ИК-метод определения содержания воды в потоке водонефтяной эмульсии

Abstract

The 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.

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.