3.2.6 Методика измерений водородного показателя в пробах природных подземных и сточных вод потенциометрическим методом. Определение квч в нефти


3.2.6 Методика измерений водородного показателя в пробах природных подземных и сточных вод потенциометрическим методом

Сущность метода. Метод определения величины водородного показателя (рН) проб воды основан на измерении ЭДС электродной системы, состоящей из стеклянного электрода, потенциал которого определяется активностью водородных ионов, и вспомогательного электрода сравнения с известным потенциалом.

Проведение испытания

Аликвоты анализируемой пробы объёмом 30 см3 помещают в химический стакан вместимостью 50 см3. Электроды промывают дистиллированной водой, обмывают анализируемой водой, погружают в стакан с анализированной пробой. При этом шарик стеклянного измерительного электрода необходимо полностью погрузить в раствор.

Отсчет величины рН по шкале прибора проводят, когда показания прибора не будут изменяться в течение одной минуты.

После измерений электроды ополаскивают дистиллированной водой и протирают фильтровальной бумагой.

Для получения результата измерений проводят два единичных определения в условиях повторяемости.

3.2.7 Методика измерений содержания механических примесей в пробах природных подземных и сточных вод гравиметрическим методом.

Сущность метода. Гравиметрический метод определения содержания механических примесей основан на выделении их из пробы фильтрованием через бумажный фильтр «белая лента» и взвешивании осадка на фильтре после высушивания до постоянной массы.

Порядок выполнения измерений

Взвешенный бумажный фильтр помещают в воронку, смачивают небольшим количеством дистиллированной воды для хорошего прилипания и пропускают весь объём тщательно перемешанной анализируемой и подготовленной пробы воды.

Фильтрацию пробы воды подготовленной через бумажный фильтр допускается проводить с помощью установки для фильтрования под вакуумом. Бумажный фильтр складывают соответственно внутренней поверхности воронки Бюхнера, затем увлажняют дистиллированной водой и прижимают к стенке воронки.

По окончании фильтрования дают воде полностью стечь, затем фильтр с осадком трижды промывают дистиллированной водой порциями 10-20 см3 до отсутствия хлорид-ионов в фильтрате (качественная реакция с 0,1 н раствором азотнокислого серебра - отсутствие помутнения раствора). |

Осторожно вынимают пинцетом из воронки фильтр из воронки, и помещают в тот же бюкс, в котором его взвешивали до фильтрования, подсушивают сначала на воздухе, а затем в сушильном шкафу.

Фильтр с осадком в бюксе высушивают в сушильном шкафу при температуре (105±3) °С в течение одного - двух часов. Охлаждают в эксикаторе 45 минут и, закрыв бюкс крышкой, взвешивают.

Повторяют процедуру сушки, пока расхождение между результатами взвешивания будет не более 0,0004 г [16].

3.2.8 Методика выполнения измерений объемной доли воды в нефтяной эмульсии методом «Горячего отстоя»

Сущность метода «горячего отстоя» состоит в разделении эмульсии на слои воды и нефти при добавлении деэмульгатора и нагревании на водяной бане.

Выполенение измерения

1. После охлаждения пробы до комнатной температуры с помощью измерительной линейки проводят замеры высоты общего уровня жидкости и высоту слоя отстоявшейся воды. Для замера берут только те пробы, где эмульсия хорошо расслоилась и видна четкая граница между слоем воды и нефтяной фазой. Если эмульсия плохо расслоилась, то термостатирование продолжают в общей сложности 5-6 часов.

2. При наличии стойкой эмульсии в пробе четкая граница между слоями жидкости отсутствует и при достижении расслоения жидкости (ориентироваться по цветности) замер и расчет проводят по формуле [17].

3.2.9 Методика измерений массовой концентрации взвешанных частиц (КВЧ) в пробах пластовых (попутно добываемых) гравиметрическим методом.

Сущность метода. Гравиметрический метод определения содержания взвешенных частиц основан на выделении их из пробы фильтрованием воды через бумажный фильтр «белая лента» и взвешивании осадка на фильтре после высушивания до постоянной массы.

Выполнение измерения

Проведение анализа воды с массовой долей нефти менее или равной 1,0% (визуально — наличие плёнки нефти на поверхности воды).

1. Емкость с пробой воды встряхивают несколько раз до полного перемешивания, и переливают в мерный цилиндр. Фиксируют объем отобранной пробы.

2. Фильтрацию пробы воды через бумажный фильтр производят с помощью установки для фильтрования под вакуумом. Фильтруют весь объем анализируемой пробы воды. Бумажный фильтр складывают соответственно внутренней поверхности воронки Бюхнера, затем увлажняют, и прижимают к стенке воронки.

3. После окончания фильтрования емкость, в которой была проба воды, пробку и мерный цилиндр, использованный для определения измерения объема отобранной пробы, ополаскивают смесью этилового спирта и толуола 1:4, фильтруют через тот же бумажный фильтр до отсутствия масляного пятна при нанесении капли фильтрата на фильтровальную бумагу.

4.Фильтр с осадком промывают дистиллированной водой до отрицательной реакции на хлорид-ион (качественная реакция с 0,1 н раствором азотнокислого серебра - отсутствие помутнения раствора).

5.Фильтр с осадком сушат на воздухе до воздушно-сухого состояния и переносят в бюкс, в котором проводили взвешивание чистого бумажного фильтра.

6.Фильтр с осадком в бюксе сушат в сушильном шкафу при температуре (105±2)°С, охлаждают в эксикаторе, и взвешивают до получения расхождения между двумя последовательными взвешиваниями не более 0,0004г.

Проведение анализа воды с массовой долей нефти более 1,0%

1.Пробу нефтяной эмульсии (объемом не менее 300 см3 ) встряхивают несколько раз до полного перемешивания и переливают в делительную воронку. После отстаивания в течение 5-10 минут водный слой сливают в цилиндр. Фиксируют объем воды и переливают в чистую емкость.

2.Взвешенные частицы, оставшиеся на пробке, стенках емкости и мерного цилиндра смывают хлороформом и дистиллированной водой в туже делительную воронку. После отстаивания в течение 2-3 минут экстракт сливают в емкость с отобранной водой.

3.Фильтрацию пробы воды через бумажный фильтр производят с помощью установки для фильтрования под вакуумом. Фильтруют весь объем анализируемой пробы воды.

4.После окончания фильтрования емкость, в которой была проба воды, ополаскивают смесью этилового спирта и толуола 1:4, фильтруют через тот же бумажный фильтр до отсутствия масляного пятна при нанесении капли фильтрата на фильтровальную бумагу.

5.Фильтр с осадком промывают дистиллированной водой до отрицательной реакции на хлорид-ион (качественная реакция с 0,1 н раствором азотнокислого серебра - отсутствие помутнения раствора).

6.Фильтр с осадком сушат на воздухе до воздушно-сухого состояния и переносят в бюкс, в котором проводили взвешивание чистого бумажного фильтра.

7.Фильтр с осадком в бюксе сушат в сушильном шкафу при температуре (105±2)°С охлаждают в эксикаторе, и взвешивают до получения расхождения между двумя последовательными взвешиваниями не более 0,0004 г [18].

studfiles.net

- ООО "НИЦМИ" - Определение границ раздела сред. Идентификация сред. Определение соотношений содержания одной среды в другой

Однако, в более сложных технологических режимах при нестабильном «промслое», или когда в резервуарах и технологических аппаратах нет ни нефти, ни воды, а только «промслой» с различными свойствами эмульсии (Рис.2), измерительная информация о межфазном уровне нефть/вода будет недостоверной и соответственно может привести к ошибочным технологическим решениям.

В концепции же развития системы УМФ300 «промслой» занимает главное место, поскольку, именно там происходят основные процессы по разделению нефти и воды, а то как эти процессы идут - является важнейшей информацией для технологов в решении технологических задач подготовки нефти и воды. В настоящее время УМФ300, помимо уровней нефти и воды, измеряет уровень эмульсии, определяет наличие и выраженность границ раздела между нефтью и эмульсией, эмульсией и водой, определяет структуру «промслоя», является он устойчивым или неустойчивым, однородным или наоборот, содержащим внутренние слои. Вся эта информация архивируется и может быть впоследствии использована для анализа того, как шел технологический процесс подготовки.

Волновое сопротивление линии датчика зависит от диэлектрической проницаемости сред, находящихся в емкости. Высокочастотный сигнал распространяясь по линии увеличивает или замедляет скорость распространения сигнала в зависимости от диэлектрической проницаемости данной среды.

Однако, представляемая системой УМФ300 диагностическая информация о состоянии эмульсии носит исключительно качественный характер. Выводы о плохом или хорошем отстое, структуре эмульсии, ее устойчивости не подкрепляются количественными характеристиками. Между тем в категорию «промслоя» или эмульсии входит очень широкий диапазон жидкостей с содержанием нефти от 1 до 95 процентов. Отсутствие информации о количестве нефти в эмульсионной зоне не позволяет оценить риски устойчивых эмульсионных зон, причины их возникновения и соответственно принять правильные технологические решения.

Большая разница между диэлектрической проницаемостью воды и нефтепродуктов позволяет произвести измерения содержания нефтепродуктов в воде с большой чувствительностью.

Актуальность задачи определения количества нефти в эмульсии определяется не только с решениями проблем, связанных непосредственно с подготовкой нефти, но и вопросами оперативного учета нефти в резервуарах и технологических аппаратах. В старой концепции нефть/вода учет количества нефти производился по показаниям поплавков или электронной рулетки. Такой учет регулярно приводил к возникновениям значительных дисбалансов между добычей, подготовкой и узлами учета.

Целью настоящей работы является доработка системы УМФ300 и получения количественных характеристик об объемах нефти в эмульсионной зоне. Решение данной задачи позволит перейти с трудоемкого и неточного метода определения нефти в резервуарах и технологических аппаратах при помощи отбора и анализа проб на приборный и соответственно более точный способ учета нефти. Кроме того технологический персонал получит дополнительную, уже количественную характеристику состояния эмульсионной зоны.

www.nicmi.ru

способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины - патент РФ 2368776

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины, оборудованной электроцентробежным насосом (ЭЦН). Техническим результатом является повышение точности определения уровня жидкости, снижение количества аварийных ситуаций, увеличение срока службы электроцентробежных насосов, повышение производительности и объема добычи нефти. Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, включает определение уровня жидкости геофизическими методами по данным измерений гамма-гамма-плотномером по рассеянию, выполненных в разное время в процессе работы насоса. Дополнительно выполняют измерения гамма-гамма-плотномером по рассеянию до пуска насоса. Затем сразу после пуска насоса и далее постоянно в процессе работы насоса. При этом разность между уровнем жидкости, измеренным сразу после пуска насоса, и уровнем жидкости, измеренным до пуска насоса, принимают за эталонную разность уровней Н. Фактический уровень жидкости в каждый момент в процессе работы насоса определяют путем вычитания эталонной разности уровней Н из уровня жидкости, измеренного в каждый момент в процессе работы насоса. Отключают насос при приближении фактического уровня жидкости к уровню установки насоса на 5-7 метров. 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2368776

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины, оборудованной электроцентробежным насосом (далее ЭЦН или насос), с тем чтобы своевременно отключить ЭЦН.

Известны различные способы определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, оборудованной ЭЦН, включающие определение уровня жидкости разными геофизическими методами.

Наиболее распространенным в настоящее время способом определения уровней в межтрубном пространстве является выполнение измерений акустическим уровнемером (эхолотом). Способ описан в справочнике: В.Н.Василевский и А.П.Петров. Техника и технология определения параметров скважины и пласта. - Справочник рабочего. М.: Недра, 1989.

Однако данный способ имеет много недостатков, так как точность определения уровня жидкости по эхолоту обусловлена, в основном, точностью фиксации скорости звука в скважине, зависящей не только от конструкции эхолота, но и от различных условий в скважине, влияющих на скорость распространения звука в ней. Например, известно, что на скорость распространения звука в скважине влияют физико-химические свойства находящихся в скважине жидкости, газов, пены (состав, концентрация, давление, температура, скорость перемещения и т.п.). Кроме того, в скважинах с различными геолого-промысловыми условиями на результаты измерений эхолотом оказывают искажающее влияние большая криволинейность ствола скважины, эксцентричное расположение насосно-компрессорных труб (НКТ) из-за расположения питающего ЭЦН кабеля в межтрубье, наличие на НКТ и в НКТ в интервале вечномерзлых пород гидрато-парафиновых отложений, наличие в межтрубном пространстве выше уровня нефти взвешенной смеси нефти с воздухом, называемой пеной или жидкостью с пеной, в зависимости от процентного содержания жидкости в пене. При исследованиях уровня жидкости фиксируют верхнюю точку столба пены, считая, что это и есть уровень жидкости. Фактический же уровень жидкости находится под столбом пены и остается не измеренным.

Исследования показывают, что вследствие указанных причин измерения эхолотом дают удовлетворительные результаты по определению уровня жидкости в межтрубье только в 30% случаев.

Учитывая недостатки способа определения уровня жидкости с использованием эхолота, известны попытки разработать способ определения уровня жидкости путем измерения давления жидкости в скважине.

Известный способ определения уровня жидкости в скважине включает проведение измерений давления до и после пуска насоса и определение уровня по отношению давлений (SU 1158751А, кл. Е21В 47/04, опубл. 30.05.1985, 2 с.).

Недостатком этого способа является то, что столб жидкости с воздухом (пена), возникающий при работе насоса в зависимости от величины амплитуды и частоты его вибраций, создает разное давление на находящуюся у его подошвы жидкость, а, следовательно, и на датчик давления. Разное давление столба пены определяется разным процентным содержанием воздуха и жидкости в пене, обусловленным составом жидкости и величиной амплитуды и частоты вибраций насоса. В связи с нестабильностью состава жидкости и вибрационных характеристик насоса, зависящих от его конструкции, производительности, глубины установи, а также и от состава жидкости, давление столба пены колеблется в весьма значительном диапазоне. Нестабильность величины давления столба пены, фиксируемого датчиками, приводит к ошибочным выводам по уровню жидкости в межтрубном пространстве. Ошибки же в определении уровня жидкости приводят к случаям засасывания пены в ЭЦН, что приводит к резкому сбросу нагрузки насоса с последующими гидроударами и, в итоге, к перегреву обмотки ЭЦН из-за динамических перегрузок, а затем и к ее перегоранию. Из-за самой большой аварийности с насосами при определении уровня жидкости по ее давлению этот способ определения уровня жидкости стараются не применять.

Указанный недостаток частично устранен в другом известном способе определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, принятом за прототип.

Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, оборудованной ЭЦН, по прототипу включает определение уровня жидкости геофизическими методами по данным двух измерений гамма-гамма-плотномером по рассеянию, выполненных в разное время, и по смещению одной кривой относительно другой судят об изменении уровня жидкости в скважине (Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1987, с.339-341).

Преимуществом прототипа является то, что он фиксирует верхний уровень или жидкости, или пены, или жидкости с пеной независимо от плотности жидкости, пены или жидкости с пеной. Фиксируемые уровни во всех этих случаях называют во избежание путаницы уровнем жидкости.

Недостатком прототипа является то, что он фиксирует лишь относительное смещение столбов жидкости в процессе работы ЭЦН, но положение фактического уровня жидкости, т.е. уровня жидкости под пеной или под жидкостью с пеной, не известно и не фиксируется. Из-за ошибочного определения уровня жидкости электрическая обмотка ЭЦН часто перегорает. Поэтому аварии с ЭЦН не исключаются.

Задачей предлагаемого изобретения является создание способа определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, лишенного указанных выше недостатков.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является повышение точности определения уровня жидкости, снижение количества аварийных ситуаций, увеличение срока службы электроцентробежных насосов. В целом достигается повышение производительности насоса и объема добычи нефти.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, включающем определение уровня жидкости геофизическими методами по данным измерений гамма-гамма-плотномером по рассеянию, выполненных в разное время, и суждение об изменении уровня жидкости в скважине по смещению последней кривой относительно предыдущих, согласно предложенному, измерения гамма-гамма-плотномером по рассеянию выполняют до пуска насоса, сразу после пуска насоса и далее постоянно или периодически в процессе работы насоса с установлением периодичности для каждой скважины по данным практики из условия недопущения аварийности насоса, при этом разность между уровнем жидкости, измеренным сразу после пуска насоса, и уровнем жидкости, измеренным до пуска насоса, принимают за эталонную разность уровней Н, а фактический уровень жидкости, измеряемый постоянно или периодически в процессе работы насоса, определяют путем вычитания эталонной разности уровней Н из уровня жидкости, измеренного в каждый момент в процессе работы насоса, насос отключают при приближении фактического уровня жидкости до уровня установки насоса на 5-7 метров.

Выполнение измерений гамма-гамма-плотномером по рассеянию до пуска насоса и сразу после пуска насоса необходимо для того, чтобы зафиксировать два уровня жидкости - до пуска насоса и сразу после пуска насоса - с целью определения разности указанных уровней Н, которая принимается за эталонную как величина, неизменная в условиях конкретной скважины.

В процессе работы насоса при постепенном понижении уровня жидкости в межтрубном пространстве необходимо своевременно произвести отключение насоса, т.к. при снижении фактического уровня жидкости ниже уровня, на котором установлен насос, возникает опасность аварийной ситуации вследствие засасывания пены, жидкости с пеной или воздуха, перегрева и перегорания обмоток насоса. Измерение уровня жидкости гамма-гамма-плотномером по рассеянию в каждый момент в процессе работы насоса дает величину не фактического уровня жидкости, а уровня пены или смеси жидкости с пеной, образуемых над жидкостью вследствие динамических процессов в скважине. Этот последний уровень располагается значительно выше фактического уровня жидкости и поэтому не может служить достоверной информацией для определения уровня жидкости. Для того чтобы повысить точность определения уровня жидкости и исключить возможность аварийной ситуации, необходимо в каждый момент в процессе работы насоса определять фактический уровень жидкости путем вычитания эталонной разности уровней Н из уровня жидкости, измеренного гамма-гамма-плотномером по рассеянию в каждый момент в процессе работы насоса. Таким образом, способ позволяет определить не относительное смещение уровней жидкости в процессе работы ЭЦН, а положение фактического уровня жидкости, т.е. уровня жидкости под пеной или под жидкостью с пеной.

То, что насос отключают при приближении фактического уровня жидкости до уровня установки насоса на 5-7 м, гарантирует отсутствие попадания пены, или жидкости с пеной, или воздуха в насос и, как следствие, отсутствие аварий. Работать при приближении, меньшем чем 5-7 м, нельзя, так как столб жидкости над насосом пульсирует при работе насоса из-за его вибрации, то есть изменяет свой верхний уровень примерно на высоту 5-7 м.

Таким образом, в результате определения фактического уровня жидкости снижается вероятность засасывания в насос пены, или жидкости с пеной, или воздуха, что обеспечивает снижение вероятности аварий и увеличение срока службы ЭЦН. Этим достигается повышение производительности насоса и увеличение добычи нефти.

Предложенный способ поясняется чертежом, где обозначены следующие измерения: 1 - до пуска насоса, 2 - сразу после пуска насоса, 3-6 - в процессе работы насоса, 7 - фактический уровень жидкости, Н - эталонная разность уровней.

Предложенный способ выполняют следующим образом. В межтрубное пространство скважины на определенном уровне устанавливают ЭЦН. Прежде чем запустить насос, производят измерение уровня жидкости гамма-гамма-плотномером по рассеянию. Затем запускают насос в работу и сразу же производят второе измерение. Фиксируют разницу этих измерений и принимают ее за эталонную (Н). Далее производят измерения уровня жидкости постоянно или периодически в процессе работы насоса с установлением периодичности для данной скважины по данным практики из условия недопущения аварийности насоса. Однако эти показания, как было сказано выше, дают сведения не о фактическом уровне жидкости, а об уровне пены или жидкости с пеной, которые имеют место над жидкостью в процессе работы насоса. Для того чтобы получить сведения о фактическом уровне жидкости, из уровня жидкости, измеренного в каждый момент в процессе работы насоса, вычитают эталонную разность уровней Н. В случае, когда результат вычисления, то есть фактический уровень жидкости, приближается к значению уровня, на котором установлен насос, на 5-7 м, производят отключение насоса с целью предохранения его от перегорания.

Например, если в результате определения уровня жидкости получены измерения 3 и 4, работа насоса безопасна, так как фактический уровень жидкости 7 расположен выше, чем на 5-7 м от уровня установки насоса. При измерении 5 работать еще возможно, поскольку условия аналогичны условиям при измерениях 3 и 4. При измерении 6 работать категорически запрещается и насос должен быть отключен.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, включающий определение уровня жидкости геофизическими методами по данным измерений гамма-гамма-плотномером по рассеянию, выполненных в разное время в процессе работы насоса, отличающийся тем, что измерения гамма-гамма-плотномером по рассеянию выполняют до пуска насоса, сразу после пуска насоса и далее постоянно в процессе работы насоса, при этом разность между уровнем жидкости, измеренным сразу после пуска насоса, и уровнем жидкости, измеренным до пуска насоса, принимают за эталонную разность уровней Н, а фактический уровень жидкости в каждый момент в процессе работы насоса определяют путем вычитания эталонной разности уровней Н из уровня жидкости, измеренного в каждый момент в процессе работы насоса, насос отключают при приближении фактического уровня жидкости к уровню установки насоса на 5-7 м.

www.freepatent.ru