СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СВЯЗАННОЙ ВОДЫ В НЕФТЯХ И НЕФТЕПРОДУКТАХ Российский патент 1995 года по МПК G01N21/85 

Описание патента на изобретение RU2044307C1

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
Cводывиссл.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
К5181безв.пробыУса(Д) 10 (1/см)
К51813%обв.этал.пробыУса(Д) 40 (1/см)
К5181иссл.пробыУса(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)
X5181водыУса(Д)= 10(1/см)
Концентрация воды в исследуемой пробе согласно формуле (1)
Cводывиссл.пробеУса(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
Х3400водыУса(р-c) 30 (1/см%)
Коэффициенты поглощения на той же частоте проб той же нефти, безводной и исследуемой, оказались равными
К3400безв.пробыУса(р-c) 40 (1/см)
К3400иссл.пробыУса(р-c) 55 (1/см)
Согласно формуле (1) концентрация воды в исследуемой пробе нефти
Cводывиссл.пробеУса(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%

Похожие патенты RU2044307C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ОБЪЕМНОЙ ДОЛИ ВОДЫ В НЕФТЯХ ИЛИ НЕФТЕПРОДУКТАХ 2003
  • Шеметун Г.К.
  • Косарев В.И.
RU2256900C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТЯХ, КОНДЕНСАТАХ, НЕФТЕПРОДУКТАХ 1999
  • Медведев В.Н.
RU2172944C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ ЭМУЛЬСИЯХ И ОТЛОЖЕНИЯХ 2017
  • Суховерхов Святослав Валерьевич
  • Логвинова Вера Богдановна
RU2650079C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ КОМПОНЕНТОВ В ПОТОКЕ ВОДНО-НЕФТЯНОЙ СМЕСИ 2006
  • Акчурин Гариф Газизович
  • Акчурин Георгий Гарифович
  • Кочубей Вячеслав Иванович
RU2325631C1
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ СПОСОБ СПЕКТРОФОТОМЕТРИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ВЕЩЕСТВ 2002
  • Поплавский Юрий Андреевич
  • Сердюков Виктор Иванович
  • Синица Леонид Никифорович
  • Щербаков Анатолий Петрович
RU2284506C2
Способ непрерывного контроля содержания воды в кипящих водонефтяных и водо-углеводородных эмульсиях природного и техногенного происхождения 2021
  • Хуснутдинов Исмагил Шакирович
  • Сафиулина Алия Габделфаязовна
  • Хуснутдинов Сулейман Исмагилович
  • Шангараева Альфия Зуфаровна
  • Заббаров Руслан Раисович
  • Гаффаров Азат Ильдарович
RU2790202C1
Способ определения содержания воды в нефтепродукте 2022
  • Мухамадеева Лиана Ильгизовна
  • Манапов Рафаэль Салихович
RU2783815C1
Способ определения влагосодержания нефти и нефтепродуктов 1982
  • Ощепков Сергей Леонидович
  • Пришивалко Анатолий Петрович
  • Кучернюк Валентин Антонович
  • Есельсон Михаил Павлович
SU1116366A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2010
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
  • Гуськова Ирина Алексеевна
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Рахманов Айрат Равкатович
  • Габдрахманов Артур Тагирович
  • Швецов Михаил Викторович
RU2429343C1
СПОСОБ ИДЕНТИФИКАЦИИ ИСТОЧНИКОВ НЕФТЯНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ 2001
  • Семенов А.Д.
  • Павленко Л.Ф.
  • Дейниченко Н.В.
  • Кононова С.А.
  • Клименко Т.Л.
RU2185620C1

Реферат патента 1995 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СВЯЗАННОЙ ВОДЫ В НЕФТЯХ И НЕФТЕПРОДУКТАХ

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.

Формула изобретения RU 2 044 307 C1

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.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1995 года RU2044307C1

Переносная печь для варки пищи и отопления в окопах, походных помещениях и т.п. 1921
  • Богач Б.И.
SU3A1
Способ определения содержания эмульсионной воды в нефти 1974
  • Абдуллаев Аскер Алекпер
  • Золотарев Владимир Михайлович
  • Китушина Ирина Александровна
  • Сутовский Семен Мордкович
SU541112A1
Печь для непрерывного получения сернистого натрия 1921
  • Настюков А.М.
  • Настюков К.И.
SU1A1

RU 2 044 307 C1

Авторы

Медведев В.Н.

Даты

1995-09-20Публикация

1993-03-02Подача