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).