Способ определения массовой доли воды в нефтях и продуктах остаточной дистилляции по измерению диэлектрической проницаемости на различных частотах

 

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 - 100^oС 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 20^oС, а массовую долю воды вычисляют по формуле где Δε_t = ε_t-ε₂₀°_C-m₁•(20-t) - приращение диэлектрической проницаемости на низкой частоте при t^oC, обусловленное количеством воды в нефти; k_ε,t = k_ε,20+m₂•(20-t), k_ε,20 - концентрационные коэффициенты; ε_t,ε₂₀°_C - диэлектрическая проницаемость на низкой частоте измеряемой нефти при t^oC и сухой нефти при 20^oС, 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.

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 Х_в вычисляют по формуле X_в=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 0^oС до 100^oС 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 20^oС, а массовую долю воды вычисляют по формуле или, подставляя конкретные значения, (1) где Δε_t - приращение диэлектрической проницаемости на низкой частоте (1 кГц) при температуре t^oС, обусловленное количеством воды в нефти; ε_t - диэлектрическая проницаемость измеряемой нефти на низкой частоте (1 кГц) при данной температуре t^oС; - диэлектрическая проницаемость сухой нефти на низкой частоте (1 кГц) при 20^oС;
2,532; 0,055; 0,017 - эмпирические коэффициенты, присущие природе нефтей;
Δε = ε_1кГц-ε_1MГц - разность диэлектрических проницаемостей, определенных на низкой (1 кГц) и высокой (1 МГц) частоте при одной температуре t^oС;
m₁=0,00154 - температурный коэффициент диэлектрической проницаемости для нефтей, 1/1^oС;
k_ε,t=0,05+0,00011•(20-t) - концентрационный коэффициент, т.е. приращение диэлектрической проницаемости, приходящееся на единицу массовой доли воды при данной температуре, 1/%;
k_ε,20 = 0,05 - эмпирический концентрационный коэффициент при 20^oС, 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 0^oС 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 (С_0,1МГц) и на частоте 1 кГц (С_0,1кГц):
С_0,1МГц=9,00 пФ;
С_0,1кГц=9,01 пФ.

2. Заполняют (погружают) датчик нефтью и при одной и той же температуре, равной в настоящем примере 10^oС, поочередно измеряют его электрические емкости на частоте 1 МГц (С_1МГц) и на частоте 1 кГц (С_1кГц):
С_1МГц=22,00 пФ;
С_1кГц=23,42 пФ.

3. Определяют относительные диэлектрические проницаемости при данной температуре на частоте 1 МГц (ε_1MГц) и на частоте 1 кГц (ε_1кГц):
ε_1MГц=С_1МГц/С_0,1МГц=22,00/9,00=2,444;
ε_1кГц=С_1кГц/С_0,1кГц=23,42/9,01=2,599.

4. Определяют разность диэлектрических проницаемостей при данной температуре:
Δε = ε_1кГц-ε_1MГц=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 20^oС. Проведя аналогичные операции, описанные в примере 1, с использованием значений ранее измеренных электрических емкостей пустого датчика на частотах 1 МГц и 1 кГц (С_0,1МГц=9,00 пФ; С_0,1кГц=9,01 пФ) рассчитывают диэлектрические проницаемости данной нефти по измеренным значениям емкости датчика, заполненного нефтью, на частотах 1 МГц и 1 кГц при температуре 20^oС (соответственно С_1МГц=23,49 пФ; С_1кГц=24,77 пФ) и находят их разность:
ε_1MГц=С_1МГц/С_0,1МГц=23,49/9,00=2,610;
ε_1кГц=C_1кГц/С_0,1кГц=24,71/9,01=2,742;
Δε_t=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.

Формула изобретения

Способ определения массовой доли воды в нефтях и продуктах остаточной дистилляции, отличающийся тем, что при данной температуре в диапазоне 0-100^oС 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 20^oС, а массовую долю воды вычисляют по формуле

или, подставляя конкретные полученные эмпирическим путем значения

где Δε_t - приращение диэлектрической проницаемости на низкой частоте (1 кГц) при температуре t^oC, обусловленное количеством воды в нефти;
ε_t - диэлектрическая проницаемость измеряемой нефти на низкой частоте (1 кГц) при данной температуре t^oС;
ε₂₀°_C = 2,532+0,55•Δε-0,017•(Δε)² - диэлектрическая проницаемость сухой нефти на низкой частоте (1 кГц) при 20^oС;
2,532; 0,055; 0,017 - эмпирические коэффициенты, присущие природе нефтей;
Δε = ε_1кГц-ε_1MГц - разность диэлектрических проницаемостей, определенных на низкой (1 кГц) и высокой (1 МГц) частоте при одной температуре t^oС;
m₁=0,00154 - температурный коэффициент диэлектрической проницаемости для нефтей, 1/1^oС;
k_ε,t=0,05+0,00011•(20-1) - концентрационный коэффициент, т.е. приращение диэлектрической проницаемости, приходящееся на единицу массовой доли воды при данной температуре, 1/%;
k_ε,20 = 0,05 - эмпирический концентрационный коэффициент при 20^oС, 1/%;
m₂= 0,00011 - температурный коэффициент концентрационного коэффициента, 1/%, ^oС;
t - температура, ^oС.