Способ определения содержания объемной доли воды в нефтях или нефтепродуктах
Владельцы патента RU 2256900:
Открытое акционерное общество "Арзамасский приборостроительный завод" (RU)
Использование: для контроля за содержанием воды в нефтях и нефтепродуктах. Сущность: способ включает отбор пробы в мерные емкости, причем предварительно взвешиванием устанавливают массу воды Мв в мерной емкости по метке при температуре 20°С, также взвешиванием устанавливают массу обезвоженного любым способом нефтепродукта Мно в мерной емкости по метке при температуре 20°С. В мерную емкость отбирают исследуемую пробу и определяют ее массу mн, вычисляют приведенную массу пробы Mн, а объемное содержание воды в исследуемой пробе W определяют по формуле W=(Мн-Мно)/(Мв-Мно). Технический результат - упрощение способа. 3 н.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к способам контроля за содержанием воды в нефтях и нефтепродуктах и может быть использовано в нефтяной промышленности при подготовке нефти на промыслах.
Известен способ определения количественного содержания воды в нефтях (обводненности) методом Дина и Старка, принятый в качестве стандартного (ГОСТ 2477-65), основанный на измерении объема воды, испарившейся из определенного объема исследуемой обводненной пробы нефтепродукта при прогреве ее до температуры кипения в присутствии специального растворителя (Современные методы исследования нефтей. Справочно-методическое пособие. Под ред. А.И.Богомолова, М.Б.Темянко, Л.И.Хотынцевой. Л.: Недра, Ленинградское отделение, 1984, с.431). Этот метод очень трудоемкий, длительный, в ряде случаев недостаточно точный, плохо воспроизводимый, требует при малых содержаниях воды большого количества исследуемой пробы, в высоковязкой нефти не позволяет отделить полностью сильно связанную воду.
Известен способ измерения обводненности нефти с помощью измерения силы натяжения тросика, связанного с буйком цилиндрической формы, погружаемым в резервуар с водонефтяной эмульсией (патент РФ №2006823, кл. G 01 N 9/08). Измерение производят с подниманием буйка от дна резервуара с остановками и шагом Δ, меньшим половины длины буйка, и в моменты остановок фиксируют значение силы натяжения тросика. Затем строят зависимость силы натяжения тросика от высоты, по которой определяют плотность и обводненность нефти по высоте резервуара. Недостатками такого способа являются трудоемкость и недостаточная точность измерения, кроме того, его применяют только для измерения обводненности нефти в резервуаре.
Известны способы определения содержания воды в нефтепродуктах, основанные на оптических явлениях: поглощении (а.с. СССР №258723, кл. G 01 N 21/25, 1968 г.) или отражении (а.с. СССР №541112, кл. G 01 N 21/59, 1974 г.) света. При осуществлении известных оптических способов измерения оптическая плотность нефтепродукта на двух длинах волн: аналитической (где вода поглощает свет) и эталонной (где вода свет не поглощает) и по разности сигналов, пропорциональных оптической плотности на аналитической и эталонной длинах волн (частотах) без учета (а.с. СССР №258723) или с учетом ряда других параметров (а.с. СССР №541112), определяют содержание воды в нефти. Способ (патент РФ №2044307, кл. G 01 N 21/85, 1995 г.) основан на измерении разности инфракрасного поглощения исследуемой и обезвоженной проб одного сорта на частоте поглощения воды, величина которой связана линейной зависимостью с содержанием в исследуемой пробе связанной воды. По способу (патент РФ №2044307, кл. G 01 N 21/85, 1995 г.) оптическую плотность безводной пробы предлагается измерять на той же частоте, на которой измеряется оптическая плотность исследуемой (анализируемой) пробы.
Способы, основанные на оптических явлениях, как правило, более чувствительны и более точны, чем метод Дина-Старка, основанный на испарении, последующей конденсации и измерении объема выделенной из нефти воды. Однако для реализации таких способов необходимо дорогостоящее оптическое оборудование и необходимость проведения сложных расчетов оптической плотности исследуемой (анализируемой) и эталонной проб.
Задачей изобретения является устранение перечисленных выше недостатков.
В основе предлагаемого способа определения объемного содержания связанной воды в нефтях и нефтепродуктах лежит способ, основанный на определении приведенного веса пробы к объему мерной емкости.
Это достигается тем, что в способе, заключающемся в отборе проб в мерные емкости, предварительно, перед первым использованием мерной емкости, например колбы, взвешиванием устанавливают массу дистиллированной воды Мв в мерной емкости по метке при температуре калибровки, например 20°С, также взвешиванием устанавливают массу обезвоженного любым способом нефтепродукта Мно в мерной емкости по метке при температуре калибровки, после этого в мерную емкость отбирают исследуемую (анализируемую) пробу, уровнем несколько ниже метки, и взвешиванием определяют массу исследуемой пробы mн, затем термостатируют мерную емкость с исследуемой пробой при температуре калибровки и доливают дистиллированной водой до уровня метки, взвешивают и вычисляют массу долитой воды ΔМв, после этого находят приведенную массу пробы Мн по формуле
Мн=mн·Мв/(Мв-ΔМв),
далее, объемное содержание воды в исследуемой пробе (обводненность) W вычисляют по формуле
W=(Мн-Мно)/(Мв-Мно).
Кроме того, для определения приведенной массы пробы можно доливать до метки обезвоженный любым способом нефтепродукт, после взвешивания вычислить массу долитого обезвоженного нефтепродукта ΔМно и приведенную массу исследуемой пробы (Мн) определяют по формуле
Мн=mн·Мно/(Мно-ΔМно).
В случае, если исследуемая проба быстро расслаивается, то ее наливают в мерную емкость выше метки и после термостатирования отбирают верхнюю обезвоженную часть, взвешиванием определяют ее массу ΔМно, далее определяют приведенную массу пробы из выражения
Мн=mн·Мно/(Мно+ΔМно).
Кроме того, дополнительно, взвешиванием устанавливают массу водной части Мр (масса рассола), предварительно выделенной каким-либо известным способом из отдельно взятой пробы нефтепродукта в мерной емкости по метке при температуре калибровки, и объемное содержание воды в исследуемой пробе (обводненность) W вычисляют по формуле
W=(Мн-Мно)/(Мр-Мно).
Определение содержания воды осуществляют следующим образом.
Перед первым использованием мерной емкости, например колбы, устанавливают “водное число” (Мв) мерной колбы по методике п.2.2.2.2. ГОСТ 3900-85, то есть массу воды в объеме колбы по метке при температуре калибровки 20°С, и вычисляют “водное число” по формуле Mв=m2-m1, где m1 - масса пустой колбы, m2 - масса колбы с водой, далее по аналогии с “водным числом”, аналогично устанавливают массу нефтепродукта в мерной колбе (Мно), обезвоженного любым способом по формуле Мно=m3-m1, где m1 - масса пустой колбы, m3 - масса колбы с нефтепродуктом по метке при температуре калибровки. Затем из крана отбора проб, например на скважине, отбирают 50-100 мл нефтепродукта в мерную колбу. Уровень нефтепродукта (пробы) должен быть несколько ниже контрольной метки мерной колбы. Взвешиванием определяют массу пробы с мерной колбой (m4), определяют массу пробы по формуле mн=m4-m1. Далее в колбу с пробой добавляют воду до уровня метки, взвешивают и определяют массу m5, затем находят массу долитой к пробе воды по формуле ΔМв=m5-m4, после чего вычисляют приведенную массу пробы (Мн) к объему мерной колбы по метке по формуле
Обводненность W находят из выражения
где Мн - приведенная масса пробы к объему мерной колбы по метке,
Мно - масса обезвоженного нефтепродукта в мерной колбе по метке,
Мв - “водное число” - масса воды в мерной колбе по метке.
Измерение объемного содержания воды в пробе может производиться по содержанию чистой (дистиллированной воды) без учета содержания в ней растворенных солей или с учетом растворенных солей, тогда во всех операциях по анализу жидкости в первом случае используется дистиллированная вода, а во втором случае используется водная часть нефтепродукта (пластовая или подтоварная вода), предварительно выделенная из отдельно взятой пробы каким-либо известным способом. Так как состав нефти из конкретной скважины или месторождения меняется медленно, то массу воды Мр в мерной колбе по метке и аналогично, массу обезвоженного нефтепродукта Мно в мерной колбе по метке определяют по мере необходимости, когда изменяется химический состав пластовых вод или обезвоженного нефтепродукта.
Измерение обводненности можно проводить изложенным выше способом с добавлением до метки не только воды, но и обезвоженного любым способом нефтепродукта, находят массу долитого до метки нефтепродукта ΔМно. В этом случае приведенную массу исследуемой пробы (Мн) определяют по формуле
В случае, если исследуемая проба быстро расслаивается, то ее наливают в мерную емкость выше метки, взвешивают и после термостатирования отбирают верхнюю обезвоженную часть, взвешиванием находят ее массу ΔМно, далее определяют приведенную массу пробы из выражения
Применение предлагаемого способа проиллюстрируем следующим примером.
Пример. Определим обводненность - объемное содержание воды в смеси воды и индустриального масла, выраженную в %.
Смесь состоит из воды с растворенной в ней солью NaCl в количестве до 200 г/л (рассол) и масла индустриального. Количество воды в смеси может меняться в пределах от 0 до 100%.
В связи с тем что концентрация соли в любых частях смеси одинакова, наполняем смесь в две мерные колбы. Одну пробу в мерной колбе используем для измерения приведенного веса смеси по описанному выше способу (формула 1), другую пробу используем для выделения из нее смеси воды с солью (рассол) методом расслаивания. Так как индустриальное масло легче воды, то в расслаиваемой смеси во второй пробе оно будет находиться сверху. Вторую пробу набирают в объеме, достаточном для выделения из нее рассола и чистого масла методом расслаивания в количестве 60-120 мл. После расслаивания отбирают верхнюю часть - чистое масло и определяют Мн. Рассол фильтруют и определяют массу рассола Мр по метке в первой колбе описанным выше способом.
В качестве примера приведены результаты проведенной на предприятии-заявителе экспериментальной проверки измерения обводненности масел (табл. 1) и приготовления контрольных растворов (табл. 2). Для проверки используют смесь воды и индустриального масла и смесь, состоящую из воды с растворенной в ней солью NaCl (рассол), и масла индустриального. Количество воды в смеси может меняться в пределах от 0 до 100%.
Выводы. Численные значения объемной доли воды, полученные при проведении измерений, близки к измеренным значениям контрольных растворов.
Предлагаемый способ является универсальным, пригодным для определения обводненности любых нефтепродуктов и любых нерастворимых друг в друге жидкостей.
Измерение содержания воды в исследуемой пробе с помощью предлагаемого способа не занимает много времени. Для измерения достаточен объем проб не более 100 мл. Способ позволяет определить содержание воды в нефтях и нефтепродуктах с точностью до ±0,5% и выше.
Главной отличительной особенностью этого способа является простота его выполнения.
1. Способ определения содержания объемной доли воды в нефтях и нефтепродуктах, включающий отбор пробы в мерные емкости, предварительно взвешиванием устанавливают массу воды Мв в мерной емкости по метке при температуре 20°С, также взвешиванием устанавливают массу обезвоженного любым способом нефтепродукта Мно в мерной емкости по метке при температуре 20°С, отличающийся тем, что после этого в мерную емкость, например колбу, отбирают исследуемую (анализируемую) пробу уровнем несколько ниже метки и взвешиванием определяют массу исследуемой пробы mн, затем термостатируют мерную емкость с исследуемой пробой и доливают дистиллированной водой до уровня метки, взвешивают и вычисляют массу долитой воды ΔМв, после этого находят приведенную массу пробы Мн по формуле
Мн=mн·Мв/(Мв-ΔМв),
объемное содержание воды в исследуемой пробе (обводненность) W вычисляют по формуле
W=(Mн-Мно)/(Мв-Мно).
2. Способ определения содержания объемной доли воды в нефтях и нефтепродуктах, включающий отбор пробы в мерные емкости, предварительно взвешиванием устанавливают массу воды Мв в мерной емкости по метке при температуре 20°С, также взвешиванием устанавливают массу обезвоженного любым способом нефтепродукта Мно в мерной емкости по метке при температуре 20°С, отличающийся тем, что после этого в мерную емкость, например колбу, отбирают исследуемую (анализируемую) пробу уровнем несколько ниже метки и взвешиванием определяют массу исследуемой пробы mн, затем термостатируют мерную емкость с исследуемой пробой и доливают до метки обезвоженный любым способом нефтепродукт, взвешивают и вычисляют массу долитого нефтепродукта ΔМно, после этого приведенную массу исследуемой пробы (Мн) определяют по формуле
Мн=mн·Мно/(Мно-ΔМно),
объемное содержание воды в исследуемой пробе (обводненность) W вычисляют по формуле
W=(Mн-Мно)/(Мв-Мно).
3. Способ определения содержания объемной доли воды в нефтях и нефтепродуктах, включающий отбор пробы в мерные емкости, предварительно взвешиванием устанавливают массу воды Мв в мерной емкости по метке при температуре 20°С, также взвешиванием устанавливают массу обезвоженного любым способом нефтепродукта Мно в мерной емкости по метке при температуре 20°С, отличающийся тем, что если исследуемая (анализируемая) проба быстро расслаивается, то ее наливают в мерную емкость несколько выше метки и после термостатирования взвешиванием определяют массу исследуемой пробы mн, отбирают верхнюю обезвоженную часть, взвешиванием определяют ее массу ΔМно, после этого определяют приведенную массу пробы Мн из выражения
Мн=mн·Мно/(Мно+ΔМно),
объемное содержание воды в исследуемой пробе (обводненность) W вычисляют по формуле
W=(Mн-Мно)/(Мв-Мно).
