Отраслевой стандарт ОСТ 39-232-89 "Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение размера частиц эмульгированной нефти" (утв. приказом Министерства нефтяной промышленности от 6 февраля 1989 г. N 100) (прекратил действие)

Отраслевой стандарт ОСТ 39-232-89
"Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение размера частиц эмульгированной нефти"
(утв. приказом Министерства нефтяной промышленности от 6 февраля 1989 г. N 100)

ГАРАНТ:

Настоящий отраслевой стандарт фактически прекратил действие в связи с истечением срока

Дата введения 1 июля 1990 г.

Срок действия 1 января 1991 г.

Введен впервые

Настоящий стандарт распространяется на промысловые сточные воды, используемые для заводнения нефтяных пластов и устанавливает методы определения размера частиц эмульгированной нефти.

Стандарт обязателен для всех предприятий и организаций Министерства нефтяной промышленности, осуществляющих проектирование и эксплуатацию новых, реконструкцию и эксплуатацию существующих установок подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.

1. Отбор проб

1.1. Пробы отбирают в чистые сосуды с нижним тубусом с притертыми пробками (допускаются корковые и полиэтиленовые пробки), изготовленные из стекла или полиэтиленовые сосуды с нижним тубусом. Пробу отбирать после свободного спуска воды из крана не менее 5 минут.

Место отбора проб - коммуникации и аппараты очистки нефтепромысловых сточных вод.

1.2. Объем пробы должен быть не менее 2000 мл для усреднения и отделения пленочной нефти.

1.3. Пробы сточной воды, предназначенные для определения размера частиц эмульгированной нефти, не консервируют.

1.4. Проба должна быть исследована на месте ее отбора. При невозможности исследовать пробы на месте допускается анализ проводить не позже чем через 5+-10 мин., после ее отбора, с последующим учетом этого времени.

1.5. При доставке пробы на место проведения анализа необходимо избегать резких толчков.

2. Колориметрический метод

2.1. Сущность метода

В основу метода положен седиментационный анализ всплывших эмульгированных частиц нефти в цилиндрах Спильнера с последующим фотоколориметрированием слитого экстракта.

2.2. Аппаратура, материалы, реактивы фотоэлектроколориметр любой марки.

Весы аналитические лабораторные - по ГОСТ 24104-80 класс точности 1, 2.

ГАРАНТ:

См. ГОСТ 24104-2001 "Весы лабораторные. Общие технические требования", введенный в действие постановлением Госстандарта РФ от 26 октября 2001 г. N 439-ст

Цилиндры Спильнера (черт.1)

Набор ареометров со шкалой измерения от 800 до 1200 кг/м3 - по ГОСТ 18481-81E

Секундомер класс точности 2 - по ГОСТ 5072-79

Вискозиметр ВПЖ-2 (диаметр 0,62 мм) - по ГОСТ 10028-81

Колбы мерные вместимостью 50, 100 мм - по ГОСТ 1770-74E

Склянка с тубусом емкостью 2000 мм - по ГОСТ 25336-82

Воронки стеклянные - по ГОСТ 25336-82

Фильтры бумажные "желтая лента" - по ТУ 6-09-1687-77

Толуол, ч.д.а. - по ГОСТ 5789-78.

2.3. Подготовка к анализу

2.3.1. Используя в качестве экстрагента толуол, построить калибровочный график содержания нефти в сточной воде по ОСТ 39-133-81.

2.3.2. Определить характеристические параметры исследуемой пробы сточной воды для константы "К" уравнения Стокса

                            9 x ню  x ро

                                  1     1

      К = кв. корень (--------------------------),                    (1)

                      2 x 2,49 x (ро  - ро ) х q

                                    2     3

      где ню       - кинематическая вязкость  сточной  воды, 10(-6) м2/с;

            1

          ро       - плотность сточной воды, кг/м3;

            1

          ро , ро  - соответственно  плотность  дисперсной среды  и фазы,

            2    3   кг/м3;

          q        - ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с2;

          2,49     - коэффициент,  учитывающий  состояние  системы нефть-

                     вода, - влияние ПАВ на форму, размер и  концентрации

                     дисперсной фазы.

2.3.3. Определить расчетный радиус частиц нефти (r_i), всплывших за период времени отстоя (t_i) в цилиндрах Спильнера по формуле

                            Н

      r  = K х кв. корень (---),                                      (2)

       i                   t_i

      где Н  - высота столба воды в цилиндре Спильнера, м;

          t  - продолжительность   отстоя   сточной   воды   в  цилиндрах

           i   Спильнера  соответственно  за  период  времени  от  начала

               отсчета 0 до времени t , t , t  ... t

                                     1   2   3      i

2.3.4. Расчеты, выполненные по п.п. 2.3.2, 2.3.3, записать в табл.1.

Таблица 1.

Продолжительность отстоя t_i, с	Скорость всплытия частиц нефти H/t_i, м/с	кв. корень (H/t_i)	К х кв. корень (H/t_i)	Расчетный размер частиц нефти r_i, мкм

2.3.5. Число цилиндров и время отстаивания подбирать из условий достижения расчетного размера частиц эмульгированной нефти соответствующих требованиям ОСТ 39-225-88. Следует использовать не менее 5 цилиндров.

2.4. Проведение анализа

2.4.1. Пробу сточной воды из сосуда с нижним тубусом залить в пронумерованные цилиндры Спильнера до верхней метки, начиная с последнего, сразу после отбора.

2.4.2. После заполнения последнего по счету цилиндра включить секундомер.

2.4.3. Залить в делительную воронку 100 мл отобранной пробы воды для определения содержания эмульгированной нефти по ОСТ 39-133-81.

2.4.4. Через выбранное по табл. 1 время t_1, слить в делительную воронку через верхний краник первого цилиндра 50 мл сточной воды вместе с всплывшей нефтью (прилипшую к стенке всплывшую нефть смыть толуолом).

2.4.5. Слитую пробу проэкстрагировать толуолом, экстракт слить в мерную колбу емкостью 50 мл, довести до метки и определить оптическую плотность на фотоэлектроколориметре любого типа по ОСТ 39-133-81.

2.4.6. По калибровочному графику определить содержание эмульгированной нефти в данной пробе сточной воды, всплывшей за период времени от начала отсчета 0 до t_1 в первом цилиндре Спильнера по ОСТ 39-133-81.

2.4.7. Через промежуток времени от начала отсчета 0 до t_2, t_3, ... t_i слить пробы сточной воды из второго, третьего и т.д. цилиндра и провести операции по п.п. 2.4.4 - п.п. 2.4.6.

2.5. Обработка результатов

2.5.1. Вычислить содержание эмульгированной нефти (А) в миллиграммах на литр в исходной пробе воды по формуле

          a  x V x 1000

           0

      A = -------------,                                              (3)

                W

      где a  - содержание эмульгированной нефти  в  1  мл  экстракта  (по

           0   калибровочному графику на основании  оптической  плотности

               экстракта), мг/мл;

          V  - объем экстракта,  полученного  при  экстрагировании  пробы

               воды взятой на анализ, мл;

          W  - объем  пробы  воды,  взятой на анализ (по п. 2.4.3 W = 100

               мл).

2.5.2. Вычислить содержание эмульгированной нефти (Р) в миллиграммах в сточной воде в рабочем объеме цилиндра между верхним и нижним краниками

      P = V x A,                                                      (4)

      где V - объем цилиндра Спильнера до верхнего краника, л.

2.5.3. Вычислить содержание эмульгированной нефти (B_i) в миллиграммах, всплывшей из рабочей части цилиндра Спильнера соответственно за период времени от 0 до t_1, t_2, ... t_i

      B  = M        - 0,05 x A,                                       (5)

       i    t_1...i

      где M        - содержание эмульгированной нефти в 50 мл сточной

           t_1...i   воды, слитой из цилиндров через определенное время

                     отстоя t_1, t_2, ... t_i, мг (п. 2.4.6);

          0,05 х А - содержание эмульгированной нефти в 50 мл пробы

                     исходной сточной воды, мг.

2.5.4. Вычислить содержание всплывшей нефти (Q_i) в процентах соответственно за интервалы времени от начала отсчета до времени t_1, t_2, ... t_i при условии, что предел седиментации P_s = А = 100% по формуле

           B  x 100

            i

      Q  = --------                                                   (6)

       i      P

               s

2.5.5. Построить график накопления эмульгированной нефти в координатах: количество всплывшей нефти - время всплывания (черт. 2), экстраполируя кривую в начальную точку координат.

2.5.6. На графике накопления в точках, соответствующих времени всплытия частиц с расчетным радиусом 5-60 мкм, провести 6-8 касательных до пересечения о# соью# ординат.

2.5.7. Определить процентное содержание частиц в отдельной фракции в каждом интервале времени (отрезок ординаты от начала координат до пересечения с касательными). Отрезок ординаты от начала координат до пересечения с первой касательной выражает процентное содержание частиц в интервале между максимальным радиусом и наибольшим, определенным расчетным путем. Отрезок ординаты от отметки 100% (P_s) до ближайшей касательной выражает процентное содержание частиц в интервале между 0 и наименьшим радиусом, определенным расчетным путем. Результаты обработки кривой накопления с помощью касательных записать в табл. 2.

Таблица 2

Время всплытия частиц нефти t_i, c	Расчетный радиус частиц r_i расч., мкм	Интервал размера частиц отдельных фракций Дельта r_i, мкм	Содержание нефти во фракциях Q, %	Суммарное содержание фракций в пробе сумма (Q_i), %

2.5.8. Построить зависимость размера частиц нефти (ось абсцисс) от суммарного содержания фракций (ось ординат), выражающую распределение по размерам частиц всплывшей нефти (черт. 3).

2.5.9. По графику (черт. 3) определить величину приращения Дельта Q_i содержания частиц нефти в процентах через равные интервалы размера радиуса Дельта r_i . Результаты записать в табл.3.

Таблица 3.

Размер частицы нефти, r_i, мкм	Содержание нефти во фракции Q_i, %	Приращение содержания фракций, Дельта Q_i	Дельта Q_i / Дельта r_i

2.5.10. По данным табл. 3 в прямоугольных координатах построить зависимость величины Дельта Q_i/Дельта r_i для каждой фракции (Дельта r_i) от размера частиц нефти (r_i). Соединить плавной линией средние точки верхних сторон прямоугольников каждой фракции и получить кривую дифференциального распределения частиц эмульгированной нефти в сточной воде (черт. 4).

3. Диэлькометрический метод

3.1. Сущность метода

Метод основан на седиментационном анализе сточной воды путем измерения тангенса угла диэлектрических потерь количества всплывшей нефти диэлькометром.

3.2. Аппаратура, материалы, реактивы

3.2.1. Для определения размера частиц эмульгированной нефти используют лабораторную установку, схема которой приведена на черт. 5. В качестве диэлькометра могут быть использованы приборы для измерения диэлькометрических характеристик с классом точности не ниже 1,5.

Электроды плоской формы должны быть изготовлены из меди по ГОСТ 859-78, латуни - по ГОСТ 17711-80 или нержавеющей стали - по ГОСТ 5632-72. Рабочие поверхности должны быть равные и иметь шероховатость поверхности (R_а) не более 32 мкм по ГОСТ 2789-73. Рабочие поверхности электродов допускается никелировать, серебрить, хромировать. Электроды должны быть смонтированы так, чтобы их концы располагались в одной горизонтальной плоскости и сохраняли первоначальное положение относительно друг друга. Зазор между электродами должен составлять 2,5+-0,1 мм. Поверка зазора должна осуществляться шаблоном-калибром.

Измерительная ячейка - сосуд для анализируемой пробы. Сосуд для жидкости должен быть изготовлен из материала, который не растворяется в применяемых растворителях, из стекла, кварца, электроизоляционной пластмассы. В качестве сосуда может быть использован мерный цилиндр. Конструкция крышки измерительной ячейки должна обеспечивать возможность быстрого и простого демонтажа для промывки электродов, их полировки, а также юстировки зазора между электродами при повторном монтаже электродов.

3.2.2. Прочие материалы

Секундомер, класс точности 2 - по ГОСТ 5072-79.

Набор ареометров со шкалой измерений от 800 до 1200 кг/м3 - по ГОСТ 18481-81E.

Вискозиметр ВПЖ-2 (диаметром 0,62 мм) - по ГОСТ 10028-81.

Склянка с тубусом емкостью 2000 мл - по ГОСТ 25336-82.

Цилиндр мерный на 50, 500 мл - по ГОСТ 1770-74E

Толуол, ч.д.а. - по ГОСТ 5789-78.

3.3. Подготовка к анализу

3.3.1. Собрать лабораторную установку в соответствии с черт. 5. Установка состоит из сосуда 1, вместимостью 400-500 мл, в который заливают анализируемую пробу сточной воды 2. В сосуд вставляют крышку 4 с электродами 6, которые по высоте должны быть на 2-3 мм ниже уровня растворителя 3. Укрепить перемешивающее устройство 5. Электроды подсоединить к мосту переменного тока 7, при необходимости подсоединить записывающее устройство 8.

3.3.2. Определить характеристические параметры исследуемой сточной воды для расчета константы "К" уравнения Стокса по формуле (1).

3.3.3. Определить расчетный радиус частиц нефти, всплывших за определенное время отстоя в сосуде 1 по формуле (2), где Н - высота столба сточной воды в сосуде 1.

3.3.4. Расчеты, выполненные по пп. 3.3.3, записать в табл.4.

Таблица 4.

Продолжительность отстоя t_i, с	Скорость всплытия частиц нефти H/t_i , м/с	кв. корень (H/t_i)	К х кв. корень (H/t_i)	Расчетный размер частиц нефти r_i, мкм

3.3.5. Включить диэлькометр в сеть.

3.3.6. В цилиндр налить 50 мл толуола. Рабочая поверхность электродов должна быть полностью погружена в растворитель.

3.4. Проведение анализа

3.4.1. Отобрать пробу сточной воды в склянку с нижним тубусом.

3.4.2. Включить секундомер.

3.4.3. Залить пробу в сосуд I.

3.4.4. Залить медленно 50 мл толуола в сосуд I.

3.4.5. Включить мешалку, число оборотов в минуту - 40-60.

3.4.6. Через выбранные интервалы времени зафиксировать значения тангенса угла диэлектрических потерь (tg(дельта)) нажатием на кнопку tg(дельта) диэлькометра либо выбрать автоматический режим показаний и времени анализа t_i. В начале анализа отсчеты производить через каждые 20-30 с. По мере приближения анализа к концу интервал времени между снятием отсчета постепенно увеличивать.

3.4.7. По истечении 50-60 мин., снять крышку с электродами, сосуд закрыть притертой либо другой подогнанной пробкой и несколько раз осторожно перевернуть вверх дном с тем, чтобы полностью проэкстрагировать эмульгированную нефть в пробе. Дать отстояться пробе до четкой границы раздела фаз. Измерить значение тангенса угла диэлектрических потерь всей всплывшей эмульгированной нефти - tg(дельта_max)

3.5. Обработка результатов

3.5.1. Построить основной график накопления эмульгированной нефти от времени: ось ординат - значения тангенса угла диэлектрических потерь всплывшей нефти, ось абсцисс - время накопления (на черт. 6, сплошная линия).

3.5.2. Достроить график накопления:

1) от начала координат до значения tg(дельта) соответствующего времени начала анализа t_1;

2) кривую накопления продолжить до пересечения с прямой, соответствующей максимальному значению tg(дельта_max) (черт. 6).

3.5.3. Разбить кривую накопления на ряд фракций, соответствующих времени накопления t_1, t_2, ... t_i, и провести касательные в этих точках до пересечения с осью ординат.

3.5.4. Измерить длины отрезков ординаты между касательными и выразить их в процентах от общей длины ординаты (от начала координат до предела седиментации - tg(дельта_max)). Из величин отдельных отрезков между касательными вычислить процентное содержание частиц фракций между соответствующими им расчетными радиусами. Полученные на основании седиментационной кривой данные записать в табл. 5.

Таблица 5.

Время всплытия частиц нефти t_i, с	Расчетный радиус частиц r_i, мкм	Интервал размера частиц отдельных фракций Дельта r_i, мкм	Содержание нефти во фракциях tg(дельта_i), %	Суммарное содержание фракций в пробе сумма (tg(дельта_i)), %

3.5.5. На основании данных табл. 5 построить суммарную кривую распределения, отложить по оси ординат суммарное процентное содержание фракций Дельта tg(дельта_i) , начиная с наиболее мелких частиц, по оси абсцисс - радиусы частиц, соответствующие большему значению радиуса фракции (черт. 7).

3.5.6. Из суммарной кривой распределения найти величины приращения процентного содержания частиц Дельта tg(дельта_i) через разные интервалы радиусов Дельта r_i.

Результаты записать в табл. 6.

Таблица 6.

Размер частицы нефти r_i, мкм	Содержание нефти во фракции tg(Дельта_i), %	Приращение содержания фракций Дельта tg(дельта_i)	Дельта tg(дельта_i) / Дельта r_i

3.5.7. По данным табл. 6 в прямоугольных координатах построить дифференциальную кривую распределения, откладывая по оси ординат Дельта tg(дельта_i) / Дельта r_i, а по оси абсцисс радиусы. Соединить плавной линией средние точки верхних сторон прямоугольников каждой фракции (черт. 8).

3.5.8. Диэлькометр должен обеспечить измерение тангенса угла диэлектрических потерь в пределах от 0,0001 до 1.

Погрешность измерения тангенса угла диэлектрических потерь должна быть не более 0,0001.

4. Требования безопасности

4.1. Все работы, проводимые к# химических лабораториях, должны осуществляться в соответствии с "Основными правилами безопасной работы в химических лабораториях", - М., Химия, 1979.

4.2. К работе допускаются лица, прошедшие проверку знаний по технике безопасности.

4.3. Рабочие места и вытяжные шкафы не должны загромождаться реактивами, химической посудой и другим лабораторным оборудованием.

4.4. Растворители хранятся в определенном месте, в закрытых склянках или других сосудах. На каждом сосуде должна быть надпись о его содержимом.

4.5. Электрооборудование лабораторий (розетки, выключатели, изоляция) должно находиться в исправном состоянии. Измерители тангенса угла диэлектрических потерь должны быть заземлены.

4.6. При отборе проб не допускать утечки, разлива и скопление# в приямках сточных вод.