Глава 5. Методы выделения и идентификации компонентов нефти и газа. Методы идентификации нефти


Идентификация нефти по совокупности физико-химических показателей качества Текст научной статьи по специальности «Медицина и здравоохранение»

УДК 543.061

ИДЕНТИФИКАЦИЯ НЕФТИ ПО СОВОКУПНОСТИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА

© 2013 А.Л. Лобачев, Н.В. Фомина, И.В. Лобачева, Е.В. Ревинская1

Освещены подходы к идентификации материалов, основанные на покомпонентном анализе, что применимо только к сравнительно простым материалам, когда возможны полное разделение и дальнейшая идентификация индивидуальных компонентов смеси. Предложена система идентификации нефти на основе определения совокупности физико-химических показателей качества нефти в соответствии с ГОСТ 51851-2002.

Ключевые слова: идентификация, безэталонные аналитические методы, нефть, нефтепродукты, идентификационные параметры.

Введение

Развитие новых отраслей науки и техники, анализ объектов природного и техногенного происхождения, занимающий ключевое место в экологических экспертизах, химической, нефтяной, пищевой промышленности, ставят перед аналитической химией задачу совершенствования методов качественного и количественного анализа. В зависимости от поставленных целей и задач выбираются схемы проведения анализа, этапность их реализации, методы исследований [1].

Наиболее простой и доступный метод идентификации — использование индивидуальных эталонных веществ или эталонных смесей. Необходимо лишь разделить анализируемую смесь при таких же условиях, при которых была разделена эталонная смесь. Но провести однозначную идентификацию таким образом можно только тогда, когда исследователь имеет необходимые эталонные вещества, причем компоненты смеси хорошо разделяются. Как правило, на практике данные условия не выполняются [2].

Наиболее мощным методом идентификации органических соединений является сочетание газовой хроматографии с одним или несколькими спектральными методами [3]. Исторически первым и наиболее часто используемым стало применение тандема: газовый хроматограф-масс-спектрометр. Достоинства метода внушительны: высокая разрешающая способность, возможность определения изомеров, а также идентификации веществ при неполном разделении компонентов смеси [4]. К достоинствам ГХ-ИК-Фурье метода отно-

хЛобачев Анатолий Леонидович ([email protected]), Фомина Наталья Валерьевна ([email protected]), Лобачева Ирина Викторовна ([email protected]), Ревинская Елена Викторовна ([email protected]), кафедра аналитической и экспертной химии Самарского государственного университета, 443011, Российская Федерация, г. Самара, ул. Акад. Павлова, 1.

сят малую продолжительность анализа, высокую точность измерения. Комбинация ГХ с масс-спектрометром и ИК-спектрометром обладает еще большей информативностью и гибкостью. Успешно применятся сочетание ГХ-МС с ЯМР-спектроскопией. Идентификация отдельных компонентов при использовании данных методов всегда проводится с помощью компьютерных библиотек. Однако даже самая обширная библиотека, содержащая сотни тысяч масс-спектров, содержит только малую часть от общего числа известных соединений. Если масс-спектры отсутствуют в библиотеке, используются интерпретирующие системы, которые позволяют по выработанным корреляционным статистическим зависимостям между структурой соединения и масс-спектрам воссоздать молекулу. Методы высокого разрешения также могут не давать 100 % надежность идентификации материала неизвестного состава. Кроме того, далеко не всегда рядовая лаборатория имеет возможность приобрести такое оборудование, как масс-спектрометр или ИК-Фурье-спектро-метр, не хватает также квалифицированного персонала. На настоящий момент правильную идентификацию материала, осуществляя ее путем идентификации отдельных компонентов и определяя их количество в образце, можно проводить только для решения простейших аналитических задач. Поэтому ведется поиск новых путей, новых методов, новых подходов в идентификации.

Целью работы явились разработка системы идентификации нефти, а также выбор наиболее оптимальных физико-химических параметров для решения этой задачи.

В работе решались следующие задачи:

— оценить существующие подходы к идентификации реальных объектов на основе использования безэталонных методов анализа;

— предложить пути расширения возможностей идентификации комбинированием различных вариантов аналитических методов;

— установить необходимость применения комбинации методов различного разрешения в зависимости от поставленной задачи;

— разработать критерии оценки параметров, которые могут лечь в основу идентификации нефти;

— предложить пути применения разработанной системы для решения практических идентификационных задач.

Объект и методы исследования

В качестве объекта исследования использованы образцы нефти с различных групп месторождений Самарской области.

Нефть является весьма сложным объектом анализа, идентификация которого в целом традиционными методами осложнена отсутствием стандартных образцов всех индивидуальных компонентов, составляющих нефтяное сырье.

В работе проводилось определение стандартных характеристик проб нефти, отобранных с трех групп месторождений. Пробы отбирались в соответствии с ГОСТ 2517-85 "Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб", всего за период январь-декабрь 2011 г. с каждой группы месторождений было проанализировано 720 проб нефти. Определяли такие характеристики, как плотность (ареометриче-ски по ГОСТ 3900-85, использовали ареометр для нефти АН соответствующего диапазона), вязкость (вискозиметрически по ГОСТ 33-2000, использовали виско-

зиметр для непрозрачных жидкостей ВНЖ соответствующего диапазона), фракционный состав (по ГОСТ 2177-99, на аппарате для разгонки нефти и нефтепродуктов DU-4), массовую долю серы ( по ГОСТ Р 51947-2002, использовали энергодисперсионный рентгенофлуоресцентный анализатор OXFORD Lab-X-3500), массовую долю органических хлоридов (во фракции, выкипающей до 204 °C, по-тенциометрически по ГОСТ Р 52247-2004, использовали титратор автоматический "T50M Terminal METTLER TOLEDO"), содержание сероводорода, метил- и этил-меркаптанов (хроматографически по ГОСТ Р 50802-95, использовали комплекс хроматографический "Хроматэк-Кристалл-5000"), массовую концентрацию хлористых солей (титриметрически по ГОСТ 21534-76), массовую долю механических примесей (гравиметрически по ГОСТ 6370-83, взвешивание проводилось на аналитических весах марки "A&D Co.LTD", модель HR-202i).

Целью являлось изучение возможности использования стандартных показателей качества товарной нефти как идентификационных параметров.

Результаты и их обсуждение

Обработка полученных результатов проводилась с помощью программы Microsoft Excel 2007. Расчет доверительного интервала произведен по формуле

А х = ЩИ,

у/и

где S — среднее квадратичное отклонение, рассчитанное по формуле:

f

S _.iUXi - X)2

и — 1

Оценку значимости расхождений отдельных показателей качества нефти для разных групп месторождений проводили по критерию Фишера. Для этого находили отношение дисперсий характеристик двух групп нефти (1) и сравнивали полученное значение с табличным. Если рассчитанное значение Е-критерия превышало табличное, то расхождение признавали значимым.

Также оценку значимости расхождений некоторых показателей качества нефти проводили с использованием критерия Стьюдента, рассчитываемого по формуле:

_ |Xi - X21 / uiU2

v;

S у ni + U2

Среднюю квадратичную ошибку S рассчитывали по формуле:

S _ ,/E(Xii - Xi)2 + £(Xi2 - X2)2

П1 + П2 - 2

Сравнивая рассчитанное значение критерия Стьюдента с табличной величиной, оценивали значимость расхождения показателей [5; 6].

Результаты расчета критерия Фишера для плотности, содержания сероводорода и серы в нефти приведены в табл. 1.

Таблица 1

Результаты расчета критерия Фишера

Место- Кол-во Среднее Довери- Дисперсия, Рассчитанное Табличное

рождение опреде- значение тельный а2 значение значение

лений, интервал, Е-критерия Е-крите-

п Лж рия

Плотность, кг/м3

1 719 856,4 0,1 3,11 ^1/2=1,41 1,25

2 726 848,9 0,1 2,21 ^2/3 = 1,64

3 445 905,8 0,1 1,35 ^1/з=2,30

Массовая доля серы, %

1 719 1,780 0,004 0,0022 ^1/2=1,47 1,25

2 727 1,290 0,003 0,0015 F2/з=13,3

3 446 3,730 0,012 0,0200 ^1/з=9,09

Массовая доля сероводорода, ррт

1 25 46 10 813 ^1/2 2,38 1,98

2 25 162 6 341 ^2/з=3,74

3 25 443 13 1277 ^1/з=1,57

Индексы 1/2, 2/3 и 1/3 показывают, что сравнивались результаты, полученные для 1 и 2; 2 и 3 и 1 и 3 группы месторождений нефти, соответственно.

По критерию Стьюдента проводили сравнение результатов определения массовой доли сероводорода в нефти (табл. 2).

Таблица 2

Результаты расчета критерия Стьюдента

Месторождение Кол-во определений, п Среднее значение СКО, Б Рассчитанное значение ^критерия Табличное значение ^критерия

Массовая доля сероводорода, ррт

1 25 46 5-1/2 = 24,02 ¿1/2=17,05 2,09

2 25 162 Б2/з= 28,44 ¿2/з=34,96

3 25 443 51/3 = 32,32 ¿1/з=43,44

Индексы 1/2, 2/3 и 1/3 показывают, что сравнивались результаты, полученные для 1 и 2; 2 и 3 и 1 и 3 группы месторождений нефти, соответственно.

Из результатов, представленных в табл. 1 и 2, видно, что расхождение показателей качества нефти разных групп месторождений является значимым, что позволяет делать вывод о целесообразности использования данных параметров в качестве идентификационных характеристик.

Вместе с тем для оценки стабильности характеристик отдельных месторождений нефти во времени проводился анализ ее характеристик, полученных на протяжении 24 месяцев (2010, 2011 гг.). Для этого рассчитывалась величина доверительного интервала. Результаты определения плотности в период 2010-2011 гг. приведены в табл. 3.

Таблица 3

Результаты определения плотности нефти в период 2010—2011 гг.

Место- Среднее Доверительный Среднее Доверительный

рождение значение интервал значение интервал

2010 г. 2010 г., Дж 2011 г. 2011 г., Дж

Плотность, кг/м3

1 857,9 0,1 856,4 0,1

2 849,6 0,1 848,9 0,1

3 905,0 0,1 905,8 0,1

Как видно из таблицы, значения плотности для всех трех групп нефти сохраняют стабильность и характеризуются высокой точностью определения. Аналогичная картина наблюдается и для других стандартных показателей качества нефти.

Заключение

Таким образом, полученные данные позволяют сделать следующие выводы: для разработки системы идентификации нефти можно использовать стандартные показатели качества нефти, регламентируемые ГОСТ Р 51858-2002, так как данные характеристики постоянны во времени для нефти одной группы; характеристики значимо различаются для разных групп нефтей.

Литература

[1] Руководство по аналитической химии / под ред. Ю.А. Клячко. М.: МИР, 1975. С. 14-41.

[2] Вигдергауз М.С. Некоторые проблемы аналитической химии нефти // Успехи газовой хроматографии. 1982. Вып. 6. С. 3-11.

[3] Вайбель С. Идентификация органических соединений / пер. с англ. М.: Иностр. лит., 1957. С. 24-37.

[4] Идентификация нефтепродуктов в объектах окружающей среды с помощью газовой хроматографии и хромато-массспектрометрии / Е.С. Бродский [и др.] // Журнал аналитической химии. 2002. Т. 57. № 6. С. 592-596.

[5] Доерфель К. Статистика в аналитической химии. М.: МИР, 1969.

[6] Вершинин В.И., Дерендяев Б.Г., Лебедев К.С. Компьютерная идентификация органических соединений. М.: Академкнига, 2002. С. 111-117.

Поступила в редакцию 2/Х/2012; в окончательном варианте — 2/Х/2012.

OIL IDENTIFICATION ON SET OF PHYSICAL AND CHEMICAL INDICATORS OF QUALITY

© 2013 A.L. Lobachev, N.V. Fomina, I.V. Lobacheva, E.V. Revinskaya2

Approaches to identification of materials, based on component-wise analysis that is applicable only to rather simple materials, when probably complete division and further identification of individual components of a mix are shined. The system of identification of oil on the basis of determination of set of physical and chemical indicators of quality of oil according to GOST 51851-2002 is offered.

Key words: identification, analytical methods without reference, oil, oil products, identification parameters.

Paper received 2/X/2012. Paper accepted 2/X/2012.

2Lobachev Anatoliy Leonidovich ([email protected]), Fomina Natalya Valeryevna ([email protected]), Lobacheva Irina Viktorovna ([email protected]), Revinskaya Elena Viktorovna ([email protected]), the Dept. of Analytic and Expert Chemistry, Samara State University, Samara, 443011, Russian Federation.

cyberleninka.ru

Глава 5. Методы выделения и идентификации компонентов нефти и газа

Современный уровень аналитической техники позволяет серийно выполнять идентификацию почти всех индивидуальных компонентов газов и бензиновых фракций до С9–С10. Определение индивидуальных компонентов в керосино-газойлевых фракциях от С10 до С20 возможно частично, идентификация углеводородов в высокомолекулярных фракциях от С21 и выше ввиду сложности их состава еще не доведено до желаемой степени совершенства.

Основные методы выделения и идентификации компонентов нефти и газа будут рассмотрены ниже.

5.1 Фракционирование

Фракционирование газов и нефтей в промышленности осуществляется в ректификационных колоннах. Для аналитических и препаративных целей для разделения газа используют специально разработанную В. Подбельняком ректификационную колонну, с помощью которой можно четко определять в углеводородной газовой смеси кроме метана, этана, пропана, более тяжелые углеводороды с близкими температурами кипения (изомеры С4–С7).

Низкотемпературное фракционирование углеводородных газов требует больших затрат времени, поэтому разработка метода газовой хроматографии позволила не только сократить затраты времени на анализ, но и значительно улучшить разделительную способность.

Для глубокого исследования химического состава нефтей атмосферная перегонка с многотарельчатыми колоннами вытеснена газожидкостной хроматографией.

Для перегонки высокомолекулярных нефтяных фракций используют аппараты молекулярной перегонки различных типов: многоступенчатые (каскадного) центробежного и падающей пленки.

    1. Жидкостная термодиффузия

Жидкостная термодиффузия является новым методом разделения молекул различного строения.

Сущность метода заключается в следующем. Если исследуемую жидкость поместить в кольцевое пространство между двумя коаксиальными цилиндрами, находящимися при различных температурах, то в результате конвекции более тяжелые углеводороды движутся по направлению к холодной стенке и концентрируются на дне, а более легкие – по направлению к теплой стенке и собираются в верхней части колонки. По вертикали создается градиент концентрации, зависимый от термической диффузии.

Метод применяется для разделения углеводородов смазочных масел, причем разделение происходит в соответствии с числом колец. Молекулы с наибольшим числом колец концентрируются в нижней части колонки.

Метод термодиффузии не позволяет разделить ароматические углеводороды от нафтеновых, конденсированные – от неконденсированных.

Недостатком метода является длительность анализа, поэтому он применяется в сочетании с другими методами анализа.

    1. Кристаллизация

Классический метод органической химии – кристаллизация – занимает значительное место в компонентном анализе нефтей.

Отделение твердых компонентов нефтей (депарафинизация) позволяет выделить и очистить отдельные индивидуальные вещества, если разделяемые твердые вещества не образуют твердых растворов.

В 60-х годах Н.Пфанном был разработан эффективный метод для фракционирования и очистки кристаллических веществ, известный под названием «зон плавления». Принцип метода заключается в том, что кристаллическое вещество, помещенное в трубку, подвергается повторным зональным нагревам и охлаждениям. Благодаря периодическому передвижению трубки вперед и назад через серию чередующихся нагревательных и охладительных колец каждая зона вещества в трубке многократно перекристаллизовывается причем высоко- и низкоплавкие компоненты концентрируются в разных концах трубки.

Метод зон плавления можно применять не только к кристаллическим веществам, имеющим температуру плавления выше 20–25°С, но и к жидкостям с температурой плавления до 140°С.

studfiles.net

Способ идентификации маркированных нефтепродуктов

Изобретение относится к области нефтехимической промышленности и может быть использовано для идентификации нефтепродуктов, маркированных биологическим маркером-пигментом продигиозином. Способ предусматривает отбор пробы нефтепродукта, содержащей обнаруживаемое количество маркера, причем наличие и количественное содержание маркера в нефтепродукте определяют по наличию оптического спектра и интенсивности спектральных линий в области длин волн λ=350…600 nm без предварительного подкисления пробы и с возможностью проведения анализа в потоке. Достигается повышение точности и достоверности, а также упрощение процесса идентификации. 15 ил.

 

Изобретение относится к области нефтехимической промышленности и может быть использовано для идентификации нефтепродуктов, маркированных биологическим маркером-пигментом продигиозином.

Известно, что нефтепродукты маркируют, например, для контроля за их качеством или для предотвращения реализации контрафактной (нелегальной) продукции.

Наиболее близким к предлагаемому является способ идентификации нефтепродуктов, маркированных биологическим пигментом продигиозином [1].

Способ идентификации нефтепродукта [1], содержащего обнаруживаемые количества маркера (продигиозина), включает отбор пробы нефтепродукта, добавление проявляющего реактива (36% соляной кислоты) в нефтепродукт и последующее количественное определение содержания маркера в нефтепродукте, налитом в кювету толщиной 1 см, методом абсорбционной спектроскопии, при длине волны оптического излучения, равной λ=535 nm.

Недостатком прототипа является то, что для его применения требуется использование проявляющего реактива. Потребность использования проявителя усложняет процесс идентификации нефтепродукта. А измерение поглощения нефтепродукта только в одной точке, при длине волны λ=535 nm, делает идентификацию не очень точной и малодостоверной, например, из-за погрешности аналитического прибора. Кроме того, при добавлении проявляющего реактива ко многим нефтепродуктам, например различным маркам маркированного топлива, например бензина АИ-93, А-76, дизельного топлива, образуется мелкодисперсный осадок, не пропускающий лучи света и делающий невозможным определение величины оптического поглощения. Недостатком прототипа является также невозможность идентификации маркированного нефтепродукта без отбора отдельных проб, непосредственно в потоке вещества (нефтепродукта).

Задачей предлагаемого изобретения является повышение точности, достоверности результатов идентификации и упрощение процесса идентификации маркированных нефтепродуктов.

Задача решается тем, что отбирают пробу нефтепродукта, маркированного с использованием биологического маркера-пигмента продигиозин в обнаруживаемом количестве. Пробу наливают в кювету спектрофотометра и снимают оптический спектр поглощения маркера в области длин волн λ=350…600 nm. Полученный спектр сравнивают со спектром поглощения маркера в указанной области.

Маркированный нефтепродукт, например бензин, демонстрирует наличие спектра поглощения в области длин волн λ=350…600 nm, характерное для спектра поглощения маркера при значении рН ниже 7,0. При этом по степени интенсивности спектральных линий, сравнивая их интенсивность с интенсивностью известного эталона, определяют концентрацию маркера в исследуемом нефтепродукте.

Немаркированный нефтепродукт при аналогичных условиях исследования демонстрирует отсутствие спектра поглощения в области длин волн λ=350…600 nm.

По наличию или отсутствию спектра поглощения в области λ=350…600 nm, интенсивности спектральных линий определяют наличие или отсутствие маркера. Соответствующие принятым стандартам легальные нефтепродукты обязательно маркированы известным производителю образом. А контрафактные нефтепродукты такой маркировки не имеют, или имеют маркер, не соответствующий стандартам легального производителя нефтепродукта. По наличию маркера, интенсивности его спектральных линий, с точностью более высокой, чем у прототипа, контролируют соответствие (или несоответствие) нефтепродуктов стандартам или предотвращают реализацию нелегальной (контрафактной) продукции.

Маркер продигиозин в растворе существует в одной из двух различных, но конвертируемых форм, зависящих от концентрации ионов водорода в среде [2]. В кислом растворе пигмент имеет красную окраску, и спектр его в видимой области оптического излучения представлен остроконечной, высокой, узкой основной полосой, с максимумом при длине волны света λ=535…540 nm и слабым плечом при λ=510 nm. Плечо присутствует всегда и не зависит от чистоты образца. В щелочном растворе пигмент оранжево-желтой окраски и имеет спектр, представленный широкой, менее интенсивной (чем в кислом растворе) симметричной полосой с центром в области λ=470 nm [2].

Осуществление предлагаемого способа показывают ниже приведенные примеры маркирования нефтепродуктов и их идентификации. Результаты приведены на Фиг.1-15.

Сначала растворенный концентрированный маркер продигиозин смешивают с нефтепродуктом таким образом, чтобы содержание маркера в нефтепродукте соответствовало (1,20…9,30)×10-6 г/л, то есть (1,20…9,30), умноженный на 10 в минус шестой степени. Так маркируют исследуемый нефтепродукт. Далее работают с промаркированным нефтепродуктом.

Пример 1.

0,13 г маркера продигиозина растворяют в 100 мл 96% этанола. Растворенный маркер смешивают с бензином марки АИ-98 до конечной концентрации продигиозина, равной 4,85×10-6 г/л (0,250 оптич. единицы на мл), то есть бензин маркируют.

С целью идентификации отбирают 5 мл маркированного бензина, наливают пробу в кювету спектрофотометра и снимают оптический спектр поглощения маркера в бензине в области длин волн λ=350…600 nm, например на регистрирующем спектрофотометре марки uv/vis Spectrometr Lambda 35 фирмы Perkin Elmer instruments. Для анализа возможно использование регистрирующего спектрофотометра любой марки. Полученный спектр маркера в исследуемой пробе сравнивают со спектром поглощения (Фиг.1) маркера продигиозина, растворенного в подкисленном этаноле (9 мл 96% этанола +1 мл 1N HCl). На горизонтальной оси Фиг.1 указаны длины волн в нанометрах (nm), на вертикальной оси указаны оптические единицы поглощения А (безразмерная величина).

Маркированный бензин демонстрирует наличие спектра поглощения при λ=350…600 nm, характерное для спектра поглощения маркера продигиозина, растворенного в подкисленном этаноле (Фиг.3). Немаркированный бензин демонстрирует отсутствие спектра поглощения в области λ=350…600 nm (Фиг.2).

Пример 2.

Идентификацию маркера в бензине выполняют аналогичным Примеру 1 образом, используя в качестве объекта исследования бензин марки АИ-95. Результат - на Фиг.4, 5.

Пример 3. Идентификацию маркера в бензине выполняют аналогичным Примеру 1 образом, используя в качестве объекта исследования бензин марки АИ-92. Результат - на Фиг.6, 7.

Пример 4. Идентификацию маркера в бензине выполняют аналогичным Примеру 1 образом, используя в качестве объекта исследования бензин марки А-76. Результат - на Фиг.8, 9.

Пример 5. Идентификацию маркера в бензине выполняют аналогичным Примеру 1 образом, используя в качестве объекта исследования бензин марки авиационный керосин. Результат - на Фиг.10, 11.

Пример 6. Идентификацию маркера в бензине выполняют аналогичным Примеру 1 образом, используя в качестве объекта исследования авиационный бензин марки AVYAS 100 LL. Результат - на Фиг.12, 13.

Пример 7. Идентификацию маркера в бензине выполняют аналогичным Примеру 1 образом, используя в качестве объекта исследования дизельное топливо. Результат - на Фиг.14, 15.

Способ позволяет использовать маркер продигиозин, растворенный в иных растворителях, например этилацетате, петролейном эфире. Выполняют это, например, следующим образом.

0,13 г маркера продигиозина растворяют в 100 мл этилацетата или петролейного эфира. Растворенный маркер смешивают с анализируемым нефтепродуктом, например бензином марки АИ-98, до конечной концентрации маркера 4,85×10-6 г/л (0,250 оптич. единицы на мл).

Пример 8. Идентификацию маркера в бензине выполняют аналогичным Примеру 1 образом, используя для маркирования нефтепродукта маркер, растворенный в этилацетате.

Пример 9. Идентификацию маркера в бензине выполняют аналогичным Примеру 1 образом, используя для маркирования нефтепродукта маркер, растворенный в петролейном эфире.

Как показано в примерах, по сравнению с прототипом предлагаемый способ повышает достоверность идентификации маркированного нефтепродукта. Повышает потому, что о наличии и количестве маркера в нефтепродукте судят по наличию характерного для маркера оптического спектра в области λ=350…600 nm и по интенсивности множества оптических линий спектра, а не только по одной линии поглощения при λ=535 nm, как в прототипе.

Использование для идентификации углеводородов, например продуктов переработки нефти, множества совпадающих с показателями эталонного образца спектральных линий позволяет существенно повысить достоверность результата анализа по сравнению с использованием информации об одной спектральной линии. При использовании факта совпадения множества спектральных линий существенно снижается вероятность случайного совпадения, например из-за погрешности измерительной аппаратуры. Исключение случайного совпадения существенно повышает достоверность идентификации. При этом процесс идентификации существенно упрощен по сравнению с прототипом - вследствие отсутствия потребности подкисления соляной кислотой отобранной пробы маркированного нефтепродукта.

Кроме того, предлагаемый способ идентификации делает возможным идентификацию маркированного нефтепродукта без отбора отдельных проб, непосредственно в условиях потока вещества (нефтепродукта).

Предлагаемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в формуле изобретения, включая характеристику назначения.

Предлагаемый способ имеет изобретательский уровень, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на достижение указанных технических результатов.

Заявленное техническое решение можно реализовать в промышленности, в торговле, в органах правопорядка посредством использования известных стандартных устройств, например спектрофотометров различных фирм. Вследствие этого заявляемое техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.

Источники информации

1. Гарейшина А.З. и др. Композиция, включающая нефтепродукт и маркер, способ и раствор для маркирования нефтепродукта, способ идентификации нефтепродукта и способ получения маркера / А.З.Гарейшина, Е.В.Петухова, Д.В.Юсупова, Н.А.Лебедев, Т.Н.Чертилина, А.З.Пономарева // Патент на изобретение RU 2218381, C10L 1/00, С10М 159/02, C10N 30:20, Приоритет от 22.07.02.-2003. Бюл. №34.

2. Hubbard R. The biosynthesis of Prodigiosin, the tripyrrylmethene pigment from Bacillus prodigiosus (Serratia marcescens) / R.Hubbard, C.Rimington // Biochem. - 1950. - V.46, №2. - P.220-225.

Способ идентификации нефтепродуктов, маркированных с использованием биологического маркера-пигмента продигиозина, предусматривающий отбор пробы нефтепродукта, содержащей обнаруживаемое количество маркера, отличающийся тем, что наличие и количественное содержание маркера в нефтепродукте определяют по наличию оптического спектра в области длины волны 350-600 нм без предварительного подкисления пробы и с возможностью проведения анализа в потоке.

www.findpatent.ru

Способ идентификации нефтей и нефтепродуктов

 

Изобретение относится к идентификации нефтей и нефтепродуктов спектральными методами и может быть использовано в лабораторно-исследовательской практике и в пунктах технического контроля производства нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической промышленности, в частности, при выявлении продуктивных нефтенасыщенных пластов в процессе бурения скважин и индентификации нефтяных пластов в процессе разработки месторождений, а также в санитарно-эпидемиологических станциях, службах контроля состояния окружающей среды, криминалистике. Целью изобретения является повышение достоверности идентификации нефти и нефтепродукта. Оптическую плотность раствора вещества измеряют в ближней ультрафиолетовой и видимой областях по крайней мере при 10 длинах волн, рассчитывают соответствующие измеренным оптическим плотностям удельные показатели поглощения εI и определяют константы A и B, характеризующие распределение удельных показателей поглощения по длинам волн и вклад тонкой структуры T(%) в исследуемом диапазоне спектра согласно зависимостям εI = AEXP(-B.λI), T = 1/N.Σ/I=1/LNεэI-LNεрI/LNεэI/.100, где εэI, εрI - экспериментальный и расчетный удельные показатели поглощения соответственно λI - длина волны, нм N - число точек спектра (I = 1,...,N), по которым идентифицируют нефть и нефтепродукт, и идентификацию нефти или нефтепродукта осуществляют на основании вычисленных параметров A, B и T.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51) 4 С 01 N 21/31

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н АВТОРСКОМУ(СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

1 (21) 4331455/23-25 (22) 23.11.87 (46) 15. 11.89, Бюл, F. 42 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики и Банкирский научно-исследовательский институт по переработке нефти (72) Л.А долматова, И.!Э.Долматов, П.П.Иуравьев и З.Ф.Кузьмина (53) 543.42(088.8) (56) Рыбак Б.И. Анализ нефти и нефтепродуктов. И.: Гостехиздат, 1962.

Кузьмин В.И., Цыганов Б,Ф. Hoposoва Г.А. Отчет по теме 32/78. Усовешенствование комплекса геохимических исследований бурящихся скважин и анализ образцов горых пород. Бугульма.

1979, с. 173-175. (54) СПОСОБ Щ ЕНТИФИКЛЦИИ НЕФТЕЙ И

НЕФТЕПРОДУКТОВ (57) Изобретение относится к идентификации нефтей и нефтепродуктов спектральными методами и может быть использовано в лабораторно-исследовательс- . кой практике и в пунктах технического контроля производства нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической промышленности, в частности, при выявлении продуктивных нефтенасыщенных пласИзобретение относится к способам исследования смесей органических соединений спектральными методами, в част ности нефтей и нефтепродуктов, обводненных нефтей различных регионов н

„„SU„„1522081 А 1

2 тов в процессе бурения скважин и идентификации нефтяных пластов в процессе разработки месторождений, а также в санитарно-зпидемиологических станциях, службах. контроля состояния окружающей среды, криминалистике, Целью изобретения является повышение достоверности идентификации нефти и нефтепродукта. Оптическую плотность раствора вещества измеряют в ближней ультрафиолетовой и видной областях по крайней мере при 10 длинах волн, рассчитывают соответствующие измеренным оптическим плотностям удельные показатели поглощения .",. и определяют константы А и В,характеризующие рас- р пределение удельных показателей погло- 9 щения по длинам волн и вклад тонкой структуры Т (Ж) в исследуемом диапазоне спектра, согласно зависимостям

И

Я; = А ехр (-В ;), Т 1/Я Е,) ХпЬ - Я

[email protected]% М, °

-1пЕр;/1n4;).100, где Е,, Е

1522081

Способ осуществляют следующим образом.

Берут навеску нефти илн нефтепродукта (при необходимости и используют продукт экстракции из нефтенасыщенно5 го образца), измеряют массу навески и растворяют ее в органическом растворителе до получения смеси светлых тонов для того, чтобы можно было проводить измерения степени поглощения исследуе. мого вещества в видимой и ультрафиолетовой области длин волн.

Измеряют оптическую плотность (Д) в ближней ультрафиолетовой и видимой областях при по крайней мере 10 длинах волн (» ), рассчитывают соответствующие измеренным оптическим плот ностям О, (i i Я вЂ” число аналитических длин волн), удельные показатели поглощения E,. по формуле Буге ра-Ламберта-Бера:

0; = Е, С d (1) где С вЂ” концентрация, г/л;

d — толщина кюветы, см.

Затем, логарифмируя выражение

Я A ехр (- ВЛ), (2)

30 где А, — константы, характеризующие распределение коэффициента поглощения, получают уравнение прямой:

1п Е In А + В Л (3)

35 и, используя величины ln Е и Л; по методу наименьших квадратов, определяют значения параметров А и В.

Далее определяют по уравнению ве- 10 личину Т " вклад тонкой структуры

1 -1 ln

ЫЦ 1пС, где Е,,E -- экспериментальный и расчетный показатели поглощения, Сопоставляя значения найденных параметров А и В и параметра тонкой структуры Т исследуемого образца с этими 5п же параметрами для проб сравнения (для них заранее определяют параметры A, и Т), распознают природу (вид) исследуемого образца нефти и нефтепродукта. 55

Пример 1. Требовалось определить вид неизвестного нефтепродукта.

Навеску образца неизвестного негр тепродукта взвешивали на аналитических весах (5,245 г), растворяли ь

45,1262 хлорбензола и рассчитывали концентрацию полученного раствора по следующим формулам:

С = ---GL- — — 100 (5)

8 1 У

) где р, — навеска образца нефтепродукта, г;

g

Р— плотность растворителя, г/л, 5 245

С,— — - — — — — — 1000

45, 1262 ° 1107

= О, 1049 (г/л) .

Так как раствор имел темную окраску, его разбавляли хлорбензолом до бледно-желтой окраски и рассчитывали концентрацию приготовленного раствора:

С - С 2д098 х 0 1049

8» 11, 7647

= 0,0187 (г/л), где я — вес разбавляемого раство3 ра, г;

g — - вес растворителя, г;

С„- концентрация первоначально приготовленного раствора нефтепродукта, г/л;

С вЂ” концентрация раствора, приготовленного для определения оптической плотности, г/л.

Заливали раствор в кювету спектрометра> в рабочую кювету помещали чистый хлорбензол, снимали спектр при длинах волн A = 7 14,3; 666,7;

625,0, 588,2, 555,6; 526,3; 500,0;

476,2 454,5 434,8, 426,7; 400,0, 384,6; 373,7 (нм).

Рассчитывали по спектру удельные показатели поглощения образца E з; из уравнения (1) при соответствующих длинах волн: Е,= 2,3809; 3,1619;

4,1238; 5,2095; 6,4285, 7,8095;

9э4190» 11 т 7447 ю 13ю9037ь 15 э 7754 1

18,4491; 19,4117, 22,5668 25,4010.

С помощью уравнения (3) и (2) определяли значения искомых параметpos: 1пА 5,753178; В -6,524808 х х 10 и Т * 1,6227.

Формулаиэобретения

2 547 х 1000

15,609 х 867

Разбавляли раствор до бледно-желтой окраски:

2 х От1882 — О 0995 (г/л)

3,7829

С

Е;= А exp (-В )

К

1 т 1In Е э; — 1пЕР;

N с} 1пЕ где 1 — длина волны;

N — -число точек спектра,,по которым распознают исследуемое вещество; э — экспериментальный и расчетный удельные показатели поглощения соответственно, и идентификацию нефти или нефтепродукта осуществляют на основании вычисленных параметров А,В и Т. нский

Корректор В Гирняк

Заказ 6952/40 Тираж 789 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-иэдательский комбинат "Патент", г.ужгород, ул. Гагарина,101

5 152208

Сравнивали эти данные с количественными характеристиками образцов сравнения и находили, что неизвестный образец являлся асфальтеном гудрона западно-сибирских нефтей.

Пример 2. Производство допустило загрязнение водного бассейна нефтепродуктом. Задача — определить вид нефтепродукта, по которому выявить: источник загрязнения.

Отделяли нефтепродукт из воды путем фильтрования.

Навеску неизвестного нефтепродукта (2,547 г) растворяли в 15,609 г толуола и рассчитывали концентрацию раствора:

Снимали спектр раствора при длинах волн; Л = 370,О; 385,0; 400,0;

4 17,0, 435,0; 455,0, 476,0, 500,0;

526,0; 566,0 (нм).

Рассчитывали ло спектру удельные показатели поглощения образца при соответствующих длинах волн; — 5,063; 4,020; 2,825; 1,910, 1,360

0,904; 0,596; 0,234; 0,0905, Определяли коэффициенты распределения )n А= 7,1; В = -0,014 и пара35 метр тонкой структуры (Т = 7,277) и сопоставляя с соответствующими параметрами образцов сравнения, установили принадлежность исследуемого 40 нефтепродукта к дистилляционному крекинг-остатку T ) 433 С, полученному на расположенном вблизи выброса нефтеперерабатывающем заводе.

Использование способа идентификации нефти или нефтепродукта обеспечивает возможность идентификации исследуемого органического вещества (нефть, нефтепродукт) за счет использования констант, характеризующих распределение коэффициента

Составитель В.Аги

Редактор Н,Горват Техред H.Õoäàíè÷ поглощения по длинам волн и вклад тонкой структуры в исследуемом диапазоне спектра по выявленным зависимостям, т,е. за счет интегрального подхода к исследуемому объекту, что позволяет однозначно судить о природе нефти (нефтепродукта), существенно влияет на повышение производительности труда и надежность определения исследуемого вещества.

Способ идентификации нефтей и нефтепродуктов, основанный на определении удельных показателей поглощения, при котором образец растворяют в органическом растворителе и измеряют оптическую плотность раствора, о тл и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения достоверности идентификации нефти и нефтепродукта, оптическую плотность раствора измеряют в ближней ультрафиолетовой и видимой областях при по крайней мере 10 длинах волн, рассчитывают соответствующие измеренным оптическим плотностям удельные показатели поглощения . и оп1 ределяют константы А и В характеризующие распределение удельных показателей поглощения по длинам волн, и вклад тонкой структуры Т в исследуемом диапазоне спектра согласно зависимостям

   

www.findpatent.ru

Методы выделения и идентификации компонентов нефти и газа

    Химические методы разделения и идентификации компонентов нефти и газа в значительной степени утратили свое значение с развитием хроматографии и других физических и физикохимических методов. Однако в ряде специфических случаев химические методы необходимы для полного разделения нефти, особенно для выделения гетероатомных соединений и непредельных углеводородов. [c.99]     МЕТОДЫ ВЫДЕЛЕНИЯ И ИДЕНТИФИКАЦИИ КОМПОНЕНТОВ НЕФТИ И ГАЗОВ [c.224]

    Основные методы выделения и идентификации компонентов нефти и газа будут рассмотрены ниже. [c.40]

    Далее кратко рассмотрены сущность и возможности применения перечисленных методов выделения компонентов нефти и газа, а также основы современных физико-химических методов их идентификации и анализа. [c.64]

    Книга предлагает новейшие сведения о составе нефтей и газов. Приводятся данные по составу органического вещества осадочных пород как исходного материала для образования нефти и газа. Обсуждаются результаты лабораторных опытов по моделированию процессов образования нефти и газа, С учетом всех этих данных о детальном составе нефти и газа, органического вещества пород и фракций искусственной нефти излагаются современные представления о процессах нефте-газообразования, В последней главе книги описываются новейшие методы выделения и идентификации углеводородных и других компонентов, что дает возможность детального изучения состава нефтей. [c.2]

    Парафиновые углеводороды с прямой цепью встречаются в большинстве нефтей и, как правило, в нефтях легкого типа. В настоящее время выделение этих компонентов с помощью молекулярных сит и их идентификация газо-хроматографическим методом широко применяется. Члены этого ряда от С] до С35 (молекулярная масса 16—492) и в некоторых случаях до С40—С45 были идентифицированы в целом ряде нефтей. [c.50]

    В настоящей главе дается краткий обзор современных методов исследования состава нефтей и газов и способов идентификации их компонентов. Современный уровень аналитической техники позволяет производить идентификацию почти всех индивидуальных компонентов газов и бензиновых фракций до Сд—Сю. Такого рода анализы уже выполняются серийно. Определение индивидуальных компонентов в керосиновых и газойлевых фракциях от Сю до Сго возможно только частично, хотя групповое разделение и выделение различных классов соединений могут быть выполнены достаточно детально. [c.224]

    Развитие техники современных физико-химических методов разделения и анализа сложных смессш позволило перейти от определения элементного состава нефтей и выделения отдельных фракций к исследованиям группового, а в последнее время и индивидуального состава нефтяных фракц1Й. Стало возможным изучение индивидуального состава газа и бензиновых фракций (до Сю), проведено групповое разделение и частичная идентификация компонентов керосиновых и газойлевых фракций (до jo)- В высокомолекулярных фракциях (от С21 и выще) пока удалось определить лишь отдельные индивидуальные соэдинения групповое разделение этих фракций, включающих различные гибридные структуры, является также достаточно сложной и не вполне решенной задачей. [c.64]

chem21.info

Методы идентификации технологического процесса трубопроводного транспорта нефти

Методы идентификации технологического процесса трубопроводного транспорта нефти - страница №1/7

МОСКОВСКИЙ ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

(ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ)

ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ УПРАВЛЕНИЯ ИМ. В. А. ТРАПЕЗНИКОВА

РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК

На правах рукописи

Тмур Антон Борисович

МЕТОДЫ ИДЕНТИФИКАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ Специальность 05.13.06 – Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Научный руководитель – кандидат физико-математических наук

Юрченко Сергей Михайлович

Москва, 2014

Оглавление

Введение 3

Глава 1. Обзор литературы 13

Глава 2. Математические модели и методы расчета трубопроводных систем 17

2.1Общая методика построения математических моделей трубопроводных систем 17

2.2Моделирование конструктивных элементов трубопроводной системы с распределенными параметрами 18

2.2.1Основные допущения при моделировании линейной части 18

2.2.2Уравнение неразрывности 19

2.2.3Уравнение движения 21

2.2.4Уравнение распространения возмущений 23

2.2.5Расчет коэффициента трения λ. 24

2.3Моделирование конструктивных элементов трубопроводной системы с сосредоточенными параметрами 26

2.3.1Насосный агрегат 26

2.3.2Местные сопротивления 29

2.3.3Резервуар 30

2.4Численный метод решения уравнений математической модели объектов с распределенными параметрами 30

2.4.1Расчетная сетка 31

2.4.2Метод характеристик 32

2.4.3Расчет коэффициента λ 38

2.5Численный метод решения уравнений математической модели объектов с сосредоточенными параметрами 39

2.5.1Насос 39

2.5.2Местное сопротивление 45

2.5.3Резервуар 51

2.6Выводы 53

Глава 3. Разработка алгоритма оценки начального состояния трубопроводной системы 54

3.1Переход от разностной схемы к вектору состояния 54

3.2Вывод уравнения относительно вектора измерений. 56

3.3Идентификация начального состояния трубопроводной системы. 59

3.4Расчет начального приближения по квазистационарной модели 64

3.5.3Анализ достаточности количества измерений для идентификации начального состояния 74

3.6Выводы 75

Глава 4. Разработка алгорима идентификации текущего состояния трубопроводной системы 77

4.1Математический аппарат алгоритма оценки текущего состояния 78

4.2Адаптивная настройка алгоритма оценки состояния 82

4.3Связь с алгоритмом идентификации начального состояния 83

4.4Исследование применимости разработанного алгоритма идентификации текущего состояния 85

4.4.1Описание исходных данных 85

4.4.2Результаты расчетов 87

4.5Выводы 92

Глава 5. Внедрение 93

Заключение 110

Список сокращений и условных обозначений 111

Список терминов 112

Список используемой литературы 113

Введение

В настоящее время трубопроводный транспорт нефти является одним из наиболее дешевых видов транспорта нефти и нефтепродуктов. Однако, в связи с тем, что подавляющее большинство нефтепроводов в России было построено еще в 70-80-е годы прошлого века, имеет место естественный износ нефтепроводов и, как следствие, высокая вероятность аварий с разрывом на линейной части трубопровода. Это влечет за собой разливы нефти, которые наносят гигантский ущерб окружающей среде, а ликвидация последствий таких разливов представляет собой очень трудозатратный и дорогостоящий процесс. Чтобы избежать подобных ситуаций, либо минимизировать ущерб для окружающей среды в случае аварии, принимается целый ряд мер в части мониторинга режимов перекачки и показателей течения в нефтепроводе.

По большей части контроль над ходом перекачки принято осуществлять по измерениям показателей течения в контролируемых пунктах (КП). Такими показателями являются давление и расход. Однако длина трубопровода может достигать тысяч километров, в то время как стоимость установки и эксплуатации измерительных приборов высока. В связи с этим принято устанавливать датчики давления в среднем через каждые 20 км, а расходомеры только на нефтеперекачивающих станциях (расстояние между которыми порядка 200-300 км). Частота обновления данных с КП и расходомеров порядка 1-2 секунд. Таким образом, при управлении трубопроводом диспетчер имеет достаточно ограниченную информацию о процессе, который происходит в трубопроводе. Это особенно критично при пуске, останове или переходе с одного режима перекачки на другой, т.к. переходные процессы несут бóльшую опасность заброса давления выше предельно допустимого значения.

В этой связи возникает задача идентификации состояния технологического процесса в трубопроводной системе (а именно, подробных профилей давлений и скоростей течения) по имеющимся измерениям. Решение этой задачи в режиме реального времени позволяет дать актуальную и подробную информацию диспетчеру, управляющему трубопроводом, о том, какие технологические процессы происходят в трубопроводе.

Математические модели течения нефти в трубопроводе уже много лет используются при проектировании и расчете режимов эксплуатации трубопроводов. Численные методы, разработанные для решения уравнений данных моделей, позволяют решать нестационарные задачи при задании начального состояния и граничных условий. При этом, в качестве граничных условий выступают показатели работы оборудования. Однако начальное состояние, как правило, неизвестно и это еще одна актуальная проблема при моделировании трубопровода в реальном времени. Решению этих двух задач: идентификации начального и текущего состояния технологического процесса трубопроводной системы, и посвящена данная работа.

Актуальность работы также обусловлена созданием и внедрением системы поддержки принятия решений для трубопроводных систем Восточная Сибирь – Тихий Океан (ВСТО) и ВСТО-2. Данная система содержит в своём составе динамическую математическую модель, функционирующую в режиме реального времени на основании данных, поступающих из системы телемеханики.

Цели и задачи исследования. Целью данной работы в общем смысле является разработка алгоритмов идентификации состояний технологического процесса транспорта нефти, для поддержки принятия решений по управлению, формируемых с использованием экспертной подсистемы в АСУТП.

Первой задачей, решаемой в рамках данной работы, является построение алгоритма идентификации начального состояния технологического процесса (профилей давлений и скоростей) в трубопроводной системе. При этом, в качестве входных данных для моделирования помимо показателей работы оборудования (частота вращения колеса насоса, угол закрытия заслонки регулятора, уровень нефти в резервуаре и т.д.) могут использоваться оперативные измерения показателей течения (давление и объемный расход жидкости в конкретных точках трубопровода).

Рис. 1. К описанию цели работы.

Трубопроводная система является объектом с распределенными параметрами. Для того, чтобы получить профили давлений и скоростей с достаточно хорошей точностью1 необходимо выбрать шаг по длине трубопровода порядка 1 км. При этом на линейной части трубопровода измеряется только давление, а расстояние между КП с датчиками давления составляет порядка 20 км (в отдельных случаях эта величина может варьироваться от 1 до 60 км). Расстояние между точками измерения объемного расхода (который можно пересчитать в линейную скорость потока) составляет порядка 200-400 км. Таким образом, напрямую измерить состояние технологического процесса (профили давлений и скоростей с шагом 1 км) невозможно. В связи с этим ставится задача оценки начального состояния с использованием истории изменения показателей в контрольных точках.

В момент начинают поступать измерения с датчиков давления, расположенных на КП, и продолжают поступать до текущего момента времени . Необходимо на основании полученных данных за период идентифицировать начальное состояние в момент времени и текущее состояние в момент времени технологического процесса.

Также необходимо оценить, какой «глубины» историю нужно использовать, чтобы она, с одной стороны, была достаточна для идентификации текущего состояния с наперед заданной точностью, а с другой стороны, не оказалось избыточной. Иными словами, необходимо оценить время от момента начала поступления измерений до момента полной инициализации математической модели.

Второй важной задачей в рамках данной работы является построение алгоритма, осуществляющего аналогичную идентификацию состояния технологического процесса в режиме реального времени, основываясь на оценке, полученной на предыдущем шаге и вновь поступивших данных (измерениях показателей течения и показателей работы оборудования).

При решении обеих задач важно соблюдать принцип: построенный алгоритм должен быть применим для любой конфигурации трубопроводной системы. Т.е. при изменении всей топологии или отдельной её части алгоритм должен не терять работоспособности. Под топологией здесь понимаются геометрические параметры (диаметры, длины) объектов с распределенными параметрами (линейной части трубопровода), а также места расположения, условия стыковки и гидравлические характеристики элементов с сосредоточенными параметрами (задвижек, насосов, тройников, регуляторов давления, местных сопротивлений и т.д.).

Таким образом, разрабатываемые алгоритмы должны быть применимы к трубопроводным системам различной конфигурации.

Научная новизна и значимость результатов диссертационной работы

В данной работе получены следующие результаты, характеризующиеся научной новизной:

  1. Предложены методы перехода от гидродинамических моделей объектов трубопроводной системы к единой модели относительно вектора состояния динамической системы.
  2. Разработан метод идентификации начального состояния технологического процесса транспорта нефти на основе технологических данных об измерениях показателей течения в контрольных точках. Получены результаты исследования применимости разработанного метода при проведении численных экспериментов.
  3. Получены оценки для количества данных, необходимых для идентификации начального состояния технологического процесса.
  4. Разработан алгоритм идентификации текущего состояния технологического процесса при поступлении новых данных с использованием результатов идентификации, полученных на предыдущем шаге по времени. Тем самым построен алгоритм идентификации состояния, работающий в режиме реального времени. Получены результаты исследования применимости разработанного метода при проведении экспериментов с использованием фактических данных, измеренных на реальном нефтепроводе.
  5. Разработанные алгоритмы применимы к любой конфигурации трубопроводной системы, т.к. построены на принципах декомпозиции общей модели на ограниченное количество моделей объектов, составляющих трубопроводную систему.

Практическая значимость и результаты внедрения. Начиная с 2009 года на трубопроводах ОАО «АК «Транснефть» внедряется новая система поддержки принятия решений, основной принцип работы которой в следующем. В режиме реального времени в систему телемеханики поступают измерения показателей течения и показателей работы оборудования. Наряду с этим функционирует математическая гидродинамическая модель нефтепровода, которая использует часть этих измерений в качестве граничных условий.

Далее в режиме реального времени анализируется отклонение фактических показателей течения от аналогичных показателей, рассчитанных математической моделью. В случае расхождения более, чем на заданную величину (например, если фактическое давление в какой-либо точке нефтепровода превышает расчетное на 2.0 кгс/см2), система сигнализирует об этом диспетчеру, т.к. это вероятно означает, что произошла нештатная ситуация.

Для штатного функционирования математической модели в составе описанной системы поддержки принятия решений необходимо решить целый ряд задач, связанных с взаимодействием математической модели и данных из системы телемеханики. Одной из этих задач является инициализация модели при запуске системы. В момент запуска в математической модели отсутствует начальное состояние и его необходимо идентифицировать (оценить) на основании входных данных, т.е. измерений в контрольных точках. Таким образом, задача решаемая в рамках данной работы имела высокую практическую ценность в разработке системы поддержки принятия решений.

Система поддержки принятия решений с реализованными функциями идентификации начального и текущего состояния технологического процесса транспорта нефти установлена и функционирует:

  • в ТДП «Хабаровск» в рамках Единой Системы Управления Трубопроводной Системой «Восточная Сибирь – Тихий Океан - 2» (ТС «ВСТО-2»),
  • в ТДП «Ноябрьск» в рамках системы поддержки принятия решений нефтепровода «ПурПе - Самотлор».
  • В ТДП «Братск» в рамках Единой Системы Управления Трубопроводной Системой «Восточная Сибирь – Тихий Океан » (ТС «ВСТО»)

На защиту выносятся.

  1. Предложены методы перехода от гидродинамических моделей объектов трубопроводной системы к единой модели относительно вектора состояния динамической системы.
  2. Построен алгоритм идентификации начального состояния технологического процесса для трубопроводной системы на базе истории измерений показателей течения с использованием метода квазилинеаризации.
  3. Построен алгоритм идентификации текущего состояния технологического процесса трубопроводной системы с использованием результатов идентификации, полученных на предыдущем шаге по времени, на основе расширенного фильтра Калмана.
  4. Установлено, что разработанные алгоритмы идентификации применимы для трубопроводных систем любой конфигурации, т.к. построены на принципах декомпозиции и поэлементного моделирования.
  5. Проведены численные эксперименты на модельных и экспериментальных данных с реальной трубопроводной системы. Показана применимость разработанных методов
  6. Результаты внедрены в Систему Поддержки Принятия Решений на магистральных нефтепроводах «Восточная Сибирь – Тихий Океан» и ПурПе – Самотлор.
Обоснованность и достоверность. Достоверность полученных в диссертации результатов обеспечивается сопоставлением результатов расчетов с фактическими данными с реального нефтепровода. Использованные численные методы являются хорошо обоснованными математически и апробированными на широком классе задач.

Разработанные алгоритмы внедрены в систему поддержки диспетчера в которой при использовании данных алгоритмов автоматически производится сравнение результатов расчета с фактическими измерениями. Таким образом, проверка достоверности получаемых результатов выполняется в режиме реального времени.

Апробация результатов. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на следующих научных конференциях и семинарах:

1. 51 и 54 научно-техническая конференции Московского Физико-Технического Института, Москва, октябрь 2008 и октябрь 2011.

2. 13th IFAC Symposium on Information Control Problems in Manufacturing, INCOM'09 Moscow, June, 2009.

3. Международная научная школа-конференция "Теория и численные методы решения обратных и некорректных задач", Новосибирск, июль, 2009.

4. Pipeline Simulation Interest Group Annual Conference, Bonita Springs, FL, USA, May, 2010.

5. VI международная конференция по математическому моделированию, Якутск, июль 2011.

Общее содержание работы. Глава 1 содержит обзор литературы по гидродинамике, численным методам решения соответствующих уравнений, методам идентификации и оценки состояния. А также приведена библиография по идентификации состояния технологического процесса транспорта нефти в трубопроводных системах.

Глава 2 содержит описание математической модели трубопроводной системы. При этом вся трубопроводная система разбивается на составляющие элементы, среди которых один базовый элемент с распределенными параметрами – участок трубы, а все остальные элементы – с сосредоточенными параметрами – насос, резервуар, задвижка, обратный клапан. Благодаря такому подходу из базовых элементов может быть собрана модель для любой трубопроводной системы.

Также в главе 2 описан численный метод решения системы уравнений получаемой математической модели. Численный метод позволяет рассчитывать состояние технологического процесса (профили давлений и скоростей вдоль нефтепровода) в определенные моменты времени дискретно с определённым постоянным шагом по времени.

В Главе 3 разрабатывается алгоритм идентификации начального состояния технологического процесса трубопроводной системы на основании серии измерений показателей течения в контрольных точках. Для этого автором предложен переход от полученных в Главе 2 уравнений математической модели к уравнению состояния динамической системы относительно единого обобщенного вектора состояния. Этот переход представляет собой запись всех показателей течения в один вектор. Для идентификации начального состояния автором строится алгоритм, основанный на методе квазилинеаризации.

Далее в главе 3 исследуется применимость полученного метода идентификации начального состояния с помощью модели типичной трубопроводной системы. Проводится численный эксперимент, в рамках которого производится идентификация начального состояния при нестационарном процессе течения.

Глава 4 посвящена разработке и применению алгоритма идентификации текущего состояния технологического процесса в режиме реального времени. Для этого строится рекуррентный алгоритм идентификации состояния (профилей давлений и скоростей), основанный на расширенном фильтре Калмана. Т.е. на каждом новом шаге счета математической модели k+1 при поступлении новых данных от средств измерения для оценки текущего состояния нет необходимости заново запускать процедуру квазилинеаризации, описанную в Главе 3. Достаточно использовать только вектор оценки состояния на предыдущем шаге и вновь полученные измерения. Далее в главе 4 исследуется применимость полученного метода оценки текущего состояния на основании данных, полученных с реального нефтепровода в переходном процессе.

В главе 5 описано внедрение полученных результатов в системе поддержки принятия решений, установленной на нефтепроводах «ВСТО», «ВСТО-2», «ПурПе-Самотлор»

Заключение содержит основные выводы, полученные в результате исследования.

следующая страница >>

shikardos.ru

Способ идентификации типа нефтей и нефтепродуктов

 

Изобретение касается аналитической химии, в частности идентификации типа нефти и нефтепродуктов. Анализ ведут обработкой трех одинаковых проб серной кислотой с разной концентрацией с последующим измерением приращения температуры реакционных смесей, по которым идентифицируют продукт. Эти условия позволяют определять как тип нефти, так и марки бензинов, ксилола толуола, т.к. тепловые эффекты обезвоженных нефтей с 60-75%-ной N2SO4 практически постоянны (0,7-1,09°С) и неоднозначность зависимостей наблюдается при использовании серной кислоты с концентрацией 76-99%. Время процесса @ 5 мин, что в целом упрощает процесс. 1 ил. 3 табл.

СОоз СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУ6ЛИН (51)4 С Î1 И 1/16

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCKOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

2 (57) Изобретение касается аналитической химии, в частности идентификации типа нефтей и нефтепродуктов. Анализ ведут обработкой трех одинаковых проб серной кислотой с разной концентрацией с последующим измерением приращения температуры реакционных смесей, по которым идентифицируют продукт.

Эти условия позволяют определять как тип нефти, так и марки бензинов, ксилола,толуола, т.к. тепловые эффекты обезвоженных нефтей с 6"-754-ной

Н So практически постоянны (0,7

1,09 С) и неоднозначность зависимостей наблюдается при использовании серной кислоты с концентрацией 76—

99ь. Время процесса - 5 мин, что в целом упрощает процесс. t ил.>3 табл.

ГОСУДАРСТ8ЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЭ06РЕТЕНИЯМ И OTHPblTHSIM

ПРИ ГННТ СССР! (21) 4314984/23-04 (22) 17.08.87 (46) 30.11.89. Бюл. И 44 (71) Грозненский филиал Всесоюзного научно-исследовательского биотехнического института (72) Т.М.Керимов и Н.Г.фарзане (53) 543.42.062 (088.8) (56) Руководство по идентификации нефтей. M. ВНИПИэкономики, 1986.

Эшворт M.P.Ô. Титриметрические методы анализа органических соединений. Методы прямого титрования. M.;

Химия, 1968, с.51-53. (54) СПОСОБ ИДЕНТИФИКАЦИИ ТИПА НЕФТЕЙ

И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Изобретение относится к аналитической химии, а именно к способам идентификации нефтей и нефтепродуктов.

Цель изобретения — упрощение спо соба.

На чертеже изображена лабораторная установка для проведения способа.

Установка состоит из доэатора 1 для серной кислоты, калориметра 2 с механической мешалкой 3 и термодатчиком 4 и вторичного прибора 5 типа

KCll-4, Дозатор и калориметр снабжены рубашками, в которые подают воду от термостата для поддержания постоянной температуры кислоты в дозаторе и анализируемой нефти и нефтепродукта в калориметре, „.SUÄÄ 1525572 А 1

Пример 1. Построение калибровочных графиков.

Берут семь типов нефтей, приведенных в табл. 1. В дозатор 1 заливают

10 мл 76ь-ной серной кислоты (V „), а в калориметр 2 - 15 мл образца по п.1 табл. 1 (V„). Включают мешалку 3 с выбранным постоянным числом оборотов (и „, = 100 об/мин). Устанавливают по термодатчику 4 температуру кислоты (t „) в дозаторе и анализируемого вещества (t„) в калориметре равными

20,0+0,1 С. Включают лентопротяжный ме виэм вторичного прибора 5 и сливают кислоту из дозатора в калориметр в течение 2 с (".,„ 2 с). В результате взаимодействия кислоты с анализируемой нефтью выделяется теп,525572 нефти и обрабатывают в аналогичных условиях 931-ной серной кислотой, потом третий образец той же нефти

5 и обрабатывают в аналогичных условиях 991-ной серной кислотой и т.д.

Результаты опытов приведены в табл.1. ло. Изменение температуры реакции в калориметре фиксируют на диаграммной ленте вторичного прибора. Реакционную массу из калориметра сливают, а сам калориметр, мешалку и термодатчик промывают, очищают и высушивают °

Затем заливают второй образец той же

Таблица 1

Экспериментальные значения максимальных приращений температур реакции взаимодействия обезвоженных нефтей с серной кислотой при V „ = 10 мл; V „ 15 мл; t t Ä = 20 С; и 120 рад/с;

= 2 с Ñï

Приращение температуры реакции (ад, С) смешения нефти с серной кислотой при концентрациях, Ф мас. доли

ЯО

Номер

Месторождение нефти

1 ) 1 1

60 65 76 80 87 90 93 99

3 4„- 5 6 7 8 9 10

0,62 0,86 5, 53

2,50 3,75 7,05

1 30 2 20 5 62

0,53 0,42 0,50

0,65 0,55 1,58

0,65 0,50 0,80

0,80

1,05

0,98

0,70 0,25 0,58

0,52 0,40 2,00

0,80 1,23 6,05

3,50 6,00 9,40

1,05

0,76

0,90 0,35 0,20 1,30 2,75 5,20 9 75

0,50 4,70

0,90 0,72 0,33 0,30 0,35

Пример 2. Определение типа нефти.

Берут пробу иэ резервуара и обрабатывают в условиях примера 1 серной кислотой 76, 93 и 991-ной концентрации, Получают приращения температуР 40 реакции, равные 1,30; 5,20 и 9,75 С.

Сравнивают полученные данные с градуировочными (см. табл. 1) и определяют, что анализируемая нефть - "Кара-

Таблица 2

Экспериментальные значения максимальных приращений температур реакции взаимодействия бензинов с серной кислотой при 7 „ = 15 мл;

V

Приращение температуры реакции (46, С) смешения серной кислоты с бенэинами марок

Концентрация серной кислоты, Ф мас. доли Н, SO

АИ 72

АИ-76 АИ-84 АИ-93 АИ-98

"Калоша"

0,9 1,4 1,9 2,3

17 205 26 30

14,0 16,0 18,1 19,3

76

87

97,5

0,7

1,5

13,1

0,1

0,5

1,6

Хаянкортская нижнемеловая 0,85

Грозненская товарная 1,05

Озексуатская товарная1,09

Грузинская нефтесмесь с Батумского НПЗ 1,07

"Каламкас" товарная 0,80

"Каратурун" с полуострова. Мангышлак 0,95

"Култук" с полуострова Мангышлак 0,98 турун" с полуострова Мангышлак, основные характеристики которой по составу и качеству известны и сведены в сводный атлас. Согласно полученным данным оперативно выбирают соответствующие режимы работы технологических установок.

Аналогично определяют марки бензинов (см. табл. 2), ксилола и толуола (см. табл. 3).

525572

Анализируемое вещество

95,7 97,5

28,2

18,3

37,0

28,3

Ксилол

Толуол

Тепловые эффекты при смешении обезвоженных нефтей с 65-753-ной серной кислотой практически постоянны (0,7-1,09 С) и неоднозначность

Составитель С.Хованская

Редактор M.Ïåòðoeà Техред Л,Сердюкова Корректор Т,Пал Заказ 7215/38 тираж 789 "1одписное

ВНИИПИ Государственного комитета по иэобр .ниян и открытиям при ГКНТ CCCP

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. /5

Производственно-издательский комбинат "Па ент, г,ужгород, г Гаг-арина, 101

Таблица 3

Экспериментальные значения максимальных приращений температур реакции взаимодействия ксилола и толуол;; с серной кислотой при Ч, = 15 мл;

20 мл; t „ t, = 20 С; nÄ= 120 рад/с;

Приращение температу ры реакции (дВ, С) смешения анализируемого вещества с серной кислотой концентраций, Ф мас. доли нро, О зависимостей;.ачи: ает наблюдаться при использовании серной кислоты 76-

994-ной концентрации °

Время проведения одного анализа

5 составл .ет 5 мин, процесс может быть аз эматизирован. Предлагаемый способ не требует сложного аппаратурного оформления.

10 форму па изобретения

Способ идентификации типа нефтей и нефтепродуктов путем обработки анализируемой пробы реагентом с последующим измерением температуры реакционной смеси, о т .п и ч а ю шийся тем, что, с целью упрощения способа,. в качестве реагента используют 76

2п 99ь-ную серную кислоту, обработку ведут путе добав ения к трем одинаковым пробам серной кислоты разпичнои концентрации и измеряют приращение температур реакционных смесей, по которым идентифицируют тип нефти и нефтепродукта.

   

www.findpatent.ru