Способ определения влагосодержания нефти и нефтепродуктов Советский патент 1984 года по МПК G01N21/49 

Од Ф

1

Изобретение относится к области исследования веществ с помощью оптических методов и может быть использовано для контр ля содержания воды, в нефти и нефтепродуктах как в лабораторных условиях, так и непосредственно на потоке в процессе безрезервуарной транспортировки продукции нефтяной и нефтеперерабатывающей промьшшенности. Информация о влагосодержании нефти и нефтепродуктов необходима для контроля их качества на различных технологических этапах добычи, подготовки и эксплуатации продукции.

Известен способ определения влагосодержания нефти и нефтепродуктов заключающийся в вьделении характеристик спектрального поглощения воды при прохождении через водонефтяную эмульсию излучения в области спектральной прозрачности нефти,т.е в области длин волн 1,85-2,1 мкм. Для его реализации на краях указанного спектрального интервала выбирают две эталонные длины волны, а в центре его - аналитическую, расположенную в максимуме полосы поглощения воды 1,942 мкм. Полагая, что узость рассмотренного спектрального интервала обеспечивает одинаковую (с точностью до постоянного слагаемого) зависимость оптической плотности водонефтянойэмульсии от ее неконтролируемых микрофизических параметров, искомое содержание воды находят по разности оптической плотности на аналитической и полусуммы оптических плотностей на эталонных длинах волн. Этот способ позволяет определить влагосодержание нефти со средне и относител но большой концентрацией воды 13Недостатком данного способа является значительное возрастание погрешности с уменьшением объемного содержания воды, когда эффекты поглщения становятся сравнимыми с погрепгаостью измерения оптической плотности и влиянием неконтролируемых микроструктурных параметров водонефтяных эмульсий. Для малых концентраций воды погрешность определения влагосодержания по способу может достигать-40% и более.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ определения влагосодержания нефти и нефтепродуктов, включающий

3662

облучение исследуемого .образца в области спектра 1,85-2,1 мкм нефти с последующей регистрацией рассеянного образцом излучения 23.

Недостатком этого способа является значительная погрешность в случае, когда в нефти и нефтепродуктах содержится большое количество твердых микропримесей. Это, как

Q правило, продукты почвенного происхождения с преобладанием взвеси кварцевой пыли, продукты коррозии металлов, возникающие в результате транспортировки и хранения нефтепро5 дуктов, а также нерастворимые в нефти частицы органического происхождения. Количество этих загрязнений различно на этих этапах добычи, тран. спортировки и подготовки нефти к едаQ че потребителю. В процессе длительного хранения нефти и нефтепродуктов оно может достигать особенно значительной величины, в объемном отношении сравнимой с содержанием эмуль5 сионной воды. При этом твердые микропримеси дают существенный вклад в измеряемые характеристики рассеяния, и влагосодержание нефти и нефтепродуктов определяется с большой ошибкой, достигающей 100% и более при сравнимых количествах обеих фракций.

Цель изобретения - расширение возможностей анализа при сравнимых объемных содержаниях воды и твер- дых загрязнений и повьш1ение точнос5 ти анализа путем исключения влияния тверды,х примесных фракций на измеряемую величину.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определе0 ния влагосодержания нефти и нефте. продуктов, включающему облучение исследуемого образца в области спектра 1,85-2, 1 мкм нефти с последующей регистрацией рассеянного об5 разцом излучения, исследуемый образец эмульгируют, измеряют в процессе эмульгирования интенсивность излучения, рассеянного образцом в одном из направлений передней полу0 сферы, вычисляют производную от

интенсивности рассеяния по времени, находят экстремальную величину производной и по ней определяют величину влагосодержания нефти и нефте5 продуктов.

фоцесс эмульгирования приводит к разрушению крупных капель воды, не менее ее общего объемного содер-.

3.11

жания в фотометрируемом объеме

образца. При этом форма, размеры и общее объемное содержание частиц твердых микропримесей не изменяются, Поэтому производная по времени от интенсивности рассеянного водой и твердой фракциями излучения для оптически тонких образцов водонефтяных эмульсий, в которых интенсивность рассеянного излучения аддитивна относительно содержания обеих фракций, определяется только наличием эмульсионной воды. В результате удается полностью устранить влияние твердых примесных фракций на измеряемую величину. При этом указанная производная, как и интенсивность рассеянного излучения, прямо пропорциональна -объемному содержа нию эмульсионной воды и зависит от времени э ryльгиpoвaния (через изменение дисперсного состава капель) . Дпя учета влияния изменяюще7 гося дисперсного состава водонефтяной эмульсии на измеряемую величину предлагается воспользоваться характерной устойчивой закономерностью изменения производной по времени эмульгирования от интенсивности рассеянного излучения.В частности, предлагается находить экстремальное значение полученной- производной. Это объясняется тем, что в экстремуме измеряемой производной интенсивность рассеянного излучения наиболее чувствительна к времени эмульгирования и это приводит к повышению точности регистрагц и полезного сигнала. Кроме того,интерпретация экстремальных значений производной оказывается очень удобной для сравнительного анализа. Действительно, для интерпретации результатов изменений с анализируемым образцом необходимо располагать градуировочными измерениями, проведенными для некоторого эталонного образца с известнымвлагосодержанием. Поскольку при этом состоянии дисперсности капель воды анализируемогои эталонного образцов в начальный момент времени эмульгирования могут отличаться, то одного лишь заданного промежутка времени эмульгирования оказывается недостаточно для прямого сравнительного анализа. Экстремальные же значения производных практически не зависят от состояния дисперности капель воды в начальный

3664

момент времени эмульгирования и от- личаются для эталонного и анализи.руемого образцов лишь эй счет объемного содержания воды. Поэтому концентрация эмульсионной воды в анализируемом образце оказывается прямо пропор1щональной экстремальному значению производной от интенсивности рассеянного излучения по времени эмульгирования, где множителем пропорциональности служит отношение концентрации к экстремальному значению соответствующей производной для эталонного образца водонефтяной эмульсии.

Пример. Исследование влагосодержания нефти Речицкого месторождения .

В безводную нефть добавляют в объемном отношении 0,1% пластовой воды и полученную смесь эмульгируют пропеллерной мешалкой РТ-2. Толщина фотометрируемого слоя образца водонефтяной эмульсии 1 мм, длина волны света 1,942 мкм.

На чертеже приведены зависимости от времени эмульгирования указанных производных от интенсивности рассеянного излучения с длиной волны 1,9А2 мкм, отнесенных к интенсивности падающего на образец пучка света.

Кривые 1,2,3 и 4 соответствуют направлениям рассеяния 2,6, 10 относительно направления распростра5 нения падающего на образец света. Как видно из чертежа,для указанных временных зависимостей производных характерны четко выраженные экстремумы, положение ко0 торых .зависит от направления рассеяния. Например, при угле рассеяния 6 максимум производной наблюдается при времени эмульгирования около 15 с, а минимум - около 3 мин. С 5 увеличением угла рассеяния экстремумы производной наблюдаются для больших времен эмульгирования. Поэтому, чем более мелкими являются капельки воды для анализируемого 0 образца водонефтяной эмульсии

в начальный момент времени эмульгирования, тем для больших глов рассеяния приходится проводить измерения, чтобы при эмульгировании за5 фиксировать экстремум. Конкретные рекомендации по выбору направлений рассеяния должны рассматриваться на основе имеющихся представлений . 5 о степени дисперсности эмульсии, нап15Имер, в пределах определенного технологического этапа подготовки нефти. Поскольку влагосодержание нефти прямо пропорционально рекомендуемой для иэмерегдай величине, то погрешность определения влагосодержания по предлагаемому способу приблизительно равна погрешности измерений Погрешность определения влагосодержания нефти и нефтепродуктов по известному способу приблизительно в три раза больше погрешности измерений показателя ослабления и интен сивности рассеянного излучения. Однако, если даже ошибка измереНИИ этих характеристик равна нулю. 6 то погрешность определения влагосодержания нефти при сравнимых концентрациях воды и твердых загрязнений по известному решению достигает 100% и более. Применение предлагаемого способа и в этом дает точный результат. 1й)едлагаемый способ обеспечивает непрерывный надежный контроль влагосодержаний нефти и нефтепродуктов независимо от наличия в них любого количества твердых микропримесей в процессе транспортировки нефтепродуктов по трубопроводам,при заправке автотранспорта и самолетов и дает возможность создать простые автоматические устройства для контроля влагосодержания нефти и нефтепродуктов ,

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ, , включающий облучение исследуемого образца в области спектра 1,852,1 мкм нефти с последующей регистра- цией рассеянного образцом излучения, отличающийся тем, что, с целью расширения возможности анализа и повышения его точности,исследуемый образец эмульгируют, измеряют в процессе эмульгирования интенсивность излучения, рассеянного образцом в одном из направлений передней полусферы рассеяния, вычисляют производную от интенсивности рассеяния по времени, находят экстремальную величину производной и по (Л С ней определяют величину влагосодержания нефти и нефтепродуктов.