Методические указания компании (стр. 29 )

Методика эксперимента по оценке эффективности нейтрализатора сероводорода

Эксперимент по оценке эффективности нейтрализатора сероводорода проводят после предварительного определения содержания сероводорода в обрабатываемой пробе.

После определения содержания сероводорода, в одну из проб вводят исследуемый реагент в количественном соотношении реагент-нейтрализатор/сероводород рекомендованным заводом-изготовителем, другую пробу используют как контрольную (холостой опыт). Емкости, с используемыми в анализе пробами, термостатируют при температуре и времени, соответствующим условиям объекта планируемого применения. Растворы в ёмкостях периодически перемешивают встряхиванием. По истечении заданного промежутка времени пробы, при необходимости, остужают до комнатной температуры, из анализируемых проб с помощью шприца, методом прокола силиконовой крышки, отбирают аликвоту и проводят определение остаточного содержания сероводорода. Для сравнения параллельно проводится анализ пробы без добавления нейтрализатора сероводорода. Полученные данные вносят в таблицу (возможная форма - таблица 18.) и после проведения сравнительного анализа между испытанными реагентами-нейтрализаторами сероводорода отбирают подходящие для проведения ОПИ или рекомендуют лучший реагент к применению по результатам ОПИ.

12.7.4. Проведение измерений

Массовую долю сероводорода, метил - и этилмеркаптанов в нефти определяют в изотермическом режиме на хроматографической колонке в условиях указанных в инструкции к аппарату или ГОСТ 50802-95. Сущность метода заключается в разделении компонентов анализируемой пробы с помощью метода газовой хроматографии, регистрации выходящих из хроматографической колонки сероводорода, метил - и этилмеркаптанов пламенно-фотометрическим детектором и расчете результатов определения методом абсолютной градуировки. По согласованию с заказчиком возможно применение методики проведения экспресс-определения концентрации сероводорода с применением анализатора сероводорода в жидкости (АСЖ-2). Сущность метода заключается в поглощении индикаторной трубкой сероводорода, метил - и этилмеркаптанов с изменением цвета сорбента, и определении концентрации путем перерасчета высоты окрашенного столбика индикатора (Приложение 13).

12.7.5 Обработка результатов испытаний

Результаты полученные по газохроматографическому методу анализа ГОСТ Р 50802-95 «Нефть. Метод определения сероводорода, метил - и этилмеркаптанов» выражаются по прописи метода или в мг/кг (ppm).

Результаты анализа при применении АСЖ-2 пересчитываются из мг/дм3 в мг/кг (ppm) по формуле:

Где: С H2S - массовая концентрация сероводорода в анализируемой жидкости, мг/кг (ppm);

Сэ – эквивалентная масса сероводорода, соответствующая высоте окрашенного столбика индикатора, мг (определяется по таблице 9.6.1);

Vпробы – объем пробы жидкости взятой для анализа, см3;

ρ – плотность жидкости при температуре анализа.

Эффективность действия нейтрализатор сероводорода (Энс, %) определяют по формуле:

Э нс= 100∙(Сх - Сост)/ Сх

где Сх – содержание сероводорода в «холостой» пробе, обработанной растворителем без реагента-нейтрализатора, мг/кг;

Сост – содержание сероводорода в пробе, обработанной реагентом - нейтрализатором сероводорода, мг/кг.

Результаты испытаний заносят в протокол, который должен содержать следующую информацию:

§  обозначение реагента – нейтрализатора сероводорода (маркировка);

§  концентрация нейтрализатора сероводорода;

§  среда применения;

§  значения замеряемых величин;

§  расчетное значение эффективности нейтрализатора сероводорода.

Рекомендуемая форма протокола приведена в Приложении 14.

13. Ингибиторы асфальтосмолопарафинистыХ образований (ингибиторы парафинотложений)

Ингибиторы АСПО – реагенты, способствующие предотвращению отложений асфальтеносмолопарафиновых отложений солей в скважинах, трубопроводах и нефтепромысловом оборудовании.

В технические требования по данному классу реагентов включены следующие параметры:

13.1. Упаковка, маркировка, внешний вид товарной формы реагента.

13.2. Плотность. Данный показатель используется для технологических расчетов при его применении и, в связи с этим подлежит обязательному измерению и декларированию.

13.3. Температура застывания товарной формы реагента.

13.4. Вязкость товарной формы реагента.

13.5. Эффективность ингибирования АСПО при его добавлении в нефть с указанием удельного расхода реагента и условий измерения (указывается метод тестирования, температурные условия тестирования, нефть для которой проводилось тестирование, её обводненность).

13.6. Требования безопасности. Должны соответствовать нормам ТУ на реагент.

13.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УПАКОВКИ, МАРКИРОВКИ, внешнего вида ТОВАРНОЙ ФОРМЫ

По внешнему виду ингибиторы АСПО представляют собой жидкости. Главным требованием по внешнему виду – это фазовая однородность, и соответствие внешнего вида условиям технической документации. Процедура определения качества упаковки, маркировки и внешнего вида товарной формы реагента аналогична изложенной в п.4.1.

13.2. Определение плотности реагента

Плотность необходимо измерять для реагентов в жидкой товарной форме по методике, изложенной в п.4.2. настоящего документа.

13.3. определение Температуры застывания

Ингибитор АСПО в жидкой товарной форме должен иметь температуру застывания ниже минимально возможной температуры окружающей среды района. Для ингибиторов АСПО необходимо, чтобы температура застывания была не выше минус 40 0С. Допускается, по согласованию с дочерним добывающим обществом, поставка и применение химических реагентов, имеющих высокую температуру застывания, при условии применения технологии, позволяющей разогревать химические реагенты при сохранении ими физико-химических и технологических свойств. Методика определения температуры застывания аналогична изложенной в п.4.4.

13.4. определение Вязкости реагента

Требования по вязкости ингибиторов АСПО аналогичные требованиям по вязкости ингибиторов солеотложения. Методика аналогична изложенной в п.4.6.

13.5. определение эффективности действия ингибитора АСПО

Данное требование устанавливает методику определения эффективности действия ингибиторов АСПО, который позволяет определить технологическую эффективность ингибиторов АСПО. Данное требование обеспечивает получение количественной и качественной информации о способности ингибитора АСПО ингибировать АСПО из нефти. Особенно это важно для сравнительной оценки ряда ингибиторов АСПО.

Оценку ингибирующей АСПО эффективности реагентов проводится по методике «Cold finger test» (метод «холодного стержня»). Метод «холодного стержня» позволяет определить эффективность ингибитора АСПО и оптимизировать концентрацию ингибитора. В этом методе реализуются все этапы процесса АСПО: образование центров кристаллизации, рост и осаждение кристаллов парафина и тяжелых компонентов нефти (смол и асфальтенов) их разрушение (диспергирование) под действием движущегося нефтяного потока. Тестирование проводят на специальных установках, например, «Установка для оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений» производства НИИ нефтепромхим. Установка позволяет проводить испытания одновременно в четырех емкостях с испытуемой средой. При этом во всех емкостях обеспечиваются одинаковые условия проведения испытаний (интенсивность перемешивания, температура испытуемой среды). Установка состоит термостата, электромеханического привода, и испытательного блока. Термостат предназначен для равномерного нагрева емкостей с испытуемой средой (нефтью). В емкости помещается холодный стержень. Рабочий диапазон температур термостата приблизительно от температуры, которая на 5 0С выше комнатной до 70 0С, точность регулирования температуры ± 1 0С. Термостатная жидкость - дистиллированная вода или тосол. Через холодный стержень прокачивается охлаждающая жидкость. Температуру холодного стержня устанавливают в зависимости от температуры насыщения нефти парафином. Очень важно, чтобы температура холодного стержня была выше температуры застывания нефти. Температура в термостате должна быть выше температуры насыщения нефти парафином. Температура внешней стенки «холодного стержня» устанавливалась таким образом, чтобы она была ниже на 5 – 7 0С температуры насыщения нефти парафином, температура внешнего обогрева на 15 – 20 0С выше температуры насыщения нефти парафином.

При данных температурных режимах «холодный стержень» выдерживается в течение 3 - 5 часов. Время выдержки зависит от количества парафинов в нефти. Затем «холодные стержни» вынимаются из испытуемой нефти, а сформировавшиеся отложения (АСПО) тщательно переносятся в стаканы для взвешивания.

13.5.1. Обработка результатов

Расчеты эффективности реагентов (Z) проводится по формуле:

Z = (mо - mи)/mо ∙100%,

Где: mо, mи – масса отложения (АСПО) в отсутствие ингибитора и в присутствии ингибитора.

Шаблон оформления результатов приведен в Приложении 15.

На основании полученных результатов об эффективности ингибиторов АСПО делается рейтинг по эффективности.

14. Противотурбулентные присадки

Противотурбулентные присадки – реагенты, предназначенные для снижения гидравлического сопротивления нефтепроводов, транспортирующих сырую или товарную нефть.

В технические требования по данному классу реагентов включены следующие параметры:

14.1. Упаковка, маркировка, внешний вид товарной формы реагента.

14.2. Плотность. Данный показатель используется для технологических расчетов при его применении и, в связи с этим подлежит обязательному измерению и декларированию.

14.3. Температура застывания товарной формы реагента.

14.4. Вязкость товарной формы реагента.

14.5. Эффективность противотурбулентной присадки при ее добавлении в нефть с указанием удельного расхода реагента и условий измерения (указывается метод тестирования, температурные условия тестирования, нефть для которой проводилось тестирование, её обводненность).