RU2751877C1 - Method for determining water content in crude oil assay - Google Patents
Method for determining water content in crude oil assay Download PDFInfo
- Publication number
- RU2751877C1 RU2751877C1 RU2020118791A RU2020118791A RU2751877C1 RU 2751877 C1 RU2751877 C1 RU 2751877C1 RU 2020118791 A RU2020118791 A RU 2020118791A RU 2020118791 A RU2020118791 A RU 2020118791A RU 2751877 C1 RU2751877 C1 RU 2751877C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- assay
- heat
- sample
- oil
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 238000003556 assay Methods 0.000 title abstract 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N25/00—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means
- G01N25/20—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means by investigating the development of heat, i.e. calorimetry, e.g. by measuring specific heat, by measuring thermal conductivity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N25/00—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means
- G01N25/56—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means by investigating moisture content
- G01N25/58—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means by investigating moisture content by measuring changes of properties of the material due to heat, cold or expansion
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, но может быть использовано и в других отраслях, где требуется измерение концентрации двух веществ в пробе, состоящей из их смеси. The invention relates to the oil industry, but can be used in other industries where it is required to measure the concentration of two substances in a sample consisting of their mixture.
В частности, при добыче нефти, продукция нефтяных скважин состоит, преимущественно, из смеси нефти, попутно добываемой воды и попутного природного газа. При организации учета добываемой продукции возникает задача измерения количества каждой составляющей потока нефтеводогазовой смеси. Данное изобретение касается определения обводненности сырой нефти - то есть, массовой или объемной доли воды в жидкой составляющей продукции нефтяной скважины, представляющей собой смесь, преимущественно, нефти и пластовой воды.In particular, in oil production, the production of oil wells consists mainly of a mixture of oil, associated water and associated natural gas. When organizing the accounting of produced products, the problem arises of measuring the amount of each component of the flow of the oil-water-gas mixture. This invention relates to the determination of the water cut of crude oil - that is, the mass or volume fraction of water in the liquid component of an oil well product, which is a mixture of mainly oil and formation water.
Существует множество способов измерения обводненности сырой нефти (концентрации воды в смеси нефти и воды). Так, известен способ [1] определения содержания объемной доли воды в нефтях или нефтепродуктах. Данный способ включает в себя взвешивание определенных объемных порций при температуре +20 градусов Цельсия отдельно воды, отдельно обезвоженной нефти, и отдельно исследуемой пробы смеси воды и нефти, в дальнейшем по измеренным таким способом массам указанных порций расчетным способом определяется искомое объемное содержание воды в исследуемой пробе. Данный способ имеет некоторые ограничения в применении. В частности, особо указывается, что все три порции веществ при взвешивании должны иметь температуру +20°С, а такое требование выполнимо, преимущественно, только в лабораторных условиях. Кроме того, продукция нефтедобывающей скважины практически всегда содержит газ в растворенном состоянии, и этот растворенный газ переходит в свободное состояние при снижении давления пробы от повышенного до атмосферного. В результате, жидкость становится газонасыщенной, то есть в слое жидкости (смеси воды и нефти) присутствуют пузырьки свободного газа. При этом объем такой жидкости с пузырьками газа значительно увеличивается, что осложняет применение данного способа и ухудшает его точность, поскольку присутствие газа не позволяет точно отмерить определенный объем жидкости. Кроме того, проба сырой нефти имеет склонность к расслаиванию под действием силы тяжести на тяжелую и легкую фракции - воду и нефть. Это делает затруднительным процесс отмеривания определенного объема с учетом требования сохранения процентного состава воды в пробе.There are many ways to measure the water-cut of a crude oil (the concentration of water in a mixture of oil and water). Thus, there is a known method [1] for determining the content of the volume fraction of water in oils or petroleum products. This method includes weighing certain volumetric portions at a temperature of +20 degrees Celsius separately of water, separately dehydrated oil, and a separately investigated sample of a mixture of water and oil, then, according to the masses of these portions measured in this way, the required volumetric water content in the sample is determined by calculation ... This method has some limitations in its application. In particular, it is specifically indicated that all three portions of substances during weighing must have a temperature of + 20 ° C, and such a requirement is feasible, mainly, only in laboratory conditions. In addition, the product of an oil production well almost always contains gas in a dissolved state, and this dissolved gas passes into a free state when the sample pressure decreases from elevated to atmospheric. As a result, the liquid becomes gas-saturated, that is, free gas bubbles are present in the liquid layer (a mixture of water and oil). In this case, the volume of such a liquid with gas bubbles increases significantly, which complicates the application of this method and worsens its accuracy, since the presence of gas does not allow accurate measurement of a certain volume of liquid. In addition, a crude oil sample tends to delaminate by gravity into heavy and light fractions - water and oil. This makes it difficult to measure a certain volume, taking into account the requirement to maintain the percentage of water in the sample.
Известен также способ [2], основанный на измерении объема воды, испарившейся из определенного объема исследуемой пробы нефтепродукта при прогреве ее до температуры кипения в присутствии специального растворителя. Данный способ определения содержания воды может осуществляться только в лаборатории, обладает высокой трудоемкостью, требует значительного времени для проведения анализа, и его точность может зависеть от квалификации оператора.There is also known a method [2], based on measuring the volume of water evaporated from a certain volume of the investigated sample of oil when it is heated to boiling point in the presence of a special solvent. This method for determining the water content can only be carried out in a laboratory, is highly labor-intensive, requires a significant amount of time for analysis, and its accuracy may depend on the qualifications of the operator.
Известен также способ [3], основанный на измерении диэлектрической проницаемости смеси нефти и воды. Данный способ включает в себя измерение диэлектрической проницаемости сырой нефти и математический расчет содержания воды, исходя из заданных значений диэлектрической проницаемости отдельно воды и нефти. Этот способ обладает некоторыми ограничениями в применении. В частности, данный способ применяется только в узком диапазоне содержания воды, поскольку при изменении содержания воды в широком диапазоне наблюдается нерасчетное изменение физических характеристик смеси. На точность определения влияет вид микроструктуры смеси - «вода в нефти» или «нефть в воде». Далее, на точность определения концентрации воды влияет наличие свободного газа, поскольку диэлектрическая проницаемость газа близка к диэлектрической проницаемости нефти. Кроме того, на точность определения содержания воды по данному способу может влиять степень неравномерности смешивания компонентов пробе сырой нефти.There is also known a method [3] based on measuring the dielectric constant of a mixture of oil and water. This method includes measuring the dielectric constant of the crude oil and calculating the water content mathematically based on the given dielectric constant values of water and oil separately. This method has some limitations in its application. In particular, this method is used only in a narrow range of water content, since when the water content changes over a wide range, an off-design change in the physical characteristics of the mixture is observed. The accuracy of the determination is influenced by the type of microstructure of the mixture - "water in oil" or "oil in water". Further, the accuracy of determining the concentration of water is affected by the presence of free gas, since the dielectric constant of the gas is close to the dielectric constant of oil. In addition, the degree of uneven mixing of the components in the crude oil sample can affect the accuracy of determining the water content by this method.
Предлагаемый калориметрический способ измерения обводненности пробы позволяет уменьшить или исключить влияние дополнительных методических погрешностей на точность анализа пробы, уменьшить трудоемкость и стоимость проведения анализа, увеличить степень автоматизации проведения анализа.The proposed calorimetric method for measuring the water-cut of a sample makes it possible to reduce or eliminate the influence of additional methodological errors on the accuracy of sample analysis, to reduce the labor intensity and cost of the analysis, and to increase the degree of automation of the analysis.
Указанные цели достигаются за счет применения метода калориметрии к определению содержания воды.These goals are achieved by applying the calorimetric method to the determination of water content.
Сущность способаThe essence of the way
Изложим суть предлагаемого способа в приложении к пробе жидкости, то есть к некоему объему жидкости, изъятому из потока. Проба жидкости, для которой проводится анализ содержания воды, взвешивают и помещают в термодинамически изолированную емкость - калориметр. После того, как проба придет в термодинамическое равновесие с внутренними стенками калориметра, измеряют температуру данной пробы t 1 . Таким образом, фиксируют начальное состояние пробы.Let us outline the essence of the proposed method as applied to a liquid sample, that is, to a certain volume of liquid withdrawn from the flow. A liquid sample, for which the water content is analyzed, is weighed and placed in a thermodynamically insulated container - a calorimeter. After the sample comes into thermodynamic equilibrium with the inner walls of the calorimeter, measure the temperature of this sample t 1 . Thus, the initial state of the sample is recorded.
Далее, к пробе подводят тем или иным способом некоторое количество теплоты Q, или же это количество теплоты Q отводят от пробы. При подведении или отведении теплоты температура пробы изменяется в соответствии со знаком подводимой теплоты Q - увеличивается или уменьшается. После передачи указанного количества теплоты Q необходимо выждать время для установления равновесного теплового режима внутри калориметра, и при его наступлении снова измерить температуру пробы t 2 . Further, a certain amount of heat Q is supplied to the sample in one way or another, or this amount of heat Q is removed from the sample. When heat is supplied or removed, the sample temperature changes in accordance with the sign of the supplied heat Q - it increases or decreases. After the transfer of the specified amount of heat Q, it is necessary to wait a while to establish an equilibrium thermal regime inside the calorimeter, and when it occurs, measure the temperature of the sample t 2 again.
Таким образом, регистрируют исходную измеренную информацию: масса пробы m, переданное количество теплоты Q, начальная температура t 1 , конечная температура t 2 . В дальнейшем, зная удельные теплоемкости воды c в , нефти c н , теплоёмкость калориметра C к , путем математического расчета вычисляют массовую долю воды μ в . Расчет производят по формуле (1)Thus, the initial measured information is recorded: the mass of the sample m , the transferred amount of heat Q , the initial temperature t 1 , the final temperature t 2 . In the future, knowing the specific heat capacities of water c in , oil c n , heat capacity of the calorimeter C to , by mathematical calculation calculate the mass fraction of water μ in . The calculation is made according to the formula (1)
При необходимости, на основе полученной массовой доли воды μ в с использованием известных значений плотности воды и плотности нефти, вычисляют объемную долю (концентрацию) воды в пробе сырой нефти.If necessary, based on the obtained mass fraction of water μ in using known values of water density and oil density, the volume fraction (concentration) of water in the crude oil sample is calculated.
Преимуществом данного способа является то, что свободный газ оказывает пренебрежимо малое влияние на точность измерения обводненности, поскольку его масса пренебрежимо мала по отношению к массе пробы сырой нефти m. Другим преимуществом данного способа является независимость от степени смешанности нефти и воды в пробе - две указанные жидкости могут быть перемешаны в той или иной степени или расслоены, это никак не влияет на точность анализа. Далее, измерительные операции (измерение массы пробы, температуры и количества теплоты) достаточно просты, не требуют высокой квалификации персонала и легко могут быть автоматизированы. Не требуется точное отмеривание объема пробы. Анализ может проводиться как в условиях лаборатории, так и непосредственно в месте добычи нефти. Как следствие, предлагаемый способ позволяет упростить выполнение анализа, снизить дополнительные методические погрешности и стоимость анализа.The advantage of this method is that free gas has a negligible effect on the accuracy of water-cut measurement, since its mass is negligible in relation to the mass of the crude oil sample m . Another advantage of this method is independence from the degree of mixing of oil and water in the sample - these two liquids can be mixed to one degree or another or stratified, this does not in any way affect the accuracy of the analysis. Further, the measuring operations (measuring the sample mass, temperature and amount of heat) are quite simple, do not require highly qualified personnel and can be easily automated. Precise measurement of sample volume is not required. The analysis can be carried out both in laboratory conditions and directly at the place of oil production. As a consequence, the proposed method makes it possible to simplify the analysis, reduce additional methodological errors and the cost of analysis.
Используемые аналогиUsed analogues
1. Патент RU 2256 900С1 МПК G01N 5/04 (2000.01). Способ определения содержания объемной доли воды в нефтях или нефтепродуктах.1. Patent RU 2256 900С1 IPC G01N 5/04 (2000.01). A method for determining the content of the volume fraction of water in oils or petroleum products.
2. ГОСТ 2477-2014. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды. 2.GOST 2477-2014. Oil and petroleum products. Method for determination of water content.
3. ГОСТ 14203-69. Нефть и нефтепродукты. Диэлькометрический метод определения влажности.3. GOST 14203-69. Oil and petroleum products. Dielcometric method for determining moisture content.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020118791A RU2751877C1 (en) | 2020-06-01 | 2020-06-01 | Method for determining water content in crude oil assay |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020118791A RU2751877C1 (en) | 2020-06-01 | 2020-06-01 | Method for determining water content in crude oil assay |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2751877C1 true RU2751877C1 (en) | 2021-07-19 |
Family
ID=77019938
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020118791A RU2751877C1 (en) | 2020-06-01 | 2020-06-01 | Method for determining water content in crude oil assay |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2751877C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114459944A (en) * | 2021-12-31 | 2022-05-10 | 中海油(天津)油田化工有限公司 | Online crude oil water content detection device |
| RU2813905C1 (en) * | 2023-09-01 | 2024-02-19 | Рашид Ильдарович Шакуров | Method of determining mass of oil or oil products losses from evaporation in emissions of vapour-air mixture during filling into transport tanks |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2256900C1 (en) * | 2003-10-20 | 2005-07-20 | Открытое акционерное общество "Арзамасский приборостроительный завод" | Method for determining amount of volumetric share of water in oils or oil products |
| RU2356040C2 (en) * | 2006-12-28 | 2009-05-20 | Центр Разработки Нефтедобывающего Оборудования (Црно) | Method of determining water content in oil-water-has mixture |
| RU2386959C1 (en) * | 2008-11-12 | 2010-04-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный аэрокосмический университет имени академика С.П. Королева | Definition method of water content and summary content of metal-containing microelements in oil or oil-products |
| CN102937560A (en) * | 2012-10-29 | 2013-02-20 | 西安工程大学 | Method for measuring water content in crude oil |
| RU2696810C1 (en) * | 2018-12-29 | 2019-08-06 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Донской государственный технический университет", (ДГТУ) | Method for rapid analysis of liquid packaged products and installation for its implementation |
-
2020
- 2020-06-01 RU RU2020118791A patent/RU2751877C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2256900C1 (en) * | 2003-10-20 | 2005-07-20 | Открытое акционерное общество "Арзамасский приборостроительный завод" | Method for determining amount of volumetric share of water in oils or oil products |
| RU2356040C2 (en) * | 2006-12-28 | 2009-05-20 | Центр Разработки Нефтедобывающего Оборудования (Црно) | Method of determining water content in oil-water-has mixture |
| RU2386959C1 (en) * | 2008-11-12 | 2010-04-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный аэрокосмический университет имени академика С.П. Королева | Definition method of water content and summary content of metal-containing microelements in oil or oil-products |
| CN102937560A (en) * | 2012-10-29 | 2013-02-20 | 西安工程大学 | Method for measuring water content in crude oil |
| RU2696810C1 (en) * | 2018-12-29 | 2019-08-06 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Донской государственный технический университет", (ДГТУ) | Method for rapid analysis of liquid packaged products and installation for its implementation |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГОСТ 14203-69. Нефть и нефтепродукты. Диэлькометрический метод определения влажности. Дата введения 01.01.1970. ГОСТ 2477-2014. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды. Дата введения 01.07.2016. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114459944A (en) * | 2021-12-31 | 2022-05-10 | 中海油(天津)油田化工有限公司 | Online crude oil water content detection device |
| RU2813905C1 (en) * | 2023-09-01 | 2024-02-19 | Рашид Ильдарович Шакуров | Method of determining mass of oil or oil products losses from evaporation in emissions of vapour-air mixture during filling into transport tanks |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Torsæter et al. | Experimental reservoir engineering laboratory workbook | |
| Seyfried et al. | Dielectric loss and calibration of the Hydra Probe soil water sensor | |
| US4530234A (en) | Method and system for measuring properties of fluids | |
| Elsharkawy | Predicting the dew point pressure for gas condensate reservoirs: empirical models and equations of state | |
| CN100526850C (en) | Method for detecting crude oil water content | |
| Bishnoi et al. | Equilibrium conditions for hydrate formation for a ternary mixture of methane, propane and carbon dioxide, and a natural gas mixture in the presence of electrolytes and methanol | |
| McPhee et al. | Routine core analysis | |
| Sato et al. | Solubility of carbon dioxide in eicosane, docosane, tetracosane, and octacosane at temperatures from 323 to 473 K and pressures up to 40 MPa | |
| RU2751877C1 (en) | Method for determining water content in crude oil assay | |
| US3933030A (en) | System for continuous monitoring of the density of cryogenic liquids via dielectric constant measurements | |
| Huang et al. | Viscosities and densities of methane‐propane mixtures at low temperatures and high pressures | |
| Micklavzina et al. | Microfluidic rheology of methylcellulose solutions in hyperbolic contractions and the effect of salt in shear and extensional flows | |
| CA2172689C (en) | Method and apparatus for determining the wax appearance temperature of paraffinic petroleum oils | |
| Klomfar et al. | Experimental densities and surface tension and models generating the best-current-knowledge values of them for members of 1-Cn-3-methylimidazolium bromide homologous series | |
| Christiansen et al. | Pipe‐line design for non‐newtonian fluids in streamline flow | |
| Billman et al. | Phase Behavior in the Methane-ethane-n-pentane System | |
| Bikerman | A Penetroviscometer for very viscous liquids | |
| Burg et al. | Prediction of kinematic viscosity of crude oil from chromatographic data | |
| RU2507513C1 (en) | Method to determine quantitative composition of multi-component medium | |
| Qu et al. | Characterization of water transport in porous building materials based on an analytical spontaneous imbibition model | |
| RU2535527C1 (en) | Method of determining quantitative composition of multi-component medium (versions) | |
| De Sant'ana et al. | Measurement and prediction of volumetric and transport properties of reservoir fluids at high pressure | |
| RU2256900C1 (en) | Method for determining amount of volumetric share of water in oils or oil products | |
| Aimikhe et al. | Experimental determination of water content of sweet natural gas with methane component below 70% | |
| RU2783130C1 (en) | Method for determining hydrocarbon emissions from tanks into the atmosphere |