Определение содержания воды и металлосодержащих микроэлементов в нефти в потоке трубопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Самарский государственный технический университет

Определение содержания воды и металлосодержащих микроэлементов в нефти в потоке трубопровода

С.В. Сусарев, В.Н. Астапов

Аннотация

Ключевые слова: диэлектрическая проницаемость, электропроводность, металлосодержащие микроэлементы, идентификация нефти.

Известен способ для определения процентного содержания воды в нефтепродуктах с использованием диэлектрического метода [1], в принципе которого лежит измерение диэлектрической проницаемости обезвоженной и сырой нефти. Согласно формуле Лихтенеккера - Ротера диэлектрическая проницаемость смеси, состоящей из двух компонентов - воды и нефти, зависит от их объемного соотношения

(1)

Здесь - объемные доли воды и нефти; - диэлектрическая проницаемость воды; - диэлектрическая проницаемость обезвоженной нефти; - диэлектрическая проницаемость (смеси) сырой нефти.

С учетом известного значения диэлектрической проницаемости воды и выражения (1) процентное содержание воды определится

Таким образом, для определения процентного содержания воды достаточно измерить диэлектрическую проницаемость смеси и обезвоженного продукта .

Недостатком этого способа является отсутствие возможности определения воды в нефти и нефтепродукте в потоке трубопровода: способ требует пробоотборки исследуемого продукта, а главное, отсутствует идентификация типа нефти по месторождению или смесевой нефти, что дает большую погрешность измерения при исследовании неизвестной нефти, и отсутствует измерение суммарного содержания металлосодержащих микроэлементов. Кроме того, соотношение (1) справедливо для малого содержания воды в нефти.

В статье рассматривается способ определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах, осуществление идентификации нефти и нефтепродукта и определение суммарного содержания металлосодержащих микроэлементов, который позволил бы повысить точность определения воды в нефти и нефтепродуктах и иметь стационарную калибровочную модель по типам нефти по месторождению или смесевых нефтей.

Электрофизические параметры нефтей при различной частоте. В процессе изучения зависимости электропроводности и диэлектрической проницаемости нефтей от частоты при различных температурах выяснилось, что диэлектрическая проницаемость нефти с ростом частоты уменьшается. Экспериментальные данные измерения электропроводности и диэлектрической проницаемости различных нефтей при температуре 20 °С представлены на рис. 1 и рис. 2 ( - диэлектрическая проницаемость нефти, - активная удельная электропроводность , - общий тангенс угла диэлектрических потерь для плохо проводящих жидкостей [2]; - проводимость, обусловленная движением в электрическом поле «свободных» ионов).

Из графиков (рис. 1 и рис. 2) видно, что наибольшее расхождение величин электропроводности и диэлектрической проницаемости наблюдается при изменении частоты от 1 кГц до 100 кГц. Определим отношения диэлектрических проницаемостей при частотах f₁ и f₂ и отношения электропроводностей при частотах f₂ и f₁ для различных нефтей:

где - диэлектрические проницаемости при частотах f= 0,001 МГц, f= 0,1 МГц для нефтей АВТ-6 сырая, АТ-6 сырая и АВТ-6 обессоленная соответственно; - электропроводности при частотах f= 0,001 МГц, f= 0,1 МГц для нефтей АВТ-6 сырая, АТ-6 сырая и АВТ-6 обессоленная соответственно.

металлосодержащий микроэлемент поток трубопровод

Рис. 1. Зависимости диэлектрической проницаемости нефти от частоты при T=20 єС: 1 - АВТ-6 сырая, 2 - АТ-6 сырая, 3 - АВТ-6 обессоленная

Рис. 2. Зависимости активной удельной электропроводности от частоты при T=20 єС: 1 - АВТ-6 сырая, 2 - АТ-6 сырая, 3 - АВТ-6 обессоленная

Таким образом, для каждой из нефтей уровень величин электропроводностей и их приращение на единицу частоты существенно отличаются.

Наблюдаются также различия величин приращений диэлектрической проницаемости, приходящейся на единицу частоты.

Данные факты и величины и позволяют охарактеризовать нефть, ее основной фракционный состав и ее месторождение.

Разработка способа определения массовой доли воды. В основу разработки положен способ определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах, осуществления идентификации нефти и нефтепродукта, который позволяет повысить точность определения воды в нефти и нефтепродуктах и иметь стационарную калибровочную модель по типам нефти по месторождению или смесевых нефтей.

Поставленная задача достигается тем, что в способе определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах, заключающемся в определении диэлектрической проницаемости сырой и обезвоженной нефти на первой частоте генератора синусоидального напряжения , дополнительно производится измерение диэлектрической проницаемости ; на второй частоте производится измерение комплексной проводимости исследуемого продукта , которая пропорциональна диэлектрической проницаемости продукта, и затем определяется соотношение

При калибровке данные соотношения являются классификатором нефтей, т. е. по ним идентифицируется тип нефти или нефтепродукта.

Так как содержание воды зависит от диэлектрической проницаемости нефти, то необходимо дополнительно учитывать существенный вклад возмущающих воздействий на диэлектрическую проницаемость, таких как газовые включения и наличие металлосодержащих микроэлементов. Для этого дополнительно определяется суммарное содержание металлосодержащих микроэлементов , таким образом исключают погрешность измерения от газовых включений при идентификации нефти по месторождению и соответственно расчете содержания воды в нефти или нефтепродукте. Далее при частоте определяем общее приращение диэлектрической проницаемости относительно известной диэлектрической проницаемости для обезвоженной нефти. Рассчитываем приращение диэлектрической проницаемости, приходящееся на единицу концентрации воды, и далее по отношению этих приращений при частоте определяем общее приращение диэлектрической проницаемости относительно известной диэлектрической проницаемости для обезвоженной нефти и массовую долю воды в нефти по формуле

(2)

Здесь - пропорциональная величина относительной диэлектрической проницаемости обезвоженной нефти при t=20 °С;

- пропорциональная величина относительной диэлектрической проницаемости сырой нефти, приведенной к 20 °С;

- приращение относительной величины диэлектрической проницаемости нефти на единицу концентрации воды.

Заключение

В статье предложен новый способ для измерения содержания воды в нефти и нефтепродуктах, позволяющий осуществить идентификацию нефти и нефтепродукта и определить суммарное содержание металлосодержащих микроэлементов, который позволяет повысить точность определения воды в нефти и нефтепродуктах и иметь стационарную калибровочную модель по типам нефти по месторождению или смесевых нефтей.

Библиографический список

1. Тареев Б.М. Физика диэлектрических материалов. - М.: Энергоиздат,1982. - 320 с.

2. Усиков С.В. Электрометрия жидкостей. - Л: Химия, 1974. - 144 с.

Размещено на Allbest.ru