Please use this identifier to cite or link to this item: https://elib.utmn.ru/jspui/handle/ru-tsu/15422
Full metadata record
DC FieldValueLanguage
dc.contributor.authorZaitsev, E. V.en
dc.contributor.authorNikulin, S. G.en
dc.contributor.authorShuvaev, A. N.en
dc.contributor.authorЗайцев, Е. В.ru
dc.contributor.authorНикулин, С. Г.ru
dc.contributor.authorШуваев, А. Н.ru
dc.date.accessioned2018-12-12T10:18:51Z-
dc.date.available2018-12-12T10:18:51Z-
dc.date.issued2018-
dc.identifier.citationЗайцев, Е. В. ИК-метод определения содержания воды в потоке водонефтяной эмульсии / Е. В. Зайцев, С. Г. Никулин, А. Н. Шуваев // Вестник Тюменского государственного университета. Серия: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика / главный редактор А. Б. Шабаров. – Тюмень : Издательство Тюменского государственного университета, 2018. – Т. 4, № 1. – С. 110-121.ru
dc.identifier.issn2500-0888online
dc.identifier.issn2411-7927print
dc.identifier.urihttps://elib.utmn.ru/jspui/handle/ru-tsu/15422-
dc.description.abstractThe problem of moisture meter of water and gas streams remains unsolved yet, though its urgency is growing. The existing methods for determining the moisture content in the gas-liquid mixture stream have intractable shortcomings and limitations. In addition, the accuracy of existing methods depends heavily on many factors (including water salinity, grade of oil, dispersity and uniformity of the flow, among others) and often does not meet modern requirements. This article reviews the methods for determining the moisture content of crude oil, which have received the greatest practical application, giving their main shortcomings. The authors focus on the IR-method and its place in the moisture meter of water-oil streams in more detail, describing the theoretical bases of its application. The advantages of the IR-method and its main limitation are given, as well as a method for eliminating this restriction. This study aims to test the IR-method for determining the moisture content on a real water-oil flow of an emulsion and determining the appropriateness of its application. The authors have done an experiment to test this method at the pouring stand at the watercut points from 0 to 90% in steps of 10%. Based on the regression equation obtained, the water cut values at the control points have been calculated and compared with the true values. The maximum reduced error was 11%. The obtained results confirm the expediency of using the IR-method for determining the moisture content in the crude oil stream. In addition, the experiment has shown that it is inappropriate to use wavelengths with large absorption coefficients, as it requires limiting the thickness of the translucent layer to the values of no more than 1 mm.en
dc.description.abstractПроблема 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.ru
dc.format.mimetypeapplication/pdfen
dc.language.isoruen
dc.publisherИздательство Тюменского государственного университетаru
dc.relation.ispartofВестник Тюменского государственного университета. Серия: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4, № 1ru
dc.subjectabsorption coefficienten
dc.subjectoptical densityen
dc.subjecthomogeneous flowen
dc.subjectwater-oil emulsionen
dc.subjectwater-cuten
dc.subjectIR-methoden
dc.subjectscattering coefficienten
dc.subjectоптическая плотностьru
dc.subjectводонефтяная эмульсияru
dc.subjectобводненностьru
dc.subjectИК-методru
dc.subjectкоэффициент рассеянияru
dc.subjectкоэффициент поглощенияru
dc.subjectгомогенный потокru
dc.titleИК-метод определения содержания воды в потоке водонефтяной эмульсииru
dc.title.alternativeIR-method for determining the water contents in a water-oil emulsion flowen
dc.typeArticleen
dc.typeinfo:eu-repo/semantics/publishedVersionen
dc.typeinfo:eu-repo/semantics/articleen
local.description.firstpage110-
local.description.lastpage121-
local.issue1-
local.volume4-
local.identifier.uuid1429634c-303c-4cbb-9af3-cbf41aeb6aac-
local.identifier.handleru-tsu/15422-
dc.identifier.doi10.21684/2411-7978-2018-4-1-110-121-
Appears in Collections:Вестник ТюмГУ: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика

Files in This Item:
File Description SizeFormat 
110_121.pdf585.11 kBAdobe PDFView/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.