Способ определения плотности нефти в водонефтяных эмульсиях
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ НЕФТИ В ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЯХ, заключакнцийся в измерении плотностей эмульсии и ее минерализованной вод .ной фазы, анализе обводненности эмульсии и последующем расчете плотности нефти, отличающийся тем, что, с целью повьшения точности определения, дополнительно измеряют общую концентрацию солей в минерализованной водной фазе азеотропной отгонкой воды из ее навески, а плотность нефти определяют по выражению Г Узао°-)-
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК (»)4 с,01 М 9 00
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ!
К ABTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ у (у,(goo-с)-x,j (,10O-с) г
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР
ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3612134/24-25 (22) 22.06.83 (46) 15.10.85. Бюл. ¹ 38 (72) И.Ш.Кувандыков .(53) 66.012(088.8) (56) Кондратенко М.И., Прокофьева В.П., Кожихова Ж.Г. Новые ареометры АН для измерения плотности нефтепродуктов. — Нефтяное хозяйство, 1980, №- 5, с. 49-51.
Виноградов Ю.И., Каймашников М.Л.
О погрешности метода контроля за освобожденностью жидкой продукции нефтяных скважин по плотности жидкости. — Нефтепромысловое дело, 1970, № 11 ° (54) (57) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ
НЕФТИ В ВОДОНЕФТЯНЪ|Х ЭМУЛЬСИЯХ, заключающийся в измерении плотностей эмульсии и ее минерализованной вод,ной фазы, анализе обводненности эмульсии и последующем расчете ллот„„SU„„1185184 A ности нефти, о т л к ч а ю шийся тем, что, с целью повышения точности определения, дополнительно измеряют общую концентрацию солей в минерализованной водной фазе азеотропной отгонкой воды из ее навески, а плотность нефти определяют по выражению где х, — объемный процент чистой воды в водонефтяной эмульсии, характеризующий ее обводненность; у и у — плотности соответственно эмульсии и минерализованной водной фазы при 20 С, г/ M3 с — общая концентрация солей в минералиэованной водной фазе эмульсии, мас.X.
1185184
Изобретение относится к контроЛьно-измерительной технике нефтяной промышленности и может быть использовано в нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих отраслях. 5
Цель изобретения — повышение точности определения плотности нефти в водонефтяных эмульсиях путем учета концентрации солей в водной фазе.
Определение плотности нефти в водонефтяных эмульсиях проводят следующим образом.
Пробу водонефтяной эмульсии от фильтровывают от следов твердой фазы (мехпримесей и кристаллов со- 1$ лей) в пикнометр с предварительно .установленным водным числом, термостатируют при 20 С в течение 15 мин и, доведя объем эмульсии до метки, устанавливают ее плотность (у ). Со- 20 держимое пикнометра. количественно переносят в колбу аппарата Дина-Старка и по ГОСТ ?477-65 анализируют объемный процент в эмульсии чистой воды (х,). Водную фазу эмульсии, 25 слитую из отстойника, отфильтровывают от пленки нефти в цилиндр и с помощью денсиметра измеряют ее плотность при 20 С (у ). Далее из цилиндФ ра пипеткой Мора отбирают 10 мл вод- 30 . ной фазы (т.е. 10. у, r) переносят навеску в колбу аппарата Дина-Старка, содержащую 100 мл толуола, и проводят азеотропную отгонку воды. По количеству воды, собранной в приемни-З5 ке-ловушке, устанавливают ее концентрацию в минерализованной водной фазе, а также общую концентрацию солей (с). Полученные аналитические данные (, Ф, х„ и с) используют э для определенйя плотности нефти по предлагаемой расчетной формуле.
Пример. Водонефтяную эмульсию отфильтровывают в пикнометр объемом 25 мл и после термостатирования определяют ее плотность при
20 С: у = 0,971 r/см . Содержимое пикнометра количественно переносят в аппарат Дина-Старка и устанавливают объемный процент в эмульсии чистой воды: x„ = 35,6Х. Измеряют плотность предварйтельно осажденной минералиэованной водной фазы эмульсии (1.
1, 175 г/cM ) и из ее навески, Ф равной 11,75 r, на аппарате Дина-Старка отгоняют 8,9 мл (т.е. 8,9 г) воды. Рассчитывают концентрацию воды в минерализованной водной фазе эмульсии : — 75 74 мас.Ж а
8 9 r 100X
11,75 r оЬ также общую концентрацию солей: с
100 — 75,74 = 24,26 мыс.7. Полученные эначениЯ Уэ, э"Ф, х„ .и с подставляют в расчетную формулу и определяют плотность нефти
:..ьВ От=с — .!
/100- с/ у -х
Ф
= 0,835 г/см .
В таблице представлены результаты сравнительного определения плотности нефти в 10 эталонных водонефтяных эмульсиях, составленных из безводной нефти с плотностью 0,835 г/см и пластовой воды, имеющей плотность
1, 175 г/см и общую концентрацию солей 24,26 мас.Ж, по существующему и предлагаемому способам.
Сопоставления полученных результатов показывают, что относительная ошибка определения плотности нефти по предлагаемому способу на порядок ниже, чем при определении по прототипу, когда эта ошибка возрастает с увеличением содержания водной фазы.
1185184
Анализ по предлагаемому способу
Объемный 7. воды (ху ) Анализ по прототипу
Плотность
Содержание водной фазы в
100 мл эмульсиин, мл
6 эталонной эмуль— сина
z / M3 эмульсии+ относи781 г/см> относи н 1 г/cMs экспериментальный расчетный тельная ошибка, Х тельная ошибка, Х
0,835
0,835
0,835
0,836
0,836
0,836
0,834
О, 835
0,837
0,838
0,4
0,837 0,44
0,836
0,835
0,837 .0,842
0,845
0,848
0,850
0,854
0,860
0,865
0,1
0 5
0,838 0,89
0,8
1,0
0,2
5,0 0,852 4,45
4,4
15,0 0,886 13, 3 13, 2
0,8.20,0 0,903 17,8
25,0 0,920 22,2
1,2
17,6
1,6
22,0
30 0 . 0,937 26,7
1,8
26,8
35,0 0,954 31, 1
2,3
31,2
36,2
40,01 0,971 35,6
45,0 0,988 40,0
3,0
39,6
3,6
Примечание.
Для приготовления эталонных эмульсий использована пластовая вода с плотностью при 20 С у =
1,175 г/см, общей концентрацией солей с
= 24,26 мас. Х и нефть с плотностью при 20 С уя=
= 0,835 г/см .
Заказ 6354/37
Тираж 896 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Филиал ППП "Патент", г. ужгород, ул. Проектная, 4
Составитель В.Агафонова
Редактор М.Бандура Техред О.Неце Корректор О. Луговая
