СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ЛАБОРАТОРНЫХ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В СЫРОЙ НЕФТИ
МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН
ТАШКЕНТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ И.А. КАРИМОВА
ФАКУЛЬТЕТ ЭЛЕКТРОНИКА И АВТОМАТИКА
Кафедра МЕТРОЛОГИЯ, СТАНДАРТИЗАЦИЯ И
СЕРТИФИКАЦИЯ
ДИССЕРТАЦИОННАЯ РАБОТА
ОЗОДБОЕВ РУСЛАН РУСТАМБЕК УГЛИ
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ЛАБОРАТОРНЫХ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В СЫРОЙ НЕФТИ
для получения академической степени магистра по направлению
5А310902- Метрология, стандартизация и управления качеством
Научный руководитель д.т.н., проф. П.М. Матякубова
Ташкент-2020 г.
Оглавление
Введение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
ГЛАВА 1. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ ОБЪЕМНОГО ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
1.1 Метрологическое обеспечение измерений состава и свойств нефти и
нефтепродуктов ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.2 Лабораторные методы определения содержания воды ... ... ... ... ... ...
1.3 Измерение содержания воды поточными влагомерами ... ... ... ... ... ...
1.4 Состояние метрологического обеспечения измерения объемного
влагосодержания ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.5 Цели работы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
ГЛАВА 2. СОЗДАНИЕ ЭТАЛОНА
2.1 Воспроизведение единицы объемной доли воды в смеси нефть-вода.
2.2 Выбор метода дозирования компонентов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.3 Выбор средств измерений и оборудования для включения в состав
эталона ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
ГЛАВА 3 СОСТАВ И СТРУКТУРА ЭТАЛОНА
3.1 Состав эталона ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.2 Подготовка эталона к применению ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.3 Создание смесей ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
Заключение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Список использованной литературы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы
Представленная работа посвящена актуальной задаче совершенствованияметодов и средств воспроизведения и передачи единицы объемноговлагосодержания нефти и нефтепродуктов при учетных операциях.
История коммерческого учета добываемой нефти в Республики Узбекистан насчитывает не многим более 25 лет, так как до начала 90-х годов недровладелец инедропользователь имели государственную форму собственности . В техусловиях основное внимание уделялось учету товарной нефти, т. е. нефти,прошедшей стадии обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Для учета применялись средства измерений расхода, количества и показателей качества, устанавливаемые на станциях и пунктах учета нефти. Для определения содержания воды первоначально применялся только лабораторный метод, позднее получили широкое распространение поточные влагомеры, позволяющие более оперативно получать информацию о содержании воды в нефти.
С изменением формы собственности в начале 90-х годов 20-го века основной задачей недропользователей стало достоверное измерение количества извлеченных углеводородов из каждой отдельно взятой скважины .Как объект измерений, "сырая" нефть отличается от товарной нефтисоставом и свойствами и поэтому попытка позаимствовать методологию метрологического обеспечения учета товарной нефти не увенчалась успехом, т. к.применявшиеся методы измерения расхода, количества, объемного влагосодержания не позволяли с высокой точностью производить измерения количества скважинной продукции . В частности, диапазон измерений объемного влагосодержания вырос до 100 % об.и требовалась разработка приборов, реализующих новые более точные методы определения объемного влагосодержания.
Постановка данной работы была обусловлена возросшими требованиями кдостоверности определения количества энергоресурсов, а также появлением нарынке усовершенствованных средств измерений единицы объемноговлагосодержания с высокими метрологическими характеристиками. Однакосуществовавшая на тот момент общесоюзная поверочная схема для средствизмерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов не обеспечивалапрослеживаемость единицы объемного влагосодержания к первичномуспециальному эталону, а специальный эталон не обеспечивалвоспроизведение единицы объемного влагосодержания в диапазоне от 0 до 100 %объемного влагосодержания с наивысшей точностью.
Цель работы
Совершенствование методов и средств воспроизведения и передачиединицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов путем реализацииновых технических и методических решений.
Основные задачи исследований
:: анализ и оценка состояния метрологического обеспечения измерений единицыобъемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов для определениянаправлений совершенствования метрологического обеспечения измеренийколичества добываемого полезного ископаемого и транспортируемых потрубопроводам нефти и нефтепродуктов с целью повышения точности измеренийпри учетных операций;
:: создание усовершенствованного первичного специальногоэталона единицы объемного влагосодержания и исследования егометрологических характеристик;
:: разработка поверочной схемы для средств измеренийобъемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов;
:: разработка Методики передачи единицы объемного влагосодержания отГосударственного первичного специального эталона нижестоящим эталонамединицы величины.
ГЛАВА 1
ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ ОБЪЕМНОГО ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
1.1 Метрологическое обеспечение измерений состава и свойств нефти и
нефтепродуктов
Под обеспечением единства измерений понимается деятельность,направленная на установление и применение научных, правовых,организационных и технических основ, правил, норм и средств, необходимых длядостижения заданного уровня единства измерений .
Структура метрологического обеспечения измерений приведена на рисунке1.1.
Научной основой метрологического обеспечения является метрология -
наука об измерениях, методах и средствах обеспечения их единства и способахостижения требуемой точности .
Метрологическое обеспечение
Нормативная основа
Научная основа
Техническая основа
Организацион-ная основа
Государственная система обеспечения единства измерений
Комплекс государственных метрологических систем
Государственная ведомственные метрологические службы
Метрология
Рисунок 1.1 - Структура метрологического обеспечения измерений
Нормативная основа - создана и действует Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ),представляющая собой комплекс нормативных документов, устанавливающихправила, нормы, требования, направленные на достижение и поддержаниеединства измерений в стране, утверждаемых Федеральным агентством потехническому регулированию и метрологии.
В соответствии с , объектами ГСИ являются:
- единицы физических величин;
- государственные эталоны и общесоюзные поверочные схемы;
- методы и средства поверки средств измерений;
- номенклатура и способы нормирования метрологических характеристиксредств измерений;
- нормы точности измерений;
- способы выражения и формы представления результатов и показателейточности измерений;
- методики (методы) измерений;
- методики оценки достоверности и формы представления данных о свойствахвеществ и материалов;
- требования к стандартным образцам свойств веществ и материалов;
- термины и определения в области метрологии;
- организация и порядок проведения испытаний средств измерений, поверкии аттестации испытательного оборудования; калибровки средств измерений,метрологической экспертизы нормативно-технической, проектной,конструкторской и технологической документации, а также экспертизы и данныхо свойствах используемых материалов и веществ.
Теоретической основой метрологического обеспечения является комплексгосударственных систем:
- государственных эталонов единиц физических величин, состоящих из 114государственных и более 250 вторичных эталонов;
- передачи размеров единиц физических величин от эталонов к рабочимсредствам измерений;
- разработки, постановки на производство и выпуска в обращение средствизмерений;
- испытаний средств измерений;
- поверки и калибровки средств измерений;
- стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов;
- стандартных справочных данных о физических константах и свойствахвеществ и материалов.
1.2 Лабораторные методы определения содержания воды
Вода является природным спутником нефти при ее добыче. В нефти водаможет содержаться в виде свободной воды и легко отстаиваться при хранении,либо в виде эмульсии. В этом случае капли (глобулы) воды диспергированы внефти и защищены оболочкой из смолисто-асфальтеновых веществ, солейкарбоновых кислот, механических примесей, которая препятствует слияниюглобул воды и ее отделению от нефти.
Содержание воды в светлых нефтепродуктахпрактически очень мало, заисключением случаев их обводнения. На наличие воды в смазочных маслахуказывает их мутность. Однако, при технических анализах нефтепродуктов вбольшинстве случаев необходимо подтверждать отсутствие воды, под которойподразумевают суспензированную и эмульсионную воду.Различают качественные и количественные методы определения воды.Классификация методов приведена на рисунке 1.2.К качественным методам испытаний, которые позволяют определить лишьналичие или отсутствие воды, относят:
- проба Клиффорда. Суть метода состоит в следующем: испытуемыйпродукт встряхивают в делительной воронке с порошком марганцево-кислогокалия. Приналичии влаги образуется быстро исчезающая слабо-розовая окраска.
- проба на прозрачность. Применяют в основном для светлых смазочныхмасел и дизельных топлив. Образец нефтепродукта, помещенный в пробирку стермометром, охлаждают и затем определяют степень помутнения на рассеянномсвету. Помутнение или легкое потускнение продукта свидетельствует о наличиивлаги.
- проба на потрескивание. Пробу нефти или нефтепродукта, помещенную встеклянную пробирку, нагревают. При наличии в продукте влаги она начинаетпениться, слышится треск, пробирка вздрагивает, а капли продукта на стенкахверхней части мутнеют. Этот метод до настоящего времени применяется приопределении наличия воды в нефтяных маслах и пластичных смазках всоответствии с ГОСТ 1547-84.На современном этапе развития техники и технологии качественные методыопределения содержания воды применяются лишь для демонстрационных целей; втехническом анализе используют количественные методы. При этом, измерениесодержания воды в нефти позволяет не только оценить качество подготовленнойнефти в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002, но определить количество балластапри определении массы нетто нефти при коммерческом ее учете .
Содержание воды
Количественные методы испытаний
Качественные методы испытаний
Поточные
Лабораторные
- проба Клиффорда;
- проба на прозрачность;
- проба на потрескивание.
- поточные влагомеры, основанные на измерениях объемных электрических свойств жидкости (диэлькометрическийметод);
- поточные влагомеры, основанные на поглощении энергии излучения в СВЧ -диапазоне (микроволновой метод);
- поточные влагомеры, основанные на измерении уровня поглощения инфракрасного излучения (оптический метод);
- поточные влагомеры, реализующие комбинацию методов
- метод Дина-Старка;
- метод Карла Фишера;
- лабораторные влагомеры
Рисунок 1.2 - Классификация методов определения содержания воды
К лабораторным методам измерения объемного влагосодержаниянефти и нефтепродуктов относятся перегонка с растворителями, а дляопределения малых количеств воды используют методы титрованияпродуктов взаимодействия с водой [14, 15].
Метод перегонки нефтепродукта с растворителем, более известный какметод Дина и Старка, реализуется в соответствии с ГОСТ 2477-65 Нефть инефтепродукты [16]. Этот метод определения содержания воды в Россиииспользуют как арбитражный.
Прибор Дина - Старка (рисунок1.3) состоит из колбы 1, приемника 2,
который представляет собойпробирку с коническойградуированной нижней частью, ихолодильника
3. Сущность метода
состоит в нагревании пробы
нефтепродукта нерастворимым в
воде растворителем и измерении
объема сконденсированной воды. В
качестве растворителя используют
нефтяной дистиллят с пределами
кипения от 100 до 200 °С или от 100
до 140 °С, толуол или ксилол.
Растворитель увеличивает летучесть
воды и образовывает с ней
нераздельно кипящую смесь. Послеконденсации эта смесь разделяется на фазу растворителя и водную фазу,которая скапливается в нижней части приемника.Данный метод позволяет определитьмассовую или объемную долюводы в процентах.Объектами измерений по ГОСТ 2477-65 являются [17]:
- товарная нефть - диапазон измерений содержания воды 01%;
- сырая нефть - диапазон измерений содержания воды 085%;
- нефтегазовая смесь - диапазон измерений содержания воды 098%.
Основные метрологические характеристики метода по ГОСТ 2477-65представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Характеристики метода по ГОСТ 2477-5.
Характеристика
Значение
Сходимость
0,1 см[3] - при объеме воды, меньшем или равном 1см3;
0,1 см3 или 2% среднего объема воды - при объеме воды более 1 см[3]; 1 %
Воспроизводимость
0,2 см[3] - при объеме воды, меньшем или равном 1см[3];
0,2 см[3] или 10% среднего объема воды - при объеме воды свыше 1см[3] до 10 см[3];
5 % величины среднего результата -
при объеме воды более 10 см[3];
Как уже было сказано, данный метод применяется при учетныхоперациях с нефтью, но из-за длительности процедуры испытания, а такжебольшой погрешности (до 30 % отн.) по определению содержания воды, онвносит большую составляющую в погрешность определения массы(количества) нефти при учетных операциях.
Более точным лабораторным методом определения содержания водыявляется метод Карла Фишера. Его работа [18] была опубликована в 1935году и с тех пор титрование по Карлу Фишеру развилось вшироко применяемый аналитический метод [19-21].
В основе метода лежит реакция Бунзена между йодом, диоксидом серыи водой. При титровании пробы, содержащей воду, протекает несколькореакций:
SО2+Н2О+I2--SО3+2НI (1.1)
С5Н5N+ SО3-- [С5Н5N][+][SО3]- (1.2)
[С5Н5N][+][SО3]- + СН3ОН -- [С5Н5NH][+][СН3ОSО3][-](1.3)
На первой стадии вода реагирует с диоксидом серы, в результате чегойод I2восстанавливается дойод I. Выделяющейся триоксид серы образует спиридиномкомплекс (реакция 1.2), который в присутствии метанола СН3ОН(или другогоспирта) превращается в стабильный пиридиновый комплекс(реакция 1.3). Такимобразом, для титрования каждого эквивалента водызатрачивается одинэквивалент йода.
В качестве спирта обычно используется метанол, но можноиспользоватьэтанол, 2-пропанол, метоксиэтанол, моноэтиловый эфирдиэтиленгликоля.Первоначально, в качестве основания использовалипиридин, но позже былоопределено, что пиридин не принимает участия вреакции, т. е. играет роль буфера[22]. Поэтому в 1984 году был разработанне содержащий пиридина реагентФишера на основе имидазола.
Метод Карла Фишера может быть реализован вдвух вариантах:волюметрическом и кулонометрическом. Различиеммежду этимиметодамиявляется происхождение активного ингредиента - йода.Вволюметрическомметоде йод содержится в реагенте и подается в пробучерез бюретку или системудозирования при титровании. Конечная точкатитрования в объеме индицируетсяпутем подвода переменного токапостоянной величины к двум электродам изплатины. Это приводит кпоявлению разности напряжений на проводах изплатины электродаиндикатора, которое существенно снижается в присутствииминимальныхколичеств свободного йода.
В кулонометрическом методе йодпроизводится путем электролиза изиодид-ионов. Йод попадает на анод, которыйзатем вступает в реакцию санализируемым веществом. Количество йода прямопропорциональноколичеству электричества. Как уже было указано, постехиометрии реакции 1моль йода реагирует с 1 моль воды, а в сочетании с кулонометрией, 1 мгводы эквивалентен 10,71 кулон электроэнергии. Такимобразом, количествоводы в образце определяется путем измерения тока электролиза в кулонах.Волюметрический метод, работающий в диапазоне от 10 ppm до 100 % [23],лучше подходит для определения высоких значений содержания воды,кулонометрический метод более чувствителен и используется дляопределения низкого уровня содержания воды (в диапазоне от 0,02 % до 5 %)[21, 24].
При использовании метода Карла Фишера как лабораторного методаопределения содержания воды в нефти и нефтепродуктах целесообразнорассматривать кулонометрический метод. В качестве примера средстваизмерения определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах, вработе рассмотрен титратор модели DL32, выпускаемый по техническойдокументации фирмыMettler-ToledoGmbH, Швейцария, характеристикикоторого приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2. - Характеристики титратора DL32.
Характеристика
Значение
Диапазон измерения содержания воды, мг.
От 0,01 до 100
Пределы допустимой относительной
погрешности, %
+- 0,15
Пределы допустимойдополнительнойпогрешности преобразования плотности отизменения температуры, кгм3ºС
+- 3
Предел допускаемогоотносительного среднегоквадратического отклонениярезультатовтитрования, %
1,0
Как видно из таблицы 1.2, кулонометрический метод определениясодержания воды характеризуется высокой точностью. Особенностью методаявляется селективность реактива Карла Фишера именно к молекулам воды,что обеспечивает высокую чувствительность данного метода. Однако,реактив Фишера малоустойчив и со временем его способность к реакции сводой резко падает. Кроме того, всырыхнефтях содержатся некоторыевещества и классы соединений, например меркаптаны и сульфиды,вступающие в реакции конденсации или окислительно-восстановительныереакц ии, которые мешают определению воды методом Карла Фишера иснижают точность метода. Также часто, для гомогенизации пробы нефти илинефтепродукта, требуется применение специальных реактивов илидополнительных растворителей. Все это затрудняетпроцесс измеренийопределения содержания воды и ухудшает повторяемость результатов.
Учитывая все вышесказанное, можно характеризовать метод Карла
Фишера как частный случай определения содержания воды, но обладающийвысокими точностными характеристиками при определении содержанияводы в низких диапазонах.Как уже было отмечено, несмотря на простоту аппаратурногооформления, метод Дина и Старка отличается длительностью проведенияанализа, титрометрические методы анализа применимы лишь дляопределения очень малых количеств воды [15, 24]. В связи с этим, впоследнее время разработаны лабораторные влагомеры нефти, которыеиспользуются для определения содержания воды в нефти как влабораторных, так в полевых условиях.В основе действия лабораторных, так в полевых условиях. В основе действия лабораторныхвлагомеров лежат косвенные методы измерения влагосодержания:диэлькометрический метод определения влажности (влагомер ВСН-Л, ВАД-40М,диэлькометр "FIZEPR-SW100"), либо метод микроволнового излучения(влагомер УДВН-1л, эталонный влагомер ЭУДВН-1л). Технические иметрологические характеристики приборов приведены в таблице 1.3.
Как следует из описания типов средств измерений , средипредставленных влагомеров приборы УДВН-1л и ЭУДВН-1л применяютсядля определения характеристик товарной нефти и только влагомер ВСН-Лпредназначен для измерений объемного влагосодержания сырой нефти.Диэлькометрический метод определения содержания воды не требуетиспользования специальных растворителей и реактивов, на точность методане оказывает влияние наличие сернистых соединений в нефти, а возможностьавтоматизации процесса измерения сводит к минимуму человеческий фактор.Несмотря на указанные преимущества, влагомер ВСН-Л обладает низкимиточностными характеристиками, что не позволяет применять его прикоммерческом учете добываемого полезного ископаемого.
Таблица 1.3 - Характеристики лабораторных влагомеров
Характеристика
Название прибора, изготовитель
Цифровой малогабаритный
измеритель лажности
ВАД-40М, ООО"НПФ
"Микроаналитичес-кие
системы",г. Санкт-Петербург
Влагомер сырой нефти лабораторный ВСН-Л, ООО НПФ Нефтесервиспр-ибор, г. Саратов
Влагомер товарной
нефти лабораторный
УДВН-1л, ОАО НТП
ГОДСЭНД-СЕРВИС,
г. Фрязино
Анализатор влажности
"FIZEPR-SW100", ООО
Конструкторское бюро
Физэлектронпри-бор,
г. Самара
Влагомер эталонный
Лаборатор-ный товарной
нефти ЭУДВН-1л, ООО
Норма-Тест, г. Казань
Назначение и область
применения
Измерениесодержанияводы в
трансформаторном
масле и других
нефтепродуктах
Измерениеобъемного
влагосодержания в нефти
Измерение содержания
воды в товарнойнефти
Измерениесодержанияводы в неводныхжидкостях, водных суспензиях, твердых, сыпучих,
гранулированных и
пастообразных материалах
Автомати-ческоеизмерение объемного
Влагосодер-жаниятоварной нефти
Диапазон измерений,
объемная доля воды, %.
0 - 100
0,2 - 99,0
0 - 2,0
0,1 - 100
0,03...2,0
Пределы до-пускаемогозна-ченияабсолют-нойпо грешнос-ти, объемнаядоля воды, %
+-2,5
В поддиапазоне от 0,2 до 10% - +-0,2
В поддиапазоне от 10 до 30% - +-0,4
В поддиапазоне от 30 до 60% - +-0,8
В поддиапазоне от 60 до 99 % - +-1,2
+-0,06
+-(0,02+0,025∙W)
+-0,03
Диапазон температуры
измеряемой среды, °С.
Нет данных
Нет данных
+15 +50
0 +90
+15 +25
Диапазонплот-ностиизмеряе-мой среды, кгм[3]
Нет данных
Нет данных
750 980
Нет данных
810 930
Обобщенные характеристики лабораторных методов представлены втаблице1.4.
Таблица 1.4 - Метрологические характеристики лабораторных методовопределения воды.
Метод
НТД
Метрологические характеристики
Диапазонизмерений, %
об.доли воды
Абсолютная погрешность, % об.доли воды
Перегонка с
растворителем
ГОСТ 2477-65
0 - 100
для товарной нефти
с содержанием воды
(0-2%) - 0,1-0,2;
для сырой нефти с
содержанием воды
(0-100%) - 2,0 - 2,5 %
Кулонометрическое
титрование по Карлу
Фишеру
ГОСТ Р 54284-10
0 - 5
+- 3 %
Диэлькометрический
метод посредством
лабораторного влагомера ВСН-Л
Свидетельство об
утверждении типа
RU.С.31.006.А №
48715
0,2 - 99,0
от 0,2до 1,2
Особенностью применения лабораторных методов определениясодержания воды является удаленность лаборатории от скважин, групповыхзамерных установок, технологических объектов транспортировки иподготовки нефти. Поэтому влияющим фактором для всех лабораторныхметодов является правильность отбора пробы. В работах отмечается, чтособлюдение процедуры отбора проб и использованиеаттестованных пробоотборников не исключает неоднородности пробы и еерасслоения при переносе в лабораторию. Особенно это актуально длянеустойчивых водонефтяных эмульсий.
Существенное влияние на изменение влагосодержанияимеетизменение плотности как функции от температуры в процессе измерения, а изменение давления сказывается на значении коэффициентасжимаемости, что также отражается на изменении влагосодержания.
Все это вносит дополнительные погрешности в результат измерениясодержания воды, вклад которых может быть сравним с погрешностьюсамого лабораторного метода.
В связи с вышесказанным, несмотря на разнообразиепредставленныхна рынке лабораторных средств измерения содержания воды, наиболееуниверсальным остается метод Дина и Старка, стандартизированный вРоссии как ГОСТ 2477-65, за рубежом как ASTMD 4006.
1.3. Измерение содержания воды поточными влагомерами
Так как определение влагосодержанияс высокой точностью являетсяважнейшей задачей при измерении массы нефти, необходимо не толькоиспользование высокоточных средства измерения в лабораторной практике,но и постоянный мониторинг изменения содержания воды на всех этапахдобычи, транспортировки и подготовки углеводородного сырья . Внастоящее время в нефтяной промышленности при оперативном контролепараметров качества сырой и товарной нефти используют поточныевлагомеры , работающие в автоматическом режиме, которыепозволяют осуществлятьнепрерывный контроль, а также регулироватьнекоторые технологическиепроцессы, например, подготовку нефти, вреальном времени.
В России используются поточные влагомеры отечественногоииностранного производства (таблица 1.5) с диапазоном измерений объемноговлагосодержания от 0 до 100 %. Анализсуществующих поточных средствизмерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов показал, чтопринцип их действия основан на различном поведении воды и нефти вфизическихполях (электрическом, магнитном и т. д.). Большое количество средств измерений для определения объемной концентрациикомпонентовводонефтяной смесииспользует емкостные методы измерения:
измерение диэлектрических свойств смеси нефть (нефтепродукт) - вода ;
измерение объемных электрических свойств жидкости;
измерение комплексного электрического сопротивления ирезонансной частоты электрических колебаний в зависимости отобъёмной доли воды в водонефтяной смеси ;
поглощение водонефтяной эмульсии энергии микроволновогоизлучения ;
измерение меняющейся нагрузки генератора микроволн взависимости от влагосодержания среды ;
измерение скорости распространения электромагнитного сигнала всредах с различной диэлектрической проницаемостью.
К оптическим способам измерения следует отнести:
изменение зависимости светопропускания смеси в зависимости отсодержания в ней воды ;
измерение уровня поглощения инфракрасного излучения в
анализируемой водонефтяной эмульсии.
Таблица 1.5 - Поточные влагомеры, применяемые в нефтянойпромышленности
№ пп
Название прибора
Изготовитель, страна
Принцип действия прибора
1
2
3
4
1.
Влагомеры нефти поточные EASZ-1 модели MOD 4300
Компания ModconSystemsLtd., Израиль
Принцип действия основан на измерении диэлектрических свойств смеси нефть (нефтепродукт) - вода. Цилиндрический датчик расположен внутри измерительного участка, и изолирован так, чтобы сформировать коаксиальный конденсатор. Исследуемая смесь заполняет межэлектродное пространство конденсатора и изменяет его емкость, которая пропорциональна диэлектрическому коэффициенту. Значение измеренной емкости преобразуется в значение объемного влагосодержания смеси.
2.
Влагомер поточный INVALCOWCM-7300- 400-BFP
FMC INVALCO FluidControl, Houston,США
Принцип действия основан на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной эмульсии от содержания в ней воды. Электрод преобразователя, погруженный в эмульсию, меняет емкость нагрузки генератора, вследствие чего изменяется частота выходного сигнала в зависимости от влагосодержания водонефтяной эмульсии.
3.
Влагомер сырой нефти ВОЕСН
ОООБугульминскийопытный завод нефтеавтоматики, Россия
Принцип действия влагомеракомбинированный, основан на двух методах:диэлькометрическом и оптическом.
Диэлькометрический метод основан на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от содержания в ней воды. Электрод преобразователя меняет емкость нагрузки генератора в зависимости от содержания воды и нефти в водонефтяной смеси, вследствие чего изменяется частота выходного сигнала. Оптический метод основан на зависимости оптических свойств водонефтяной смеси от содержания в ней воды и нефти. Логарифмическая зависимость светопропускания смеси в зависимости от содержания в ней воды и нефти преобразуется электронной схемой в частоту выходного сигнала.
При работе влагомера в нефтяной фазе смеси (вода в нефти) функционирует диэлектрическая часть прибора, при работе в водной фазе смеси (нефть в воде)функционируетдиэлектрическая часть прибора, при работе в водной фазе смеси(нефть в воде)функционирует оптическая часть. Переключение влагомера изменении фазысмеси производится автоматически.
4.
Влагомер нефти AGAROW серии OW- 200, серии OW-300
Фирма"AGAR CORPORATION, Inc.", США
Принцип действия влагомеров серии OW-200основан на измерениях объемныхэлектрических свойств жидкости.Принцип действия влагомеров серии OW-300 основан наизмерении комплекснойдиэлектрической проницаемости потока, в которомсоставляющие компонент поразномупоглощают высокочастотноеизлучение.Диэлектрич ескаяпроницаемостьжидкости являетсяуникальной монотонно функцией,которую прибор используетдля расчёта объемного содержания воданефть принебольших концентрациях воды в нефтянойдисперсионной среде.
5.
Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ
ЗАО Аргоси, Россия
Принцип действия основан на измерениикомплексного электрическогосопротивления первичногопреобразователя влагомера и резонанснойчастотыэлектрических колебаний, создаваемых высокочастотнымгенератором взависимости от объемной доли воды в водно-нефтяной смеси.
6.
Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК
ООО ПИКСервисКомплект,Россия
Комплексная диэлектрическаяпроницаемость измеряемой средыпреобразуется вполное комплексное сопротивление и в частоту автогенератора.По зависимостиот изменения частоты автогенератора производится измерениесодержания воды внефти.
7.
Измерители влажности ДЖС-7В систем измерительных СУ-5Д
ООО Техносенсор, Россия
Принцип действия основан надиэлькометрическом методе измерениявлагосодержания. Проводятся измеренияприращения электрической емкостирезонатора первичного измерительногопреобразователя пропорциональноизменению влагосодержания нефти(нефтепродукта).
8.
Влагомеры нефти микроволновые МВН-1
ООО Научнопроизводственное предприятие Нефтесервисприбор, Россия
Измерение влагосодержания нефтиосновано на поглощении водой СВЧ-нергии.
При изменении влагосодержания нефтипроисходит ослабление СВЧ-сигнала помощности. Низкочастотный сигнал,пропорциональный мощности, поступает смикроволнового узла налогарифмирующийпреобразователь, из которого в видепостоянного тока, пропорциональноговлагосодержанию нефти, передается в блок
обработки. В блоке обработки с помощью встроенного микропроцессора сигнал
преобразуется в числовое значение объемной доли воды либо в массовую долюводы и выдается на внешние устройства регистрации данных.
9.
Влагомер нефти поточные УДВН-1пм
ООО НПП Годсиб, Россия
Принцип действия основан на поглощенииэнергии микроволнового излученияводонефтяной эмульсией.
10.
Влагомер нефти поточный ПВН.615
ЗАО НПП ГОДТЕСТ, Россия
Принцип действия основан на измерениидиэлектрической проницаемостиводонефтяной эмульсии (в зависимости отвлагосодержания) в СВЧ-диапазоне
11.
Влагомеры поточные моделей L иF
Фирма Phase Dynamic Inc., США
Принцип действия основан н измерениименяющейся нагрузки генераторамикроволн в зависимости отвлагосодержания среды. Жидкость,протекающаячерез блок измерении, влияетн частоту колебаний работымикроволновогогенератора, изменениечастоты зависит от влагосодержания жидкости.Электронный блок измеряет отраженную мощность микроволнового генератора.Эти данные используютсямикропроцессором для вычисленияобъемного
12.
Поточные влагомеры скважинной продукции ПВСП-01
ООО Татинтек, Россия
Принцип действия основан на измерениискорости распространенияэлектромагнитного сигнала в средах сразличной диэлектрическойпроницаемостью. Волновое сопротивлениесенсора датчика зависит от
диэлектрической проницаемости сред,находящихся в трубопроводной линии.Дискретная последовательностьвысокочастотных синусоидальныхсигналов,распространя ясь по сенсору,отражается от всех границ разделапропорциональноизменениюдиэл ектрической проницаемости, а такжезамедляет или увеличиваетскорость распространения в зависимости от значения диэлектрической проницаемости данной среды.
13.
Влагомер поточный REDEYE 2G
Фирма "eProduction Solutions a Weatherford Company", США
Принцип действия основан на измеренииуровня поглощения нефтью и водойинфракрасного излучения в анализируемойводонефтяной эмульсии. Измеренияосуществляются на нескольких значенияхдлины волны, при которыхкоэффициенты поглощения нефти и воды существенноразличны.
Диэлькометрический метод определения содержания воды основан наизмерении зависимости диэлектрической проницаемости эмульсии отсодержания воды. Как известно, вода и нефть являются взаимнонесмешивающимися жидкостями и в зависимости от условий могутобразовывать прямые, либо обратные эмульсии . Диэлькометрическийметод наиболее применим для обратных эмульсий типа вода в нефти, длякоторых непрерывная фаза - нефть, является хорошим диэлектриком, а вода - дисперсная фаза рассматривается как токопроводящая среда .Диэлектрическая постоянная воды ɛв равна 80, а диэлектрическая постояннаянеполярных молекул углеводородов ɛнсоставляет от 2 до 4 , в связи сэтим в зависимости от содержания воды диэлектрическая постоянная смесиɛсм изменятся. Нефтяная эмульсия не является бинарной системой и наизменение диэлектрической проницаемости могут оказывать влияниедисперсность глобул воды в эмульсии, образование двойного электрическогослоя вокруг глобул воды, флокуляциядисперсных частиц [73, 76-78]. Формула Ньютона - Зильберштейна для расчетадиэлектрическойпостоянной эмульсии, учитывающая влияние вышеуказанных факторов,выглядит следующим образом:
ɛ = ɛн {1+3∙WD1-W∙ [1 + 13,6 ∙ F∙ɛB +2ɛHɛB+36,5ɛH∙(0,92-W)2D1-W]} (1.4)
где
D1 = ɛH +2ɛHɛB- ɛH (1.5)
где ɛ - диэлектрическая проницаемость эмульсии
ɛн - диэлектрическая проницаемость нефти
ɛB - диэлектрическая проницаемость воды
W - объемное содержание воды.
Определение диэлектрической постоянной водонефтяной эмульсииосуществляется емкостным датчиком, чувствительный элемент которого - измерительный конденсатор, между обкладками которого располагаетсяисследуемая жидкость [79, 80]. Емкостный датчик измеряет диэлектрическуюпостоянную эмульсии, а затем с помощью решениясистемы уравнений определяется состав эмульсии. Схема измерениядиэлектрических параметров приведена на рисунке 1.4.
Рисунок 1.4 - Схема измерений диэлектрических параметров
Емкостные датчики обеспечивают достаточно высокую точностьизмерения при малых значениях обводненности . Анализметрологических характеристик поточных влагомеров с емкостнымидатчиками (таблица 1.6), показал, что они работают в диапазоневлагосодержания от 0 до 25 % об.доли воды, предел допускаемойабсолютной погрешности не превышает +- 0,5 % об. доли воды.
Общей проблемой для электрических измерений с применениемемкостного датчика является то, что для измерения емкости требуетсясплошная углеводородная среда (эмульсия типа "вода в нефти") . Сростом содержания воды в водонефтяной эмульсии, при достиженииопределенной величины влагосодержания (от 35 до 75% в зависимости отконкретных условий) происходит обращение фаз в эмульсии . Врезультате этого, непрерывной фазой эмульсии становится пластовая вода,хорошо проводящая электрический ток , вследствие чего зависимостьдиэлектрических свойств водонефтяной эмульсии от ее состава оказываетсясущественно менее точной, чем для обратной эмульсии типа "вода в нефти",при этом происходит скачкообразное падениеточности определения влагосодержания.
Для повышения точности диэлькометрического метода помимооптимизации схемы и выбора адекватной модели в конфигурации трубопровода , вработе предлагается конструктивное решениедля стандартизации качества подготовки водонефтяной эмульсии путем еедополнительного перемешивания. Диспергирование водонефтяной эмульсиипозволит унифицировать ее структуруи исключить влияние размера частиц икоагуляционных процессов надиэлектрическую проницаемость эмульсии и,как следствие, снизит погрешность измерений. Однако данное решение невлияет на точность диэлькометрическогометода при работе с высокообводненныминефтями.
СВЧ-метод измерения влагосодержания также основан надиэлектрических свойствах воды . Благодаря несимметричномустроению, молекула воды, помещенная в переменное электромагнитное поле,начинает колебаться, что приводит к ослаблению электромагнитно импульса.Максимум диэлектрических потерь наблюдается в диапазоне от 300 МГц до 30 ГГц. В данном методеизмеряемым параметром является затухание СВЧэнергии N, которое выражается формулой:
N = 8,686 ∙ αB∙W∙ρ`∙k∙l + [Г] (1.6)
где αB - коэффициент затухания воды;
W - относительная влажность;
ρ' - плотность водонефтяной эмульсии;
k - эмпирическая константа;
l - толщина исследуемого материала;
[Г] - модуль коэффициента отражения поверхности раздела воздух - водонефтяная эмульсия.Решив это уравнение относительно W, получим:
W = N-Г8,68 6αB· ρ'·k·l (1.7)
По способу взаимодействия СВЧ-поля с влагосодержащим материалом [102] выделяют метод отражения или метод свободного пространства, в котором исследуемый материал помещается между двумя антеннами, и метод поглощения, который в свою очередь разделяют на:
резонаторные методы - исследуемый материал помещается в резонатор;
волноводные методы - исследуемый материал помещается в отрезок волноводной линии;
зондовые методы - зонд погружают в исследуемый материал.
Для реализации метода поглощения СВЧ-поля в конструкции влагомеров используются соответствующие датчики: волноводные, антенные и зондовые, которые могут быть источником инструментальной погрешности влагомеров. Однако в ряде работ подробно изучается влияние сортности нефти, свободного газа и солености воды на точность измерения содержания воды поточными СВЧ-влагомерами. В работе указывается, что диэлектрическая проницаемость нефти сильно зависит от ее углеводородного состава и это приводит к большим погрешностям определения длины волны n и коэффициента потерь k в водонефтяной эмульсии во всем диапазоне СВЧ-частот. При изучении влияния свободного газа, было определено, что его наличие в нефти изменяет однородность водонефтяной эмульсии и приводит дополнительным погрешностям измерения nи kв области низких частот (до 200 МГц) и в области сантиметровых длин волн СВЧ диапазона.
В целом, как показал анализ метрологических характеристик поточных СВЧ-влагомеров, при работе в низко обводненных средах при измерении содержания воды (0 5) % об.доли воды, предел допускаемой абсолютной погрешности не превышает +- 0,5 % об. доли воды .
Однако, при увеличении влагосодержания до 60-80% об.доли воды наблюдается обращение фаз в эмульсии и происходит резкое увеличение резонансной частоты. Это связано с переходом водонефтяной эмульсии в эмульсию типа нефть в воде и переходом существованияэлектромагнитного поля в пристеночную область . При этом возрастает дополнительная погрешность, что отражается на метрологических характеристиках широкодиапазонных СВЧ-влагомеров .
Повышение точности определения влагосодержания в диапазоне более 60 % об.доли воды возможно путем использования зависимости оптических свойств водонефтяной смеси от ее влагосодержания. Например, прибор ВОЕСН имеет комбинированный принцип действия: в нем реализуются диэлькометрический и оптический методы. При работе данного влагомера в нефтяной фазе смеси (вода в нефти) функционирует диэлектрическая часть прибора, а при работе в водной фазе смеси (нефть в воде) функционирует оптическая часть. Переключение влагомера при изменении фазы смеси производится автоматически.
Оптический метод определения влаги основан на изменении интенсивности поглощения в коротковолновой области (длина волны λ от 0,8 до 3 мкм) инфракрасного спектра .Интенсивность поглощения воды, которая находится в нефтяной фазе, являющейся неполярным растворителем, описывается законом поглощения Бугера-Ламберта-Бера:
D =lgJ0J = ln 1T = Kvlc (1.8)
где D - оптическая плотность;
J0 и J - интенсивность падающего и проходящего света соответственно;
Т - коэффициент пропускания;
Кv - коэффициент поглощения, м[-1];
l - толщина поглощающего слоя, м;
с - концентрация воды по массе, %.
При прохождении параллельного пучка монохроматического излучения через слой водной эмульсии энергия пучка частично поглощается, частично рассеивается и отражается, и лишь часть пучка выходит без изменения первоначального направления и детектируется .
Интенсивность рассеянного излучения является функцией не только концентрации влаги в эмульсии и условий измерения (длина волны, угол между направлениями падающего и рассеянного излучения), но и свойств компонентов эмульсии -- их коэффициентов преломления, а также размеров водяных глобул .
В зависимости от числа длин волн, используемых для измерения, различают влагомеры одноволновыеи двухволновые . Водноволновых влагомерах сравниваются оптические плотности объекта измерения и эталона в области характеристического поглощения волны.
Двухволновые сравнивают прозрачность исследуемой жидкости в двух областях -- аналитической (λан) и эталонной (λэт); при стабилизации интенсивности падающего излучения отпадает необходимость в эталоне. Значения λани λэт можно выбрать на основе анализа спектров поглощения ирассеяния растворителя и воды. Хотя оптические методы и решают проблему определения объемного влагосодержания нефти при переходе из обратной эмульсии в прямую, данные методы также обладают рядом недостатков. Это, прежде всего, невозможность измерения нефти с большой оптической плотностью и очень малым содержанием воды - излучение светодиода практически не доходит до датчика, что не позволяет учитывать с необходимой точностью рассеянный и отраженный световой поток после инверсии водонефтяной эмульсии из прямой в обратную. В работе Рахимова Н. Р. отмечается, что высокая погрешность оптических проборов связана с загрязнением чувствительной поверхности и неравномерностью распределения влаги в объеме исследуемой жидкости
Несмотря на расширение исследований в области оптических методов неразрушающего контроля нефти и нефтепродуктов , данный метод определения объемного влагосодержания нельзя отнести к широко распространённым: среди поточных измерителей объемного влагосодержания нефти данный метод реализуется только в приборе REDEYE 2G, выпускаемом фирмой "eProductionSolutionsaWeatherfordCo mpany", США . Анализ метрологических характеристик прибора показал, что абсолютная погрешность измерений объемной доли воды составляет +- 2% . Это наиболее высокое значение по сравнению с другими поточными влагомерами.
Способы измерения объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов, каждый из которых имеет свои особенности аппаратурного оформления и программного обеспечения, различаются не только условиями рабочей среды (температура, давление), но и диапазоном измерения влагосодержания и основными метрологическими характеристиками.
Анализ условий работы применяемых влагомеров показалчто все приборы работают в широком диапазоне температур: минимальная температура рабочей среды смеси нефть-вода составляет минус55[0]С, максимальная - плюс 250 [0]С. Значительно различаются и метрологические характеристики влагомеров.
Все представленные на российском рынке влагомеры (таблица 1.6) соответствуют требованиям ГОСТ Р 8.661-2009 , и имеют следующие метрологические характеристики для измерения объемного влагосодержания нефти при добыче, подготовке и транспортировании:
для диапазона измерений от 0 % до 2 % предел допускаемой основной погрешности +- 0,06% об.доли воды;
для диапазона измерений от 2 % до 10 % предел допускаемойосновной погрешности +- 0,15 % об.доли воды;
для диапазона измерений от 10 % до 20 % предел допускаемой основной погрешности +- 0,2 % об.доли воды;
для диапазона измерений от 20% до 70% предел допускаемой основной погрешности +- 1% об.доли воды;
для диапазона измерений от 70% до 100% предел допускаемой основной погрешности +- 1,5% об.доли воды.
Изучив технические и метрологические характеристики эксплуатируемых влагомеров, их можно условно разделить на два типа:
Влагомеры, предназначенные для измерения объемного влагосодержания товарной нефти, имеющие диапазон измерений от 0 до 10 % об.доли воды и абсолютную погрешность +- (0,05 0,1) % об. доли воды;
Влагомеры, предназначенные для измерения объемного влагосодержания сырой нефти, имеющие диапазон измерений от 0 до 100 % об.доли воды и абсолютную погрешность +- (0,1 4) % об. доли воды.
Анализ метрологических характеристик влагомеров с учетом требований к погрешности средств измерений, показывает, что большинство представленных влагомеров могут применяться при коммерческом учете в системах измерений количества нефти при добыче и транспортировании. Однако, такие приборы как измерители влажности ДЖС-7В, влагомер поточный REDEYE 2G и ВНП-100, имеющие предел допускаемой погрешности объемного влагосодержания +- (2 4) % об.доли воды, должны использоваться только при оперативном контроле и учете добытых полезных ископаемых.
Поточные влагомеры разработаны и применяются в технологических процессах добычи, транспортировки и переработки нефти и нефтепродуктов. Приведенный обзор показал, что ассортимент поточных влагомеров огромен и представлен как отечественными, так и зарубежными производителями. Метрологические характеристики поточных влагомеров разнообразны и зависят от свойств измеряемой среды и от специфики технологических процессов, в которых они используются.
1.4 Состояние метрологического обеспечения измерения объемного влагосодержания
В соответствии с Налоговым кодексом , при определении количества добытого полезного ископаемого, поднятого из недр, по которому устанавливается размер налогооблагаемой базы для предприятия ‒недропользователя, одним из ключевых показателей является содержание воды:
НОБ = М - Б - ПНГ, (1.9)
где, НОБ - налогооблагаемая база (количество нефти);
М - количество извлеченной на поверхность продукции скважины;
Б - балласт, состоящий из воды с растворенными в ней хлористыми солями и механические примеси;
ПНГ - попутный нефтяной газ.
Соответственно, предприятие-пользователь недр заинтересовано в измерении этих показателей с высокой точностью.
Но применение высокоточных средств измерений невозможно без прослеживаемости единицы величины к вышестоящему эталону. Причем этот эталон должен обладать наивысшими точностными характеристиками и соответствовать современному научно-техническому уровню.
Долгое время в действовал ГОСТ 8.190-76, который распространялся на государственный специальный эталон и общесоюзную поверочную схему для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов.
Государственный специальный эталон (рисунок 1.5) состоял из комплекса следующих средств измерений:
система глубокой осушки нефти;
измерительной системы контроля осушки и оценки остаточной влажности;
системы и средств дозирования воды и осушенной нефти;
устройство для диспергирования воды в нефти.
Рисунок 1.5 - Государственный специальный эталон единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-75.
Диапазон ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
ТАШКЕНТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ И.А. КАРИМОВА
ФАКУЛЬТЕТ ЭЛЕКТРОНИКА И АВТОМАТИКА
Кафедра МЕТРОЛОГИЯ, СТАНДАРТИЗАЦИЯ И
СЕРТИФИКАЦИЯ
ДИССЕРТАЦИОННАЯ РАБОТА
ОЗОДБОЕВ РУСЛАН РУСТАМБЕК УГЛИ
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ЛАБОРАТОРНЫХ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В СЫРОЙ НЕФТИ
для получения академической степени магистра по направлению
5А310902- Метрология, стандартизация и управления качеством
Научный руководитель д.т.н., проф. П.М. Матякубова
Ташкент-2020 г.
Оглавление
Введение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
ГЛАВА 1. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ ОБЪЕМНОГО ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
1.1 Метрологическое обеспечение измерений состава и свойств нефти и
нефтепродуктов ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.2 Лабораторные методы определения содержания воды ... ... ... ... ... ...
1.3 Измерение содержания воды поточными влагомерами ... ... ... ... ... ...
1.4 Состояние метрологического обеспечения измерения объемного
влагосодержания ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.5 Цели работы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
ГЛАВА 2. СОЗДАНИЕ ЭТАЛОНА
2.1 Воспроизведение единицы объемной доли воды в смеси нефть-вода.
2.2 Выбор метода дозирования компонентов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.3 Выбор средств измерений и оборудования для включения в состав
эталона ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
ГЛАВА 3 СОСТАВ И СТРУКТУРА ЭТАЛОНА
3.1 Состав эталона ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.2 Подготовка эталона к применению ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.3 Создание смесей ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
Заключение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Список использованной литературы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы
Представленная работа посвящена актуальной задаче совершенствованияметодов и средств воспроизведения и передачи единицы объемноговлагосодержания нефти и нефтепродуктов при учетных операциях.
История коммерческого учета добываемой нефти в Республики Узбекистан насчитывает не многим более 25 лет, так как до начала 90-х годов недровладелец инедропользователь имели государственную форму собственности . В техусловиях основное внимание уделялось учету товарной нефти, т. е. нефти,прошедшей стадии обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Для учета применялись средства измерений расхода, количества и показателей качества, устанавливаемые на станциях и пунктах учета нефти. Для определения содержания воды первоначально применялся только лабораторный метод, позднее получили широкое распространение поточные влагомеры, позволяющие более оперативно получать информацию о содержании воды в нефти.
С изменением формы собственности в начале 90-х годов 20-го века основной задачей недропользователей стало достоверное измерение количества извлеченных углеводородов из каждой отдельно взятой скважины .Как объект измерений, "сырая" нефть отличается от товарной нефтисоставом и свойствами и поэтому попытка позаимствовать методологию метрологического обеспечения учета товарной нефти не увенчалась успехом, т. к.применявшиеся методы измерения расхода, количества, объемного влагосодержания не позволяли с высокой точностью производить измерения количества скважинной продукции . В частности, диапазон измерений объемного влагосодержания вырос до 100 % об.и требовалась разработка приборов, реализующих новые более точные методы определения объемного влагосодержания.
Постановка данной работы была обусловлена возросшими требованиями кдостоверности определения количества энергоресурсов, а также появлением нарынке усовершенствованных средств измерений единицы объемноговлагосодержания с высокими метрологическими характеристиками. Однакосуществовавшая на тот момент общесоюзная поверочная схема для средствизмерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов не обеспечивалапрослеживаемость единицы объемного влагосодержания к первичномуспециальному эталону, а специальный эталон не обеспечивалвоспроизведение единицы объемного влагосодержания в диапазоне от 0 до 100 %объемного влагосодержания с наивысшей точностью.
Цель работы
Совершенствование методов и средств воспроизведения и передачиединицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов путем реализацииновых технических и методических решений.
Основные задачи исследований
:: анализ и оценка состояния метрологического обеспечения измерений единицыобъемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов для определениянаправлений совершенствования метрологического обеспечения измеренийколичества добываемого полезного ископаемого и транспортируемых потрубопроводам нефти и нефтепродуктов с целью повышения точности измеренийпри учетных операций;
:: создание усовершенствованного первичного специальногоэталона единицы объемного влагосодержания и исследования егометрологических характеристик;
:: разработка поверочной схемы для средств измеренийобъемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов;
:: разработка Методики передачи единицы объемного влагосодержания отГосударственного первичного специального эталона нижестоящим эталонамединицы величины.
ГЛАВА 1
ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ ОБЪЕМНОГО ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
1.1 Метрологическое обеспечение измерений состава и свойств нефти и
нефтепродуктов
Под обеспечением единства измерений понимается деятельность,направленная на установление и применение научных, правовых,организационных и технических основ, правил, норм и средств, необходимых длядостижения заданного уровня единства измерений .
Структура метрологического обеспечения измерений приведена на рисунке1.1.
Научной основой метрологического обеспечения является метрология -
наука об измерениях, методах и средствах обеспечения их единства и способахостижения требуемой точности .
Метрологическое обеспечение
Нормативная основа
Научная основа
Техническая основа
Организацион-ная основа
Государственная система обеспечения единства измерений
Комплекс государственных метрологических систем
Государственная ведомственные метрологические службы
Метрология
Рисунок 1.1 - Структура метрологического обеспечения измерений
Нормативная основа - создана и действует Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ),представляющая собой комплекс нормативных документов, устанавливающихправила, нормы, требования, направленные на достижение и поддержаниеединства измерений в стране, утверждаемых Федеральным агентством потехническому регулированию и метрологии.
В соответствии с , объектами ГСИ являются:
- единицы физических величин;
- государственные эталоны и общесоюзные поверочные схемы;
- методы и средства поверки средств измерений;
- номенклатура и способы нормирования метрологических характеристиксредств измерений;
- нормы точности измерений;
- способы выражения и формы представления результатов и показателейточности измерений;
- методики (методы) измерений;
- методики оценки достоверности и формы представления данных о свойствахвеществ и материалов;
- требования к стандартным образцам свойств веществ и материалов;
- термины и определения в области метрологии;
- организация и порядок проведения испытаний средств измерений, поверкии аттестации испытательного оборудования; калибровки средств измерений,метрологической экспертизы нормативно-технической, проектной,конструкторской и технологической документации, а также экспертизы и данныхо свойствах используемых материалов и веществ.
Теоретической основой метрологического обеспечения является комплексгосударственных систем:
- государственных эталонов единиц физических величин, состоящих из 114государственных и более 250 вторичных эталонов;
- передачи размеров единиц физических величин от эталонов к рабочимсредствам измерений;
- разработки, постановки на производство и выпуска в обращение средствизмерений;
- испытаний средств измерений;
- поверки и калибровки средств измерений;
- стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов;
- стандартных справочных данных о физических константах и свойствахвеществ и материалов.
1.2 Лабораторные методы определения содержания воды
Вода является природным спутником нефти при ее добыче. В нефти водаможет содержаться в виде свободной воды и легко отстаиваться при хранении,либо в виде эмульсии. В этом случае капли (глобулы) воды диспергированы внефти и защищены оболочкой из смолисто-асфальтеновых веществ, солейкарбоновых кислот, механических примесей, которая препятствует слияниюглобул воды и ее отделению от нефти.
Содержание воды в светлых нефтепродуктахпрактически очень мало, заисключением случаев их обводнения. На наличие воды в смазочных маслахуказывает их мутность. Однако, при технических анализах нефтепродуктов вбольшинстве случаев необходимо подтверждать отсутствие воды, под которойподразумевают суспензированную и эмульсионную воду.Различают качественные и количественные методы определения воды.Классификация методов приведена на рисунке 1.2.К качественным методам испытаний, которые позволяют определить лишьналичие или отсутствие воды, относят:
- проба Клиффорда. Суть метода состоит в следующем: испытуемыйпродукт встряхивают в делительной воронке с порошком марганцево-кислогокалия. Приналичии влаги образуется быстро исчезающая слабо-розовая окраска.
- проба на прозрачность. Применяют в основном для светлых смазочныхмасел и дизельных топлив. Образец нефтепродукта, помещенный в пробирку стермометром, охлаждают и затем определяют степень помутнения на рассеянномсвету. Помутнение или легкое потускнение продукта свидетельствует о наличиивлаги.
- проба на потрескивание. Пробу нефти или нефтепродукта, помещенную встеклянную пробирку, нагревают. При наличии в продукте влаги она начинаетпениться, слышится треск, пробирка вздрагивает, а капли продукта на стенкахверхней части мутнеют. Этот метод до настоящего времени применяется приопределении наличия воды в нефтяных маслах и пластичных смазках всоответствии с ГОСТ 1547-84.На современном этапе развития техники и технологии качественные методыопределения содержания воды применяются лишь для демонстрационных целей; втехническом анализе используют количественные методы. При этом, измерениесодержания воды в нефти позволяет не только оценить качество подготовленнойнефти в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002, но определить количество балластапри определении массы нетто нефти при коммерческом ее учете .
Содержание воды
Количественные методы испытаний
Качественные методы испытаний
Поточные
Лабораторные
- проба Клиффорда;
- проба на прозрачность;
- проба на потрескивание.
- поточные влагомеры, основанные на измерениях объемных электрических свойств жидкости (диэлькометрическийметод);
- поточные влагомеры, основанные на поглощении энергии излучения в СВЧ -диапазоне (микроволновой метод);
- поточные влагомеры, основанные на измерении уровня поглощения инфракрасного излучения (оптический метод);
- поточные влагомеры, реализующие комбинацию методов
- метод Дина-Старка;
- метод Карла Фишера;
- лабораторные влагомеры
Рисунок 1.2 - Классификация методов определения содержания воды
К лабораторным методам измерения объемного влагосодержаниянефти и нефтепродуктов относятся перегонка с растворителями, а дляопределения малых количеств воды используют методы титрованияпродуктов взаимодействия с водой [14, 15].
Метод перегонки нефтепродукта с растворителем, более известный какметод Дина и Старка, реализуется в соответствии с ГОСТ 2477-65 Нефть инефтепродукты [16]. Этот метод определения содержания воды в Россиииспользуют как арбитражный.
Прибор Дина - Старка (рисунок1.3) состоит из колбы 1, приемника 2,
который представляет собойпробирку с коническойградуированной нижней частью, ихолодильника
3. Сущность метода
состоит в нагревании пробы
нефтепродукта нерастворимым в
воде растворителем и измерении
объема сконденсированной воды. В
качестве растворителя используют
нефтяной дистиллят с пределами
кипения от 100 до 200 °С или от 100
до 140 °С, толуол или ксилол.
Растворитель увеличивает летучесть
воды и образовывает с ней
нераздельно кипящую смесь. Послеконденсации эта смесь разделяется на фазу растворителя и водную фазу,которая скапливается в нижней части приемника.Данный метод позволяет определитьмассовую или объемную долюводы в процентах.Объектами измерений по ГОСТ 2477-65 являются [17]:
- товарная нефть - диапазон измерений содержания воды 01%;
- сырая нефть - диапазон измерений содержания воды 085%;
- нефтегазовая смесь - диапазон измерений содержания воды 098%.
Основные метрологические характеристики метода по ГОСТ 2477-65представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Характеристики метода по ГОСТ 2477-5.
Характеристика
Значение
Сходимость
0,1 см[3] - при объеме воды, меньшем или равном 1см3;
0,1 см3 или 2% среднего объема воды - при объеме воды более 1 см[3]; 1 %
Воспроизводимость
0,2 см[3] - при объеме воды, меньшем или равном 1см[3];
0,2 см[3] или 10% среднего объема воды - при объеме воды свыше 1см[3] до 10 см[3];
5 % величины среднего результата -
при объеме воды более 10 см[3];
Как уже было сказано, данный метод применяется при учетныхоперациях с нефтью, но из-за длительности процедуры испытания, а такжебольшой погрешности (до 30 % отн.) по определению содержания воды, онвносит большую составляющую в погрешность определения массы(количества) нефти при учетных операциях.
Более точным лабораторным методом определения содержания водыявляется метод Карла Фишера. Его работа [18] была опубликована в 1935году и с тех пор титрование по Карлу Фишеру развилось вшироко применяемый аналитический метод [19-21].
В основе метода лежит реакция Бунзена между йодом, диоксидом серыи водой. При титровании пробы, содержащей воду, протекает несколькореакций:
SО2+Н2О+I2--SО3+2НI (1.1)
С5Н5N+ SО3-- [С5Н5N][+][SО3]- (1.2)
[С5Н5N][+][SО3]- + СН3ОН -- [С5Н5NH][+][СН3ОSО3][-](1.3)
На первой стадии вода реагирует с диоксидом серы, в результате чегойод I2восстанавливается дойод I. Выделяющейся триоксид серы образует спиридиномкомплекс (реакция 1.2), который в присутствии метанола СН3ОН(или другогоспирта) превращается в стабильный пиридиновый комплекс(реакция 1.3). Такимобразом, для титрования каждого эквивалента водызатрачивается одинэквивалент йода.
В качестве спирта обычно используется метанол, но можноиспользоватьэтанол, 2-пропанол, метоксиэтанол, моноэтиловый эфирдиэтиленгликоля.Первоначально, в качестве основания использовалипиридин, но позже былоопределено, что пиридин не принимает участия вреакции, т. е. играет роль буфера[22]. Поэтому в 1984 году был разработанне содержащий пиридина реагентФишера на основе имидазола.
Метод Карла Фишера может быть реализован вдвух вариантах:волюметрическом и кулонометрическом. Различиеммежду этимиметодамиявляется происхождение активного ингредиента - йода.Вволюметрическомметоде йод содержится в реагенте и подается в пробучерез бюретку или системудозирования при титровании. Конечная точкатитрования в объеме индицируетсяпутем подвода переменного токапостоянной величины к двум электродам изплатины. Это приводит кпоявлению разности напряжений на проводах изплатины электродаиндикатора, которое существенно снижается в присутствииминимальныхколичеств свободного йода.
В кулонометрическом методе йодпроизводится путем электролиза изиодид-ионов. Йод попадает на анод, которыйзатем вступает в реакцию санализируемым веществом. Количество йода прямопропорциональноколичеству электричества. Как уже было указано, постехиометрии реакции 1моль йода реагирует с 1 моль воды, а в сочетании с кулонометрией, 1 мгводы эквивалентен 10,71 кулон электроэнергии. Такимобразом, количествоводы в образце определяется путем измерения тока электролиза в кулонах.Волюметрический метод, работающий в диапазоне от 10 ppm до 100 % [23],лучше подходит для определения высоких значений содержания воды,кулонометрический метод более чувствителен и используется дляопределения низкого уровня содержания воды (в диапазоне от 0,02 % до 5 %)[21, 24].
При использовании метода Карла Фишера как лабораторного методаопределения содержания воды в нефти и нефтепродуктах целесообразнорассматривать кулонометрический метод. В качестве примера средстваизмерения определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах, вработе рассмотрен титратор модели DL32, выпускаемый по техническойдокументации фирмыMettler-ToledoGmbH, Швейцария, характеристикикоторого приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2. - Характеристики титратора DL32.
Характеристика
Значение
Диапазон измерения содержания воды, мг.
От 0,01 до 100
Пределы допустимой относительной
погрешности, %
+- 0,15
Пределы допустимойдополнительнойпогрешности преобразования плотности отизменения температуры, кгм3ºС
+- 3
Предел допускаемогоотносительного среднегоквадратического отклонениярезультатовтитрования, %
1,0
Как видно из таблицы 1.2, кулонометрический метод определениясодержания воды характеризуется высокой точностью. Особенностью методаявляется селективность реактива Карла Фишера именно к молекулам воды,что обеспечивает высокую чувствительность данного метода. Однако,реактив Фишера малоустойчив и со временем его способность к реакции сводой резко падает. Кроме того, всырыхнефтях содержатся некоторыевещества и классы соединений, например меркаптаны и сульфиды,вступающие в реакции конденсации или окислительно-восстановительныереакц ии, которые мешают определению воды методом Карла Фишера иснижают точность метода. Также часто, для гомогенизации пробы нефти илинефтепродукта, требуется применение специальных реактивов илидополнительных растворителей. Все это затрудняетпроцесс измеренийопределения содержания воды и ухудшает повторяемость результатов.
Учитывая все вышесказанное, можно характеризовать метод Карла
Фишера как частный случай определения содержания воды, но обладающийвысокими точностными характеристиками при определении содержанияводы в низких диапазонах.Как уже было отмечено, несмотря на простоту аппаратурногооформления, метод Дина и Старка отличается длительностью проведенияанализа, титрометрические методы анализа применимы лишь дляопределения очень малых количеств воды [15, 24]. В связи с этим, впоследнее время разработаны лабораторные влагомеры нефти, которыеиспользуются для определения содержания воды в нефти как влабораторных, так в полевых условиях.В основе действия лабораторных, так в полевых условиях. В основе действия лабораторныхвлагомеров лежат косвенные методы измерения влагосодержания:диэлькометрический метод определения влажности (влагомер ВСН-Л, ВАД-40М,диэлькометр "FIZEPR-SW100"), либо метод микроволнового излучения(влагомер УДВН-1л, эталонный влагомер ЭУДВН-1л). Технические иметрологические характеристики приборов приведены в таблице 1.3.
Как следует из описания типов средств измерений , средипредставленных влагомеров приборы УДВН-1л и ЭУДВН-1л применяютсядля определения характеристик товарной нефти и только влагомер ВСН-Лпредназначен для измерений объемного влагосодержания сырой нефти.Диэлькометрический метод определения содержания воды не требуетиспользования специальных растворителей и реактивов, на точность методане оказывает влияние наличие сернистых соединений в нефти, а возможностьавтоматизации процесса измерения сводит к минимуму человеческий фактор.Несмотря на указанные преимущества, влагомер ВСН-Л обладает низкимиточностными характеристиками, что не позволяет применять его прикоммерческом учете добываемого полезного ископаемого.
Таблица 1.3 - Характеристики лабораторных влагомеров
Характеристика
Название прибора, изготовитель
Цифровой малогабаритный
измеритель лажности
ВАД-40М, ООО"НПФ
"Микроаналитичес-кие
системы",г. Санкт-Петербург
Влагомер сырой нефти лабораторный ВСН-Л, ООО НПФ Нефтесервиспр-ибор, г. Саратов
Влагомер товарной
нефти лабораторный
УДВН-1л, ОАО НТП
ГОДСЭНД-СЕРВИС,
г. Фрязино
Анализатор влажности
"FIZEPR-SW100", ООО
Конструкторское бюро
Физэлектронпри-бор,
г. Самара
Влагомер эталонный
Лаборатор-ный товарной
нефти ЭУДВН-1л, ООО
Норма-Тест, г. Казань
Назначение и область
применения
Измерениесодержанияводы в
трансформаторном
масле и других
нефтепродуктах
Измерениеобъемного
влагосодержания в нефти
Измерение содержания
воды в товарнойнефти
Измерениесодержанияводы в неводныхжидкостях, водных суспензиях, твердых, сыпучих,
гранулированных и
пастообразных материалах
Автомати-ческоеизмерение объемного
Влагосодер-жаниятоварной нефти
Диапазон измерений,
объемная доля воды, %.
0 - 100
0,2 - 99,0
0 - 2,0
0,1 - 100
0,03...2,0
Пределы до-пускаемогозна-ченияабсолют-нойпо грешнос-ти, объемнаядоля воды, %
+-2,5
В поддиапазоне от 0,2 до 10% - +-0,2
В поддиапазоне от 10 до 30% - +-0,4
В поддиапазоне от 30 до 60% - +-0,8
В поддиапазоне от 60 до 99 % - +-1,2
+-0,06
+-(0,02+0,025∙W)
+-0,03
Диапазон температуры
измеряемой среды, °С.
Нет данных
Нет данных
+15 +50
0 +90
+15 +25
Диапазонплот-ностиизмеряе-мой среды, кгм[3]
Нет данных
Нет данных
750 980
Нет данных
810 930
Обобщенные характеристики лабораторных методов представлены втаблице1.4.
Таблица 1.4 - Метрологические характеристики лабораторных методовопределения воды.
Метод
НТД
Метрологические характеристики
Диапазонизмерений, %
об.доли воды
Абсолютная погрешность, % об.доли воды
Перегонка с
растворителем
ГОСТ 2477-65
0 - 100
для товарной нефти
с содержанием воды
(0-2%) - 0,1-0,2;
для сырой нефти с
содержанием воды
(0-100%) - 2,0 - 2,5 %
Кулонометрическое
титрование по Карлу
Фишеру
ГОСТ Р 54284-10
0 - 5
+- 3 %
Диэлькометрический
метод посредством
лабораторного влагомера ВСН-Л
Свидетельство об
утверждении типа
RU.С.31.006.А №
48715
0,2 - 99,0
от 0,2до 1,2
Особенностью применения лабораторных методов определениясодержания воды является удаленность лаборатории от скважин, групповыхзамерных установок, технологических объектов транспортировки иподготовки нефти. Поэтому влияющим фактором для всех лабораторныхметодов является правильность отбора пробы. В работах отмечается, чтособлюдение процедуры отбора проб и использованиеаттестованных пробоотборников не исключает неоднородности пробы и еерасслоения при переносе в лабораторию. Особенно это актуально длянеустойчивых водонефтяных эмульсий.
Существенное влияние на изменение влагосодержанияимеетизменение плотности как функции от температуры в процессе измерения, а изменение давления сказывается на значении коэффициентасжимаемости, что также отражается на изменении влагосодержания.
Все это вносит дополнительные погрешности в результат измерениясодержания воды, вклад которых может быть сравним с погрешностьюсамого лабораторного метода.
В связи с вышесказанным, несмотря на разнообразиепредставленныхна рынке лабораторных средств измерения содержания воды, наиболееуниверсальным остается метод Дина и Старка, стандартизированный вРоссии как ГОСТ 2477-65, за рубежом как ASTMD 4006.
1.3. Измерение содержания воды поточными влагомерами
Так как определение влагосодержанияс высокой точностью являетсяважнейшей задачей при измерении массы нефти, необходимо не толькоиспользование высокоточных средства измерения в лабораторной практике,но и постоянный мониторинг изменения содержания воды на всех этапахдобычи, транспортировки и подготовки углеводородного сырья . Внастоящее время в нефтяной промышленности при оперативном контролепараметров качества сырой и товарной нефти используют поточныевлагомеры , работающие в автоматическом режиме, которыепозволяют осуществлятьнепрерывный контроль, а также регулироватьнекоторые технологическиепроцессы, например, подготовку нефти, вреальном времени.
В России используются поточные влагомеры отечественногоииностранного производства (таблица 1.5) с диапазоном измерений объемноговлагосодержания от 0 до 100 %. Анализсуществующих поточных средствизмерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов показал, чтопринцип их действия основан на различном поведении воды и нефти вфизическихполях (электрическом, магнитном и т. д.). Большое количество средств измерений для определения объемной концентрациикомпонентовводонефтяной смесииспользует емкостные методы измерения:
измерение диэлектрических свойств смеси нефть (нефтепродукт) - вода ;
измерение объемных электрических свойств жидкости;
измерение комплексного электрического сопротивления ирезонансной частоты электрических колебаний в зависимости отобъёмной доли воды в водонефтяной смеси ;
поглощение водонефтяной эмульсии энергии микроволновогоизлучения ;
измерение меняющейся нагрузки генератора микроволн взависимости от влагосодержания среды ;
измерение скорости распространения электромагнитного сигнала всредах с различной диэлектрической проницаемостью.
К оптическим способам измерения следует отнести:
изменение зависимости светопропускания смеси в зависимости отсодержания в ней воды ;
измерение уровня поглощения инфракрасного излучения в
анализируемой водонефтяной эмульсии.
Таблица 1.5 - Поточные влагомеры, применяемые в нефтянойпромышленности
№ пп
Название прибора
Изготовитель, страна
Принцип действия прибора
1
2
3
4
1.
Влагомеры нефти поточные EASZ-1 модели MOD 4300
Компания ModconSystemsLtd., Израиль
Принцип действия основан на измерении диэлектрических свойств смеси нефть (нефтепродукт) - вода. Цилиндрический датчик расположен внутри измерительного участка, и изолирован так, чтобы сформировать коаксиальный конденсатор. Исследуемая смесь заполняет межэлектродное пространство конденсатора и изменяет его емкость, которая пропорциональна диэлектрическому коэффициенту. Значение измеренной емкости преобразуется в значение объемного влагосодержания смеси.
2.
Влагомер поточный INVALCOWCM-7300- 400-BFP
FMC INVALCO FluidControl, Houston,США
Принцип действия основан на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной эмульсии от содержания в ней воды. Электрод преобразователя, погруженный в эмульсию, меняет емкость нагрузки генератора, вследствие чего изменяется частота выходного сигнала в зависимости от влагосодержания водонефтяной эмульсии.
3.
Влагомер сырой нефти ВОЕСН
ОООБугульминскийопытный завод нефтеавтоматики, Россия
Принцип действия влагомеракомбинированный, основан на двух методах:диэлькометрическом и оптическом.
Диэлькометрический метод основан на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от содержания в ней воды. Электрод преобразователя меняет емкость нагрузки генератора в зависимости от содержания воды и нефти в водонефтяной смеси, вследствие чего изменяется частота выходного сигнала. Оптический метод основан на зависимости оптических свойств водонефтяной смеси от содержания в ней воды и нефти. Логарифмическая зависимость светопропускания смеси в зависимости от содержания в ней воды и нефти преобразуется электронной схемой в частоту выходного сигнала.
При работе влагомера в нефтяной фазе смеси (вода в нефти) функционирует диэлектрическая часть прибора, при работе в водной фазе смеси (нефть в воде)функционируетдиэлектрическая часть прибора, при работе в водной фазе смеси(нефть в воде)функционирует оптическая часть. Переключение влагомера изменении фазысмеси производится автоматически.
4.
Влагомер нефти AGAROW серии OW- 200, серии OW-300
Фирма"AGAR CORPORATION, Inc.", США
Принцип действия влагомеров серии OW-200основан на измерениях объемныхэлектрических свойств жидкости.Принцип действия влагомеров серии OW-300 основан наизмерении комплекснойдиэлектрической проницаемости потока, в которомсоставляющие компонент поразномупоглощают высокочастотноеизлучение.Диэлектрич ескаяпроницаемостьжидкости являетсяуникальной монотонно функцией,которую прибор используетдля расчёта объемного содержания воданефть принебольших концентрациях воды в нефтянойдисперсионной среде.
5.
Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ
ЗАО Аргоси, Россия
Принцип действия основан на измерениикомплексного электрическогосопротивления первичногопреобразователя влагомера и резонанснойчастотыэлектрических колебаний, создаваемых высокочастотнымгенератором взависимости от объемной доли воды в водно-нефтяной смеси.
6.
Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК
ООО ПИКСервисКомплект,Россия
Комплексная диэлектрическаяпроницаемость измеряемой средыпреобразуется вполное комплексное сопротивление и в частоту автогенератора.По зависимостиот изменения частоты автогенератора производится измерениесодержания воды внефти.
7.
Измерители влажности ДЖС-7В систем измерительных СУ-5Д
ООО Техносенсор, Россия
Принцип действия основан надиэлькометрическом методе измерениявлагосодержания. Проводятся измеренияприращения электрической емкостирезонатора первичного измерительногопреобразователя пропорциональноизменению влагосодержания нефти(нефтепродукта).
8.
Влагомеры нефти микроволновые МВН-1
ООО Научнопроизводственное предприятие Нефтесервисприбор, Россия
Измерение влагосодержания нефтиосновано на поглощении водой СВЧ-нергии.
При изменении влагосодержания нефтипроисходит ослабление СВЧ-сигнала помощности. Низкочастотный сигнал,пропорциональный мощности, поступает смикроволнового узла налогарифмирующийпреобразователь, из которого в видепостоянного тока, пропорциональноговлагосодержанию нефти, передается в блок
обработки. В блоке обработки с помощью встроенного микропроцессора сигнал
преобразуется в числовое значение объемной доли воды либо в массовую долюводы и выдается на внешние устройства регистрации данных.
9.
Влагомер нефти поточные УДВН-1пм
ООО НПП Годсиб, Россия
Принцип действия основан на поглощенииэнергии микроволнового излученияводонефтяной эмульсией.
10.
Влагомер нефти поточный ПВН.615
ЗАО НПП ГОДТЕСТ, Россия
Принцип действия основан на измерениидиэлектрической проницаемостиводонефтяной эмульсии (в зависимости отвлагосодержания) в СВЧ-диапазоне
11.
Влагомеры поточные моделей L иF
Фирма Phase Dynamic Inc., США
Принцип действия основан н измерениименяющейся нагрузки генераторамикроволн в зависимости отвлагосодержания среды. Жидкость,протекающаячерез блок измерении, влияетн частоту колебаний работымикроволновогогенератора, изменениечастоты зависит от влагосодержания жидкости.Электронный блок измеряет отраженную мощность микроволнового генератора.Эти данные используютсямикропроцессором для вычисленияобъемного
12.
Поточные влагомеры скважинной продукции ПВСП-01
ООО Татинтек, Россия
Принцип действия основан на измерениискорости распространенияэлектромагнитного сигнала в средах сразличной диэлектрическойпроницаемостью. Волновое сопротивлениесенсора датчика зависит от
диэлектрической проницаемости сред,находящихся в трубопроводной линии.Дискретная последовательностьвысокочастотных синусоидальныхсигналов,распространя ясь по сенсору,отражается от всех границ разделапропорциональноизменениюдиэл ектрической проницаемости, а такжезамедляет или увеличиваетскорость распространения в зависимости от значения диэлектрической проницаемости данной среды.
13.
Влагомер поточный REDEYE 2G
Фирма "eProduction Solutions a Weatherford Company", США
Принцип действия основан на измеренииуровня поглощения нефтью и водойинфракрасного излучения в анализируемойводонефтяной эмульсии. Измеренияосуществляются на нескольких значенияхдлины волны, при которыхкоэффициенты поглощения нефти и воды существенноразличны.
Диэлькометрический метод определения содержания воды основан наизмерении зависимости диэлектрической проницаемости эмульсии отсодержания воды. Как известно, вода и нефть являются взаимнонесмешивающимися жидкостями и в зависимости от условий могутобразовывать прямые, либо обратные эмульсии . Диэлькометрическийметод наиболее применим для обратных эмульсий типа вода в нефти, длякоторых непрерывная фаза - нефть, является хорошим диэлектриком, а вода - дисперсная фаза рассматривается как токопроводящая среда .Диэлектрическая постоянная воды ɛв равна 80, а диэлектрическая постояннаянеполярных молекул углеводородов ɛнсоставляет от 2 до 4 , в связи сэтим в зависимости от содержания воды диэлектрическая постоянная смесиɛсм изменятся. Нефтяная эмульсия не является бинарной системой и наизменение диэлектрической проницаемости могут оказывать влияниедисперсность глобул воды в эмульсии, образование двойного электрическогослоя вокруг глобул воды, флокуляциядисперсных частиц [73, 76-78]. Формула Ньютона - Зильберштейна для расчетадиэлектрическойпостоянной эмульсии, учитывающая влияние вышеуказанных факторов,выглядит следующим образом:
ɛ = ɛн {1+3∙WD1-W∙ [1 + 13,6 ∙ F∙ɛB +2ɛHɛB+36,5ɛH∙(0,92-W)2D1-W]} (1.4)
где
D1 = ɛH +2ɛHɛB- ɛH (1.5)
где ɛ - диэлектрическая проницаемость эмульсии
ɛн - диэлектрическая проницаемость нефти
ɛB - диэлектрическая проницаемость воды
W - объемное содержание воды.
Определение диэлектрической постоянной водонефтяной эмульсииосуществляется емкостным датчиком, чувствительный элемент которого - измерительный конденсатор, между обкладками которого располагаетсяисследуемая жидкость [79, 80]. Емкостный датчик измеряет диэлектрическуюпостоянную эмульсии, а затем с помощью решениясистемы уравнений определяется состав эмульсии. Схема измерениядиэлектрических параметров приведена на рисунке 1.4.
Рисунок 1.4 - Схема измерений диэлектрических параметров
Емкостные датчики обеспечивают достаточно высокую точностьизмерения при малых значениях обводненности . Анализметрологических характеристик поточных влагомеров с емкостнымидатчиками (таблица 1.6), показал, что они работают в диапазоневлагосодержания от 0 до 25 % об.доли воды, предел допускаемойабсолютной погрешности не превышает +- 0,5 % об. доли воды.
Общей проблемой для электрических измерений с применениемемкостного датчика является то, что для измерения емкости требуетсясплошная углеводородная среда (эмульсия типа "вода в нефти") . Сростом содержания воды в водонефтяной эмульсии, при достиженииопределенной величины влагосодержания (от 35 до 75% в зависимости отконкретных условий) происходит обращение фаз в эмульсии . Врезультате этого, непрерывной фазой эмульсии становится пластовая вода,хорошо проводящая электрический ток , вследствие чего зависимостьдиэлектрических свойств водонефтяной эмульсии от ее состава оказываетсясущественно менее точной, чем для обратной эмульсии типа "вода в нефти",при этом происходит скачкообразное падениеточности определения влагосодержания.
Для повышения точности диэлькометрического метода помимооптимизации схемы и выбора адекватной модели в конфигурации трубопровода , вработе предлагается конструктивное решениедля стандартизации качества подготовки водонефтяной эмульсии путем еедополнительного перемешивания. Диспергирование водонефтяной эмульсиипозволит унифицировать ее структуруи исключить влияние размера частиц икоагуляционных процессов надиэлектрическую проницаемость эмульсии и,как следствие, снизит погрешность измерений. Однако данное решение невлияет на точность диэлькометрическогометода при работе с высокообводненныминефтями.
СВЧ-метод измерения влагосодержания также основан надиэлектрических свойствах воды . Благодаря несимметричномустроению, молекула воды, помещенная в переменное электромагнитное поле,начинает колебаться, что приводит к ослаблению электромагнитно импульса.Максимум диэлектрических потерь наблюдается в диапазоне от 300 МГц до 30 ГГц. В данном методеизмеряемым параметром является затухание СВЧэнергии N, которое выражается формулой:
N = 8,686 ∙ αB∙W∙ρ`∙k∙l + [Г] (1.6)
где αB - коэффициент затухания воды;
W - относительная влажность;
ρ' - плотность водонефтяной эмульсии;
k - эмпирическая константа;
l - толщина исследуемого материала;
[Г] - модуль коэффициента отражения поверхности раздела воздух - водонефтяная эмульсия.Решив это уравнение относительно W, получим:
W = N-Г8,68 6αB· ρ'·k·l (1.7)
По способу взаимодействия СВЧ-поля с влагосодержащим материалом [102] выделяют метод отражения или метод свободного пространства, в котором исследуемый материал помещается между двумя антеннами, и метод поглощения, который в свою очередь разделяют на:
резонаторные методы - исследуемый материал помещается в резонатор;
волноводные методы - исследуемый материал помещается в отрезок волноводной линии;
зондовые методы - зонд погружают в исследуемый материал.
Для реализации метода поглощения СВЧ-поля в конструкции влагомеров используются соответствующие датчики: волноводные, антенные и зондовые, которые могут быть источником инструментальной погрешности влагомеров. Однако в ряде работ подробно изучается влияние сортности нефти, свободного газа и солености воды на точность измерения содержания воды поточными СВЧ-влагомерами. В работе указывается, что диэлектрическая проницаемость нефти сильно зависит от ее углеводородного состава и это приводит к большим погрешностям определения длины волны n и коэффициента потерь k в водонефтяной эмульсии во всем диапазоне СВЧ-частот. При изучении влияния свободного газа, было определено, что его наличие в нефти изменяет однородность водонефтяной эмульсии и приводит дополнительным погрешностям измерения nи kв области низких частот (до 200 МГц) и в области сантиметровых длин волн СВЧ диапазона.
В целом, как показал анализ метрологических характеристик поточных СВЧ-влагомеров, при работе в низко обводненных средах при измерении содержания воды (0 5) % об.доли воды, предел допускаемой абсолютной погрешности не превышает +- 0,5 % об. доли воды .
Однако, при увеличении влагосодержания до 60-80% об.доли воды наблюдается обращение фаз в эмульсии и происходит резкое увеличение резонансной частоты. Это связано с переходом водонефтяной эмульсии в эмульсию типа нефть в воде и переходом существованияэлектромагнитного поля в пристеночную область . При этом возрастает дополнительная погрешность, что отражается на метрологических характеристиках широкодиапазонных СВЧ-влагомеров .
Повышение точности определения влагосодержания в диапазоне более 60 % об.доли воды возможно путем использования зависимости оптических свойств водонефтяной смеси от ее влагосодержания. Например, прибор ВОЕСН имеет комбинированный принцип действия: в нем реализуются диэлькометрический и оптический методы. При работе данного влагомера в нефтяной фазе смеси (вода в нефти) функционирует диэлектрическая часть прибора, а при работе в водной фазе смеси (нефть в воде) функционирует оптическая часть. Переключение влагомера при изменении фазы смеси производится автоматически.
Оптический метод определения влаги основан на изменении интенсивности поглощения в коротковолновой области (длина волны λ от 0,8 до 3 мкм) инфракрасного спектра .Интенсивность поглощения воды, которая находится в нефтяной фазе, являющейся неполярным растворителем, описывается законом поглощения Бугера-Ламберта-Бера:
D =lgJ0J = ln 1T = Kvlc (1.8)
где D - оптическая плотность;
J0 и J - интенсивность падающего и проходящего света соответственно;
Т - коэффициент пропускания;
Кv - коэффициент поглощения, м[-1];
l - толщина поглощающего слоя, м;
с - концентрация воды по массе, %.
При прохождении параллельного пучка монохроматического излучения через слой водной эмульсии энергия пучка частично поглощается, частично рассеивается и отражается, и лишь часть пучка выходит без изменения первоначального направления и детектируется .
Интенсивность рассеянного излучения является функцией не только концентрации влаги в эмульсии и условий измерения (длина волны, угол между направлениями падающего и рассеянного излучения), но и свойств компонентов эмульсии -- их коэффициентов преломления, а также размеров водяных глобул .
В зависимости от числа длин волн, используемых для измерения, различают влагомеры одноволновыеи двухволновые . Водноволновых влагомерах сравниваются оптические плотности объекта измерения и эталона в области характеристического поглощения волны.
Двухволновые сравнивают прозрачность исследуемой жидкости в двух областях -- аналитической (λан) и эталонной (λэт); при стабилизации интенсивности падающего излучения отпадает необходимость в эталоне. Значения λани λэт можно выбрать на основе анализа спектров поглощения ирассеяния растворителя и воды. Хотя оптические методы и решают проблему определения объемного влагосодержания нефти при переходе из обратной эмульсии в прямую, данные методы также обладают рядом недостатков. Это, прежде всего, невозможность измерения нефти с большой оптической плотностью и очень малым содержанием воды - излучение светодиода практически не доходит до датчика, что не позволяет учитывать с необходимой точностью рассеянный и отраженный световой поток после инверсии водонефтяной эмульсии из прямой в обратную. В работе Рахимова Н. Р. отмечается, что высокая погрешность оптических проборов связана с загрязнением чувствительной поверхности и неравномерностью распределения влаги в объеме исследуемой жидкости
Несмотря на расширение исследований в области оптических методов неразрушающего контроля нефти и нефтепродуктов , данный метод определения объемного влагосодержания нельзя отнести к широко распространённым: среди поточных измерителей объемного влагосодержания нефти данный метод реализуется только в приборе REDEYE 2G, выпускаемом фирмой "eProductionSolutionsaWeatherfordCo mpany", США . Анализ метрологических характеристик прибора показал, что абсолютная погрешность измерений объемной доли воды составляет +- 2% . Это наиболее высокое значение по сравнению с другими поточными влагомерами.
Способы измерения объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов, каждый из которых имеет свои особенности аппаратурного оформления и программного обеспечения, различаются не только условиями рабочей среды (температура, давление), но и диапазоном измерения влагосодержания и основными метрологическими характеристиками.
Анализ условий работы применяемых влагомеров показалчто все приборы работают в широком диапазоне температур: минимальная температура рабочей среды смеси нефть-вода составляет минус55[0]С, максимальная - плюс 250 [0]С. Значительно различаются и метрологические характеристики влагомеров.
Все представленные на российском рынке влагомеры (таблица 1.6) соответствуют требованиям ГОСТ Р 8.661-2009 , и имеют следующие метрологические характеристики для измерения объемного влагосодержания нефти при добыче, подготовке и транспортировании:
для диапазона измерений от 0 % до 2 % предел допускаемой основной погрешности +- 0,06% об.доли воды;
для диапазона измерений от 2 % до 10 % предел допускаемойосновной погрешности +- 0,15 % об.доли воды;
для диапазона измерений от 10 % до 20 % предел допускаемой основной погрешности +- 0,2 % об.доли воды;
для диапазона измерений от 20% до 70% предел допускаемой основной погрешности +- 1% об.доли воды;
для диапазона измерений от 70% до 100% предел допускаемой основной погрешности +- 1,5% об.доли воды.
Изучив технические и метрологические характеристики эксплуатируемых влагомеров, их можно условно разделить на два типа:
Влагомеры, предназначенные для измерения объемного влагосодержания товарной нефти, имеющие диапазон измерений от 0 до 10 % об.доли воды и абсолютную погрешность +- (0,05 0,1) % об. доли воды;
Влагомеры, предназначенные для измерения объемного влагосодержания сырой нефти, имеющие диапазон измерений от 0 до 100 % об.доли воды и абсолютную погрешность +- (0,1 4) % об. доли воды.
Анализ метрологических характеристик влагомеров с учетом требований к погрешности средств измерений, показывает, что большинство представленных влагомеров могут применяться при коммерческом учете в системах измерений количества нефти при добыче и транспортировании. Однако, такие приборы как измерители влажности ДЖС-7В, влагомер поточный REDEYE 2G и ВНП-100, имеющие предел допускаемой погрешности объемного влагосодержания +- (2 4) % об.доли воды, должны использоваться только при оперативном контроле и учете добытых полезных ископаемых.
Поточные влагомеры разработаны и применяются в технологических процессах добычи, транспортировки и переработки нефти и нефтепродуктов. Приведенный обзор показал, что ассортимент поточных влагомеров огромен и представлен как отечественными, так и зарубежными производителями. Метрологические характеристики поточных влагомеров разнообразны и зависят от свойств измеряемой среды и от специфики технологических процессов, в которых они используются.
1.4 Состояние метрологического обеспечения измерения объемного влагосодержания
В соответствии с Налоговым кодексом , при определении количества добытого полезного ископаемого, поднятого из недр, по которому устанавливается размер налогооблагаемой базы для предприятия ‒недропользователя, одним из ключевых показателей является содержание воды:
НОБ = М - Б - ПНГ, (1.9)
где, НОБ - налогооблагаемая база (количество нефти);
М - количество извлеченной на поверхность продукции скважины;
Б - балласт, состоящий из воды с растворенными в ней хлористыми солями и механические примеси;
ПНГ - попутный нефтяной газ.
Соответственно, предприятие-пользователь недр заинтересовано в измерении этих показателей с высокой точностью.
Но применение высокоточных средств измерений невозможно без прослеживаемости единицы величины к вышестоящему эталону. Причем этот эталон должен обладать наивысшими точностными характеристиками и соответствовать современному научно-техническому уровню.
Долгое время в действовал ГОСТ 8.190-76, который распространялся на государственный специальный эталон и общесоюзную поверочную схему для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов.
Государственный специальный эталон (рисунок 1.5) состоял из комплекса следующих средств измерений:
система глубокой осушки нефти;
измерительной системы контроля осушки и оценки остаточной влажности;
системы и средств дозирования воды и осушенной нефти;
устройство для диспергирования воды в нефти.
Рисунок 1.5 - Государственный специальный эталон единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-75.
Диапазон ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
