способ определения содержания связанной воды в нефтях и нефтепродуктах. Определение содержания в нефти воды


21 Содержание воды в нефтях и нефтепродуктах » СтудИзба

Содержание воды в нефтях и нефтепродуктах

Диапазон содержания воды в нефтях весьма широк и может изменяться от десятых долей до 60 % и более.

         Содержащаяся в нефтях вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Содержание растворенной воды зависит в основном от химического состава нефти и нефтепродуктов и температуры. С повышением температуры растворимость воды увеличивается во всех углеводородах. Наибольшей растворяющей способностью по отношению к воде обладают ароматические углеводороды. Чем выше содержание в нефти ароматических углеводородов, тем выше в ней растворимость воды.

При снижении температуры растворимость воды в нефти и нефтепродуктах уменьшается и вода может выделяться в виде дисперсных частиц, образуя водонефтяные эмульсии. В монодисперсных эмульсиях содержание воды может доходить до 74;%. В реальных условиях водонефтяные эмульсии являются полидисперсными. В нефтях, поступающих со сборных пунктов на установки обезвоживания и обессоливания, размеры глобул воды находятся в пределах от 3—5 до 7—10 мкм. Эти размеры зависят от гидродинамических и других условий добычи нефти, а также степени обводненности пласта. Размеры глобул в течение года для одной и той же скважины могут меняться в пределах 5—12 мкм. Содержание воды в нефти может доходить до 97 %, однако большинство нефтей образуют с водой достаточно устойчивые эмульсии с содержанием воды не более 60 %. Остальная часть воды находится в свободном состоянии и легко отстаивается.

Важным показателем нефтяных эмульсий является их устойчивость,    т.е. способность в течение длительного времени не разрушаться. Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий измеряется продолжительностью их существования и для различных нефтяных эмульсий колеблется от нескольких секунд до нескольких часов и даже месяцев. Устойчивость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, в том числе от наличия в них веществ, называемых эмульгаторами. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела фаз, снижают межфазное поверхностное натяжение и таким образом повышают ее устойчивость. Известны десятки подобных веществ, содержащихся в нефтях. Большая их часть принадлежит к классу поверхностно-активных веществ. Такими компонентами нефти являются различные нефтяные кислоты, смолистые соединения.

В процессе образования и стабилизации водонефтяных эмульсий наряду с поверхностно-активными веществами важную роль играют тонкодисперсные нерастворимые твердые продукты, находящиеся в нефти в коллоидном состоянии.

К ним относятся асфальтены, микрокристаллы парафина, сульфид железа и другие механические примеси. Эти продукты образуют на поверхности капель механически прочные оболочки, препятствующие их коалесценции.

Стабилизация водонефтяных эмульсий определяется закономерностями адсорбции на поверхности капель различных эмульгирующих веществ. Вначале этот процесс идет быстро, а затем, по мере заполнения свободной поверхности капель, постепенно затухает и скорость его стремится к нулю. В этот период состав и структура бронирующих оболочек стабилизируются. Время, необходимое для такой стабилизации, называется временем старения эмульсии. Время старения эмульсии зависит от многих факторов и для большинства нефтей СССР изменяется от двух-трех до десятков часов. Во время старения повышается и устойчивость эмульсий к расслоению.

Стойкость эмульсий существенно зависит от фракционного состава нефтей. Чем больше содержание в нефти светлых фракций, тем менее устойчивы водонефтяные эмульсии, так как при этом увеличивается разность плотностей воды и нефти. Эмульсии высоковязких нефтей имеют более высокую стойкость, так как более высокая вязкость дисперсной среды препятствует столкновению частиц воды и их укрупнению, т. е. коалесценции.

Повышение концентрации солей в пластовой воде, которая образует с нефтью водонефтяную эмульсию, приводит к уменьшению стойкости эмульсии, так как в этом случае возрастает разность плотности воды и нефти.

В нефтепродуктах содержание воды значительно меньше, чем в нефтях. Большинство нефтепродуктов по отношению к воде обладает очень низкой растворяющей способностью. Кроме того, нефтяные дистиллятные топлива обладают и меньшей, чем нефть, эмульгирующей способностью, так как в процессе переработки удаляется значительная часть смолистых веществ, нафтеновых кислот и их солей, серосодержащих соединений, которые, как сказано выше, играют роль эмульгаторов.                                             

Наличие воды в моторных топливах, смазочных маслах крайне нежелательно. Содержание воды в смазочных маслах усиливает их склонность к окислению и ускоряет коррозию металлических поверхностей, соприкасающихся с маслом. Присутствие воды в моторных топливах может привести при низких температурах к прекращению подачи топлива из-за забивки топливныхфильтров кристаллами льда.

Методы определения воды в нефти и нефтепродуктах могут быть разбиты на две группы: качественные и количественные.

Качественные испытания позволяют определять не только эмульсионную, но и растворенную воду. К этим методам относятся пробы на прозрачность Клиффорда, на потрескивание и на реактивную бумагу. Первые два из этих методов используют для определения воды в прозрачных нефтепродуктах. Наиболее часто применяемым методом качественного определения воды является проба на потрескивание.

Для количественного определения воды в нефти и нефтепродуктах можно использовать различные их свойства, функционально связанные с содержанием в них воды: плотность, вязкость, поверхностное натяжение, диэлектрическую проницаемость, электропроводимость, теплопроводность и т. д. Заранее рассчитать вид функции, как правило, невозможно из-за неаддитивного вклада воды в измеряемый параметр. Неаддитивность обусловлена химическим взаимодействием молекул воды и вещества. По этой причине математическую зависимость обычно находят, используя экспериментальные данные.

Другая группа методов основана на использовании химических и физико-химических свойств самой воды. К ним, например, относятся метод титрования реактивом Фишера, гидридкальциевый.

Существующие количественные методы определения воды в жидких продуктах, кроме того, делят на прямые и косвенные. К прямым методам относят метод Дина и Старка, титрование реактивом Фишера, гидридкальциевый метод и центрифугирование, к косвенным — диэлькометрический,ИК-спектрофото-метрически кондуктометрический, колориметрический и др.

Проба на потрескивание

Приборы

Пробирка диаметром 10—15 и высотой 120—150 мм

Термометр

Термостат

При нагревании нефти или нефтепродукта до 150 °С содержащаяся в них вода вскипает и образует пену, вызывая треск и помутнение продукта. По этим признакам делают заключение о наличии или отсутствии воды в продукте.

В стеклянную пробирку диаметром 10—15 и высотой 120— 150 мм наливают испытуемый продукт до высоты 80—90 мм. Пробирку закрывают пробкой, снабженной термометром и имеющей отверстие для прохождения образующихся паров. Шарик термометра должен находиться на расстоянии 20— 30 мм от дна пробирки. Пробирку с испытуемым продуктом вставляют вертикально в термостат, нагретый до 170°С, и наблюдают за ней в течение нескольких минут, пока температура в пробирке не достигнет 150°С. При наличии в продукте влаги он начинает пениться, слышится треск.

Рис. 2.4. Схема установки для определения воды по методу Фишера

Приборы: стакан для титрования,  метиловый спирт, реактив Фишера

Подготовка к испытанию. Для проведения анализа собирают прибор (рис. 2.4) и определяют титр реактива Фишера в соответствии с ГОСТ 24629—81.

Массу навески анализируемого нефтепродукта берут из такого расчета, чтобы на титрование расходовалось 3—8 мл реактива Фишера. В качестве растворителя используют метиловый спирт.

Проведение испытания. В стакан для титрования вводят обезвоженный метанол в объеме, необходимом для погружения платиновых электродов, и оттитровывают реактивом Фишера воду, содержащуюся в обезвоженном метиловом спирте, а также адсорбированную стенками колбы и электродами. В начале титрования реактив Фишера подают по каплям со скоростью одна капля в секунду. При этом стрелка микроамперметра незначительно отклоняется от нулевого деления. Когда стрелка начнет сильно колебаться, реактив Фишера добавляют со скоростью одна капля за 5 с, а при приближении к точке эквивалентности—со скоростью одна капля за 10 с.

Титрование проводят до тех пор, пока стрелка микроамперметра не установится на определенном делении шкалы и не продержится на этом делении в течение 30 с. Такое положение стрелки свидетельствует о конце титрования.

После этого в оттитрованную смесь вносят взвешенную массу или отмеренный объем анализируемого продукта и снова титруют реактивом Фишера до эквивалентной точки.

Необходимая для анализа масса навески нефтепродукта зависит от содержания воды:

Массовая доля воды,

< 0,05 0,05—01 0,1- 05 0,5-1,0

1,0-3,0 3,0

Масса навески, г

Не менее  20

20-15

15—15

5-2

2-0,5

Больше 0,5

Одновременно проводят контрольный опыт определения воды в растворителе, взятом для растворения нефтепродукта. При обнаружении воды в растворителе в результаты определе­ния вносят поправку.

Массовую долю воды X, %, вычисляют по формуле:

X=TV1/V2p-lO,

где Т — титр реактива Фишера, мг/см3; V1— объем реактива Фишера, израсходованный на титрование анализируемого продукта, мл; V2 — объем анализируемого продукта, мл; р — плотность анализируемого продукта, г/см3.

За результат анализа принимают среднее арифметическое двух параллельных определений.

Определение содержания воды хроматографическим методом

Содержание воды определяют методом газоадсорбционной хроматографии на насадочной колонке. В качестве сорбентов используют пористые полимеры типа полисорба-1. Детектирование осуществляют по теплопроводности в гелии. После выхода пика воды проводят обратную продувку хроматографической колонки.

Приборы, реактивы, материалы

Хроматограф с детектором по теплопроводности

Микрошприц

Этиловый спирт-ректификат

Гелий

Полисорб-1

Пробка резиновая

Подготовка к анализу. Включают хроматограф в сеть и проверяют его герметичность согласно инструкции по эксплуатации прибора. Если хроматографическая колонка загружена свежеприготовленным адсорбентом, то ее продувают гелием в течение 10—12 ч со скоростью 3 л/ч при температуре около 200 °С. Используют колонку длиной 4 м и внутренним диаметром 4 мм.

При анализе нефти необходимо соблюдать следующие условия:

Температура колонки, °С                                   70

Температура детектора, °С                            125-150

Температура испарителя, °С                             280

Чувствительность детектирования, мВ             2

Скорость гелия, л/ч                                              6

Скорость движения ленты диаграммы,           360

м/ч

Объем анализируемой пробы, мл                 0,05-0,2

Проведение анализа. Определение количества воды в нефти чаще всего проводят способом абсолютной калибровки.

После установления заданных условий анализа микрошприцем вводят в испаритель точное количество (1 мкл) калибровочной смеси. В качестве калибровочной смеси используют этиловый спирт-ректификат, содержащий от 0,1 до 6,% воды. При расчете хроматограмм используют массовые коэффициенты чувствительности для воды и этилового спирта—1IKв и  1/Кэт

соответственно:

1/Кв= 1,256;   1/Кэт= 0,936.

Количество воды в калибровочной смеси рассчитывают как среднее 3—4 параллельных определений.

После этого пробу нефти тщательно перемешивают и отбирают на анализ хорошо просушенным чистым шприцем в количестве 0,05—0,2 мл. Для герметизации на конец иголки насаживают кусочек резиновой пробки и взвешивают на аналитических весах. Результат взвешиваний записывают в рабочую тетрадь. Затем, сняв с иголки кусочек пробки, пробу вводят в испаритель, снова кусочек пробки насаживают на иголку и взвешивают шприц. По разности взвешиваний определяют массу введенной в колонку пробы. Когда на хроматограмме появится пик воды, осуществляют обратную продувку колонки.

Массовую долю воды А, %, при абсолютной калибровке рассчитывают по формуле:

             А= SVkgp/МSк • 1000

где S — площадь пика воды в анализируемой пробе, мм2; Ук — объем калиб­ровочной смеси, использованной для анализа, см3; g— массовая доля воды в калибровочной смеси, %; р — плотность калибровочной смеси, г/см ;

5к—площадь пика воды в калибровочной смеси, мм2; М— масса навески анализируемой пробы, г.

studizba.com

способ определения содержания связанной воды в нефтях и нефтепродуктах - патент РФ 2044307

Использование: способы определения содержания воды в нефти на нефтепромыслах, установках подготовки нефти, нефтеперерабатывающих заводах, пунктах приемки и сдачи нефтепродуктов. Сущность изобретения: способ основан на измерении разности ИК-поглощения исследуемой и обезвоженной проб одного сорта на частоте поглощения воды, величина которой связана линейной зависимостью с содержанием в исследуемой пробе связанной воды. Изобретение относится к способам контроля за содержанием воды в нефтях и нефтепродуктах и может быть использовано в промышленных и научно-исследовательских лабораториях, на нефтеперерабатывающих заводах, в нефтепромысловых управлениях, на пунктах сдачи-приемки нефтяного сырья и продуктов его переработки. Известен и широко применяется для количественного определения содержания воды в нефтях метод Дина и Старка, принятый в качестве стандартного (ГОСТ 2477-65), основанный на измерении объема воды, испарившейся из определенного объема исследуемой обводненной пробы нефтепродукта при прогреве ее до температуры кипения в присутствии специального растворителя [1] Этот метод очень трудоемкий, длительный, в ряде случаев недостаточно точный, плохо воспроизводимый, требует при малых содержаниях воды большого количества исследуемой пробы, в высоковязкой нефти не позволяет отделить полностью сильно связанную воду, не может быть применен для определения обводненности нефти непосредственно в трубопроводе. Известны способы определения содержания воды в водонефтяных эмульсиях, основаные на оптических явлениях: поглощении [2] или отражении [3] света. При осуществлении известных оптических способов измеряется оптическая плотность водонефтяных эмульсий на двух длинах волн: аналитической (где вода поглощает свет) и эталонной (где вода свет не поглощает) и по разности сигналов, пропорциональных оптической плотности на аналитической и эталонной длинах волн (частотах) без учета [2] или с учетом ряда других параметров [3] определяют содержание воды в нефти. Способы, основанные на оптических явлениях, как правило, более экспрессны, более чувствительны и более точны, чем метод Дина-Старка, основанный на испарении, последующей конденсации и измерении объема выделенной из нефти воды. Однако разные оптические способы также могут различаться как по чувствительности и точности определения содержания воды, так и по степени удобства их практического применения. В частности, способ, предложенный в [2] основанный на явлении поглощения света, более удобен и прост при определении содержания воды по разнице оптических плотностей обводненных проб на аналитической и эталонной частотах, чем способ, предложенный в [3] основанный на явлении отражения света. В то же время использование частоты положения максимума полосы поглощения воды 3400 1/см в качестве аналитической в способе [3] позволяет определять малые концентрации воды более точно, чем при использовании для этой цели частоты фонового поглощения воды 5181 1/см в способе [2] Общим же для обоих предложенных в [2, 3] способов недостатком является необходимость использования при определении содержания воды значений оптических плотностей исследуемых проб на частоте, не совпадающей с аналитической, лежащей в области прозрачности воды, вместо значений оптических плотностей проб, реально не содержащих воду, на частоте, совпадающей с аналитической. Необходимость использования двух разных частот в способах [2, 3] является следствием того, что в них предлагается исследовать только одну обводненную пробу, и поэтому значение оптической плотности безводной пробы, необходимое для определения концентрации воды в анализируемой обводненной пробе, может быть определено по поглощению только анализируемой пробы и только на частоте, отвечающей области прозрачности воды, не совпадающей с аналитической, на которой вода поглощает. Необходимость сравнения оптических плотностей проб на двух разных частотах усложняет конструкцию устройств для реализации оптических способов измерения концентрации воды и вносит дополнительные ошибки, связанные с разной температурной зависимостью интенсивности источников и чувствительности фотоприемников ИК-излучения в этих устройствах в разных спектральных участках. Предлагаемый способ лишен перечисленных выше недостатков. В основе предлагаемого способа лежит явление поглощения водой инфракрасного излучения. Как и в [2, 3] оптическую плотность обводненной пробы предлагается измерять на аналитической частоте, расположенной в области поглощения воды. Однако, в отличие от [2, 3] оптическую плотность безводной пробы предлагается измерять на той же частоте, на которой измеряется оптическая плотность исследуемой (анализируемой) пробы. Измерив на выбранной аналитической частоте значение коэффициента К поглощения исследуемой (анализируемой) пробы и вычтя из него коэффициент К поглощения безводной пробы того же сорта, измеренный на той же частоте, можно определить концентрацию С воды в исследуемой пробе по формуле Cводывиссл.пробе,% (1) где Х,1/см показатель поглощения света водой на единицу ее концентрации, измеренный на той же (аналитической) частоте, на которой измеряются коэффициенты поглощения исследуемой (анализируемой) пробы и того же сорта безводной пробы. Показатель Х поглощения воды в выражении (1) заранее определяется с помощью формулы X= (2) по коэффициенту К поглощения на той же (аналитической) частоте обводненной эталонной пробы с известной концентрацией С воды, искусственно введенной в безводную пробу в необходимом количестве и тщательно с ней перемешанной до образования устойчивой, не расслаивающейcя эмульсии. С помощью формулы (1) с учетом формулы (2) можно определять содержание связанной воды в нефтях и нефтепродуктах по оптическим плотностям проб на любой частоте из области поглощения воды от 600 до 6000 1/см. Наибольшая же чувствительность измерения концентрации С воды может быть достигнута при использовании значений оптических плотностей проб, измеренных на частоте расположения максимума полосы поглощения воды 3400 1/см. Определение содержания воды осуществляют следующим образом. Определяют по известным методикам по нескольким измерениям средние значения коэффициентов поглощения полностью обезвоженной пробы нефтепродукта данного сорта и ее искусственной смеси с водой в известной концентрации на одной и той же аналитической частоте света в области поглощения воды (например, 5181 1/см, как предлагается в [2] или 3400 1/см, как предлагается в [3] ). Контроль за полным отсутствием воды в безводной пробе осуществляют по исчезновению пика поглощения на частоте 3400 1/см. Содержание воды в искусственной эталонной смеси безводной нефти с водой можно сравнить с результатами ее определения методом Дина-Старка (с учетом допустимой по ГОСТ погрешности при концентрациях воды С Вычисляют по формуле (2) численное значение параметра Х для выбранной аналитической частоты (5181 1/см, 3400 1/см или любой другой в области поглощения воды 600-6000 1/см). Измеряют значения коэффициентов поглощения на выбранной аналитической частоте исследуемых (анализируемых) проб. Полученные значения К (1/см) исследуемой пробы, безводной пробы и параметра Х подставляют в формулу (1) и по ней вычисляют концентрацию С (%) воды в исследуемой пробе. Применение предлагаемого способа проиллюстрируем следующими примерами. П р и м е р 1. Коэффициенты поглощения света пробами легкой нефти месторождения Уса (девон), полностью обезвоженной, обводненной эталонной с содержанием воды 3% и исследуемой на частоте 5181 1/см оказались равными К5181безв.пробыУса(Д) 10 (1/см) К51813%обв.этал.пробыУса(Д) 40 (1/см) К5181иссл.пробыУса(Д) 23 (1/см) Показатель К поглощения света водой на единицу концентрации на частоте 5181 1/см в нефтях месторождения Уса (девон) согласно формуле (2) X5181водыУса(Д)= 10(1/см) Концентрация воды в исследуемой пробе согласно формуле (1) Cводывиссл.пробеУса(Д)= 1,3% П р и м е р 2. Показатель поглощения света водой на единицу концентрации на частоте 3400 1/см, определенный ранее по поглощению проб тяжелой нефти с месторождения Уса (пермо-карбон) безводной и обводненной эталонной с известной концентрацией воды, оказался равным Х3400водыУса(р-c) 30 (1/см%) Коэффициенты поглощения на той же частоте проб той же нефти, безводной и исследуемой, оказались равными К3400безв.пробыУса(р-c) 40 (1/см) К3400иссл.пробыУса(р-c) 55 (1/см) Согласно формуле (1) концентрация воды в исследуемой пробе нефти Cводывиссл.пробеУса(р-с) 0,5% Измерение содержания воды в исследуемой пробе с помощью предлагаемого способа после предварительного определения параметра Х для данного сорта нефтепродукта на данной частоте (длине волны) света занимает не более 5 мин. Относительная погрешность определения концентраций связанной воды (dC/C) в неразборных кюветах с постоянным зазором не более 0,05. Для измерений достаточен объем проб не более 0,01 мл. Метод может быть применен для определения обводненности нефти непосредственно в трубопроводе. Метод позволяет определять содержание воды в нефтях и нефтепродуктах до 0,01%

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СВЯЗАННОЙ ВОДЫ В НЕФТЯХ И НЕФТЕПРОДУКТАХ, при осуществлении которого определяют оптическую плотность исследуемой пробы на частоте поглощения воды и обезвоженной той же пробы, по разности которых судят о содержании воды в нефтях и нефтепродуктах, отличающийся тем, что оптическую плотность обезвоженной пробы определяют на той же частоте поглощения воды.

www.freepatent.ru

Работа № 7 1 определение содержания воды в нефти

Работа № 7.1. Определение содержания воды в нефти

В зависимости от физико-химических свойств и степени подготовки нефти разделяются на классы, типы, группы и подгруппы.

Нефти подразделяются на группы в зависимости от глубины обезвоживания и обессоливания (табл. 7.1).

Таким образом, количество остаточной воды в нефти является одним из основных показателей, характеризующих товарные качества нефти. В лабораторных условиях определить содержание воды в нефти можно с помощью прибора Дина и Старка, изображенного на рис. 7.1. Содержание воды в нефтях и нефтепродуктах определяется в массовых долях.

Рис. 7.1. Прибор Дина и Старка для определения содержания воды в нефти:

  1. стеклянная колба;

  2. градуированная ловушка;

  3. соединительная трубка;

  4. холодильник

Таблица 7.1

Группы нефтей по глубине обезвоживания и обессоливания

Наименование показателя

Значение показателя для группы

0

1

2

3

Массовая доля воды, %, (не более)

0,5

0,5

1,0

1,0

Содержание хлористых солей, мг/кг,

(не более)

40

100

300

900

Порядок проведения лабораторной работы:

  1. Для исследования берется нефтяная эмульсия массой около 100 граммов. Эмульсия готовится в лабораторных условиях искусственно путем смешивания известных количеств нефти и воды или отбирается из пробы, взятой на нефтяном промысле или на нефтеперерабатывающем заводе.

  2. Это количество эмульсии смешивается примерно со 100 кубическими сантиметрами какого-либо углеводородного растворителя (например, бензина "калоша") и заливается в колбу прибора Дина и Старка. Включается печь для нагрева колбы.

  3. Нагрев при температуре более 100 градусов по шкале Цельсия приводит к тому, что растворитель и легкие фракции нефти, испаряясь, увлекают за собой содержащуюся в нефти влагу (воду). Пары воды, нефти и растворителя будут конденсироваться в холодильнике, а отогнанная таким образом вода осядет на дно приемника – градуированной ловушки.

  4. Процесс возгонки считается законченным, если в течение 60 минут не будет зафиксировано увеличение количества воды. По количеству воды в ловушке прибора Дина и Старка определяется содержание воды в нефтяной эмульсии.

Расчет массовой доли воды (W) в нефтяной эмульсии следует сделать по формуле

(7.1)

где Мв – масса воды в ловушке, кг;

Мэм – масса нефтяной эмульсии, взятой для исследования, кг;

Vв – объем воды в ловушке прибора Дина и Старка, м3;

в – плотность воды, скопившейся в ловушке, кг/м3.

Контрольные вопросы:

  1. Что такое эмульсия? Прямые и обратные нефтяные эмульсии.

  2. Где и как образуются нефтяные эмульсии?

  3. Дисперсность нефтяных эмульсий.

  4. Вязкость нефтяных эмульсий.

  5. Характер зависимости вязкости нефтяной эмульсии от содержания в ней воды.

  6. Является ли нефть товарной, если объемная доля воды в ней равна 1%?

    1. Работа № 7.2. Определение эффективности химического

и термохимического способов деэмульсии

Целью лабораторной работы является сравнительная оценка влияния синтетических поверхностно-активных веществ (ПАВ) и нагрева на процесс деэмульсации нефти.

Порядок проведения лабораторной работы:

  1. Готовится форма табл. 7.2.

  2. Берутся пять проб нефтяной эмульсии массой около 200 граммов каждая. Каждая проба помещается в химический стакан. Стаканы нумеруются. Записывается количество эмульсии в каждой пробе. Проба №1 является контрольной.

  3. Пробы №1 и №2 оставляются при комнатной температуре. Пробы №3, №4 и №5 помещаются в сушильный шкаф, где нагреваются при температуре 60С в течение 30 минут. С момента помещения проб в сушильный шкаф начинается отсчет времени лабораторного исследования.

  4. Через 30 минут извлекают пробы №3, №4 и №5 из сушильного шкафа и визуально оценивают произошедшие изменения в состоянии нефтяной эмульсии.

  5. Далее в пробы №2, №3 и №4 добавляется деэмультатор из расчета 40 граммов на тонну эмульсии. В пробу №5 добавляется деэмультатор из расчета 100 граммов на тонну эмульсии.

  6. Добавленный деэмульгатор в пробе №3 размешивается вручную, а в пробах №2, №4 и №5 – с помощью электрической мешалки в течение 5 минут.

  7. Проба №2 остается при комнатной температуре, а пробы №3, №4 и №5 снова помещают в сушильный шкаф и греют при температуре 60С.

  8. Примерно через 60 минут прогрева начинают вести визуальный контроль за состоянием проб №3, №4 и №5 с целью определения начала и конца разрушения эмульсии и разделения эмульсии на нефть и воду. Длительность второго прогрева обычно не превышает 180 минут.

  9. После повторной выдержки в сушильном шкафу из всех проб аккуратно сливается по 100 граммов отстоявшейся нефти.

  10. На приборе Дина и Старка определяется остаточное содержание воды для каждой пробы.

  11. Заполняется табл. 7.2 и делаются соответствующие выводы.

Таблица 7.2

Номер

пробы

Масса пробы, г

Длительность первого нагрева, мин.

Добавка деэмульгатора, г/т

Способ перемешивания

Длительность второго нагрева, мин.

Массовая доля воды, %

Выводы

1

2

3

4

5

Контрольные вопросы:

  1. Перечислить способы деэмульсации продукции нефтяных скважин.

  2. Сущность термического способа деэмульсации.

  3. Сущность химического способа деэмульсации.

  4. Назначение внутритрубной деэмульсации.

  5. Сущность электрического способа деэмульсации.

  6. Объяснить полученные результаты лабораторных исследований.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

  1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов / В.С. Бойко. – М.: Недра, 1990. – 427с.

  2. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник для вузов / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1982. – 311с.

  3. Мирзаджанзаде А.Х. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник для вузов / А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.Г. Ковалев. – М.: Недра, 1992. – 270с.

  4. Мордвинов А.А. Гидродинамическое совершенство скважин: Методические указания / А.А. Мордвинов. – Ухта: УИИ, 1996. – 23с.

  5. Мордвинов А.А. Единицы физических величин и правила их применения: Учебное пособие / А.А. Мордвинов. – Ухта: УИИ, 1997. – 60с.

  6. Мордвинов А.А. Исследование процесса движения газожидкостных смесей в скважинах: Методические указания / А.А. Мордвинов. – Ухта: УИИ, 1998. – 25с.

  7. Мордвинов А.А. Образование и разрушение нефтяных эмульсий: Методические указания / А.А. Мордвинов, Н.В. Воронина, О.А. Миклина. – Ухта: УГТУ, 2000. – 14с.

  8. Словарь по геологии нефти и газа. – Л.: Недра, 1988. – 679 с.

  9. Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов / Р.М. Тер-Саркисов. – М.: Недра, 1999. – 659 с.

Приложение 1

Соотношения между некоторыми однородными единицами

физических величин основных систем единиц

Название величины

СИ

СГС

МКГСС

Сила

1Н (ньютон)=1 кг*м/с2

1 дин=1 г*см/с2

1 дин=10-5 Н

1 кгс=9,80665 Н

1 кгс=9,80665*105 дин

Давление

1Па(паскаль)=1кг/(м*с2)

1 Па=1 Н/м2

1 дин/см2=1 г/(см*с2)

1 дин/см2=0,1 Па

1 дин/см2=10-6 бар

1 кгс/м2=9,80665 Па

1кгс/м2=98,0665дин/см2

1 кгс/м2=9,80665*10-5 бар

Работа

(энергия)

1 Дж (джоуль)=1кг*м2/с2

1 Дж=1 Н*м

1 эрг=1 г*см2/с2

1 эрг=10-7 Дж

1 кгс*м=9,80665 Дж

1 кгс*м=9,80665*107 эрг

Мощность

1 Вт (ватт)=1 кг*м2/с3

1 Вт=1 Дж/с

1 эрг/с=1 г*см2/с3

1 эрг/с=10-7 Вт

1 кгс*м/с=9,80665 Вт

1кгс*м/с=9,80665*107эрг/с

Динамическая

вязкость

1 Па*с=1 кг/(м*с)

1 Па*с=1 Н*с/м2

1 П (пуаз)=1 г/(см*с)

1 П=1 дин*с/см2

1 П=0,1 Па*с

1 кгс*с/м2=9,80665 Па*с

1 кгс*с/м2=98,0665 П

Кинематическая

вязкость

1м2/с=(1 Па*с)/(1 кг/м3)

1 Ст (стокс)=1 см2/с

1 Ст=10-4 м2/с

1 м2/с=1 м2/с

1 м2/с=104 Ст

Приложение 2

Приставки и множители для образования

десятичных кратных и дольных единиц

Наименование

приставки

Обозначение приставки

Множитель

русское

международное

Экса

Э

E

1018

Пета

П

P

1015

Тера

Т

T

1012

Гига

Г

G

109

Мега

М

M

106

кило

к

k

103

гекто

г

h

102

дека

да

da

10

деци

д

d

10-1

санти

с

c

10-2

милли

м

m

10-3

микро

мк

10-6

нано

н

n

10-9

пико

п

p

10-12

фемто

ф

f

10-15

атто

а

a

10-18

Приложение 3

Наименование букв

Прописные буквы

Строчные буквы

Альфа

А

Бета

В

Гамма

Г

Дельта

Эпсилон

Дзета

Z

Эта

Н

Тэта

Иота

Каппа

Ламбда

Мю

Ню

Кси

Омикрон

о

Пи

Ро

Сигма

Тау

Ипсилон

Фи

Хи

Пси

Омега

ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие

3

  1. Исследование коллекторских свойств горных пород

4

    1. Пористость горной породы

4

      1. Работа № 1.1. Определение коэффициента абсолютной пористости горных пород

7

      1. Работа № 1.2. Определение коэффициента открытой пористости горной породы

9

    1. Проницаемость горной породы

10

      1. Работа № 1.3. Определение коэффициента проницаемости модели горной породы по воздуху

13

    1. Удельная поверхность горных пород

17

      1. Работа № 1.4. Определение удельной поверхности горной породы

19

    1. Насыщенность горных пород водой, нефтью, газом

19

      1. Работа № 1.5. Определение коэффициентов водонасыщенности и нефтенасыщенности

20

  1. Изучение физических свойств нефти, газа, конденсата, пластовой воды

23

    1. Определение плотности нефти, газа, конденсата и воды

23

      1. Работа № 2.1. Определение плотности жидкости ареометром

25

      1. Работа № 2.2. Определение плотности жидкости пикнометрическим способом

26

    1. Определение вязкости жидкостей и газов

27

      1. Работа № 2.3. Определение кинематической вязкости жидкости

31

  1. Определение запасов газа

34

    1. Работа № 3.1. Определение запасов газа и объема газонасыщенных пор газовой залежи

38

  1. Гидродинамическое совершенство скважин

40

    1. Виды несовершенства скважин

40

    1. Определение коэффициентов С1 и С2 по графикам Щурова

45

    1. Определение коэффициентов С1 и С2 по формулам

46

    1. Оценка влияния несовершенства скважин по качеству вскрытия

54

  1. Гидродинамические исследования нефтяных скважин

62

    1. Описание лабораторной установки

64

    1. Работа № 5.1. Исследование скважины на установившихся режимах работы

66

    1. Работа № 5.2. Определение распределения давления в пласте

71

    1. Работа № 5.3. Исследование скважин на неустановившихся режимах работы

73

  1. Исследование процесса движения газожидкостных смесей в скважинах

78

    1. Краткое изложение теоретических основ работы скважины как газожидкостного подъемника

78

    1. Описание установки для проведения исследований

91

    1. Работа № 6.1. Определение типа структуры газожидкостного потока

94

    1. Работа № 6.2. Исследование работы газожидкостного подъемника при постоянном погружении под динамический уровень

95

    1. Работа № 6.3. Исследование влияния относительного погружения на работу газожидкостного подъемника

96

    1. Работа № 6.4. Определение коэффициента полезного действия экспериментального газожидкостного подъемника

97

  1. Технология разрушения нефтяных эмульсий

99

    1. Работа № 7.1. Определение содержания воды в нефти

103

    1. Работа № 7.2. Определение эффективности химического и термохимического способов деэмульсии

106

Библиографический список

108

Приложение 1

109

Приложение 2

110

Приложение 3

111

Учебное издание

Мордвинов Александр Антонович

Воронина Наталья Васильевна

Каракчиев Эдуард Игоревич

Лабораторно-экспериментальные

и практические методы исследования нефтегазопромысловых процессов

Учебное пособие

Редактор В.П. Кипрова

Лицензия серия ЛР № 020827 от 29 сентября 1998

План 2001 г., позиция 49. Подписано в печать 14.06.01г.

Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman Cyr.

Формат 6084 1/16. Бумага офсетная. Печать офсетная.

Усл. печ. л. 6.6. Уч.-изд. л. 6.6. Тираж 500 экз. Заказ № 127.

Ухтинский государственный

технический университет.

169300, г. Ухта, ул. Первомайская, 13.

Отдел оперативной полиграфии УГТУ.

169300, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13.

textarchive.ru