СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОЛИ ВОДЫ В ПРОБЕ СЫРОЙ НЕФТИ Российский патент 2021 года по МПК G01N33/26 G01N25/20 G01N25/58 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, но может быть использовано и в других отраслях, где требуется измерение концентрации двух веществ в пробе, состоящей из их смеси.

В частности, при добыче нефти, продукция нефтяных скважин состоит, преимущественно, из смеси нефти, попутно добываемой воды и попутного природного газа. При организации учета добываемой продукции возникает задача измерения количества каждой составляющей потока нефтеводогазовой смеси. Данное изобретение касается определения обводненности сырой нефти - то есть, массовой или объемной доли воды в жидкой составляющей продукции нефтяной скважины, представляющей собой смесь, преимущественно, нефти и пластовой воды.

Существует множество способов измерения обводненности сырой нефти (концентрации воды в смеси нефти и воды). Так, известен способ [1] определения содержания объемной доли воды в нефтях или нефтепродуктах. Данный способ включает в себя взвешивание определенных объемных порций при температуре +20 градусов Цельсия отдельно воды, отдельно обезвоженной нефти, и отдельно исследуемой пробы смеси воды и нефти, в дальнейшем по измеренным таким способом массам указанных порций расчетным способом определяется искомое объемное содержание воды в исследуемой пробе. Данный способ имеет некоторые ограничения в применении. В частности, особо указывается, что все три порции веществ при взвешивании должны иметь температуру +20°С, а такое требование выполнимо, преимущественно, только в лабораторных условиях. Кроме того, продукция нефтедобывающей скважины практически всегда содержит газ в растворенном состоянии, и этот растворенный газ переходит в свободное состояние при снижении давления пробы от повышенного до атмосферного. В результате, жидкость становится газонасыщенной, то есть в слое жидкости (смеси воды и нефти) присутствуют пузырьки свободного газа. При этом объем такой жидкости с пузырьками газа значительно увеличивается, что осложняет применение данного способа и ухудшает его точность, поскольку присутствие газа не позволяет точно отмерить определенный объем жидкости. Кроме того, проба сырой нефти имеет склонность к расслаиванию под действием силы тяжести на тяжелую и легкую фракции - воду и нефть. Это делает затруднительным процесс отмеривания определенного объема с учетом требования сохранения процентного состава воды в пробе.

Известен также способ [2], основанный на измерении объема воды, испарившейся из определенного объема исследуемой пробы нефтепродукта при прогреве ее до температуры кипения в присутствии специального растворителя. Данный способ определения содержания воды может осуществляться только в лаборатории, обладает высокой трудоемкостью, требует значительного времени для проведения анализа, и его точность может зависеть от квалификации оператора.

Известен также способ [3], основанный на измерении диэлектрической проницаемости смеси нефти и воды. Данный способ включает в себя измерение диэлектрической проницаемости сырой нефти и математический расчет содержания воды, исходя из заданных значений диэлектрической проницаемости отдельно воды и нефти. Этот способ обладает некоторыми ограничениями в применении. В частности, данный способ применяется только в узком диапазоне содержания воды, поскольку при изменении содержания воды в широком диапазоне наблюдается нерасчетное изменение физических характеристик смеси. На точность определения влияет вид микроструктуры смеси - «вода в нефти» или «нефть в воде». Далее, на точность определения концентрации воды влияет наличие свободного газа, поскольку диэлектрическая проницаемость газа близка к диэлектрической проницаемости нефти. Кроме того, на точность определения содержания воды по данному способу может влиять степень неравномерности смешивания компонентов пробе сырой нефти.

Предлагаемый калориметрический способ измерения обводненности пробы позволяет уменьшить или исключить влияние дополнительных методических погрешностей на точность анализа пробы, уменьшить трудоемкость и стоимость проведения анализа, увеличить степень автоматизации проведения анализа.

Указанные цели достигаются за счет применения метода калориметрии к определению содержания воды.

Сущность способа

Изложим суть предлагаемого способа в приложении к пробе жидкости, то есть к некоему объему жидкости, изъятому из потока. Проба жидкости, для которой проводится анализ содержания воды, взвешивают и помещают в термодинамически изолированную емкость - калориметр. После того, как проба придет в термодинамическое равновесие с внутренними стенками калориметра, измеряют температуру данной пробы t₁. Таким образом, фиксируют начальное состояние пробы.

Далее, к пробе подводят тем или иным способом некоторое количество теплоты Q, или же это количество теплоты Q отводят от пробы. При подведении или отведении теплоты температура пробы изменяется в соответствии со знаком подводимой теплоты Q - увеличивается или уменьшается. После передачи указанного количества теплоты Q необходимо выждать время для установления равновесного теплового режима внутри калориметра, и при его наступлении снова измерить температуру пробы t₂.

Таким образом, регистрируют исходную измеренную информацию: масса пробы m, переданное количество теплоты Q, начальная температура t₁, конечная температура t₂. В дальнейшем, зная удельные теплоемкости воды c_в, нефти c_н, теплоёмкость калориметра C_к, путем математического расчета вычисляют массовую долю воды μ_в. Расчет производят по формуле (1)

При необходимости, на основе полученной массовой доли воды μ_в с использованием известных значений плотности воды и плотности нефти, вычисляют объемную долю (концентрацию) воды в пробе сырой нефти.

Преимуществом данного способа является то, что свободный газ оказывает пренебрежимо малое влияние на точность измерения обводненности, поскольку его масса пренебрежимо мала по отношению к массе пробы сырой нефти m. Другим преимуществом данного способа является независимость от степени смешанности нефти и воды в пробе - две указанные жидкости могут быть перемешаны в той или иной степени или расслоены, это никак не влияет на точность анализа. Далее, измерительные операции (измерение массы пробы, температуры и количества теплоты) достаточно просты, не требуют высокой квалификации персонала и легко могут быть автоматизированы. Не требуется точное отмеривание объема пробы. Анализ может проводиться как в условиях лаборатории, так и непосредственно в месте добычи нефти. Как следствие, предлагаемый способ позволяет упростить выполнение анализа, снизить дополнительные методические погрешности и стоимость анализа.

Используемые аналоги

1. Патент RU 2256 900С1 МПК G01N 5/04 (2000.01). Способ определения содержания объемной доли воды в нефтях или нефтепродуктах.

2. ГОСТ 2477-2014. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.

3. ГОСТ 14203-69. Нефть и нефтепродукты. Диэлькометрический метод определения влажности.

Изобретение относится к способу определения доли воды в пробе сырой нефти, включающий в себя взвешивание пробы сырой нефти. Пробу помещают в теплоизолированный сосуд, к ней подводят или отводят от нее определенное количество теплоты, изменяется вследствие этого температура пробы, измеряют при наступлении равновесного теплового режима начальную и конечную температуры пробы, и по указанному количеству теплоты, по величине начальной и конечной температур пробы, массе пробы, заданной теплоемкости теплоизолированного сосуда, известным удельным теплоемкостям воды и нефти определяют массовую долю воды по формуле (1), а затем, при необходимости, по заданным плотностям воды и нефти на основе полученной массовой доли воды определяют объемную долю воды:

где Q - подведенное или отведенное количество теплоты, m - масса пробы, с_н - удельная теплоемкость нефти, c_в - удельная теплоемкость воды, C_к - теплоёмкость теплоизолированного сосуда, t₁ и t₂ - соответственно начальная и конечная температуры пробы после наступления равновесного теплового режима, μ_в - массовая доля воды в пробе сырой нефти. Технический результат - уменьшение или исключение влияния дополнительных методических погрешностей на точность анализа пробы, уменьшение трудоемкости и стоимости проведения анализа, увеличение степени автоматизации проведения анализа.

Способ определения доли воды в пробе сырой нефти, включающий в себя взвешивание пробы сырой нефти, отличающийся тем, что пробу помещают в теплоизолированный сосуд, к ней подводят или отводят от нее определенное количество теплоты, изменяется вследствие этого температура пробы, измеряют при наступлении равновесного теплового режима начальную и конечную температуры пробы, и по указанному количеству теплоты, по величине начальной и конечной температур пробы, массе пробы, заданной теплоемкости теплоизолированного сосуда, известным удельным теплоемкостям воды и нефти определяют массовую долю воды по формуле (1), а затем, при необходимости, по заданным плотностям воды и нефти на основе полученной массовой доли воды определяют объемную долю воды:

где Q - подведенное или отведенное количество теплоты, m - масса пробы, с_н - удельная теплоемкость нефти, c_в - удельная теплоемкость воды, C_к - теплоёмкость теплоизолированного сосуда, t₁ и t₂ - соответственно начальная и конечная температуры пробы после наступления равновесного теплового режима, μ_в - массовая доля воды в пробе сырой нефти.