- •Сбор и подготовка скважинной продукции
- •Устройство и работа ротационного вискозиметра рв-8
- •6.5. Вопросы для самоконтроля
- •6.4. Порядок выполнения работы.
- •6.3. Устройство прибора Дина и Старка и принцип работы
- •Техника безопасности при работе с вискозиметром рв-8
- •Выполнение работы
- •6.Определение количественного содержания воды в нефти и водонефтяных эмульсиях (способ Дина и Старка)
- •6.1. Общие понятия
- •6.2.Техника безопасности при выполнении работы
- •Литература.
- •1.5.Контрольные вопросы
- •2.Определение количества свободного газа в нефти
- •Общие понятия
- •5.5. Вопросы для самоподготовки
- •5.3. Меры безопасного выполнения работы
- •5.4. Порядок выполнения работы
- •Устройство прибора
- •Меры безопасности при выполнении работы
- •Проведение работы
- •5.2. Краткое описание сталагмометра и принцип его действия
- •Перечень вопросов для самоподготовки
- •Литература
- •5. Изучение влияния концентрации пав на величину межфазного поверхностного натяжения на границе нефть-водные растворы пав
- •Общие понятия
- •2.6. Перечень вопросов для самоподготовки
- •Литература
- •Техника безопасности при работе на хроматографе.
- •4.4. Проведение анализа состава легких углеводородов в нефти и расшифровка хроматограмм.
- •3.3. Меры безопасного выполнения работы
- •3.4. Порядок выполнения работы
- •4.5. Краткое описание разовой схемы и устройства хроматографа хл-6
- •3.5. Перечень вопросов для самоподготовки
- •Литература
- •4. Определение сосгава легких углеводородных газов в сыр0й нефти с помощью хромотографа
- •Общие понятия и принцип работы прибора
Устройство прибора
В камеру сжатия 7 с помощью штуцеров 10, 11 вводится исследуемая проба газонефтяной смеси. Рукоятка 12 отсекает пробу нефти от трубопровода. Показания изменения давления снимаются с помощью манометра. Термостатирующая рубашка 9 служит для поддерживания в исследуемой пробе постоянной температуры, путем циркуляции по ней жидкости из трубопровода в процессе производства измерения.
Меры безопасности при выполнении работы
Запрещается работать с прибором при наличии утечек газа. Давление на манометре не должно превышать 6 МПа (60 кгс/см2). Во время снятий замеров запрещается производить сборку и разборку установки, вращать любые части прибора, кроме рукоятки 3.
Работу производить под наблюдением преподавателя или лаборанта.
Проведение работы
Ввиду отсутствия в лаборатории реального трубопровода прибор не подсоединен к трубопроводу, а для выполнения работы заполнен пробой газожидкостной смеси. Исследуемая проба уже введена в камеру 7 с помощью дозировочного насоса.
1. В исходном положении отметка на визире 5 должна совпадать с нулевой отметкой лимба 4. Плунжер находится в крайнем левом положении, а камера сжатия 7 повернута конусным отверстием к входному и выходному штуцерам 10, 11.
2. С помощью рукоятки 12, камера поворачивается на 90°. В результате проба отсекается от трубопровода, и в реальных условиях по термостатирующей 9 должна циркулировать жидкость из трубопровода.
27
Рис. 5.1. Сталагмометр
26
где σ – поверхностное натяжение, мН/м;
К – постоянная капилляра, ;
V- объем выдавливаемой капли, в делениях шкалы;
ρ1, ρ2 - плотность граничащих жидкостей, кг/м3.
Для определения постоянной капилляра необходимо замерить межфазное поверхностное натяжение какой-либо органической жидкости на границе с дистиллированной водой, значение которых имеется в справочнике. Например, величина поверхностного натяжения на границе октан-дист. вода по справочнику равна 50,98 мН/м,. Определить на сталагмометре объем выдавливаемой капли, постоянную капилляра определяют по формуле.
К = ,
где 50,98 - поверхностное натяжение на границе октан-дист. вода;
рВ - плотность воды;
ρо - плотность октана.
Плотность исследуемых жидкостей определяется взвешиванием в пикнометре,
5.2. Краткое описание сталагмометра и принцип его действия
Основной частью прибора (рис.5.1) является микрометр- I, обеспечивающий фиксированное перемещение поршня 3 в цилиндрическом стеклянном корпусе медицинского шприца 4. Шток поршня 3 соединен с пружиной 2, благодаря чему исключается его самопроизвольное перемещение. Микрометр со шприцом укреплены с помощью скобы 14 и втулки 13, которая может свободно передвигаться по стойке штатива II и фиксироваться на любой её высоте винтом 12. На наконечник шприца надета игла 10, которая плотно входит в капилляр 9. При вращении микровинта 1 пружина 2, сжимаясь, давит на шток поршня 3, который, перемещаясь в корпусе шприца, заполненного исследуемой жидкостью, выдавливает её из кончика капилляра 9 в виде капли 6 в другую жидкость. При достижении критического объема капли отрываются, всплывают и образуют слой 5.
Поскольку величина межфазного поверхностного натяжения зависит от температуры соприкасающихся фаз, сталагмометр помещен в термостатирующий шкаф. Термостат обогревается с помощью электроламп которые реле отключает при достижении заданной температуры
11
Рис. 2.2. Общий вид устройства УОСГ-100
1 – плунжер; 2 - гайка; 3 – рукоятка; 4 - лимб;
- визир; 6 - корпус; 7 - камера сжатия;
- вентиль высокого давления; 9 - термостатирующая рубашка; 10, 11 - входной и выходной штуцера;
12 - рукоятка; 13 - переходник; 14 – манометр.
12
Закрываются вентили высокого давления 8. Закрытие вентилей свидетельствует о том, что проба герметизирована.
Производится сжатие пробы до давления 4 МПа (40 кгс/см2) путем внедрения плунжера в камеру сжатия с помощью рукоятки 3.
Давление поднимается ступенями по 0,5 МПа (5 кгс/см2). На каждой точке производится выдержка 5-10 минут. При этом фиксируется величина давления и изменение объема пробы.
По результатам измерений составляется табл. 2.1.
Таблица 2.1.
Номер замера |
Показания манометра, МПа |
Изменение объема пробы, м3 |
1 |
|
|
2 |
|
|
3 |
|
|
4 |
|
|
5 |
|
|
6 |
|
|
На основании табл. 2.1. строится график.
Р, МПа
|
РТ
∆V, м3 · 10-6
Рис. 2.3. Экспериментальная зависимость изменения давления в пробе газожидкостной смеси в зависимости от объема.
25
для понимания причин образования стойких водонефтяных эмульсий и разработки эффективных способов их разрушения в процессе подготовки нефти к переработке.
Наиболее важной поверхностной характеристикой систем вода-нефть-газ является поверхностное натяжение на границе раздела нефть-газ, нефть-вода. Поверхностное натяжение возникает на границе раздела двух несмешивающихся фаз. Молекулы, атомы или ионы, находящиеся на поверхности раздела двух фаз, неравноценны молекулами, атомам или ионам тех же веществ, находящихся внутри каждой фазы, так как они обладают определенным запасом свободной энергии. Эта избыточная свободная энергия носит название поверхностной энергии. Поверхностное натяжение является следствием существования силы внутреннего давления, втягивающей молекулы внутрь жидкости, по направлению нормали к поверхности жидкости. Сила, действующая на единицу длины границы раздела и вызывающая уменьшение поверхности жидкости, называется силой поверхностного натяжения или просто поверхностным натяжением. Единицей измерения поверхностного натяжения служит Н/м, а на практике используется мН/м. Величина поверхностного натяжения жидкости зависит от температуры и давления. С ростом температуры из-за уменьшения межмолекулярных сил величина поверхностного натяжения уменьшается. С увеличением давления поверхностное натяжение жидкости на границе с газом также снижается. Причиной этого является повышение взаимной растворимости жидкости и газа. Гораздо сложнее зависимость поверхностного натяжения нефти от давления, по сравнению с содой, так как изменяются количество состава нефти и газа, а также природа полярных компонентов в нефтях различных месторождений. Для измерения поверхностного натяжения много способов и приборов. Однако, из-за отсутствия серийно изготовленных промышленностью приборов, обычно используют сталагмометрический метод измерения межфазного натяжения. Этот метод основан на определении объема капель, выдавливаемых из капилляра на границе фаз.
Поверхностное натяжение на границе двух жидкостей определяется по формуле
σ = К · V·(ρ1 – ρ2), (5.1)
24
При подсчете концентрации этого компонента площадь пика умножают на ту величину, на которую уменьшена чувствительность хроматографа.
Содержание отдельного компонента рассчитывается по формуле:
Сi = · 100,
где Сi - количество i- го компонента, % ;
К - весовой коэффициент чувствительности i-го компонента;
К - калибровочный коэффициент, равный 0,00378 мг/мм2;
Р - вес введенной пробы нефти, равный 100 мг.