по известному (кривая 1) и предлагаемому способу (кривая 2); на фиг. 4 — блок-схема одной чэ возможных реализаций предлагаемого способа.

Пусть для некоторой безводной нефти средней плотности Р р, по которой градуируется прибор, погрешность измерения плотности нефти до =О.

Оптическая плотность образца в каждой из 3-х спектральных областей равна соответственно Д,Д,Дз, а разо о о т у ность оптических пло" íîñòåé во втоРой и третьей областях Д23 Д т ДЗ

Тогда для нефти другой плотности погрешность равна

+" (Р- (о)= к (p-po), (1) 25 где К.(-" коэффициент пропорциональности.

Разность поглощений во второй и третьей областях о о

0 =0 + K> 0 g (P о) (2) где K — коэффициент пропорциональности.

Отсюда соотношение, связывающее поддающийся измерению параметр Д з (3) о

13 ау ((2д или где k — коэффициент пропорциональности, Подставляя значения 0 у(из (3} получаем

Df >(a+) (((r k w I, (6) откуда (у, — u,,(Измеренная известным прибором влажность Ч

"Ау Q Qf М/

) 43(а -((D + 03) j> Я о

2Ь 23

Ofа (4) <О где k — коэффициент пропорциональности, равный / о

Зная Dq и К, измерив Ру, можно найти поправку к результату определения, приближенно равную погрешности изме- 4 рения плотности нефти.

Для водонефтяной эмульсии с coi держанием воды Й разность оптических плотностей во второй и третьей областях 50

Ю 9f (-т

0| - 0з — D,ç=D,ç (.О .з "з (= 0,.(+ кз ()f (5) где k — коэффициент пропорциональности

Подставляя значения из (5) и (8) в (7, получаем значение поправки(которую следует добавлять к велиЧИИй (( чтобы скомпенсировать погрешность, вызываемую изменением плотности нефти и величину истинного значения влажности

W = W+ ! . (10)

Способ включает следующую последовательность операций:

1.Определение разности оптических плотностей эмульсии во второй и третьей областях 0 -0 g и вычисление поправки на изменение плотности нефтиб .

2.Введение вычисленной поправки в значение влажности нефти Ч(, определенной как разность между оптической плотностью образца в первой области и полусуммой оптических плотностей во второй и третьей областях.

3.Определение истинного значения влажности

W = W t6

Пример. Данный способ проверялся на макетной установке автоматического влагомера нефти в условиях, когда спектральные рабочие области, выделяемые интерференционными светофильтрами равны: первая — 1,95 + 0,05 мкм, вторая

1,85+0,05 мкм, третья — 2,07+0,03мкм.

Источник излучения — вольфрамовая лампа накаливания, приемник фоторезистор ФР1-4.

Объект измерения — водонефтяные эмульсии, приготовленные согласно

Му 332 Госстандарта из нефтей Леляковского (p =0,803 г/см ) Прилукского (p =0,820 г/см ), Гйединцевского (p = 0,840 г/см ), Речицского (p = 0,850 г/см ),Осташковичского (Р = 0,860 г/см ), Иркенского (p =0,890 г/см ) месторождений и воды.

Влажность эмульсий — 0,5%. условия измерений : толщина кюветы

3 мм, шкала влажности 0-1%.

Установка градуировалась по неФти

Речицского месторождения с плотностью

0,850 г/см .

В таблице пр;"ведены данные измере. ний.

Использование предлагаемого способа позволяет определять влажности различных сортов нефти по единой градуировочной кривой, что крайне необходимо при анализе нефти изменяющейся плотности, текущей по трубопроводу.

807169

Способ опр ния влажн

-11,5 -7 -2 0

Известный

Данный

-2,5

-1,5 -0,5 0

0,5 2,3

56Вногое юмам ся МЮ м О иУ ф gg

У,7

Способ реализуется во влагомерах нефти, разрабатываемых институтом

"Укргипрониинефть". Экономический

Формула изобретения

Способ определения содержания воды в нефти путем измерения оптической плотности образца в трех спектральных областях: первой, совпадающей с полосой поглощения воды, второй и третьей, расположенных по разные стороны от первой и не совпадающих с полосами поглощения воды и нефти, причем о содержании воды судят по разности между оптической плотностью образца в первой спектральной области и полусуммой оптических плотностей во второй и

/ эффект от внедрения этих влагомеров составляет 30 тыс.руб. на прибор ежегодно. третьей спектральных областях, о т л и ч а ю шийся тем, что, с целью уменьшения влияния плотности нефти, дополнительно Определяют разность оптических плотностей образца во второй и третьей спектральных областях.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1.Авторское свидетельство СССР

Р 258723, кл. С 01 N 21/26, 1969..

2.Авторское свидетельство СССР

Р 468256, кл. G 01 N 21/02,1975 (прототип).

Дядина боярин, о

run.1

Плотность нефтц Г сн

Я г.Г

12 ф а

Ъ

М

-I2

Плотностью иефльи, г сн

Фнюз

Фиг.4

ВНИИПИ

Заказ 274/67 Тираж 918 Подписное

Филиал ППП "Патент", г. ужгород, ул. Проектная, 4