Определение содержания воды в нефти
Метод Дина-Старка. Содержание воды в нефти, поступившей на поверхность из скважины, определяется аппаратом Дина-Старка, схема которого приведена на рис.1.14. Для этого отобранную пробу обводненной нефти из мерника или трапа в количестве 100 г смешивают со 100 см3 растворителя, заливают в колбу Дина-Старка и нагревают. Растворитель, испаряясь, увлекает за собой содержащуюся в нефти воду. Пары воды, нефти и растворителя конденсируются в холодильнике, и отогнанная вода оседает на дне приемника в градуированной ловушке. По количеству воды в ловушке определяют (массовое в процентах) содержание ее в нефти, пользуясь формулой
(1.7)
где V– объем вод приемнике (ловушке), см3; G – масса пробы нефти, г; –плотность воды (обычно принимается равной единице), г/см3.
Косвенный метод определения содержания воды в нефти. Наибольшее распространение в России и за рубежом получил одни из косвенных методов измерения обводненности нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств ее компонентов (нефти и воды). Как известно, безводная нефть является хорошим диэлектриком и имеет диэлектрическую проницаемость = 2,1 2,5, тогда как минерализованных вод достигает 80. Такая разница диэлектрических проницаемостей воды и нефти позволяет создать влагомер сравнительно высокой чувствительности. Принцип действия такого влагомера заключается в измерении емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную смесь. Емкость конденсатора определяется по формуле
, (1.8)
где F – площадь обкладок конденсатора; – диэлектрическая проницаемость среды между обкладками; l – расстояние между обкладками.
Таким образом, если площадь F обкладок конденсаторов, опущенных в анализируемую смесь, и расстояние l между ними неизменны, то емкость конденсатора С будет зависеть от изменения , т. е. от изменения содержания воды в нефти.
Разработан унифицированный влагомер для нефти (УВН), позволяющий непрерывно контролировать и фиксировать объемное содержание воды в потоке нефти с погрешностью от 2,5 до 4 %.
Схема емкостного датчика приведена на рис. 1.15. На верхнем отводе датчика показан вывод для измерения емкости конденсатора С, а к нижнему отводу подключен электротермометр Т с температурным мостом. Для защиты от коррозии и отложений парафина корпус 1 покрывается изнутри эпоксидной смолой или бакелитовым лаком.
На фланце 6 с помощью трубок 2 и 7 монтируется внутренний электрод 3 и металлический контакт 9, которые с помощью вращающегося штока 4 автоматически изменяют свое положение. Роль изолятора выполняет стеклянная труба 2, которая при помощи специального кольца 8 и стального патрубка 7 крепится к верхнему фланцу 6. Внутри стеклянной трубы путем распыления нанесен слой серебра длиной 200 мм, являющийся внутренним электродом 3 датчика. Вращая штурвал 5 вместе со штоком 4, из электрода можно выдвигать на требуемую длину металлический цилиндрик 9, контактирующий с серебряным покрытием, и таким образом настраивать влагомер на измерение нефтей разных сортов с различной обводненностью. Шкала влагомера, находящаяся на верхнем фланце, отрегулирована в процентах объемного содержания воды.
На точность измерения этим прибором количества пластовой воды в нефти значительно влияют: 1) изменение температуры нефтеводяной смеси; 2) степень неоднородности смеси; 3) содержание пузырьков газа в потоке жидкости; 4) напряженность электрического поля в датчике.
Для точного измерения содержания воды в нефти необходимо избегать попадания пузырьков газа в датчик, так как он имеет низкую диэлектрическую проницаемость, соизмеримую с диэлектрической проницаемостью нефти ( =1). Необходимо тщательно перемешивать поток жидкости перед поступлением в датчик, так как чем однороднее поток, тем выше точность показаний прибора.
Датчик влагомера устанавливается в вертикальном положении. Он должен пропускать через себя всю жидкую продукцию скважины(нефть+вода).
Дата добавления: 2016-03-27; просмотров: 3967;