Презентация, доклад по средствам автоматизации в добыче нефти и газа на тему Измерение содержания воды в нефти

измерения влагосодержания.
3. Анализаторы содержания воды в нефти
4. Влагомер сырой нефти Аквасенс

вместе с нефтью на поверхность, и её плотности, а также вязкости и плотности нефти. При прочих равных условиях влагосодержание нефти снижается с уменьшением расхода воды, вязкости и плотности нефти и с увеличением плотности воды (зависящей от количества растворённых в ней солей). 

влажность. Ранее эти величины назывались, соответственно, абсолютной и относительной влажностью.
Под влагосодержанием U понимается отношение массы влаги М, содержащейся в теле, к массе абсолютно сухого тела Mо. U = M/Mо.
Под влажностью W понимается отношение массы влаги М, содержащейся в теле, к массе влажного материала М: W=M/(M + M0).

использовании адсорбционного метода анализируемую смесь разделяют в хроматографической колонке на отдельные компоненты, которые определяют с помощью системы детектирования.
Гравиметрический метод можно разделить на метод отстаива­ния и центрифугирования. Метод отстаивания заключается в отстаивании пробы в измерительном сосуде и последующем из­мерении уровня раздела фаз нефть - вода. Метод центрифугирования заключается в разделении определенного объёма пробы в измерительном стакане, расположенном по радиусу центрифуги дном от центра.
Колометрический метод основан на изменении цвета химиче­ских веществ в присутствии воды или изменении рН водного раствора, в результате чего окрашивается индикатор.
Валюмометрический метод основан на измерении объёма газа, выделяющегося при взаимодействии воды в исследуемом про­дукте с химическими реагентами, наилучшим из которых является гидрид кальция.
Титрометрический метод основан на определении влагосодержания при титровании испытуемой пробы растворами химических реагентов.

в нефтях. По количеству выделившейся теплоты судят о количестве воды.
Радиоволновой метод основан на функциональной связи поглощения и рассеяния водой энергии СВЧ электромагнитного излучения, длины волн которого находятся в диапазоне от 1 до 100 мм.
Акустический метод использует зависимость скорости распространения, поглощения и отражения ультразвуковых колебаний влагосодержащего вещества.
Пикнометрический метод основан на определении влагосодержания по разности плотностей влажной и сухой нефти, оп­ределённых с помощью пикнометра.
Экспресс-анализ влагосодержания нефти основан на переводе влаги из пробы в паровую фазу путём её тонкодисперсного распыления в термостатированной камере с последующим детектированием концентрации влаги в паровой фазе.
Тепловой метод основан на зависимости теплофизических коэффициентов испытуемого вещества от его влагосодержания.

в воде», где содержание воды больше 50 %) хорошо работает оптический метод, использующий поглощение инфракрасного (ИК) излучения углеводородами.
Вода пропускает почти 100 % излучения ближнего ИК диапазона, а нефть пропускает не более 10 % излучения.
Для установления количества воды, содержащейся в водонефтяной эмульсии, применяют диэлькометрические и спектрофотометрические влагомеры.
Исследования, проведенные рядом ученых, показали, что диэлектрическая проницаемость нефти зависит от ее физико-химического состава (т. е. различна для разных нефтей), температуры, количества растворенного в ней газа. Поэтому однозначная зависимость емкости конденсатора, являющегося датчиком прибора, от количества воды в нефти может быть получена только при компенсации влияния указанных факторов.

«Аквасенс»

Принцип работы влагомера комбинированный: диэлькометрический - на эмульсии «вода в нефти» и оптический - на эмульсии «нефть в воде». При малой обводнённости (вода в нефти) электрод преобразователя, погруженный в смесь, меняет ёмкость нагрузки генератора, вследствие чего изменяется частота выходного сигнала генератора в зависимости от влагосодержания водонефтяной смеси (кривая 2).
При большой обводнённости (нефть в воде) используется оптический метод, когда изменяется оптическая плотность газонефтяной смеси от содер­жания в ней нефти.

в рабочем спектральном диапазоне нулевую оп­тическую плотность, в то время как нефть представляет из себя практически непрозрачную жидкость с характерной для каждой нефти оптической плотностью. Логарифмическая зависимость светопропускания смеси от содержания в ней нефти имеет ли­нейный характер и преобразуется электронной схемой в частоту F0 выходного сигнала (кривая 1).

Рис. Градуировочная кривая для работы на водной ( I ) и нефтяной (2) фазах

Прибор позволяет определять содержание воды в нефти от 0 до 100 %. Модель измерения (см. рис. ) позволяет автоматически определить фазу (нефть или вода).

представляет собой цилиндрический стальной корпус с двумя фланцами. Внутри корпуса находится металлический цилиндр, который совместно с корпусом образует ёмкость, диэлектриком которой является водонефтяная эмульсия. Оптическую часть представляют цилиндрические вставки с фото- и светодиодами, работающими в ИК диапазоне при обводненности от 95 до 98

по отдельной скважине;
позволяет определять содержание воды в диапазоне от 0 до 100 %;
алгоритм измерения позволяет автоматически определять фазу (нефть или вода);
нечувствителен к солям и температуре.

Техническая характеристика влагомера
Кинематическая вязкость жидкости, мм2/с От 0,6 до 4600
Содержание солей, массовая доля, % От 0,3 до 15
Содержание свободного газа в жидкости, % До 5
Пределы допускаемого значения относительной погрешности измерения содержания нефти в водонефтяной смеси
- при обводненности от 0 до 70 % ±4
- при обводненности от 70 до 95 % +10