RU2386959C1 - Способ определения содержания воды и суммарного содержания металлосодержащих микроэлементов в нефти или нефтепродуктах - Google Patents
Способ определения содержания воды и суммарного содержания металлосодержащих микроэлементов в нефти или нефтепродуктах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2386959C1 RU2386959C1 RU2008144713/28A RU2008144713A RU2386959C1 RU 2386959 C1 RU2386959 C1 RU 2386959C1 RU 2008144713/28 A RU2008144713/28 A RU 2008144713/28A RU 2008144713 A RU2008144713 A RU 2008144713A RU 2386959 C1 RU2386959 C1 RU 2386959C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- products
- product
- water
- ratio
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
Способ определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах в потоке трубопровода включает измерение комплексной электропроводности нефти и нефтепродукта на двух частотах: на частоте f1 и на рабочей частоте f2 (f1<f2), затем проводят температурную коррекцию измеренных параметров, определяют соотношение η комплексных величин электропроводностей при двух разных частотах, определяют массовую долю металлосодержащих микрочастиц δ и по величине соотношения η осуществляют процесс идентификации, а по величине соотношения
производят уточнение типа нефти или нефтепродукта, а суммарное содержание воды в нефти или нефтепродукте рассчитывают по калибровочной модели, относящейся к данному типу нефти или нефтепродукта. Изобретение обеспечивает повышение точности определения воды в нефти и нефтепродуктах и возможность получения стационарной калибровочной модели по типам нефти по месторождению или смесевых нефтей. 2 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к исследованию физико-химических свойств нефти и нефтепродуктов и может быть использовано для идентификации типа нефтей по месторождению или смесевых, а также определения содержания воды и суммарного содержания металлосодержащих микроэлементов в нефти и нефтепродуктах непосредственно в потоке трубопровода.
Известен способ для определения процентного содержания воды в нефтепродуктах с использованием диэлектрического метода [Тареев Б.М. Физика диэлектриков. М.: Энергоатомиздат], 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
где y1 и y2 - объемные доли воды и нефти;
ξ1 - диэлектрическая проницаемость воды;
ξ2 - диэлектрическая проницаемость обезвоженной нефти;
ξ3 - диэлектрическая проницаемость(смеси) сырой нефти.
С учетом известного значения диэлектрической проницаемости воды ξ1 - выражение (1) преобразуется к виду
Таким образом, для определения процентного содержания воды достаточно измерить диэлектрическую проницаемость смеси ξ3 и обезвоженного продукта ξ2.
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 основу изобретения положена задача создать способ определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах, осуществления идентификации нефти и нефтепродукта и определения суммарного содержания металлосодержащих микроэлементов, который позволил бы повысить точность определения воды в нефти и нефтепродуктах и позволил бы 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 ξf1 сырой и обезвоженной нефти на первой частоте генератора синусоидального напряжения f1, дополнительно производится измерение диэлектрической проницаемости ξf2 на второй частоте f2, фактически проводим измерение комплексной проводимости исследуемого продукта Gf1 и Gf2, которая пропорциональна диэлектрической проницаемости продукта, 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 δ, 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 f1 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 f1 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 f1 определяют массовую долю воды в нефти по формуле
где Uξ0 - пропорциональная величина в [В] относительной
диэлектрической проницаемости обезвоженной нефти при t=20°C;
Uξ20 - пропорциональная величина в [В] относительной
диэлектрической проницаемости сырой нефти, приведенной к 20°C;
Δ - приращение относительной величины диэлектрической проницаемости нефти на единицу концентрации воды.
На фиг.1 изображена функциональная схема устройства для осуществления предлагаемого способа.
На фиг.2 представлена зависимость комплексной электропроводимости нефти различного типа от частоты.
Устройство содержит отрезок полимерной трубы 1, первичный преобразователь 2, выполненный в виде медных пластин 3, закрепленных на поверхности трубы, датчик-магнитометр 3, закрепленный по окружности трубы 1 в виде браслета, датчик температуры 4, двухканальный коммутатор 5, генератор 6, генератор рабочей частоты 7, первый измерительный усилитель 8, второй измерительный усилитель 9, счетно-решающее устройство 10, выходы генераторов 6 и 7 соединены с входами коммутатора 5, выход которого соединен с первой обкладкой преобразователя (конденсатора) 2, вторая обкладка соединена с входом первого измерительного усилителя 8, выход которого соединен с первым информационным входом счетно-решающего устройства 10, выход датчика-магнитометра 3 соединен с входом второго измерительного усилителя 9, выход которого соединен со вторым информационным входом счетно-решающего устройства 10, выход датчика температуры 4 соединен с третьим информационным входом счетно-решающего устройства 10, управляющие выходы счетно-решающего устройства 10 соединены с соответствующими управляющими входами коммутатора 5.
Способ осуществляется следующим образом.
Через отрезок полимерной трубы 1, которая врезана в нефтепровод, протекает нефть, которая является диэлектриком и воздействует на емкость конденсатора (обкладки 2) первичного преобразователя, который выполнен в виде конденсатора, через который и проходит синусоидальное напряжение, попеременно включают частоты f1 и f2, f1<f2. Зависимость комплексной электропроводности от частоты сигналов и температуры для различных нефтей и смесевых продуктов различная (фиг.2).
Для каждого продукта уровень величин электропроводностей и их приращений Δ1, Δ2, …, Δi на единицу частоты существенно отличается, наблюдается также различие величин приращений диэлектрической проницаемости, приходящееся на единицу частоты.
Определяется соотношение
которое является идентификацией нефти по месторождению или смеси различных нефтей.
Для этого через коммутатор 5 поочередно подключают генераторы синусоидальных сигналов 6 и 7 с частотой f1 и f2, f1<f2, на вход датчика 2, сигнал с датчика 2 через измерительный усилитель 8 поступает в счетно-решающее устройство 10, где и рассчитывается соотношение
По результату вычисления выбирается конкретная калибровочная модель для данной нефти и по результатам измерения диэлектрической проницаемости нефти на рабочей частоте f1 вычисляют массовую долю воды в нефти по формуле (2).
Так как в принципе работы лежит зависимость диэлектрической проницаемости нефти от содержания воды, то необходимо учитывать существенный вклад возмущающих воздействий на диэлектрическую проницаемость, таких как газовые включения и наличие металлосодержащих микроэлементов в нефти, для повышения точности определения содержания воды. Для этого служит сверхчувствительный датчик-магнитометр 3, который улавливает магнитные возмущения, создаваемые металлосодержащими микрочастицами, сигнал датчика усиливается усилителем 9 и считывается счетно-решающим устройством 10. Таким образом, получаем величину, характеризующую массовую долю металлосодержащих частиц δ, влияющих на диэлектрическую проницаемость нефти и нефтепродуктов.
Таким образом, окончательный результат η' идентификации получим нормированием величины η - делением на величину δ,
Данная величина η' будет постоянной для данного типа нефти или нефтепродукта и может служить показателем наличия газовых включений в нефти. В случае если η увеличится и η' соответственно увеличится, то это говорит о наличии газовых включений. В этом случае данное измерение является ошибочным и для нефтей с газовыми включениями нужно проводить отдельную калибровку. Таким образом, измеряя дополнительно влияние металлосодержащих частиц, мы уточняем идентификацию типа нефти.
Перед работой, предварительно определяем диэлектрическую проницаемость обезвоженной нефти данного типа, величина которой хранится в памяти счетно-решающего устройства.
Claims (1)
- Способ определения содержания воды в нефти или нефтепродуктах в потоке трубопровода, отличающийся тем, что измеряют комплексную электропроводность нефти или нефтепродукта на определенной частоте f1 и дополнительно измеряют комплексную электропроводность на рабочей частоте f2 (f1<f2), проводят температурную коррекцию измеренных параметров, определяют соотношение η комплексных величин электропроводностей при двух разных частотах, определяют массовую долю металлосодержащих микрочастиц δ и по величине соотношения η осуществляют процесс идентификации, а по величине соотношенияпроизводят уточнение типа нефти или нефтепродукта, а суммарное содержание воды в нефти или нефтепродукте рассчитывают по калибровочной модели, относящейся к данному типу нефти или нефтепродукта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008144713/28A RU2386959C1 (ru) | 2008-11-12 | 2008-11-12 | Способ определения содержания воды и суммарного содержания металлосодержащих микроэлементов в нефти или нефтепродуктах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008144713/28A RU2386959C1 (ru) | 2008-11-12 | 2008-11-12 | Способ определения содержания воды и суммарного содержания металлосодержащих микроэлементов в нефти или нефтепродуктах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2386959C1 true RU2386959C1 (ru) | 2010-04-20 |
Family
ID=46275311
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008144713/28A RU2386959C1 (ru) | 2008-11-12 | 2008-11-12 | Способ определения содержания воды и суммарного содержания металлосодержащих микроэлементов в нефти или нефтепродуктах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2386959C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456584C2 (ru) * | 2010-10-04 | 2012-07-20 | Федеральное Государственное Автономное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Дальневосточный Федеральный Университет" (Двфу) | Способ измерения концентрации воды в нефтепродукте |
| RU2569766C2 (ru) * | 2014-01-24 | 2015-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Химмотолог" | Устройство для автоматического определения качества смазочных материалов |
| RU2706451C1 (ru) * | 2019-02-21 | 2019-11-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук | Устройство для определения содержания воды в потоке нефтепродукта |
| RU2751877C1 (ru) * | 2020-06-01 | 2021-07-19 | Олег Валентинович Жиляев | Способ определения доли воды в пробе сырой нефти |
-
2008
- 2008-11-12 RU RU2008144713/28A patent/RU2386959C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456584C2 (ru) * | 2010-10-04 | 2012-07-20 | Федеральное Государственное Автономное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Дальневосточный Федеральный Университет" (Двфу) | Способ измерения концентрации воды в нефтепродукте |
| RU2569766C2 (ru) * | 2014-01-24 | 2015-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Химмотолог" | Устройство для автоматического определения качества смазочных материалов |
| RU2706451C1 (ru) * | 2019-02-21 | 2019-11-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук | Устройство для определения содержания воды в потоке нефтепродукта |
| RU2751877C1 (ru) * | 2020-06-01 | 2021-07-19 | Олег Валентинович Жиляев | Способ определения доли воды в пробе сырой нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9176000B2 (en) | System for measurement of fluid levels in multi-phase fluids | |
| CN207976198U (zh) | 一种电容式液位检测装置 | |
| CN206411057U (zh) | 一种基于电容的湿度检测装置 | |
| JP2019505792A5 (ru) | ||
| RU2386959C1 (ru) | Способ определения содержания воды и суммарного содержания металлосодержащих микроэлементов в нефти или нефтепродуктах | |
| CN105116049B (zh) | 涡电流检测方法 | |
| Schuller et al. | Measurement of water concentration in oil/water dispersions with a circular single-electrode capacitance probe | |
| US11959785B2 (en) | System and method for measuring a multiphase flow by measuring density and electrical impedance for correcting the measurement due to effect of deposits on inner surface of pipe walls | |
| RU2658539C1 (ru) | Устройство для измерения электрофизических параметров нефти и ее компонентов | |
| Ramli et al. | Multiphase flow measurement by electrical capacitance tomography and microwave cavity resonant sensor | |
| Gao et al. | Measurement of crude oil water content based on cross-correlation method | |
| US20230142240A1 (en) | Flow meter for measuring flow velocity in oil continuous flows | |
| Aslam et al. | Differential capacitive sensor based interface circuit design for accurate measurement of water content in crude oil | |
| Hu et al. | An impedance-analyser-based multi-channel imaging system and its applications | |
| Lage et al. | Bench system for iron ore moisture measurement | |
| RU143552U1 (ru) | Устройство для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин | |
| CN106770507A (zh) | 一种基于电容的湿度检测装置及方法 | |
| RU2380695C1 (ru) | Бортовое устройство для измерения октанового числа бензинов | |
| RU2506571C1 (ru) | Способ измерения показателей качества нефтепродуктов | |
| RU2227320C2 (ru) | Способ измерений показателей качества нефтепродуктов | |
| CN208537465U (zh) | 一种沥青混凝土含水率检测装置 | |
| CN207379978U (zh) | 一种基于脉冲涡流的电导率仪 | |
| CN109459486A (zh) | 一种利用电磁感应测量肉制品含水率的方法 | |
| RU2377552C2 (ru) | Устройство для измерения влажности | |
| RU2739719C1 (ru) | Способ определения концентрации газа |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101113 |