СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ИЗЛУЧАТЕЛЬНОЙ СПОСОБНОСТИ И ПЛОТНОСТИ СЫРОЙ НЕФТИ Российский патент 2016 года по МПК G01N9/00 G01J5/00 G01K7/00 G01N33/28 

Область техники, к которой относится настоящее изобретение

Настоящее изобретение относится к измерению плотности и, в частности, плотности в градусах АНИ сырой нефти.

Предшествующий уровень техники настоящего изобретения

Плотность в градусах Американского нефтяного института, или плотность в градусах API, представляет собой меру того, как тяжелую или легкую нефтяную жидкость сравнивают с водой. Она связана с удельной плотностью (УП) линейной зависимостью, плотность в градусах API=141,5/(УП) - 131,5, так что если плотность в градусах API жидкости больше 10, жидкость легче воды и плавает на поверхности воды; если плотность в градусах API жидкости меньше 10, жидкость тяжелее воды и тонет.

Плотность в градусах API используют для сравнения относительных плотностей нефтяных жидкостей. Ее определение представляет собой плотность при температуре 15,6°C. Чем выше плотность в градусах API, тем легче сырая нефть. «Легкая сырая» нефть обычно характеризуется плотностью в градусах API 38 градусов или больше, а «тяжелая сырая» нефть характеризуется плотностью в градусах API 22 градуса или меньше. Сырую нефть с плотностью в градусах API от 22 до 38 градусов обычно называют «сырой нефтью средней плотности». Сырую нефть также характеризуют исходя из содержания серы. «Малосернистую» сырую нефть обычно определяют как нефть с содержанием серы менее 0,5%, тогда как «высокосернистая» сырая нефть характеризуется содержанием серы более 0,5%.

Качество сырой нефти обуславливает уровень обработки и переработки, необходимый для достижения того, что нефтепереработчик видит в качестве оптимальной смеси продуктов. Легкая, малосернистая сырая нефть является более дорогостоящей, чем более тяжелая, высокосернистая сырая нефть, поскольку она требует меньшей обработки, чем более тяжелая, высокосернистая сырая нефть, для получения заданного конечного нефтепродукта.

Таким образом, оперативный дистанционный способ для измерения плотности в градусах API будет полезен для нефтедобывающей промышленности.

Все объекты излучают инфракрасное излучение выше абсолютного нуля согласно закону излучения черного тела. Дистанционное обнаружение температуры объекта требует знания излучательной способности объекта. Под излучательной способностью понимают способность материала излучать тепловое излучение. Каждый материал характеризуется различной излучательной способностью. Излучательная способность материала может находиться в диапазоне от теоретического нуля (абсолютно неизлучающее) до равной теоретической единице (абсолютно излучающее); излучательная способность часто изменяется в зависимости от температуры. Черное тело представляет собой теоретический объект, который будет излучать инфракрасное излучение при его температуре контакта. Если термопара на излучателе-черном теле считывает 50°C, излучение, которое будет выделять черное тело, будет составлять также 50°C. Таким образом, истинное черное тело будет характеризоваться излучательной способностью, равной единице.

Настоящее изобретение основано на факте, что излучательная способность сырой нефти соотносится с ее плотностью в градусах API. При условии, что измерение излучательной способности достаточно точное, оно будет обеспечивать приемлемые показания плотности в градусах API сырой нефти. Изменение излучательной способности сырой нефти относительно плотности в градусах API согласно настоящему изобретению облегчает определение изменения плотности в градусах API путем сравнения различных способов измерения температуры сырой нефти.

Согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения контактный термометр, такой как высокоточный термоэлектрический датчик температуры, измеряет фактическую температуру сырой нефти. Второй дистанционный инфракрасный датчик можно откалибровать при помощи того же образца сырой нефти с соответствующей излучательной способностью для измерения одинаковой температуры. Как только сырая нефть протекает мимо обоих датчиков, любое различие в измерениях температуры между дистанционным инфракрасным датчиком (выше дрейфа относительно градуировочной кривой и пределов погрешности) и термоэлектрическим датчиком показывает изменение в излучательной способности сырой нефти и, таким образом, изменение плотности в градусах API.

Краткое описание фигур

На фиг. 1 представлено схематическое изображение измерения разности температур.

На фиг. 2 представлено схематическое изображение измерительной системы.

На фиг. 3 представлена принципиальная схема способа калибровки и измерения согласно настоящему изобретению.

Подробное раскрытие настоящего изобретения

На фиг. 1 представлено схематическое изображение устройства измерения разницы температур для оценки плотности сырой нефти. В подходящем месте на трубопроводе 1, таком как промысловый трубопровод (или в устройстве измерений на забое), через который сырая нефть 2 может течь, находится окно 3, расположенное так, что можно проводить оптическое измерение сырой нефти в промысловом трубопроводе.

В непосредственной близости к окну 3 также установлен контактный термометр 4 (например, термопара), так что его чувствительный элемент находится в контакте с сырой нефтью. Инфракрасный термометр расположен так, что температуру сырой нефти можно определить через окно 3. Инфракрасный термометр может быть передатчиком и приемником в одном устройстве или, альтернативно, может быть осуществлен (как показано) в виде передатчика 5 с приемником 6 во втором устройстве, причем оба измеряют параметры сырой нефти через сапфировое окно. Инфракрасное излучение от инфракрасного термометра можно фокусировать на сырой нефти при помощи линзы 7, которая может быть сделана из германия. Инфракрасный термометр расположен в кожухе 8, прилегающем к трубопроводу 1 и закрывающем окно 3.

Окно 3 предпочтительно сделано из сапфирового стекла, которое обладает несколькими полезными свойствами, необходимыми для окна в данном применении. Сапфировое стекло представляет собой монокристалл оксида алюминия (Al₂O₃). Оно является устойчивым к механическим воздействиям и имеет высокую прочность при растяжении (400 МПа) и высокий модуль упругости (345 ГПа), что делает его чрезвычайно устойчивым к истиранию и удару. Оно жаропрочное, его механические и оптические свойства не изменяются до температур, превышающих 2000°C. Оно характеризуется превосходными пропускающими свойствами с интервалами пропускания от 190 нм до 5000 нм (толщина 1 мм), делая его подходящим как для стимулирования флуоресценции в ближней ультрафиолетовой области спектра, так и в применениях с использованием инфракрасного излучения.

Инфракрасное излучение представляет собой электромагнитное излучение с длиной волны больше, чем у видимого света, в диапазоне приблизительно от 780 нм до 300 мкм (в зависимости от классификации). Сапфировое окно с интервалом пропускания от 190 нм до приблизительно 5 мкм подходит только для пропускания инфракрасного излучения в ближнем инфракрасном диапазоне (от 780 нм до 3 мкм) и некоторой части средней инфракрасной области спектра (от 3 мкм до 50 мкм). Германиевое окно будет обеспечивать наилучший вариант для пропускания длин волн инфракрасного диапазона. Однако механические свойства ныне доступных германиевых окон не подходят для использования в промысловом трубопроводе.

На фиг. 2 в упрощенной форме показана система согласно настоящему изобретению. Измерения температуры при помощи контактного термометра 4 и инфракрасного термометра 5 и 6 сравнивают в схемах 20 сравнения и вычисления, которые запрограммированы в соответствии с (например) таблицами взаимосвязи излучательной способности и плотности в градусах API. Схемы сравнения и вычисления могут находиться в корпусе прибора. Альтернативно сигналы, представляющие измерения, можно передавать, например, при помощи кабеля на удаленный пункт для обработки.

На фиг. 3 схематически показан способ калибровки и измерения согласно настоящему изобретению.

Стадии 30, 31 и 32 на фиг. 3 показывают калибровку, по меньшей мере, инфракрасного термометра. Для калибровки как контактного, так и инфракрасного термометров можно выбирать известный образец сырой нефти. Этот образец нефти будет представлять некоторый эталон, и его получают перед размещением системы под водой. Предположим, что плотность в градусах API этого калибровочного образца составляет 30 при 15,6 градусах С. Эта температура является подходящей для использования, поскольку она является температурой, при которой определяют плотность в градусах API. При использовании этого образца температура t_d, показанная контактным термометром (после калибровки, если она была необходима), составляет 15,6°C, и инфракрасный термометр калибруют так, чтобы его показание температуры t_i также составляло 15,6°C. На практике инфракрасный термометр может иметь поправочный коэффициент, который вводит поправку на излучательную способность образца, который он оценивает.

Стадии 33 и 34 на фиг. 3 показывают измерение температуры сырой нефти, протекающей по трубопроводу, т.е. промысловому трубопроводу 1, посредством контактного и инфракрасного термометров. Сырая нефть, пропускаемая мимо обоих термометров, будет иметь различную плотность. Если плотность сырой нефти отличается от плотности в градусах API, равной 30, тогда излучательная способность такого образца сырой нефти будет отличаться от излучательной способности откалиброванного образца. Однако инфракрасный термометр измеряет температуру на основании предположения, что разница d между t_d и t_i такая же, как была в откалиброванном образце. Поэтому инфракрасное излучение сырой нефти будет отличаться от откалиброванного уровня инфракрасного излучения. Следовательно, температура t_i, измеренная инфракрасным термометром, будет отличаться от температуры t_d, измеренной контактным термометром. Эту разницу определяют (стадия 35) и сопоставляют с излучательной способностью сырой нефти и, таким образом, плотностью нефти в градусах API. Получают значение для излучательной способности (стадия 36) и преобразуют его в значение для плотности в градусах АНИ (стадия 37).

Исследования показывают, что изменения излучательной способности в зависимости от плотности небольшие для типичных образцов и диапазонов сырой нефти, поэтому термометры должны быть очень точными и очень стабильными.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерении плотности сырой нефти в градусах API. Устройство для применения при измерении плотности сырой нефти в градусах API содержит трубопровод (1) для нефти, термопару (4) в трубопроводе для измерения температуры нефти при контакте с ней, сапфировое окно (3) в трубопроводе, инфракрасный термометр (5, 6) для измерения температуры нефти через окно и средство (20) для сравнения измерений температуры, полученных термометрами, с получением меры излучательной способности сырой нефти и, таким образом, ее плотности в градусах API. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Устройство для измерения излучательной способности сырой нефти, содержащее трубопровод (1) для нефти, термометр (4) в трубопроводе для измерения температуры нефти при контакте с ней, окно (3) в трубопроводе, инфракрасный термометр (5, 6) для измерения температуры нефти через окно и средство (20) для сравнения измерений температуры, выполненных термометрами, причем средство (20) для измерения выполнено с возможностью определения изменения излучательной способности сырой нефти.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что окно (3) содержит сапфировое стекло.

3. Устройство по любому из пп. 1 или 2, отличающееся тем, что контактный термометр (4) расположен в трубопроводе (1) и рядом с окном (3).

4. Устройство по любому из пп. 1 или 2, отличающееся тем, что контактный термометр (4) содержит термопару.

5. Устройство по любому из пп. 1 или 2, отличающееся тем, что трубопровод (1) представляет собой промысловый трубопровод.

6. Способ измерения излучательной способности сырой нефти, предусматривающий:
измерение температуры по меньшей мере одного образца сырой нефти при помощи контактного термометра (4);
измерение температуры образца при помощи инфракрасного термометра (5, 6), предназначенного для определения температуры образца через окно (3);
калибровку инфракрасного термометра (5, 6) таким образом, чтобы он показывал такую же температуру указанного образца, которую показывает контактный термометр;
измерение температуры текущей сырой нефти (2) при помощи контактного термометра (4);
измерение через указанное окно (3) температуры указанной текущей сырой нефти при помощи инфракрасного термометра (5, 6) и
сравнение (35) температур текущей сырой нефти, полученных при помощи контактного термометра и инфракрасного термометра, с получением показания излучательной способности текущей сырой нефти.

7. Способ измерения плотности в градусах API текущей сырой нефти посредством измерения излучательной способности сырой нефти способом по п. 6 и преобразования измеренной излучательной способности в меру плотности в градусах API.