способ определения содержания воды в нефти и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ определения содержания воды в нефти, включающий заполнение пробосборника пробой нефти, отстаивание пробы нефти до появления границы “нефть-вода” и определение содержания воды в нефти, отличающийся тем, что до и после заполнения пробосборника пробой нефти производят его взвешивание и определение его массы без пробы нефти m₁ и с пробой нефти m₂, а после отстаивания пробы нефти сливают отстоявшуюся воду, взвешивают ее и определяют массу m_вс, плотность _в и температуру t_в слитой воды, причем оставшуюся в пробосборнике водонефтяную эмульсию прокачивают через плотномер и влагомер и определяют объемную долю w_э воды в водонефтяной эмульсии, плотность _э и температуру t_э водонефтяной эмульсии, а определение содержания воды в нефти m_в производят из выражения

где _вtэ=_в[1-210^-4(t_в-t_э)] - приведенное значение плотности слитой воды _в, измеренной при температуре t_в, к температуре водонефтяной эмульсии t_э.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в пробу нефти перед отстаиванием вводят деэмульгатор.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве деэмульгатора используют дисольвант или проксанол.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что деэмульгатор вводят в количестве 1-3 г.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что пробу нефти перед отстаиванием нагревают.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что нагрев осуществляют до температуры 45-55°С.

7. Устройство для определения содержания воды в нефти, включающее пробосборник с индикатором раздела фаз, отличающееся тем, что оно снабжено плотномером, вход которого соединен через первый кран с нижней частью пробосборника, влагомером, вход которого соединен через насос и второй кран с выходом плотномера, а выход - с верхней частью пробосборника, и узлом взвешивания жидкости, приемная емкость которого соединена через третий кран с выходом плотномера.

8. Устройство по п.7, отличающееся тем, что оно снабжено термостатом с термостатической рубашкой, расположенной вокруг пробосборника.

9. Устройство по п.7, отличающееся тем, что оно снабжено лопастной мешалкой, установленной с возможностью перемешивания жидкости, находящейся в пробосборнике.

10. Устройство по п.7, отличающееся тем, что оно снабжено блоком обработки сигналов, соединенным с возможностью обмена сигналами по линиям связи с влагомером, плотномером, насосом, узлом взвешивания жидкости, термостатом, лопастной мешалкой и/или индикатором раздела фаз.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти и в случаях, когда необходимо определить содержание воды в нефти.

Известен способ определения содержания воды в нефти, включающий заполнение пробосборника пробой нефти, отстаивание пробы нефти до появления границы “нефть-вода” и определение содержания воды в нефти по ее уровню в пробосборнике, а также устройство для определения содержания воды в нефти, включающее пробосборник с индикатором раздела фаз в виде, например, двух поплавков с вмонтированными в них постоянными магнитами, которые могут перемещаться вдоль немагнитной трубы в зависимости от уровня нефти и отстаиваемой воды в пробосборнике (Исакович Р.Я. Технологические измерения и приборы. М.: Недра, 1970).

Недостатком известного способа и устройства является низкая точность определения содержания воды в нефти из-за того, что при отстаивании нефти в пробосборнике между чистой (обезвоженной) нефтью и отстоявшейся водой образуется промежуточный слой, содержащий и нефть, и воду, что вносит большую погрешность в определение содержания воды по уровню отстоявшейся воды.

Задачей патентуемого изобретения является повышение точности определения содержания воды в нефти за счет учета ее количества, находящегося в переходном (промежуточном) слое после отстаивания воды в пробосборнике.

Указанная задача достигается тем, что в способе определения содержания воды в нефти, включающем заполнение пробосборника пробой нефти, отстаивание пробы нефти до появления границы “нефть-вода” и определение содержания воды в нефти, до и после заполнения пробосборника пробой нефти производят его взвешивание и определение его массы без пробы нефти m₁ и с пробой нефти m₂, а после отстаивания пробы нефти сливают отстоявшуюся воду, взвешивают ее и определяют массу m_вс, плотность _в и температуру t_в слитой воды, причем оставшуюся в пробосборнике водонефтяную эмульсию прокачивают через плотномер и влагомер и определяют объемную долю w_э воды в водонефтяной эмульсии, плотность _э и температуру t_э водонефтяной эмульсии, а определение содержания воды в нефти m_в производят из выражения

где _вtэ=_в[1-210^-4(t_в-t_э)] - приведенное значение плотности слитой воды _в, измеренной при температуре t_в, к температуре водонефтяной эмульсии t_э.

А также тем, что в пробу нефти перед отстаиванием вводят деэмульгатор.

А также тем, что в качестве деэмульгатора используют дисольвант или проксанол.

А также тем, что деэмульгатор вводят в количестве 1-3 г.

А также тем, что пробу нефти перед отстаиванием нагревают.

А также тем, что нагрев осуществляют до температуры 45-55°С.

Указанная задача достигается также тем, что устройство для определения содержания воды в нефти, включающее пробосборник с индикатором раздела фаз, снабжено плотномером, вход которого соединен через первый кран с нижней частью пробосборника, влагомером, вход которого соединен через насос и второй кран с выходом плотномера, а выход - с верхней частью пробосборника, и узлом взвешивания жидкости, приемная емкость которого соединена через третий кран с выходом плотномера.

А также тем, что оно снабжено термостатом с термостатической рубашкой, расположенной вокруг пробосборника.

А также тем, что оно снабжено лопастной мешалкой, установленной с возможностью перемешивания жидкости, находящейся в пробосборнике.

А также тем, что оно снабжено блоком обработки сигналов, соединенным с возможностью обмена сигналами по линиям связи с влагомером, плотномером, насосом, узлом взвешивания жидкости, термостатом, лопастной мешалкой и/или индикатором раздела фаз.

На чертеже показано устройство для определения содержания воды в нефти по патентуемому изобретению.

Устройство состоит из пробосборника 1 с индикатором раздела фаз 2, плотномера 3, вход 4 которого соединен через первый кран 5 с нижней частью 6 пробосборника 1, полнопоточного влагомера 7, вход 8 которого соединен через насос 9 и второй кран 10 с выходом 11 плотномера 3, а выход 12 - с верхней частью 13 пробосборника 1, и узла 14 взвешивания жидкости, приемная емкость 15 которого соединена через третий кран 16 с выходом 11 плотномера 3.

Устройство также содержит термостат 17 с термостатической рубашкой 18, расположенной вокруг пробосборника 1, и лопастную мешалку 19, установленную с возможностью перемешивания жидкости, находящейся в пробосборнике 1.

Устройство может содержать блок 20 обработки сигналов, соединенный с возможностью обмена сигналами по линиям связи 21 с влагомером 7, плотномером 3, насосом 9, узлом 14 взвешивания жидкости, термостатом 17, лопастной мешалкой 19 и/или индикатором раздела фаз 2.

Способ определения содержания воды в нефти осуществляется следующим образом.

Пробосборник 1 тщательно промывают бензином, вытирают насухо мягкой тканью внутри и снаружи, а затем взвешивают на весах и определяют его массу без пробы нефти m₁. Пробу нефти тщательно перемешивают и заполняют ей предварительно взвешенный пробосборник 1, после чего его взвешивают с пробой нефти и определяют массу пробосборника 1 с пробой нефти m₂. Затем отстаивают пробу нефти до появления границы “нефть-вода”. Для ускорения процесса отстаивания в пробу нефти перед отстаиванием вводят деэмульгатор, например дисольвант или проксанол, в количестве, например, 1-3 г. Для ускорения процесса отстаивания пробосборник 1 с пробой нефти может быть помещен в термостатическую рубашку 18 термостата 17, и включают лопастную мешалку 19. С помощью термостата нагревают пробу нефти, находящуюся в пробосборнике, до температуры 45-55°С, после чего лопастную мешалку выключают и отстаивают пробу нефти до появления границы “нефть-вода” по индикатору раздела фаз 2. Открывают первый кран 5 и третий кран 16 и сливают отстоявшуюся воду в приемную емкость 15 узла 14 взвешивания жидкости. Измеряют плотность _э и температуру t_в слитой воды, снимая показания плотномера 3. После окончания слива воды закрывают третий кран 16 и определяют массу m_вс слитой воды.

Затем открывают второй кран 10, включают насос 9 и лопастную мешалку 19. Прокачивают оставшуюся в пробосборнике пробу нефти, представляющую собой по сути водонефтяную эмульсию, и перемешивают ее до установления стабильных показаний влагомера 7. Определяют объемную долю _э воды в водонефтяной эмульсии, плотность _э и температуру t_э водонефтяной эмульсии. Определение содержания воды в нефти _в производят из выражения

где _вtэ=_в[1-210^-4(t_в-t_э)] - приведенное значение плотности слитой воды _в, измеренной при температуре t_в, к температуре водонефтяной эмульсии t_э.

Обработку результатов измерений можно проводить вручную или с помощью блока 20 обработки сигналов, который представляет собой персональный IBМ совместимый компьютер с соответствующим программным обеспечением, на который поступают показания с соответствующих приборов по линиям связи 21.

Патентуемый способ и устройство позволяют значительно повысить точность определения содержания воды в нефти и, тем самым, повысить достоверность оценочных работ при добыче нефти и отпуска ее потребителю.