Методики контроля количества и параметров нефти, добытой по участку недр, и установки для их реализации

• Автор: Березовский, Евгений Вячеславович
• Шифр специальности: 05.11.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2011
• Место защиты: Казань
• Количество страниц: 125 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА Е ОБЗОР И АНАЛИЗ ПРИБОРОВ И МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ, ДОБЫТОЙ ПО УЧАСТКУ НЕДР
1.1 Общие сведения об измерении количества и параметров нефти, добытой по участку недр
1.2 Приборы и методы контроля количества нефти, добытой по участку недр
1.2.1 Преобразователи расхода, используемые для контроля количества нефти, добытой по участку недр, при прямом методе динамических измерений
1.2.2 Преобразователи расхода, используемые для контроля количества нефти, добытой по участку недр, при косвенном методе динамических
измерений
1.3 Приборы и методы контроля параметров нефти, добытой по участку недр
1.3.1 Приборы и методы контроля содержания газа в нефти, добытой по участку недр
1.3.2 Приборы и методы контроля содержания воды в нефти, добытой по участку недр
1.3.3 Приборы и методы контроля содержания хлористых солей в нефти, добытой по участку недр
1.3.4 Приборы и методы контроля содержания механических примесей в нефти, добытой по участку недр
1.3.5 Приборы и методы контроля плотности и вязкости нефти, добытой по
участку недр
1.4 Вычисление массы «нетто» нефти, добытой по участку недр

1.4.1 Вычисление массы «нетто» нефти, добытой по участку недр, при использовании прямого метода динамических измерений с применением СИКНС
1.4.2 Вычисление массы «нетто» нефти, добытой по участку недр, при использовании косвенного метода динамических измерений с применением СИКНС
1.5 Проблемы измерений количества и параметров нефти, добытой по участку недр
1.6 Выводы
ГЛАВА 2. УСТАНОВКА ВЫСОКОЙ ТОЧНОСТИ, ВОСПРОИЗВОДЯЩАЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ ПОТОКИ С ИЗВЕСТНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ И СТРУКТУРОЙ
2.1 Область применения и принцип работы УВТ
2.2 Выбор рабочей среды УВТ
2.3 Описание блоков и конструкции УВТ
2.4 Система автоматизации УВТ
2.5 Опробование УВТ
2.6 Выводы
ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ГАЗА, СОДЕРЖАЩЕГОСЯ В ЖИДКОСТИ, НА ПОКАЗАНИЯ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ОБЪЕМНОГО РАСХОДА ЖИДКОСТИ ТУРБИННОГО ТИПА
3.1 Определения границ применения установки высокой точности, при исследовании влияния газа, содержащегося в жидкости, на преобразователи объемного расхода жидкости устанавливаемые в СИКНС
3.2 Методика определения влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа
3.3 Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа

3.4 Методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа, в зависимости от содержания газа в газожидкостном потоке
3.5 Выводы
ГЛАВА 4. МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ХЛОРИСТЫХ СОЛЕЙ В НЕФТИ
4.1 Кондуктометрический метод измерения содержания хлористых солей в нефти и методика его реализующая
4.2 Автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС
4.3 Методика градуировки автоматизированной лабораторной установки для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС
4.4 Выводы
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

Недостатки лабораторных методов измерения содержания воды в нефти:
- большое время проведения анализа тестированными методами;
- погрешность измерений содержания влаги при использовании лабораторных методов не определена (кроме метода потенциометрического титрования по Карлу Фишеру) Для гостированных методов определяется сходимость и воспроизводимость. Однако, в последнее время, лабораторные методы измерений влагосодержания нефти проходят на нефтедобывающем предприятии аттестацию, при которой экспериментально устанавливаются погрешности метода [46].
1.3.3 Приборы и методы контроля содержания хлористых солей в нефти, добытой по участку недр
Наличие солей в нефти способствует коррозийной активности нефти, которая резко возрастает при увеличении их содержания. Соответственно увеличиваются затраты на защиту от коррозии и ремонт технологической аппаратуры. В конечном счете, это увеличивает затраты на транспортировки и переработку тонны нефти. Стоимость тонны нефти уменьшается по мере увеличения содержания солей. Установлено, что наиболее активными коррозийными компонентами являются хлористые соли, точнее анионы хлора. Коррозийная активность остальных солей намного ниже [12], [47]. Для прогнозирования коррозийных процессов, и, следовательно, снижения цены нефти актуально содержание лишь хлористых солей.
Согласно, действующей нормативной документации, хлористые соли являются одной из составляющих балласта нефти [3]. Содержание солей в нефти, добытой по участку недр, может быть значительным и доходить до 26 ООО мг/л. При таких значительных содержаниях солей в нефти, для расчета массы нетто нефти, нужны точные методы её определения, имеющие нормированные метрологические характеристики.
Существуют как поточные, гак и лабораторные методы измерений солесодержания нефти [28].