Изобретение относится к аналитической технологии оперативного определения содержания воды в нефтях (смесях нефтей) и продуктах остаточной дистилляции. Оно может быть использовано на различных промышленных и других объектах для анализа большого ассортимента горюче-смазочных материалов (мазутов, дизельных моторных масел) и целого ряда других тяжелых органических соединений.
В настоящее время не существует практически доступных, оперативных аналитических технологий (способов) для определения содержания воды в процессе перемещения больших масс нефтей. Даже на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) анализ воды в нефтях сопровождается долговременной процедурой: отбором проб, собираемых по каплям с помощью специальных дозаторов 3 раза в сутки, и последующей длительной процедурой проведения многофакторных экспериментов. При этом наиболее широко используется способ Дина-Старка. Таким образом, за время анализа прокачиваются без должной оценки очень большие массы продукта. Это негативно отражается на процессе переработки нефтей, приводит к увеличению неоправданных затрат на отработку технологии и дополнительную защиту окружающей среды.
Процедура определения содержания воды в отобранных пробах нефтей по методу Дина-Старка сводится к следующему.
100 г испытуемого нефтепродукта нагревают в смеси со 100 см3 растворителя в приборе Дина-Старка [1]. Растворитель, испаряясь, увлекает за собой содержащуюся в нефтепродукте влагу. Пары воды и растворителя конденсируются в холодильнике, и отогнанная вода оседает на дно приемника - градуированной ловушки. По количеству воды в ловушке рассчитывают процентное содержание ее в нефтепродукте.
При определении воды по методу Дина-Старка имеется ряд негативных особенностей. Во-первых, следует тщательно просушивать металлическую колбу и обезвоживать растворитель. Во-вторых, загрузку смеси и отсчет сконденсированной в ловушке воды следует проводить при одной и той же комнатной температуре. Если содержимое ловушки мутное, то рекомендуется ее выдержать в нагретой водяной бане до наступления посветления, а затем после доведения до комнатной температуры снимать показания.
Нагревать колбу с испытуемой смесью следует равномерно во избежание возможного вспенивания и выброса смеси.
Содержание воды в процентах Хв вычисляют по формуле
Xв=V•100/G,
где V - объем воды в приемнике-ловушке в мл;
G - навеска нефтепродукта в граммах.
Оперативное определение массовой доли воды в нефтях предлагаемым способом при их добыче, транспортировании, хранении и переработке не только сокращает время анализа отобранных проб, но и позволяет осуществить непрерывный контроль без отбора проб на всех стадиях.
Полезность и эффективность изобретения масштабны. Прежде всего, применение изобретения в значительной степени устраняет субъективную ошибку при анализе даже с отбором проб. Непрерывный же, безотборный анализ на потоке в нефтепроводах, в резервуарах на различных уровнях по их высоте, проводящийся на всех стадиях от добычи до переработки нефтей, в том числе и на терминалах, и осуществляемый единым способом, дает полную картину о содержании воды в нефтях в процессе продвижения и хранения продукта, а данные по результатам анализа могут быть переданы практически на любые расстояния и выведены на центральные табло.
Преимущество предлагаемого способа состоит в том, что без затрат реактивов, не прибегая к трудоемким, многофакторным и многооперационным химическим анализам, определяют массовую долю воды в нефтях на основании измерения частотных характеристик диэлектрических проницаемостей и установления их связи (соответствия) с начальной величиной для безводной (сухой) нефти данного месторождения (смеси нефтей) с определенным фракционным составом. В итоге экспериментально найдено выражение (формула), присущее природе нефтей, которое позволяет с помощью соответствующей аппаратуры проводить оперативные анализы.
Сущность настоящего изобретения заключается в следующем.
При данной температуре в диапазоне от 0oС до 100oС и выше по разности диэлектрических проницаемостей, определенных на частоте 1 кГц и 1 МГц, находят для данной нефти величину диэлектрической проницаемости соответствующей безводной (сухой) нефти при температуре 20oС, а массовую долю воды вычисляют по формуле
или, подставляя конкретные значения,
(1)
где Δεt - приращение диэлектрической проницаемости на низкой частоте (1 кГц) при температуре toС, обусловленное количеством воды в нефти;
εt - диэлектрическая проницаемость измеряемой нефти на низкой частоте (1 кГц) при данной температуре toС;
- диэлектрическая проницаемость сухой нефти на низкой частоте (1 кГц) при 20oС;
2,532; 0,055; 0,017 - эмпирические коэффициенты, присущие природе нефтей;
Δε = ε1кГц-ε1MГц - разность диэлектрических проницаемостей, определенных на низкой (1 кГц) и высокой (1 МГц) частоте при одной температуре toС;
m1=0,00154 - температурный коэффициент диэлектрической проницаемости для нефтей, 1/1oС;
kε,t=0,05+0,00011•(20-t) - концентрационный коэффициент, т.е. приращение диэлектрической проницаемости, приходящееся на единицу массовой доли воды при данной температуре, 1/%;
kε,20 = 0,05 - эмпирический концентрационный коэффициент при 20oС, 1/%;
m2= 0,00011 - температурный коэффициент концентрационного коэффициента, 1/%,oС;
t - температура,oС.
Изобретение реализуется следующим образом.
Определяют относительную диэлектрическую проницаемость на низкой (1 кГц) и высокой (1 МГц) частотах и их разность при данной температуре в пределах от 0oС и выше. Далее по вышеприведенной формуле определяют процентное содержание массовой доли воды в нефтях.
Примеры конкретного выполнения.
Пример 1.
1. Определение диэлектрических проницаемостей производят с помощью измерителей иммитансов Е7-12 на высокой частоте (1 МГц) и Е7-14 на низкой частоте (1 кГц) в комплекте с присоединенным поочередно к ним датчиком ДП [2].
Вначале присоединяют емкостный датчик к измерителю иммитансов Е7-12, а затем - к измерителю иммитансов Е7-14 или наоборот и определяют значения его электрической емкости с воздухом на частоте 1 МГц (С0,1МГц) и на частоте 1 кГц (С0,1кГц):
С0,1МГц=9,00 пФ;
С0,1кГц=9,01 пФ.
2. Заполняют (погружают) датчик нефтью и при одной и той же температуре, равной в настоящем примере 10oС, поочередно измеряют его электрические емкости на частоте 1 МГц (С1МГц) и на частоте 1 кГц (С1кГц):
С1МГц=22,00 пФ;
С1кГц=23,42 пФ.
3. Определяют относительные диэлектрические проницаемости при данной температуре на частоте 1 МГц (ε1MГц) и на частоте 1 кГц (ε1кГц):
ε1MГц=С1МГц/С0,1МГц=22,00/9,00=2,444;
ε1кГц=С1кГц/С0,1кГц=23,42/9,01=2,599.
4. Определяют разность диэлектрических проницаемостей при данной температуре:
Δε = ε1кГц-ε1MГц=2,599-2,444=0,155.
5. По формуле (1) определяют массовую долю воды в данной нефти в процентах:
Пример 2.
В исходную нефть, подвергнутую анализу в примере 1, введено дополнительно 3,21% воды, причем температура нефти в данном случае равна 20oС. Проведя аналогичные операции, описанные в примере 1, с использованием значений ранее измеренных электрических емкостей пустого датчика на частотах 1 МГц и 1 кГц (С0,1МГц=9,00 пФ; С0,1кГц=9,01 пФ) рассчитывают диэлектрические проницаемости данной нефти по измеренным значениям емкости датчика, заполненного нефтью, на частотах 1 МГц и 1 кГц при температуре 20oС (соответственно С1МГц=23,49 пФ; С1кГц=24,77 пФ) и находят их разность:
ε1MГц=С1МГц/С0,1МГц=23,49/9,00=2,610;
ε1кГц=C1кГц/С0,1кГц=24,71/9,01=2,742;
Δεt=2,742-2,610=0,132.
По формуле (1) рассчитывается массовая доля воды в процентах этой обводненной нефти:
Литература
1. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям. - Л.: "Химия", Лен. отделение. 1990.
2. Авторское свидетельство 578603. Трехэлектродный датчик. 1977. Бюллетень 40.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ ОПЕРАТИВНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ КРЕПОСТИ ВОДНО-СПИРТОВЫХ РАСТВОРОВ | 2001 |
|
RU2203485C2 |
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАЧЕСТВА МИНЕРАЛЬНЫХ МОТОРНЫХ МАСЕЛ И ПРИЧИН, ВЫЗЫВАЮЩИХ ЕГО ИЗМЕНЕНИЯ | 2002 |
|
RU2207556C1 |
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАЧЕСТВА НЕФТИ ИЛИ ИХ СМЕСЕЙ | 1994 |
|
RU2065157C1 |
СПОСОБ ЭКСПРЕСС-АНАЛИЗА ЖИДКИХ ФАСОВАННЫХ ПРОДУКТОВ И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2018 |
|
RU2696810C1 |
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РОДА ЖИДКОСТЕЙ | 2008 |
|
RU2383010C2 |
КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН | 1996 |
|
RU2109937C1 |
Способ непрерывного контроля содержания воды в кипящих водонефтяных и водо-углеводородных эмульсиях природного и техногенного происхождения | 2021 |
|
RU2790202C1 |
УСТРОЙСТВО ДИАГНОСТИКИ СОСТОЯНИЯ НЕФТЕЙ И ПРОДУКТОВ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ ПО ИХ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОПРОВОДНОСТИ И ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ | 2002 |
|
RU2209422C1 |
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫСШЕЙ УДЕЛЬНОЙ ТЕПЛОТЫ СГОРАНИЯ НЕФТЕЙ | 1996 |
|
RU2117280C1 |
ИНВЕРТНАЯ МИКРОЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ | 1996 |
|
RU2110675C1 |
Изобретение относится к аналитической технологии оперативного определения содержания воды в нефтях (смесях нефтей) и продуктах остаточной дистилляции. Оно может быть использовано на различных объектах для анализа большого ассортимента горюче-смазочных материалов и ряда тяжелых органических соединений. Сущность изобретения: при температуре 0 - 100oС и выше по разности диэлектрических проницаемостей, определенных на частоте 1 кГц и 1 МГц, находят для данной нефти величину диэлектрической проницаемости соответствующей безводной (сухой) нефти при температуре 20oС, а массовую долю воды вычисляют по формуле где Δεt = εt-ε20°C-m1•(20-t) - приращение диэлектрической проницаемости на низкой частоте при toC, обусловленное количеством воды в нефти; kε,t = kε,20+m2•(20-t), kε,20 - концентрационные коэффициенты; εt,ε20°C - диэлектрическая проницаемость на низкой частоте измеряемой нефти при toC и сухой нефти при 20oС, m1, m2 - температурные коэффициенты. Технический результат предлагаемого способа состоит в том, что он позволяет оперативно, без проведения химических анализов определять массовую долю воды в нефтях при их добыче, транспортировании, хранении и переработке, в том числе и осуществлять непрерывный контроль без отбора проб.
Способ определения массовой доли воды в нефтях и продуктах остаточной дистилляции, отличающийся тем, что при данной температуре в диапазоне 0-100oС и выше по разности диэлектрических проницаемостей, определенных на частотах электромагнитных колебаний 1 кГц и 1 МГц, для данной нефти находят величину диэлектрической проницаемости соответствующей безводной (сухой) нефти при 20oС, а массовую долю воды вычисляют по формуле
или, подставляя конкретные полученные эмпирическим путем значения
где Δεt - приращение диэлектрической проницаемости на низкой частоте (1 кГц) при температуре toC, обусловленное количеством воды в нефти;
εt - диэлектрическая проницаемость измеряемой нефти на низкой частоте (1 кГц) при данной температуре toС;
ε20°C = 2,532+0,55•Δε-0,017•(Δε)2 - диэлектрическая проницаемость сухой нефти на низкой частоте (1 кГц) при 20oС;
2,532; 0,055; 0,017 - эмпирические коэффициенты, присущие природе нефтей;
Δε = ε1кГц-ε1MГц - разность диэлектрических проницаемостей, определенных на низкой (1 кГц) и высокой (1 МГц) частоте при одной температуре toС;
m1=0,00154 - температурный коэффициент диэлектрической проницаемости для нефтей, 1/1oС;
kε,t=0,05+0,00011•(20-1) - концентрационный коэффициент, т.е. приращение диэлектрической проницаемости, приходящееся на единицу массовой доли воды при данной температуре, 1/%;
kε,20 = 0,05 - эмпирический концентрационный коэффициент при 20oС, 1/%;
m2= 0,00011 - температурный коэффициент концентрационного коэффициента, 1/%, oС;
t - температура, oС.
ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ ДАТЧИК ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ И НЕФТИ В ВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ | 1992 |
|
RU2037151C1 |
СПОСОБ КОНДУКТОМЕТРИЧЕСКОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ВЕЩЕСТВА | 1992 |
|
RU2045052C1 |
US 4774680 A1, 19.09.1988. |
Авторы
Даты
2002-10-27—Публикация
2001-02-15—Подача