Методические указания компании (стр. 24 )

Допускается использование реактивов и аппаратуры, выпускаемых по другой документации, квалификации не ниже указанной в данном подразделе.

10.8.3. Подготовка измерений

После проведения процесса деэмульсации и выбора эффективного деэмульгатора с помощью делительной воронки отделяют дренажную воду от нефти, в которой и определяют остаточное содержание нефтепродуктов и механических примесей, предварительно точно измерив её объём. Качество воды должно удовлетворять нормативам ОСТ 39-225-88 для конкретных месторождений.

Метод основан на извлечении (экстрагировании) нефти из воды органическим растворителем (хлороформом), который растворяет нефть, но сам практически не растворяется в воде. Растворившаяся в хлороформе нефть окрашивает его. Интенсивность окраски пропорциональна концентрации нефти. Погрешность метода ± 1 %.

Построение калибровочного графика.

Для приготовления рабочего раствора (используют безводную нефть данного месторождения) взять навеску 1000 мг нефти на аналитических весах, растворить в мерной колбе вместимостью 100 мл в небольшом количестве (10-15 мл) хлороформа и затем довести до метки 100 мл хлороформом. В результате разведения в рабочем растворе должно быть обеспечено содержание в 1 мл хлороформа 10 мг нефти.

Из рабочего раствора приготовить серию стандартных растворов. Содержание нефти в 1 мл стандартного раствора должно быть соответственно равно 0,05; 0,1; 0,15; 0,2; 0,4; 0,5; 0,6; 0,8; 1,0; 1,5 мг.

На фотоэлектроколориметре определить оптическую плотность каждого стандартного раствора для основных рабочих кювет, согласно заводской инструкции пользования прибором. Для каждой рабочей кюветы построить калибровочный график - зависимость оптической плотности раствора нефти в хлороформе от концентрации нефти в 1 мл хлороформа.

10.8.4. Проведение измерений

В пробу дренажной воды вводят 10 мл хлороформа, тщательно перемешивают путем опрокидывания делительной воронки с закрытой пробкой. После отстаивания в течение 2-3 минут экстракт нефти в хлороформе сливают через бумажный фильтр в мерный цилиндр. Для того, чтобы вода не попала в цилиндр с экстрактом, не допускается полный слив экстракта. В делительной воронке остается слой экстракта около 0,5 - 1 см. Экстрагирование нефти из воды проводить до получения бесцветного экстракта. Число последовательных экстракций не должно быть менее трех.

Объем экстракта измеряется в мерном цилиндре. Можно перенести весь объем в мерную колбу с доведением чистым хлороформом до метки (но это увеличит расход хлороформа). Экстракт переносят в кювету фотометра и определяют оптическую плотность. Содержание нефти в 1 мл экстракта (C1) определить по калибровочному графику.

При концентрации экстракта, не позволяющей замерить оптическую плотность ни в одной кювете, с которой построен калибровочный график, необходимо сделать разбавление чистым хлороформом. Объем разбавленного экстракта подсчитать по формуле:

V1 = ,

Где: V1 - объем разбавленного экстракта, мл;

V - объем экстракта (в данном случае требующего разбавления), мл сильно окрашенного;

V2 - объем после разбавления V3 сильно окрашенного экстракта, мл;

V3 - объем сильно окрашенного экстракта, взятый на разбавление, мл.

При разбавлении экстракта по калибровочной кривой определяется содержание нефти в 1 мл разбавленного экстракта.

10.8.5. Расчет результатов измерений

Содержание нефти в воде вычисляют по формуле:

C = , мг/дм3

где С1 - содержание нефти в 1 мл экстракта (по калибровочному графику на основании оптической плотности экстракта), мг;

V - объем экстракта, полученного при экстракции пробы дренажной воды, взятой на анализ, мл;

W - объем пробы дренажной воды, взятой на анализ, мл.

При определении содержания нефти необходимо проведение не менее двух определений.

В случае разбавления сильно окрашенного экстракта содержание нефти в воде вычисляют по формуле:

= , мг/дм3

10.9. КАЧЕСТВО СБРАСЫВАЕМОЙ ВОДЫ. Определение механических примесей

10.9.1. Назначение. Общие положения

Аналогично п. 10.8.1.

Допускается использование Методических указаний Компании «Методика измерений массовой концентрации взвешенных частиц в пробах вод пластовых (попутно добываемых), нефтепромысловых сточных, для заводнения нефтяных пластов гравиметрическим методом» М-0073.

10.9.2. Оборудование. Реагенты

Аналогично п. 10.8.2.

10.9.3. Подготовка измерений

Количественное определение механических примесей в дренажной воде, содержащих нефть, основано на экстрагировании нефтепродуктов хлороформом, фильтрации дренажной воды через бумажный фильтр, промывке фильтра дистиллированной водой, высушивании фильтра и взвешивании осадка после указанных операций.

10.9.4. Проведение измерений

Предварительно фильтр бумажный «синяя лента» помещают в бюкс и сушат в течение 2-х часов в сушильном шкафу при температуре 105 0С до постоянной массы, после чего бюкс закрывают крышкой, охлаждают в эксикаторе в течение 30 минут, и взвешивают с точностью до 0,0004 г. Операцию взвешивания и высушивания повторяют до получения расхождения между двумя последовательными взвешиваниями не более 0,0004 г. Повторные высушивания фильтра производят в течение 30 минут.

Пробу дренажной воды переливают в делительную воронку и добавляют 10 мл хлороформа. Содержимое делительной воронки тщательно перемешивают для экстракции из воды нефтепродуктов до получения бесцветного экстракта.

После завершения экстракции дренажную воду фильтруют через бумажный фильтр на воронки Бюхнера, промывают дистиллированной водой. Фильтр с осадком, не вынимая из воронки Бюхнера, помещают в сушильный шкаф и выдерживают при температуре 60 0С в течение 30 минут.

После чего фильтр с осадком сушат на воздухе до воздушно-сухого состояния и переносят в бюкс, в котором проводили взвешивание пустого бумажного фильтра. После чего фильтр с осадком в бюксе сушат в сушильном шкафу при температуре 105-110 0С до постоянной массы и взвешивают на аналитических весах.

10.9.5. Расчет результатов измерений

Содержание механических примесей в дренажной воде после процесса деэмульсации (Х) в миллиграммах на литр вычисляют по формуле:

Х = , мг/дм3

где m1 - масса бюкса с фильтром и осадком, мг;

m2 - масса бюкса с фильтром без осадка, мг;

V - объем пробы воды, взятый на анализ, мл.

10.10. СОВМЕСТИМОСТЬ деэмульгатора С БАЗОВЫМИ ПРОМЫСЛОВЫМИ РЕАГЕНТАМИ-ПАВ (ИНГИБИТОРАМИ КОРРОЗИИ, ДЕПРЕССАНТАМИ И Т. Д.)

10.10.1. Назначение. Общие положения

С целью предотвращения рисков срыва технологических процессов сбора, транспортировки добываемой продукции и подготовки нефти при применении различных типов реагентов (гидрофобизаторов, ингибиторов коррозии, соле - и парафиноотложений и т. д.) вводимых в систему «скважина – подготовка нефти» является сравнение деэмульгирующей способности тестируемых деэмульгаторов в присутствии других химреагентов и без них. Применяемые на промысле поверхностно-активные реагенты различного назначения на одном направлении не должны ухудшать деэмульгирующую эффективность деэмульгаторов.

10.10.2. Оборудование. Реагенты

Аппаратура и реактивы для проведения данного анализа аналогичные п. 10.6.2 настоящих МЕТОДИЧЕКИХ УКАЗАНИЙ.

10.10.3. Подготовка измерений

Подготовка к тестированию осуществляется аналогично п. 10.6.3 настоящих МЕТОДИЧЕКИХ УКАЗАНИЙ.

10.10.4. Проведение измерений

Тестирование проводится аналогично п. 10.6.4 настоящих МЕТОДИЧЕКИХ УКАЗАНИЙ. С той разницей, что в приготовленную эмульсию дозируется наряду с деэмульгатором и другой химреагент (ингибитор коррозии, депрессант и т. д.) в базовой дозировке. Совместное использование реагентов и деэмульгаторов должно обеспечивать предварительный сброс воды до содержания остаточной воды в нефти не более 5 - 10 %.

Для условий глубоко обезвоживания эмульсии содержание воды в нефти должно быть не более 0,5 %, хлористых солей согласно ГОСТ Р 51858. Методика определения хлористых солей в нефти изложена в ПРИЛОЖЕНИИ 9 настоящих МЕТОДИЧЕКИХ УКАЗАНИЙ. Качество сбрасываемой (дренажной) воды должно соответствовать ОСТ 39-225-88.

11. поверхностно-активные вещества

Под ПАВ понимают химические соединения, способные вследствие положительной адсорбции изменять фазовые и энергетические взаимодействия на различных поверхностях раздела жидкость - воздух, жидкость - твердое тело, нефть - вода.

Поверхностная активность, которую в определенных условиях могут проявлять многие органические вещества, обусловлена как химическим строением соединения, в частности дифильностью (полярностью и поляризуемостью) его молекул, так и внешними условиями: характером среды и контактирующих фаз, концентрацией ПАВ, температурой и т. д. Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько активных (полярных) групп. Углеводородный радикал может иметь различное строение и молекулярную массу, разветвленность углеводородных цепочек. В качестве активных групп наиболее часто используют кислородсодержащие (эфирные, карбоксильные, карбонильные, гидроксильные) азотсодержащие (нитро-, амино-, амидо-, имидо-), серо-, фофор-, серофосфорсодержащие и другие группы.

Строение молекул ПАВ предопределяет все их свойства в растворах или двухфазных системах: поверхностную активность, адсорбцию, ориентацию в составе адсорбционного слоя, стабилизирующее действие этого слоя и ряд других.

ПАВ - гидрофобизаторы применяются для обработки буровых растворов, растворов глушения скважин, а также для использования в составах, применяемых для обработки призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин, с целью интенсификации добычи или приемистости.