Способ определения доли воды в пробе сырой нефти

Авторы патента:

Жиляев Олег Валентинович (RU)

G01N33/26 - масел, вязких жидкостей, красок, чернил (G01N 33/22 имеет преимущество)

G01N25/58 - измерением изменения свойств материалов под воздействием тепла, холода или расширения

G01N25/20 - с помощью калориметрических измерений, например путем измерения теплоемкости или теплопроводности

Владельцы патента RU 2751877:

Жиляев Олег Валентинович (RU)

Изобретение относится к способу определения доли воды в пробе сырой нефти, включающий в себя взвешивание пробы сырой нефти. Пробу помещают в теплоизолированный сосуд, к ней подводят или отводят от нее определенное количество теплоты, изменяется вследствие этого температура пробы, измеряют при наступлении равновесного теплового режима начальную и конечную температуры пробы, и по указанному количеству теплоты, по величине начальной и конечной температур пробы, массе пробы, заданной теплоемкости теплоизолированного сосуда, известным удельным теплоемкостям воды и нефти определяют массовую долю воды по формуле (1), а затем, при необходимости, по заданным плотностям воды и нефти на основе полученной массовой доли воды определяют объемную долю воды:

где Q - подведенное или отведенное количество теплоты, m - масса пробы, с_н - удельная теплоемкость нефти, c_в - удельная теплоемкость воды, C_к - теплоёмкость теплоизолированного сосуда, t₁ и t₂ - соответственно начальная и конечная температуры пробы после наступления равновесного теплового режима, μ_в - массовая доля воды в пробе сырой нефти. Технический результат - уменьшение или исключение влияния дополнительных методических погрешностей на точность анализа пробы, уменьшение трудоемкости и стоимости проведения анализа, увеличение степени автоматизации проведения анализа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, но может быть использовано и в других отраслях, где требуется измерение концентрации двух веществ в пробе, состоящей из их смеси.

В частности, при добыче нефти, продукция нефтяных скважин состоит, преимущественно, из смеси нефти, попутно добываемой воды и попутного природного газа. При организации учета добываемой продукции возникает задача измерения количества каждой составляющей потока нефтеводогазовой смеси. Данное изобретение касается определения обводненности сырой нефти - то есть, массовой или объемной доли воды в жидкой составляющей продукции нефтяной скважины, представляющей собой смесь, преимущественно, нефти и пластовой воды.

Существует множество способов измерения обводненности сырой нефти (концентрации воды в смеси нефти и воды). Так, известен способ [1] определения содержания объемной доли воды в нефтях или нефтепродуктах. Данный способ включает в себя взвешивание определенных объемных порций при температуре +20 градусов Цельсия отдельно воды, отдельно обезвоженной нефти, и отдельно исследуемой пробы смеси воды и нефти, в дальнейшем по измеренным таким способом массам указанных порций расчетным способом определяется искомое объемное содержание воды в исследуемой пробе. Данный способ имеет некоторые ограничения в применении. В частности, особо указывается, что все три порции веществ при взвешивании должны иметь температуру +20°С, а такое требование выполнимо, преимущественно, только в лабораторных условиях. Кроме того, продукция нефтедобывающей скважины практически всегда содержит газ в растворенном состоянии, и этот растворенный газ переходит в свободное состояние при снижении давления пробы от повышенного до атмосферного. В результате, жидкость становится газонасыщенной, то есть в слое жидкости (смеси воды и нефти) присутствуют пузырьки свободного газа. При этом объем такой жидкости с пузырьками газа значительно увеличивается, что осложняет применение данного способа и ухудшает его точность, поскольку присутствие газа не позволяет точно отмерить определенный объем жидкости. Кроме того, проба сырой нефти имеет склонность к расслаиванию под действием силы тяжести на тяжелую и легкую фракции - воду и нефть. Это делает затруднительным процесс отмеривания определенного объема с учетом требования сохранения процентного состава воды в пробе.

Известен также способ [2], основанный на измерении объема воды, испарившейся из определенного объема исследуемой пробы нефтепродукта при прогреве ее до температуры кипения в присутствии специального растворителя. Данный способ определения содержания воды может осуществляться только в лаборатории, обладает высокой трудоемкостью, требует значительного времени для проведения анализа, и его точность может зависеть от квалификации оператора.

Известен также способ [3], основанный на измерении диэлектрической проницаемости смеси нефти и воды. Данный способ включает в себя измерение диэлектрической проницаемости сырой нефти и математический расчет содержания воды, исходя из заданных значений диэлектрической проницаемости отдельно воды и нефти. Этот способ обладает некоторыми ограничениями в применении. В частности, данный способ применяется только в узком диапазоне содержания воды, поскольку при изменении содержания воды в широком диапазоне наблюдается нерасчетное изменение физических характеристик смеси. На точность определения влияет вид микроструктуры смеси - «вода в нефти» или «нефть в воде». Далее, на точность определения концентрации воды влияет наличие свободного газа, поскольку диэлектрическая проницаемость газа близка к диэлектрической проницаемости нефти. Кроме того, на точность определения содержания воды по данному способу может влиять степень неравномерности смешивания компонентов пробе сырой нефти.

Предлагаемый калориметрический способ измерения обводненности пробы позволяет уменьшить или исключить влияние дополнительных методических погрешностей на точность анализа пробы, уменьшить трудоемкость и стоимость проведения анализа, увеличить степень автоматизации проведения анализа.

Указанные цели достигаются за счет применения метода калориметрии к определению содержания воды.

Сущность способа

Изложим суть предлагаемого способа в приложении к пробе жидкости, то есть к некоему объему жидкости, изъятому из потока. Проба жидкости, для которой проводится анализ содержания воды, взвешивают и помещают в термодинамически изолированную емкость - калориметр. После того, как проба придет в термодинамическое равновесие с внутренними стенками калориметра, измеряют температуру данной пробы t₁. Таким образом, фиксируют начальное состояние пробы.

Далее, к пробе подводят тем или иным способом некоторое количество теплоты Q, или же это количество теплоты Q отводят от пробы. При подведении или отведении теплоты температура пробы изменяется в соответствии со знаком подводимой теплоты Q - увеличивается или уменьшается. После передачи указанного количества теплоты Q необходимо выждать время для установления равновесного теплового режима внутри калориметра, и при его наступлении снова измерить температуру пробы t₂.

Таким образом, регистрируют исходную измеренную информацию: масса пробы m, переданное количество теплоты Q, начальная температура t₁, конечная температура t₂. В дальнейшем, зная удельные теплоемкости воды c_в, нефти c_н, теплоёмкость калориметра C_к, путем математического расчета вычисляют массовую долю воды μ_в. Расчет производят по формуле (1)

При необходимости, на основе полученной массовой доли воды μ_в с использованием известных значений плотности воды и плотности нефти, вычисляют объемную долю (концентрацию) воды в пробе сырой нефти.

Преимуществом данного способа является то, что свободный газ оказывает пренебрежимо малое влияние на точность измерения обводненности, поскольку его масса пренебрежимо мала по отношению к массе пробы сырой нефти m. Другим преимуществом данного способа является независимость от степени смешанности нефти и воды в пробе - две указанные жидкости могут быть перемешаны в той или иной степени или расслоены, это никак не влияет на точность анализа. Далее, измерительные операции (измерение массы пробы, температуры и количества теплоты) достаточно просты, не требуют высокой квалификации персонала и легко могут быть автоматизированы. Не требуется точное отмеривание объема пробы. Анализ может проводиться как в условиях лаборатории, так и непосредственно в месте добычи нефти. Как следствие, предлагаемый способ позволяет упростить выполнение анализа, снизить дополнительные методические погрешности и стоимость анализа.

Используемые аналоги

1. Патент RU 2256 900С1 МПК G01N 5/04 (2000.01). Способ определения содержания объемной доли воды в нефтях или нефтепродуктах.

2. ГОСТ 2477-2014. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.

3. ГОСТ 14203-69. Нефть и нефтепродукты. Диэлькометрический метод определения влажности.

Способ определения доли воды в пробе сырой нефти, включающий в себя взвешивание пробы сырой нефти, отличающийся тем, что пробу помещают в теплоизолированный сосуд, к ней подводят или отводят от нее определенное количество теплоты, изменяется вследствие этого температура пробы, измеряют при наступлении равновесного теплового режима начальную и конечную температуры пробы, и по указанному количеству теплоты, по величине начальной и конечной температур пробы, массе пробы, заданной теплоемкости теплоизолированного сосуда, известным удельным теплоемкостям воды и нефти определяют массовую долю воды по формуле (1), а затем, при необходимости, по заданным плотностям воды и нефти на основе полученной массовой доли воды определяют объемную долю воды:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предназначено для использования при эксплуатации скважин с газовым фактором, превышающим газосодержание.

Способ мониторинга и оптимизации разработки нефтяного месторождения // 2736669

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения, представленного несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане. Обеспечивает повышение нефтеотдачи многообъектного нефтяного месторождения.

Способ определения устойчивости химических реагентов, применяемых в системе нефтедобычи, к разложению с образованием легколетучих хлорорганических соединений // 2734582

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам определения устойчивости химических реагентов, применяемых в системе нефтедобычи, к разложению с образованием легколетучих хлорорганических соединений. Способ определения устойчивости химических реагентов, применяемых в системе нефтедобычи, к разложению с образованием легколетучих хлорорганических соединений включает определение содержания органического хлора в нафте, при этом предварительно химический реагент, применяемый в системе нефтедобычи, анализируют на содержание общего хлора методом рентгено-флуоресцентного анализа и содержание органического хлора методом хромато-масс-спектрометрии, проводят анализ исходной пробы нефти с массовой долей воды не более 1% на содержание органического хлора, а затем определяют устойчивость химического реагента к разложению, для этого готовят искусственную водонефтяную эмульсию путем эмульгирования минерализованной воды и исходной пробы нефти, в приготовленную искусственную водонефтяную эмульсию добавляют химический реагент в дозировке, соответствующей удельному расходу химического реагента в системе нефтедобычи, перемешивают с получением смеси водонефтяной эмульсии с химическим реагентом, обезвоживают смесь водонефтяной эмульсии с химическим реагентом, полученную нефть подвергают разгонке с целью отгона нафты, после определения содержания органического хлора в нафте оценивают устойчивость химического реагента к разложению как приращение содержания органического хлора в нафте, отогнанной из нефти, полученной после обезвоживания эмульсии, обработанной реагентом, относительно содержания органического хлора в нафте исходной пробы нефти.

Прогнозирование высокотемпературного осаждения асфальтенов // 2732015

Предложен способ определения зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов углеводородной текучей среды, причем вышеупомянутый способ предусматривает: разделение множества углеводородных текучих сред на подгруппы на основании отношения растворяющей способности к критической растворяющей способности, при которой происходит осаждение асфальтенов; определение порогового содержания легких парафинов для каждой из подгрупп углеводородных текучих сред, причем вышеупомянутое пороговое содержание легких парафинов представляет собой содержание легких парафинов углеводородных текучих сред в точке, в которой тенденция к загрязнению углеводородных текучих сред превышает порог загрязнения; и определение зависимости между отношением растворяющей способности к критической растворяющей способности и пороговым содержанием легких парафинов.

Способ определения склонности моторных масел для дизельных двигателей к образованию низкотемпературных отложений // 2724330

Изобретение относится к способу определения склонности моторных масел для дизельных двигателей к образованию низкотемпературных отложений, включающему цикличную работу двигателя с жидкостной системой охлаждения в течение заданного отрезка времени, подачу в картер двигателя выхлопных газов и определение количества отложений Мотл на внутренней поверхности стакана ротора центробежного масляного фильтра, скорость вращения ротора которого задают, отличающееся тем, что количество циклов работы двигателя задают равным не менее 10, длительность каждого рабочего цикла составляет 7,5 часов, в течение которых осуществляют два этапа, разделенные отрезком времени в 1,5 часа остановкой двигателя для принудительной подачи воздуха со скоростью 10 л/мин в картер двигателя, каждый этап цикла состоит из режима холостого хода в течение 0,3 часа и режима полной нагрузки - 2,5 часов, создавая на режиме холостого хода частоту вращения коленчатого вала 1200 об/мин, а на режиме полной нагрузки - 2000 об/мин, поддерживая температуру исследуемого масла в картере на этих режимах 70°С и 90°С и температуру охлаждающей жидкости 60°С и 85°С соответственно, а склонность моторных масел к образованию низкотемпературных отложений дополнительно оценивают по разности значений щелочного числа до и после проведения 10 циклов и при Мотл≥240 г на центробежном масляном фильтре и изменении щелочного числа ΔЩЧ≥5 моторное масло относят к группе Г и считают склонным к образованию низкотемпературных отложений.

Способ определения состава и свойств пластового флюида на основе геологических характеристик пласта // 2720430

Изобретение относится к области резервуарной геохимии, и может быть использовано для пространственной привязки проб пластовых флюидов к объектам разработки (пластам). Техническим результатом изобретения является упрощение и сокращение времени определения состава и/или свойств пластовых флюидов с обеспечением надежной различимости пластовых флюидов друг относительно друга.

Способ определения давления насыщенных паров высокозастывающей нефти // 2706049

Изобретение относится к способам измерения давления газообразных и жидких веществ, а именно к способам определения давления насыщенных паров высокозастывающей нефти, содержания в ней свободных и растворенных газов, и может быть использовано в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. Способ заключается в том, что перед измерением давления насыщенных паров нефти отбирают первую часть пробы нефти и определяют температуру застывания нефти.

Установка для испытания гидравлических жидкостей // 2693053

Изобретение относится к установке для испытания гидравлических жидкостей, содержащей герметичный бак для испытываемой жидкости с патрубком налива в верхней части и выходным патрубком в днище, параллельно соединенные между собой насосы разной производительности, всасывающие линии которых через соответствующие индивидуальные запорные клапаны подключены к выходному патрубку бака, напорные линии этих насосов через индивидуальные запорные клапаны подключены к связанному с входным патрубком налива испытываемой жидкости в бак циркуляционному контуру, в котором установлены последовательно по потоку фильтр высокого давления и фильтр низкого давления, установленные в целевых индикаторных точках пробоотборники и контрольно-измерительные приборы.

Способ определения содержания парафина в нефти, нефтепродуктах и нефтесодержащих отложениях // 2691958

Изобретение относится к способу определения парафина в нефтесодержащих отложениях, включающий осаждение асфальтенов растворителем, отстаивание реакционной смеси в темном месте и ее последующую фильтрацию, удаление растворителя из полученного фильтрата и адсорбцию смолистых веществ оксидом алюминия Al2O3, согласно которому из обессмоленной фракции удаляют растворитель, остаток растворяют в нагретой смеси толуола и ацетона, охлаждают, выдерживают при минусовой температуре, обеспечивающей кристаллизацию парафинов, отфильтровывают на холодном фильтре кристаллизовавшийся осадок парафинов и промывают смесью толуола и ацетона, сохраняя температуру кристаллизации, после чего смывают осадок горячим толуолом, упаривают, сушат до постоянного веса и взвешивают.

Системы и способы отбора растворителей для растворения донного осадка в резервуаре // 2673608

Предложен способ отбора растворителей для солюбилизации углеводородов нефти, который включает в себя смешивание от по меньшей мере 10 до 120 частей на миллион (ррm) углеводородов нефти с выбранным растворителем с образованием первого раствора; измерение оптической плотности первого раствора спектроскопическим методом с применением датчика; добавление к первому раствору сорастворителя, включающего ионную жидкость, и смешивание с образованием второго раствора; измерение оптической плотности второго раствора спектроскопическим методом с применением датчика; и определение увеличения оптической плотности второго раствора относительно первого раствора с применением блока управления, соединенного с датчиком, при этом увеличение оптической плотности составляет по меньшей мере приблизительно 70%.

Способ испытания оптических кабелей на долговечность // 2747598

Изобретение относится к средствам испытания оптических кабелей. Способ состоит том, что проверяют стойкость образцов оптического кабеля к воздействию механических нагрузок, имитирующих условия прокладки кабели.