устройство для измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии и плотности нефти, входящей в состав эмульсии

Формула изобретения

Устройство для измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии и плотности нефти, входящей в состав эмульсии, содержащее пробозаборный цилиндрический сосуд, нагреватель, приспособление для измерения уровня расслоившейся воды и нефти, отличающееся тем, что в нижней части пробозаборного сосуда дополнительно размещаются датчик давления и датчик для измерения электрической проводимости, электрически связанные через соответствующие преобразовательные блоки с вычислительным блоком, который электрически связан через преобразователь с приспособлением для измерения уровня расслоившейся воды и нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к измерительной технике, предназначено для измерения содержания воды в водонефтяной, преимущественно высокообводненной, эмульсии, а также плотности нефти, входящей в состав эмульсии, и может быть использовано в промысловых условиях при учетно-расчетных операциях.

В известных устройствах для измерения содержания воды в высокообводненной водонефтяной эмульсии (Методика определения содержания воды в сырой нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Уфа, 1996 г.), включающих пробозаборный сосуд, мешалку, термостат, мерный цилиндр. При проведении анализа с помощью устройства пробу эмульсии, отобранную в пробозаборный сосуд, переливают в размещенную в термостате делительную воронку, добавляют в эмульсию деэмульгатор, перемешивают эмульсию при определенной температуре, затем сливают последовательно воду, "промежуточный слой", нефть в мерные цилиндры и определяют содержание воды в эмульсии путем измерения ее объема в мерном цилиндре. Плотность нефти, входящей в состав эмульсии, в этом устройстве не определяется. Недостатком описанного устройства является длительность измерительного процесса и отсутствие нормированных значений погрешности измерений.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому техническому решению является устройство для измерения содержания воды в высокообводненной эмульсии (Соколов И. Л. , Клугман И.Ю., Гершгорен В.А. Измерение влажности нефти при наличии свободной воды. М., ВНИИОЭНГ, 1977, стр. 8 - 11), определение содержания воды производят после расслоения эмульсии путем измерения уровня воды и нефти емкостным датчиком, включающим неподвижный электрод и перемещающийся по высоте сосуда подвижный электрод. Плотность нефти в данном устройстве определяют с помощью ареометра. Недостатком устройства является неудовлетворительная точность измерения, обусловленная сильным влиянием на результаты измерений изменений состава и химического строения нефти и воды, образующих эмульсию.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является сокращение затрат времени на проведение анализа.

Технический результат достигается тем, что в известном устройстве для измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии, содержащем пробозаборный цилиндрический сосуд, нагреватель, приспособление для измерения уровня расслоившейся воды и нефти, в отличие от прототипа, в нижней части пробозаборного сосуда дополнительно размещаются датчик давления и датчик для измерения электрической проводимости, электрически связанные через соответствующие преобразовательные блоки с вычислительным блоком, который электрически связан через преобразователь с приспособлением для измерения уровня расслоившейся воды и нефти.

Сущность изобретения поясняется чертежом.

Устройство, изображенное на чертеже, содержит пробозаборный цилиндрический сосуд 1, нагреватель, выполненный в виде "тепловой трубы" и состоящий из емкости 2, внутри которой размещен нагревательный элемент 3 (ТЗИ), соединенный при помощи трубки 4 с цилиндрическим кожухом 5, охватывающим снаружи пробозаборный цилиндр 1, датчик давления 6, электрически связанный через преобразовательный блок 7 с вычислительным блоком 8, приспособление для измерения уровня водной фазы эмульсии и нефти, включающее датчик 7, электрически связанный через преобразовательный блок 10 с вычислительным блоком 8, датчик температуры 11, электрически связанный через преобразовательный блок 12 с нагревательным элементом 3, кран 13 для слива жидкости. Кроме того, внутри пробозаборного цилиндрического сосуда 1 размещен датчик для измерения электрической проводимости (электрического сопротивления) 14, электрически связанный через преобразовательный блок 15 (измеритель электрической проводимости с приспособлением для сопряжения измерителя проводимости с контроллером) с вычислительным блоком 8. В памяти вычислительного блока 8 введена зависимость удельной электрической проводимости водной фазы водонефтяной эмульсии от плотности водной фазы. Эта зависимость строится на основе экспериментальных или рассчитанных по соответствующим алгоритмам данных.

Описанное устройство работает следующим образом.

Пробозаборный сосуд 1 с отобранной пробой устанавливают внутрь цилиндрического кожуха 5, добавляют в случае необходимости химические реагенты для ускорения процесса разделения эмульсии на компоненты (водную и нефтяные фазы), перемешивают жидкость и включают нагревательный элемент 3. По истечении заданного времени автоматически отключают нагревательный элемент 3 при помощи датчика температуры 11 и преобразовательного блока 12. Измеряют уровни нефти и воды, определяют давление столба жидкости, воздействующее на датчик давления, измеряют электрическую проводимость водной фазы эмульсии. В вычислительном блоке вычисляют процентное содержание воды в водонефтяной эмульсии по формуле



где V_в = 0,785D H_в - объем водной фазы эмульсии (D - диаметр пробозаборного цилиндра, см. H_в - уровень водной фазы, см.), см;

V_н = 0,785D H_н - объем нефтяной фазы эмульсии (D - диаметр пробозаборного цилиндра, см. H_н - уровень (длина столба нефти) нефтяной фазы, см.), см.

и плотность нефти, входящей в состав эмульсии по формуле



где P - давление столба жидкости, фиксируемое датчиком давления, г/см,

P_в - плотность воды, определяемая по функциональной зависимости между плотностью воды и ее электрической проводимостью, полученной опытным (экспериментальным) или расчетным путем для данного месторождения (региона), г/см.

Затем открывают кран 13 и сливают водонефтяную эмульсию по шлангу.

Ускорение измерительного процесса достигается за счет сокращения количества операций, выполняемых при производстве анализа, и затрат времени на проведение анализа.

Для проверки устройства в лабораторных условиях приготавливали водонефтяные эмульсии с заданным содержанием воды. Проводили анализ приготовленных водонефтяных эмульсий по базовой (применяемой на производстве) методике и с помощью предлагаемого устройства. Время анализа, включающее заполнение и опорожнение сосуда эмульсии, нагрев и измерительный процесс с помощью предлагаемого устройства (5 - 7 мин) существенно меньше времени, затрачиваемого на проведение анализа с помощью базового устройства (60 мин).

Предлагаемое устройство может найти применение в разных отраслях промышленности.