Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика.


Выпуск:

2018. Том 4. №1

Название: 
ИК-метод определения содержания воды в потоке водонефтяной эмульсии


Для цитирования: Зайцев Е. В. ИК-метод определения содержания воды в потоке водонефтяной эмульсии / Е. В. Зайцев, С. Г. Никулин, А. Н. Шуваев // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Том 4. № 1. С. 110-121. DOI: 10.21684/2411-7978-2018-4-1-110-121

Об авторах:

Зайцев Евгений Вячеславович, аспирант кафедры механики многофазных систем; инженер базовой кафедры расходометрии нефти и газа, Физико-технический институт, Тюменский государственный университет; welin151992@mail.ru

Никулин Сергей Геннадьевич, заведующий базовой кафедры расходометрии нефти и газа, Физико-технический институт, Тюменский государственный университет; ogmetr72nm@mail.ru

Шуваев Анатолий Николаевич, доктор технических наук, профессор, Тюменский индустриальный университет; anshuvaev46@mail.ru

Аннотация:

Проблема влагометрии водонефтегазовых потоков не решена окончательно в настоящее время, в то время как ее актуальность возрастает. Существующие способы определения влагосодержания в потоке газожидкостной смеси обладают труднопреодолимыми недостатками и ограничениями. Кроме того, точность существующих методов сильно зависит от многих факторов (соленость воды, сортность нефти, дисперсность и однородность потока и др.) и часто не удовлетворяет современным требованиям.

В статье рассмотрены методы определения влагосодержания сырой нефти, получившие наибольшее практическое применение. Приведены их основные недостатки. Более подробно рассмотрен ИК-метод и его место во влагометрии водонефтяных потоков в настоящее время. Описаны теоретические основы его применения. Приведены преимущества ИК-метода и его основное ограничение, а также предложен способ устранения этого ограничения. Целью описанного исследования в статье является апробирование ИК-метода определения влагосодержания на реальном водонефтяном потоке эмульсии и выявление целесообразности его применения. Эксперимент по апробированию ИК-метода определения влагосодержания в потоке водонефтяной эмульсии проведен на проливном стенде в точках обводненности от 0 до 90% с шагом 10%. По полученному уравнению регрессии рассчитаны значения обводненности в контрольных точках и сопоставлены с истинными значениями. Максимальная приведенная погрешность составила 11%. Полученные результаты подтверждают целесообразность использования ИК-метода определения влагосодержания в потоке сырой нефти. Также в ходе эксперимента выяснилось, что нецелесообразно использовать длины волн с большими коэффициентами поглощения, т. к. в этом случае необходимо ограничивать толщину просвечиваемого слоя значениями, не превышающими 1 мм.

Список литературы:

  1. Абрамов Г. С. Анализ расхождений показателей обводненности продукции нефтяных скважин, измеренных поточными влагомерами, с лабораторными результатами анализа проб / Г. С. Абрамов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2013. С. 3-6.
  2. Борен К. Поглощение и рассеяния света малыми частицами / К. Борен, Д. Хафмен; пер. с англ. М.: Мир, 1986. 664 с.
  3. Вороненко А. В. Погрешность измерения влагосодержания в СВЧ диапазоне / А. В. Вороненко, В. В. Аверин, Д. Е. Ушаткин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2014. № 5. С. 10-19.
  4. Гончаров А. А. Методы определения обводненности сырой нефти: отечественный и зарубежный опыт / А. А. Гончаров, В. М. Полторацкий, М. А. Слепян // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2008. № 4. С. 54-57.
  5. Исаев М. П. Разработка ИК-датчика контроля влажности и содержания воды в нефти и нефтепродуктах / М. П. Исаев, Н. Р. Рахимов, П. В. Петров // Интерэкспо Гео-Сибирь. 2011. Т. 5. № 1. 
  6. Калинина К. В. Портативный оптический анализатор содержания воды в нефти на основе оптопары «светодиодная матрица–широкополосный фотодиод» среднего ИК диапазона (1.6−2.4 μm) / К. В. Калинина, С. С. Молчанов, Н. Д. Стоянов, А. П. Астахова, Х. М. Салихов, Ю. П. Яковлев // Журнал технической физики. 2010. Том 80. Вып. 2. С. 99-104.
  7. Крищенко В. П. Ближняя инфракрасная спектроскопия / В. П. Крищенко. М.: Интерагротех, 1997. 638 с.
  8. Муравьев А. В. Семейство измерителей обводненности Red Eye® производства компании Weatherford (модели Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase) и их применение / А. В. Муравьев, Е. А. Отылов // [НГН]. 2012. № 10. С. 64-59.
  9. Zhao Y. High-Accuracy Low-Water-Content Measurement of Crude Oil Based on a Near-Infrared Spectral Absorption Method / Yong Zhao, Jian Yang, Jin-Qi Wang, Fang-Xiao Gui // Optical Engineering. October 2004. Vol. 43. № 10. Pp. 2216-2217.