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 и средств воспроизведения и передачи единицы 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 с высокими метрологическими характеристиками. Однакосуществовавшая на тот момент общесоюзная поверочная схема для средствизмерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов не единицы объемного влагосодержания к эталону, а специальный эталон не 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 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 .
Рисунок 1. 1 - Структура метрологического обеспечения измерений
Нормативная основа - создана и действует Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ), представляющая собой комплекс нормативных документов, , 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 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 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 .
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 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 0÷1%;
- сырая нефть - диапазон измерений содержания воды 0÷85%;
- нефтегазовая смесь - диапазон измерений содержания воды 0÷98%.
Основные метрологические характеристики метода по ГОСТ 2477-65представлены в таблице 1. 1.
Таблица 1. 1 - Характеристики метода по ГОСТ 2477-5.
0, 1 см 3 - при объеме воды, меньшем или равном 1см3;
0, 1 см 3 или 2% среднего объема воды - при объеме воды более 1 см 3 ; 1 %
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:
SО 2 +Н 2 О+I 2 →SО 3 +2НI (1. 1)
С 5 Н 5 N+ SО 3 → [С 5 Н 5 N] + [SО 3 ] - (1. 2)
[С 5 Н 5 N] + [SО 3 ] - + СН 3 ОН → [С 5 Н 5 NH] + [СН 3 ОSО 3 ] - (1. 3)
На первой стадии вода реагирует с диоксидом серы, в результате чегойод I 2 восстанавливается дойод I. Выделяющейся триоксид серы образует спиридиномкомплекс (реакция 1. 2), который в присутствии метанола СН 3 ОН(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 , 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. 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 свободного йода.
В кулонометрическом методе йодпроизводится путем электролиза изиодид-ионов. Йод попадает на анод, которыйзатем вступает в реакцию санализируемым веществом. Количество йода 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 кулонометрический метод. В качестве примера средстваизмерения определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах, вработе рассмотрен титратор модели DL32, выпускаемый по фирмы«Mettler-ToledoGmbH», Швейцария, приведены в таблице 1. 2.
Таблица 1. 2. - Характеристики титратора DL32.
погрешности, %
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-, 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 , 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 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 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
Цифровой малогабаритный
измеритель лажности
ВАД-40М, ООО"НПФ
"Микроаналитичес-кие
системы", г. Санкт-Петербург
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
в
трансформаторном
масле и других
нефтепродуктах
Измерениеобъемного
влагосодержания в нефти
Измерение содержания
воды в товарнойнефти
в неводныхжидкостях, водных суспензиях, твердых, сыпучих,
гранулированных и
пастообразных материалах
Автомати-ческоеизмерение объемного
Влагосодер-жаниятоварной нефти
Диапазон измерений,
объемная доля воды, %.
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
Диапазон температуры
измеряемой среды, °С.
Обобщенные характеристики лабораторных методов представлены втаблице1. 4.
Таблица 1. 4 - Метрологические характеристики лабораторных методовопределения воды.
Диапазонизмерений, %
об. доли воды
Перегонка с
растворителем
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
Диэлькометрический
метод посредством
лабораторного влагомера ВСН-Л
Свидетельство об
утверждении типа
RU. С. 31. 006. А №
48715
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 пробоотборников не исключает неоднородности пробы и еерасслоения при переносе в лабораторию. Особенно это актуально длянеустойчивых водонефтяных эмульсий.
Существенное влияние на изменение плотности как функции от температуры в процессе измерения, а изменение давления сказывается на значении , 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 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 контроль, а также регулироватьнекоторые , например, подготовку нефти, вреальном времени.
В России используются поточные влагомеры производства (таблица 1. 5) с диапазоном измерений 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 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 ;
... продолжение- 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