metodika Sbor i podgotovka skvazhinnoy produkts..


МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений
СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
Методические указания к лабораторным работам для студентов и слушателей ФПК специальности 09-07 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" (специализация 09-07-01 "Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений", 09-07-03"Методы увеличения нефтеотдачи")
УФА 1991
Приведены лабораторные методы определения и изучения свойств и параметров скважинной продукции. Изучаются аппараты и приборы, применяемые в системах сбора и подготовки нефти, газа и воды на промыслах.
Изложены безопасные приемы и методика выполнения работ, исследовательность обработки и интерпретации результатов, вопросы к самоподготовке студентов, приведен список литературы по каждой работе.
Предназначены для студентов специальности 09-07 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений".
Составители; Выгодский Е.М., доцент, к.т.н.
Семенова Л.В., инженер по учебной
работе
Салимгареев Т.Ф., доцент, к.т.н.
Рецензент Шаховкин В.М., доцент, к.т.н.
© Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1991

1
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ВЯЗКОСТИ
ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ С ПОМОЩЬЮ
РОТАЦИОННОГО ВИСКОЗИМЕТРА РВ-8
Общие понятия
Если нефть и пластовая пода в процессе их совместного движения по скважине и в системе сбора взаимно перемешиваются, то в результате перемешивания происходит их дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования образуется водонефтяная эмульсия.
Эмульсии, характеризующиеся высокой степенью дисперсности, являются термодинамически устойчивыми системами и обладают высокой вязкостью. Течение эмульсии не подчиняется закону Ньютона; они называются аномальными, или неньютоновскими жидкостями. Причиной аномалии вязкости эмульсии является деформация диспергированных частиц с увеличением приложенного напряжения.
Вязкость водонефтяных эмульсий зависит от многих факторов: концентрации фаз, температуры, напряжения сдвига и др. Вязкость эмульсии определяют различными методами, обычно принятыми для вязких жидкостей. Однако некоторые методы, применяемые для чистых жидкостей, не пригодна для эмульсий, обладающих структурной вязкостью.
Измерение эффективной вязкости на вискозиметре Воларевича основано на принципе вращающегося цилиндра. Испытуемое вещество помещается между соосными цилиндрами, из которых внутренний приводится во вращение. Прибор является первичным вискозиметром, т.е. позволяет вычислить вязкость в абсолютных единицах непосредственно из размеров прибора и не требует калибрования.
Эффективная вязкость в пуазах вычисляется по следующей формуле:
ή = К · М- Моn, (1.1)
где М - груз. вращающий цилиндр вискозиметра ( сумма двух равных грузов, подвешенных на обоих нитях прибора), г;
Мо- собственное трение подшипников, которое шло и соответствует грузу 1 - 2 г ;
2.
n -число оборотов цилиндра в секунду;
К - константа прибора, имеющая следующее значение:
К = RQ8·π2(h·r12·r22r22-r12 + r13·r23r23-r13) , (1.2)
В формуле (1.2) приняты следующие обозначения:
R – радиус шкива ( рис. 1.1), на который намотана нить, см;
r1 -радиус внутреннего цилиндра 1 и полусферы, см;
r2 -радиус внешнего цилиндра 2 и полусферы, см;
h - выcота цилиндрической части тела вращения 2, погружаемой в жидкость, см;
Q - ускорение силы тяжести, см/с2,
Таким образом, R зависит от конструкции прибора. Для используемого в опытах вискозиметра R = 2,235 см;
r1 = 1,605 см; r2 = 1,905 см.
Подставляя значения геометрических размеров прибора в выражение (1,2),получим формулу для расчета вязкости испытуемой жидкости в виде
ή = 219,2·(М-М0)(683,0·h+729.9)·n, [Па·с], (1.3)
Для определения вязкости по формуле (1.8) необходимо в процессе опытов измерить М0, М и n, а также уточнить величину h. Если объем жидкости между цилиндрами равен 30 см3, то h=7 см. Однако из-за изменения температуры опыта, а также неточности определения объема высота h оказаться больше или меньше 7 см. Поэтому ее необходимо уточнить после опыта.
Устройство и работа ротационного вискозиметра РВ-8
Испытуемое вещество помещается между латунными цилиндрами вискозиметра 1 и 2 (рис. 1.1). Каждый цилиндр внизу оканчивается полусферой, радиус которой равен радиусу цилиндра. Внутренний цилиндр 1 через термоизоляционную муфту 3 соединен с осью 4
35
СОДЕРЖАНИЕ
1. Определение эффективной вязкости водонефтяных эмульсий с помощью ротационного вискозиметра РВ - 8 1
2. Определение количества свободного газа о нефти 8
3. Определение количества капельной нефти в потоке газа 14
4. Определение состава легких углеводородных газов в сырой нефти с помощью хроматографа 19
5. Изучение влияния концентрации ПАВ на величину межфазного поверхностного натяжения на границе нефть-водные растворы ПАВ.
6. Определение теплоты сгорания углеводородных газов с помощью калориметра Юнкерса. 31
7. Определеиие количества содержания воды в нефти и водонефтяных эмульсиях способом Дина и Старка. 38
Редактор МАРКЕШИНА Л.А.
Подписано к печати 15.07.91. Формат бумаги 60х84 1/16,. Бумага оберточная. Печать офсетная. Уч.- изд. Листов 2,5. Печатных листов 2,8. Тираж 300 экз. Заказ 804. Бесплатно.
Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Ротапринт Уфимского государственного нефтяного университета.
Адрес университета и полиграфпредприятия: 450062. Уфа, Космонавтов, 1.
34
Массовое процентное содержание воды в пробе рассчитывается по формуле (7.2):
n = Vρ100M ( 7.2.)
где n - содержание воды в пробе, % масс;
V - объем соды в ловушке, м3 ;
ρ - плотность вода, кг/м3.
6.5. Вопросы для самоконтроля
1. И результате чего образуются водонефтяные эмульсии?
2. К каким осложнениям в системах сбора и подготовки приводят эмульсии, состоящие из воды и нефти?
3. Для чего необходимо знать содержание воды в нефти и нефтяных эмульсиях.
4.Какие методы определения воды в водонефтяных эмульсиях вы знаете?
5. Какие требования предъявляются к растворителю? 6. С какой целью используется растворитель?
7. Как устроен холодильник?
8. С какой скоростью проводить перегонку?
9. Как определить, что перегонка закончена?
10. Как рассчитать процентное содержание воды в пробе?
11. Как и где на нефтяных промыслах производится отбор проб водонефтяных эмульсий для определения в них воды?
12. Как оценивается качество нефти в зависимости от процентного подержания воды?
13. Почему невыгодно перекачивать нефть с присутствием в ней воды?
Что понимается под термином - старение эмульсий?
От каких (факторов зависит скорость разложения водо-
нефтяных эмульсий?
ЛИТЕРАТУРА
1. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1982. С. 196- 206.
2.. Бурдынь Т.Д., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. - М.: Недра, 1978.
3

Рис. 1.1. Схема ротационного вискозиметра РЗ – 8.
1 - внутрений вращающийся цилиндр; 2- внешний неподвижный цилиндр; 3- термоизоляционная муфта; 4- ось вращающейся системы; 5- шариковые подшипники; 6- шкив; 7- блочек; 8- тормоз; 9- стрелка; 10 – разделенный круг; 11 – муфта; 12- штифты; 13- основная плита прибора; 14 - термопары; 15- термостат; 16- термоизоляция (асбест); 17 - сосуд для наливания термостатирующей жидкости; 18 - мешалка; 19 - отражатель; 20 – муфта; 21 - стопорный винт; 22 - стойка; 23 - подставка; 24-установочный винт.
4
снабженной шариковыми подшипниками 5. На шкив 6 наматываются нити и перекидываются через блоки 7 (второй (второй блок на рисунке 1.1 не показан).
К концам нитей привязываются легкие подвески, на кото-рые устанавливаются грузы, вращающие внутренний цилиндр вискозиметра. На каждый из крючков помещается одинаковый груз. При применении малых грузов до 50 г пользуются обычными разновесами от технических весов. Подвешивать грузы общей массой более 80 г не рекомендуется.
Тормоз 3 служит для остановки и пуска в ход вращающейся системе прибора. При малой скорости вращения отсчитывается время поворота стрелки 9 на угол в несколько градусов по разделенному кругу 10 (четверть окружности).
Цилиндрический сосуд 2 вискозиметра входит верхней частью в выточку муфты 11, и путем поворота закрепляется штифтами 12. Таким образом, цилиндры вискозиметра оказываются строго соосными. Муфта 11, как и основная плита 13, приборов изготовлена из текстолита. Цилиндр 2 имеет снаружи плоское основание для того, чтобы его можно было поставить, когда он вынут из муфты 11.
Для измерения температуры служат три термопары 14. Спаи этих термопар, походя сквозь изоляционные муфты, помещаются в стенке наружного цилиндра и располагаются равномерно по высоте. Уровень испытуемого вещества в зазоре между цилиндрами должен быть выше верхней термопары. Температуру нужно измерять также непосредственно термометром, погруженным в термостат.
Цилиндры вискозиметра во время измерения помещаются внутри термостата. Последний представляет собой латунный сосуд 15, изолированный асбестом 16. Во второй сосуд 17, плотно входящий в сосуд 15, наливают для термостатирования жидкость (воду) для получения низких температур (до -500С ).
Бросают в неё через отверстие в плите 13 кусочки твердой углекислоты. Жидкость в термостате перемешивают мешалкой 18. Отражатель 19 служит для предотвращения проникновения термостатирующей жидкости в зазор между цилиндром 2 и муфтой 3; когда в жидкость бросают твердую углекислоту и она интенсивно пенится. Для получения высокой температуры (до 100 0С) сосуд 15 снабжен обмоткой из нихрома, через которую пропускает электрический ток.
33
После этого включается электроплита. Смесь с растворителем закипает. Пары толуола и воды, конденсируясь в холодильнике, попадают в приемник-ловушку 2. Причем вода скапливается внизу ловушки, а избытки толуола стекают обратно в колбу 1. Кипение в колбе 1 поддерживается так, чтобы из конца трубки трубки холодильника подало 2-4 капли с секунду. Перегонка заканчивается после того, как в течение З0 минут не будет отмечено увеличения объема воды в ловушке.
6.4. Порядок выполнения работы.
На технических весах взвешивается пустой стаканчик, вкоторый будет помещена проба водонефтяной эмульсии. Получаеммассу М1.. .
Затем в стаканчик наливают приблизительно 0,075 кг (75 г) водонефтяной эмульсии.
3.Стаканчик с водонефтяной эмульсией взвешивается. Получаем М2.
Затем в стаканчик добавляется 75·10-6 м3 (75 см3) толуола, который предварительно тщательно обезвожен.
Проба эмульсии и растворитель перемешиваются и заливаются в колбу 1.
Пускают воду в холодильник и с разрешения лаборанта включается электроплитка.
7.Следует следить за процессом кипения и регулировать нагрев.
8.Перегонку продолжают до тех пор, пока уровень воды в градуированной ловушке в течение 30 мин не перестанет изменяться.
9. Выключает нагревательный элемент, оставляя работающим холодильник.
10. По числу делений приемника определяется количество воды в пробе V.
11. Определяется процентное содержание воды в эмульсии. При расчетах принимается, что 1 м3 воды имеет массу 1000 кг. По формуле(7.1.) рассчитывается масса пробы М:

М = М2 – М1 ( 7.1 )
32
прибора.
Разбирать прибор Дина и Старка только после охлаждения его до комнатной температуры.
6.3. Устройство прибора Дина и Старка и принцип работы
Аппарат Дина и Старка состоит из колбы 1, приемника-ловушки 2, холодильника 3 (рис. 7.1.). Приемник-ловушка представляет собой коническую пробирку с градуировкой. Нижняя часть пробирки сужена для более точного замера маленьких замеров воды. Холодильник имеет гладкую внутреннюю трубку, припаянную к муфте, по которой циркулирует вода для охлаждения. Взвешенная проба смешивается с растворителем и выливается в колбу 1. В качестве растворителя может быть использована жидкость, которая хорошо растворяет высокомолекулярные компоненты нефти, не смешивается с водой и не растворяется в ней, имеет температуру кипения близкую к температуре кипения воды, и легче воды. Таким растворителем может быть бензин, от которого отогнаны фракции, кипящие до 95 0С, лигроин или бензин «галоша».
Рис.7.1. Аппарат Дина и Старка
В данной работе в качестве растворителя используется толуол
-ароматическое соединение с температурой кипения 111 0С. После заполнения колбы 1 исследуемой водонефтяной эмульсией с растворителем прибор полностью собирается и в холодильник пускается холодная водопроводная вода.


5
В этом случае в термостат наливают масло или глицерин. Для смены термостатирующей жидкости сосуд 17 вынимают из термостата.
Основная плита 18 вискозиметра посредством железной муфты 20 и винта 21 укрепляется на стойке 22. Подставка вискозиметра 23 снабжена тремя установочными винтами 24 и ее надо до начала измерений установить горизонтально по уровню.
Температура термостатирующей жидкости определяется по показаниям гальвонометра с помощью тарировочного графика.
Техника безопасности при работе с вискозиметром РВ-8

При работе с прибором необходимо помнить о возможных опасностях для работающих. Основная опасность связана с использованием электрического тока напряжением 220 В и нагреванием термостатирующей жидкости до 100 0С. Поэтому перед включением прибора в сеть необходимо проверять надежность заземления корпуса вискозиметра и не допускать применения оголенных проводов. Необходимо соблюдать осторожность при извлечении вращающейся части прибора из термостата, не ее разбрызгивания на открытые части тела.
"Нагрев" следует включать только при наличии жидкости в термостате.
Подготовка эмульсии для опытов производится с использованием обычных мешалок с электроприводом. Необходимо помнить, что включение электрических приборов в сеть должно производиться только с разрешения лаборанта или преподавателя, ведущего занятие
Выполнение работы
Вискозиметр устанавливается в горизонтальное положение по уровню с помощью установочных винтов 24.
Соединяют все три термопары с гальванометром через трехконтактный переключатель (рис 1.1).
Подвешивают на нити последовательно грузы 1,5; 2; 2,5, чтобы убедиться, что трение подшипников не превышает допустимой величины 2,5 г.
6
В тщательно промытый бензином и высушенный цилиндр 2 наливают испытуемую жидкость так, чтобы ее уровень в зазоре между цилиндрами был выше верхней термопары. Объем жидкости равен 30 мл.
Проверяют уровень жидкости на вращающемся цилиндре 1. Для контроля высоты уровня жидкости на вращающемся цилиндре 1 нанесены деления с точностью до 1 мм. После окончания опыта, когда цилиндрический сосуд 2 снят, на цилиндре 1видно, до какого деления доходит уровень жидкости.
Верхнюю часть цилиндра 2 осторожно вставляют в выточку муфты 11 и закрепляют путем поворота. После этого опускают цилиндры вискозиметра в термостат.
При необходимости повышения температуры опыта против комнатной включают нагреватели термостата.
Подвешивают груз общей массой 5г. Менее 5 г грузы брать не следует, так как тогда поправка на трение подшипников будет относительно велика.
Отпускают тормоз 8 и с наблюдаются помощью секундомера время десяти или пяти оборотов вращающейся системы вискозиметра. Далее тормоз запирают, и вращая шкиф 6 в обратную сторону, поднимают грузы. Шкив 6 снабжен храповиком, так что при подъеме грузов цилиндр 1 вискозиметра не вращается. Произведя 3….4 повторных отсчета, определяют среднее значение числа оборотов в секунду.
Затем последовательно подвешивают на нити еще 2-3 различных груза, все увеличивающихся по массе (10, 15, 20), и для каждого из них определяют среднее число оборотов в секунду.
Данные изменения записывают в табл. 1.1. Студентам, в зависимости от отведенного времени могут быть предложены следующие задачи:
а)изменение вязкости водонефтяных эмульсий при 2-х, 3-х концентрациях воды;
б)изучение влияния температуры на вязкость эмульсий, Тип задачи и объем работы уточняются преподавателем в процессе лабораторных занятий.
Определив из опыта среднее число оборотов цилиндра вискозиметра в секунду (об/с) для 3-4 различных грузов М, можно вычислить по формуле (1.3) вязкость и взять ее среднее значение.
31
6.Определение количественного содержания воды в нефти и
водонефтяных эмульсиях (способ Дина и Старка)
6.1. Общие понятия
Вода является спутником нефти в нефтяном пласте. При совместном движении нефти и воды по эксплуатационной колонне труб и при выходе жидкостей из скважины с большой скоростью появляются условия для эмульгирования нефти с водой, в результате чего образуются нефтяные эмульсии. Образование устойчивых эмульсий состоящих из нефти и воды, приводит к большим потерям нефти, так как при отделении воды от нефти в отстойниках часть нефти отделяется вместе с водой в виде эмульсии. Кроме того, даже при небольшом содержании пластовой воды в нефти резко увеличивается вязкость нефти, которая образует с водой эмульсии. При содержании в нефти более 20 % эмульгированной воды вязкость достигает таких больших величин, что перекачка по трубопроводам значительно затрудняется. Чтобы эффективно использовать методы обезвоживания нефти, а также применение деэмульгаторов необходимо знать количественное содержание воды в нефти и водонефтяных эмульсиях.
Наиболее простым и достаточно точным методом определения количественного содержания воды в нефти и водонефтяных эмульсиях является перегонка их с растворителями, которые применяются для устранения толчков и сильного вспенивания, сопровождающих кипение нефтепродуктов, содержащих воду, и препятствуют образованию кокса. Из способов количественного определения воды при помощи перегонки с растворителями наибольшее распространение получил способ Дина и Старка, принятый в качестве стандартного почти во всех странах, в том числе и в СССР.
6.2.Техника безопасности при выполнении работы
Прибор Дина и Старка должен быть установлен в боксе, снабженном вытяжной вентиляцией. Перед началом работы следует включить вытяжную вентиляцию и проверить наличие тяги.
Перед включением электрической плитки необходимо убедиться в поступлении воды в холодильник аппарата Дина и Старка.
В боксе с аппаратом Дина и Старка запрещается хранить легковоспламеняющиеся жидкости.
- Необходимо обеспечить плавную подачу воды в холодильник аппарата.
Запрещается сливать углеводородные жидкости из аппарата в раковину.
Следует прекратить подачу воды с холодильник после полного остывания
30
Какой физический смысл величины поверхностного межфазного натяжения?
В каких единицах измеряется величина поверхностного межфазного натяжения?
Почему величина поверхностного межфазного натяжения зависит от того, не границе раздела с какой средой она определяется?
Существуют ли способы изменения величины поверхностного натяжения на границе раздела двух несмешивающихся жидкостей?
Как определяется величина поверхностного натяжения на границе раздела нефть-вода?
9. От чего зависит величина поверхностного натяжения на границе двух жидкостей?
10. Для чего необходимо тщательно обезжиривать кончик капилляра?
11. Как влияет концентрация ПАВ на величину поверхностного натяжения?
12. Как влияет температура на межфазное натяжение несмешивающихся жидкостей?
1З. Чему равна величина поверхностного натяжения между нефтью и керосином?
14. Почему темп снижения величины поверхностного натяжения снижается с увеличением концентрации?
15. Какие концентрации ПАВ используются для разложения водо-нефтяных эмульсий?
16. Что такое деэмульгирующая способность реагента применяемого для разложения водо-нефтяных эмульсий?
Литература.
1.Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. – М: Недра, 1974.
2.Дунюшкин И,И., Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей. - М.: МинХиГП, 1982.
3.Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. – М.: Недра, 1978.
7
При этом предварительно необходимо из опыта определить высоту h.
Рекомендуется, однако, во всех случаях строить график зависимости ή от М. На рис 1.2. изображен для примера такой график. В соответствии с формулой (1.1) график получается прямолинейный.
М



ή

Рис. 1.2. Зависимость числа оборотов от величины груза
На основании прямой, представленной на рис. 1.2, можно непосредственно вычислить среднюю вязкость жидкости по видоизмененной формуле (1.1.), а именно:
ή = К · ctg α,
где α – угол наклона на рис. 1.2.
Таблица 1.1
Обработка результатов измерений
Масса груза, г Время, с Число
оборотов, об. Частота вращения, об./с Высота
жидкости, см Вязкость, Па·с
8
1.5.Контрольные вопросы
Что называется эффективной вязкостью водонефтяных эмульсий?
От каких факторов зависит эффективная вязкость?
На каком принципе основано измерение вязкости на вискозиметре Воларевича?
Рассказать устройство и принцип работы прибора.
Рассказать порядок проведения эксперимента на ротационном вискозиметре.
С какой целью опыт проводится с различными по массе грузами?
Какими методами можно определить вязкость эмульсии по результатам опытов?
8. Меры безопасности при работе на ротационном вискозиметре.
2.Определение количества свободного газа в нефти
Общие понятия
Количество свободного газа в промысловом трубопроводе можно определить с помощью прибора УОСГ-1ОО (устройство для определения содержания свободного газа в нефти при давлении до 4 МПа (40 кгс/см2).
Принцип действия прибора основан на том, что при изотермическом сжатии система нефть-газ переходит в однофазное состояние и зависимость объема пробы от давления становится линейной.
На рис. 2.1. Рт - исходное давление в трубопроводе, МПа;
∆V - общее изменение объема пробы, м3;
∆V - изменение объема нефти при увеличении давления от Рт до Р2, м3 ;
Vсв.г. - объем свободного газа в пробе нефти, м3;
29
то него ставятся поочередно стаканчики с растворами ПАВ в дистиллированной воде концентрации 0,01; 0,1; 0,2 % масс., и проделывается то же, что и с дистиллированной водой. Величина межфазного поверхностного натяжения нефти на границе с водными растворами ПАВ рассчитывается по формуле
σ = K· V· (ρВ – ρН),
где σ - среднее арифметическое значение межфазного поверхностного натяжения, мН/м;
К- постоянная капилляра;
ρВ - плотность воды и водных растворов ПАВ, кг/м3;
ρН - плотность нефти, кг/м3 (в опыте используют нефть с ρН =870 кг/м3);
V - среднеарифметическая величина объема выдавливаемой капли, в делениях лимба микровинта. Исследование провести при температурах 20 ,30,40, 50, 60 °С.
По полученным данным эксперимента строится график зависимости величины межфазного поверхностного натяжения на границе нефть-водные растворы ПАВ от концентрации поверхностно-активного вещества в растворе и от температуры
(рис.5.2.)
Рис. 5.2. Зависимость величины межфазного натяжения на границе нефть-водные растворы ПАВ от концентрации поверхностно-активного вещества в растворе и температуры.
σ,
мН/м

Т1<Т2

Т1

Т2


С, % масс.

5.5. Вопросы для самоподготовки
1. Почему на границе двух несмешивающихся жидкостей возникают поверхностные явления?
2. Зачем нефтепромысловой практике необходимо знать величину поверхностного натяжения на границе нефть-вода?
3. На чем основаны методы определения величины поверхностного натяжения?
28
Сигнал на реле подается с электроконтактного термометра. Воздух в термостате циркулирует при помощи вентилятора. В целях безопасности нагреватель помещен в защитный кожух.
5.3. Меры безопасного выполнения работы
К прибору подведен электрический ток. Для предотвращения
поражения электрическим током людей при нарушении изоляции проводов прибор должен быть заземлен.
2. Пользуясь хромовой смесью для обезжиривания капилляра, избегать попадания её на кожу и одежду. При ожогах хромовой смесью необходимо пострадавшее место обильно промыть проточной водой, а затем раствором питьевой соды.
3. При выполнении работы следует бережно обращаться с капилляром и медицинским шприцом.
5.4. Порядок выполнения работы
С помощью контактного термометра и нагревательных лампочек устанавливается температура в термостате, равная 30 0С. Шприц заполняется нефтью и закрепляется с помощью скобы 14 на штативе. В стаканчик до метки наливается дистиллированная вода и в нее помещается загнутый капилляр, который с помощью, медицинской иглы 10 надевается на шприц 4. Поверхность капилляра должна быть обезжирена хромовой смесью (концентрированная кислота + хромовокислый калий). Записывается число делений лимба микрометра I и включается в сеть электродвигатель, который приводит во вращение микровинт, сообщающий поршню поступательное движение. Поршень шприца 4 начинает медленно перемещаться, вытесняя тем самым нефть из капилляра. В связи с этим на кончике капилляра формируется капля, которая при достижении критического объема, отрывается от капилляра и всплывает на поверхность воды. В момент отрыва капли необходимо отключить электродвигатель от электросети и записать число делений лимба микрометра. Высчитывается объем выдавливаемой капли в делениях лимба микровинта. Проводится не менее 10 подобных замеров и берется среднее значение объема капли V , по которому вычисляется величина поверхностного натяжения на границе нефть-дистиллированная вода. Затем стаканчик с дистиллированной водой убирается и вместо него ставится поочередно стаканчики с растворами ПАВ в дистиллированной воде
9
P
P2
P1

0

∆V1, ∆V2 – ИЗМЕНЕНИЕ ПРОБЫ СООТВЕТСТВЕННО ПРИ ДАВЛЕНИЯХ Р1 И Р2, м3.
Если пренебречь изменением объема нефти за счет растворения газа и считать, что изменение объема жидкости происходит по линейному закону, то объем свободного газа в пробе нефти будет равен
Vсв.г = ∆V - ∆Vн, (2.1.)
где ∆V – общее изменение объема пробы, м3;
∆Vн – изменение объема нефти при увеличения давления от Р1 ДО Р2, м3.
Согласно рис. 2.1. можно записать
∆V1-Vсв.г.Р1-РТ = ∆V2-Vсв.г.Р2-РТ , (2.2)
Отсюда
Vсв.г.=∆V1·P2-Pт-∆V2·(P1-Pт)P2-Pт-(P1-Pт), (2.3)
V ;А^~ изменение объема пробы соответственно пои ^аглениях Р. и ?,". м". Если пр^на^рсчь изменение!,' пСъема н^--ти эа гчот растворения газа и обитать, что изменена оОьема жидкости происходит по линеПтялу закону, то о'гьем свободного газа п пробе нефти будет ранен
Уевг«лУ-лУ„,С-т>
где дУ - оПцое изменение пйьема пробн,
М34
^у' - изменение о&ьема нефти при увеличении давления от Рт до Р2, м .
Согласно рис.


∆VН
VСВ.Г

∆V

∆V

Рис. 2.1. Изменение давления в пробе нефти, содержащей свободный газ, в зависимости от ее давления при изотермическом сжатии.
На практики чаще всего необходимо знать величину относительного количества свободного газа КГ.С.:
Кг.с. = Vсв.г.Vпробы, (2.4)

где Vпробы - объем пробы, равный объему камеры сжатия (берется из паспорта прибора). V камеры сжатия = 270 · 10-6 м3.
С учетом (2.2) выражение (2.4) примет вид
10
Кг.с. = ∆V1·P2-Pт-∆V2·(P1-Pт)Vпробы· (P2-P1), (2.5)
Устройство прибора
В камеру сжатия 7 с помощью штуцеров 10, 11 вводится исследуемая проба газонефтяной смеси. Рукоятка 12 отсекает пробу нефти от трубопровода. Показания изменения давления снимаются с помощью манометра. Термостатирующая рубашка 9 служит для поддерживания в исследуемой пробе постоянной температуры, путем циркуляции по ней жидкости из трубопровода в процессе производства измерения.
Меры безопасности при выполнении работы
Запрещается работать с прибором при наличии утечек газа. Давление на манометре не должно превышать 6 МПа (60 кгс/см2). Во время снятий замеров запрещается производить сборку и разборку установки, вращать любые части прибора, кроме рукоятки 3.
Работу производить под наблюдением преподавателя или лаборанта.
Проведение работы
Ввиду отсутствия в лаборатории реального трубопровода прибор не подсоединен к трубопроводу, а для выполнения работы заполнен пробой газожидкостной смеси. Исследуемая проба уже введена в камеру 7 с помощью дозировочного насоса.
1. В исходном положении отметка на визире 5 должна совпадать с нулевой отметкой лимба 4. Плунжер находится в крайнем левом положении, а камера сжатия 7 повернута конусным отверстием к входному и выходному штуцерам 10, 11.
2. С помощью рукоятки 12, камера поворачивается на 90°. В результате проба отсекается от трубопровода, и в реальных условиях по термостатирующей 9 должна циркулировать жидкость из трубопровода.
27

Рис. 5.1. Сталагмометр
26
где σ – поверхностное натяжение, мН/м;
К – постоянная капилляра, мН/М3КГ/М3;
V- объем выдавливаемой капли, в делениях шкалы;
ρ1, ρ2 - плотность граничащих жидкостей, кг/м3.
Для определения постоянной капилляра необходимо замерить межфазное поверхностное натяжение какой-либо органической жидкости на границе с дистиллированной водой, значение которых имеется в справочнике. Например, величина поверхностного натяжения на границе октан-дист. вода по справочнику равна 50,98 мН/м,. Определить на сталагмометре объем выдавливаемой капли, постоянную капилляра определяют по формуле.
К = 50,98V·(ρв-ρ0),
где 50,98 - поверхностное натяжение на границе октан-дист. вода;
рВ - плотность воды;
ρо - плотность октана.
Плотность исследуемых жидкостей определяется взвешиванием в пикнометре,
5.2. Краткое описание сталагмометра и принцип его действия
Основной частью прибора (рис.5.1) является микрометр- I, обеспечивающий фиксированное перемещение поршня 3 в цилиндрическом стеклянном корпусе медицинского шприца 4. Шток поршня 3 соединен с пружиной 2, благодаря чему исключается его самопроизвольное перемещение. Микрометр со шприцом укреплены с помощью скобы 14 и втулки 13, которая может свободно передвигаться по стойке штатива II и фиксироваться на любой её высоте винтом 12. На наконечник шприца надета игла 10, которая плотно входит в капилляр 9. При вращении микровинта 1 пружина 2, сжимаясь, давит на шток поршня 3, который, перемещаясь в корпусе шприца, заполненного исследуемой жидкостью, выдавливает её из кончика капилляра 9 в виде капли 6 в другую жидкость. При достижении критического объема капли отрываются, всплывают и образуют слой 5.
Поскольку величина межфазного поверхностного натяжения зависит от температуры соприкасающихся фаз, сталагмометр помещен в термостатирующий шкаф. Термостат обогревается с помощью электроламп которые реле отключает при достижении заданной температуры
11

Рис. 2.2. Общий вид устройства УОСГ-100

1 – плунжер; 2 - гайка; 3 – рукоятка; 4 - лимб;
- визир; 6 - корпус; 7 - камера сжатия;
- вентиль высокого давления; 9 - термостатирующаярубашка; 10, 11 - входной и выходной штуцера;
12 - рукоятка; 13 - переходник; 14 – манометр.
12
Закрываются вентили высокого давления 8. Закрытиевентилей свидетельствует о том, что проба герметизирована.
Производится сжатие пробы до давления 4 МПа (40 кгс/см2) путем внедрения плунжера в камеру сжатия с помощью рукоятки 3.
Давление поднимается ступенями по 0,5 МПа (5 кгс/см2). На каждой точке производится выдержка 5-10 минут. При этом фиксируется величина давления и изменение объема пробы.
По результатам измерений составляется табл. 2.1.
Таблица 2.1.
Номер
замера Показания манометра, МПа Изменение объема пробы, м3
1 2 3 4 5 6 На основании табл. 2.1. строится график.
Р, МПа











РТ

∆V, м3 · 10-6


Рис. 2.3. Экспериментальная зависимость изменения давления в пробе газожидкостной смеси в зависимости от объема.
25
для понимания причин образования стойких водонефтяных эмульсий и разработки эффективных способов их разрушения в процессе подготовки нефти к переработке.
Наиболее важной поверхностной характеристикой систем вода-нефть-газ является поверхностное натяжение на границе раздела нефть-газ, нефть-вода. Поверхностное натяжение возникает на границе раздела двух несмешивающихся фаз. Молекулы, атомы или ионы, находящиеся на поверхности раздела двух фаз, неравноценны молекулами, атомам или ионам тех же веществ, находящихся внутри каждой фазы, так как они обладают определенным запасом свободной энергии. Эта избыточная свободная энергия носит название поверхностной энергии. Поверхностное натяжение является следствием существования силы внутреннего давления, втягивающей молекулы внутрь жидкости, по направлению нормали к поверхности жидкости. Сила, действующая на единицу длины границы раздела и вызывающая уменьшение поверхности жидкости, называется силой поверхностного натяжения или просто поверхностным натяжением. Единицей измерения поверхностного натяжения служит Н/м, а на практике используется мН/м. Величина поверхностного натяжения жидкости зависит от температуры и давления. С ростом температуры из-за уменьшения межмолекулярных сил величина поверхностного натяжения уменьшается. С увеличением давления поверхностное натяжение жидкости на границе с газом также снижается. Причиной этого является повышение взаимной растворимости жидкости и газа. Гораздо сложнее зависимость поверхностного натяжения нефти от давления, по сравнению с содой, так как изменяются количество состава нефти и газа, а также природа полярных компонентов в нефтях различных месторождений. Для измерения поверхностного натяжения много способов и приборов. Однако, из-за отсутствия серийно изготовленных промышленностью приборов, обычно используют сталагмометрический метод измерения межфазного натяжения. Этот метод основан на определении объема капель, выдавливаемых из капилляра на границе фаз.
Поверхностное натяжение на границе двух жидкостей определяется по формуле
σ = К · V·(ρ1 – ρ2), (5.1)
24
При подсчете концентрации этого компонента площадь пика умножают на ту величину, на которую уменьшена чувствительность хроматографа.
Содержание отдельного компонента рассчитывается по формуле:
Сi = Кi·K·S100 · 100,
где Сi - количество i- го компонента, % ;
К - весовой коэффициент чувствительности i-го компонента;
К - калибровочный коэффициент, равный 0,00378 мг/мм2;
Р - вес введенной пробы нефти, равный 100 мг.
Перечень вопросов для самоподготовки
Что также хроматографический метод и какова его физическая сущность?
Расскажите о принципе действия прибора и устройства хроматографа.
3. Нарисуйте газовую линии хроматографа.
4. Как расшифровать хроматограмму?
5. Почему при расчете количества компонента нефти необходимо учитывать весовой коэффициент чувствительности?
6. Для какой цели надо знать количество легких углеводородов в сырой нефти?
ЛИТЕРАТУРА
1. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. - М.: Недра, 1978. С. 119-129.
2. Шингляр М. Газовая хроматография в практике. - М.: Химия, 1964. С. 195.
5. ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ ПАВ НА
ВЕЛИЧИНУ МЕЖФАЗНОГО ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ НА ГРАНИЦЕ НЕФТЬ-ВОДНЫЕ РАСТВОРЫ ПАВ
Общие понятия
Для погашения процессов вытеснения нефти из нефтевмещающих пород необходимо знать существо поверхностных явлений, происходящих на границах раздела. Не менее важно знать существо поверхностных явлений на границе раздела нефть-вода
13
На графике выбираются характерные точки, аналогично рис. 2.3, и по формуле (2.5.) определяется величина относительного количества свободного газа КГС.
2.6. Перечень вопросов для самоподготовки
Рассказать устройство прибора УОСГ – 100.
Рассказать принцип работы прибора УОСГ-100.
Как производится на приборе УОСГ-100 отсечение пробы нефти (жидкости) от основного потока?
На каких свойствах жидкости и газа основано определение количества свободного газа в жидкости?
Как определить величину изменения объема пробы в приборе?
6. Как изменяется давление в зависимости от изменения объема жидкости?
7. От каких факторов зависит угол наклона кривой?
8. Что такое относительное количество свободного газа?
9. Можно ли, используя результаты этой работы, определить коэффициент сжимаемости нефти?
10. Меры безопасности при выполнении работы.
Литература
1. Баринов Б.А., Крюков В.К., Зарецкий Б.Я. К методике определения свободного газа в нефти после сепаратора //Сб. науч. тр./ ВНИИСПТ-нефть, 1976. Вып. 15. С. 31-35.
2. Паспорт и описание. Устройство для определения содержания свободного газа в нефти УОСГ-100. - Уфа, ВНИИСПТ - нефть, 1987. -10 с.
14
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА КАПЕЛЬНОЙ НЕФТИ В ПОТОКЕ ГАЗА.
Назначение и устройство индикатора капельной жидкости
В промысловых условиях для оценки качества отделения нефти от газа, подачи газа потребителю или компрессорным станциям требуется определить количество капельной жидкости в потоке газа. Для этой цели служит индикатор капельной жидкости ИКЖ. Индикатор состоит из лубрикатора 1, подсоединительного шланга 2 и замерного устройства 3 ( рис. З.1 ). Пробоотборник (рис. 3.2 ) имеет съемный каплеуловитель, который состоит из пробоотборного патрубка 1. Фильтрующего элемента 2, корпуса 3, отводящей трубки 4, патрубка 5 и крышки-лубрикатора 7, фиксатора положения фильтра 6. Замерное устройство включает в себя счетчик газа 9, верхний и нижний присоединительные фланцы 10, 11, термометр 12 и регулировочный вентиль 13. Присоединительный шланг при помощи штуцеров 14 подключается к пробоотборнику и замерному устройству.
3.2. Работа индикатора
В исходном положении индикатор присоединен к задвижке, пробоотборник находится в крайней верхнем положении, вентиль 13 закрыт.
Во время замера задвижка открывается, пробоотборник вводится на определенную глубину в газопровод, разворачивается входным отверстием напротив потока, при этом патрубок 5 заходит в соответствующий паз фиксатора 8.
Регулировочный вентиль 13 открывается и по счетчику 9 устанавливается требуемый расход газа. Снимается начальное показание счетчика.
После истечения времени, необходимого для улавливания фильтром достаточного количества нефти, вентиль 13 закрывается, пробоотборник поднимается в крайнее верхнее положение и задвижка закрывается. Снимаются показания счетчика.
Затем регулировочный вентиль 13 открывается, при этом давление в лубрикаторе сбрасывается, после чего раскрываются полумуфты 14
23
баланс моста электрического тока и перо регистратора будет выписывать пик, площадь которого пропорциональна концентрации комитента в анализируемой смеси.
Техника безопасности при работе на хроматографе.
1. Работа на приборе разрешается только при непосредственном руководстве ответственного лица.
2. Прибор должен быть обязательно заземлен. Выход газа носителя из хроматографа должен быть выведен на улицу или в вытяжной шкаф.
3. Баллон со сжатым газом должен быть обеспечен исправными редуктором и вентилем. Для баллонов с водородом редуктор специальный и окрашен в зеленый цвет.
4.4. Проведение анализа состава легких углеводородов внефти и расшифровка хроматограмм.
Микрошприцем вводится точный объем нефти в дозатор, который краном 5 отсоединен от газовой линии хроматографа. Дозатор нагревается до 60 °С и весь газ, растворенный в нефти выделяется из нее. Затем краном 5 дозатор подключается к газовой линии и анализируемая смесь газов вместе с газом-носителем поступает в хроматографическую колонку для разделения ее на составляющие компоненты при постоянных условиях хроматографического анализа (температура, скорость потока газа-носителя, определенный сорбент-наполнитель хроматографической колонки), время и порядок появления из данной коленки индивидуальных углеводородов строго постоянны. В таблице приведены расстояния, пропорциональные времени выхода углеводородов при следующих условиях анализа: температура колонки 500 С, скорость потока газа-носителя 3 л/ч, колонка заполнена диатомитовым кирпичом, пропитанным сложным эфиром триэтиленгликоля и нормальной масляной кислоты, калибровочный коэффициент по генсану равен 0,00378 мг/мм3.
Поправочный коэффициент и время выхода компонентов
Название компонента Весовой коэффициент чувствительности по гексану Время выхода компонента
1 2 3
Воздух 0,660 1,05….1,20
Этан 0,582 1,25…1,40
Двуокись углерода 0,906 1,45…1,50
22
1 2 3
Пропан 0,665 1,60…1,90
Изобутан 0,695 2,10…2,60
Н. бутан 0,674 2,70…3,15
Изопентан 0,753 4,60…5,10
Н. пентан 0,670 5,60…6,20
Гексан 1,0 10,00…13,50
на основание. Зная время выхода компонен-
та, по таблице определяют название компо-
нента. Расчет содержания отдельных компонентов по хроматограмме производится замером площадей пиков. Замеры для определения площади отдельного пика показаны на рис. 4.4. Высота пика h замеряется от нулевой линии до его вершины. На середине высоты пика - h2 замеряется отрезок от внешней стороны одной линии до внутренней стороны другой.
Время выхода компонента определяется по расстоянию от линии "ввод пробы" (см. рис. 4.3) до перпендикуляра, опущенного из вершины пика

Ввод пробы


Рис. 4.3.

Площадь пика S вычисляется по формуле
S = h · а,
где а - ширина пика на половине высоты, мм;
h - высота пика, мм;
S - площадь пика, мм2.
Поскольку исследуемая смесь бывает неоднородна в количественном соотношении, то перед выходом компонента, содержащегося в смеси в большом количестве, чувствительность прибора уменьшают в несколько раз.


h

h2
Рис. 4.4.

15


Рис. 3.1. Схема подключения индикатора к трубопроводу

Рис. 3.2. Устройство индикатора
16
и пробоотборники вместе с крышкой лубрикатора 7 поднимаются, фильтр 2 вынимается из корпуса и взвешивается.
3.3.Меры безопасного выполнения работы
а)в реальных условиях:
Запрещается работать с индикатором при неисправной задвижке.
Не допускается раскрытие лубрикатора при наличии в нем давления.
Приведение пробоотборника в верхнее положение за счет давления в трубопроводе должно проводиться плавно.
Установка замерного устройства и отвод газа из него должен производиться с учетом исключения загазованности рабочего места;
б)в лабораторных условиях:
1. При сборке и разборке индикатора не допускать механического защемления пальцев и одежды.
Провести проверку заземления корпуса электродвигателя.
Включение электромотора воздуходувки производить под наблюдением лаборанта: убедиться, что электрорубильник розетки на380 вольт выключен. Вставить в электророзетку вилку. Включить электромотор рубильником (отключение производить в обратной последовательности) .
Во время работы воздуходувки запрещается прикасаться кеё движущимся частям.
На установку запрещается влезать, садиться во избежаниееё опрокидывания.
Во время открытия и закрытия задвижки запрещается вставлять в патрубок посторонние предметы.
3.4.Порядок выполнения работы
Студент получает у лаборанта или преподавателя сухой фильтр и производит его взвешивание на технических весах с точностью до 10 мг. Получает массу G1. Затем фильтр устанавливается в индикатор, индикатор приводиться в рабочее положение. Открывается задвижка и индикатор вводиться в рабочее положение. Открывается задвижка и индикатор вводиться в трубопровод. Так как реального трубопровода в учебной лаборатории нет, поток газа заменяется потоком влажного воздуха. Для создания потока
21

Рис. 4.2. Газовая схема хроматографа ХЛ-6
20
из нержавеющей стали, в котором находятся две камеры, через одну из которых проходит только чистый газ-носитель (сравнительная камера), а через другую (измерительная камера) - газ-носитель или бинарная смесь. В обеих камерах находится по одному вольфрамовому термосопротивлению, являющемуся плечами уравновешенного моста постоянного тока.
Основные технические характеристики хроматографа ХЛ-6 следующие:
1) газ-носитель - азот, аргон, гелий, водород;
расход газа-носителя, л/ч - 1-8;
температура в блоке колонки, °С - 20-250;
предел измерения по концентрации, % - 0-100;5) объем дозы газообразной, мл - 1; 2; 5;
6) обнаружение компонентов газа-детектор по теплопроводности.
Целью лабораторной работы является поучить принцип работы хроматографа ХЛ-6, изучить газовую схему прибора, определить качественный и количественный состав легких углеводородов нефти.
4.5. Краткое описание разовой схемы и устройства
хроматографа ХЛ-6
Газовая схема прибора приведена на рис. 4.2. Газ-носитель I через редуктор высокого давления 2 поступает в газовую линию хроматографа. Ротаметром 3 устанавливается необходимый расход газа-носителя. Затем газ-носитель проходит через сравнительную камеру детектора 4, где омывает термосопротивление и попадает в кран-дозатор 5, 6 или испаритель 7, забирает вводимую пробу и уносит ее в хроматографическую колонку 8, где омывает другое термосопротивление в рабочей камере детектора 9 и выходит из прибора в атмосферу через нагреватель 11, который предохраняет анализируемую пробу от конденсации.
Когда через обе камеры детектора проходит чистый газ-носитель, теплопроводность термосопротивлений одинакова. В это время устанавливается баланс мостовой схемы, и перо регистратора пишет нулевую линию. Как только в измерительную камеру детектора начнет поступать бинарная смесь, теплопроводность которой отличается от теплопроводности чистого газа-носителя, термосопротивления изменяется, что вызовет разбаланс моста электрического тока, и перо регистратора будет выписывать пик, площадь
17
влажного воздуха необходимо включить воздуходувку.
С помощью регулировочного вентиля 13 устанавливается расход газа в пределах 25-40 м3/ч (по газовому счетчику и секундной стрелке часов). Это необходимо, чтобы скорость газа в пробоотборнике была равна скорости основного потока. Снимается начальное показание счетчика V1.
При движении газа через фильтр крупные и мелкие капли жидкости под воздействием сил инерции и турбулентной пульсации осаждаются и улавливаются фильтрующими элементами.
Пробоотборник выдерживается в рабочем состоянии в течение времени, необходимого для улавливания (1-5 см3) нефти.
В лабораторных условиях в фильтре скапливается вода. Выдержка в рабочем состоянии 15 минут. Затем снимается показание счетчика V2. После выдержки пробоотборник поднимается вверх, задвижка закрывается, фильтр вынимается из корпуса и взвешивается на технических весах; с точностью до 10 мг. Получаем массу G2.
Оценка концентрации нефти (в нашем случае воды) с потоке газа производиться по формуле
К = (G2-G1)·Pтр.·Tсчρн·Qсч·Pат.·Tтр.,
где G2,G1- масса фильтра до и после пропускания через него газа, г
Pтр.- абсолютное давление в трубопроводе, МПа;
ρн - плотность нефти (для нашего случая воды), кг/м3;
Pат. - атмосферное давление, МПа;
Qсч - количество газа, пропускаемого через счетчик, м3;
ТСЧ, ТТР. - абсолютная температура газа в трубопроводе и в счетчике, К.
Примечание: в условиях нашего моделирования ТСЧ = ТТР. Избыточное давление в трубопроводе принять равным 0,05 МПа. Давление РАТ определяется по барометру.
3.5. Перечень вопросов для самоподготовки
Рассказать устройство индикатора и значение отдельных узлов.
18
Для какой цели необходимо определять количество капельной жидкости о потоке газа?
Рассказать порядок выполнения работы.
С какой целью и как создается поток влажного воздуха?
5. Когда допускается снятие крышки-лубрикатора? 6. Что включает в себя замерное устройство?
7. Для чего необходимо знать абсолютную температуру газа?
8. Каково назначение фильтра?
9. В течении какого времени выдерживается фильтр в рабочем положении?
10. Как определяется количество скапливаемой на фильтре воды?
11. Как определяется концентрация воды в потеке газа?
12. Какими факторами определяется необходимый расход газа?
13. Каковы меры безопасности при работе на установке?
14. Дайте определение коэффициента уноса нефти газом.
15. При каких значениях коэффициента уноса нефти газом работа газонефтяного аппарата считается удовлетворительной?
16. Как работает каплеуловительная секция сепаратора?
ЛИТЕРАТУРА
1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1979.
2. Ширковский А.И. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1979.
3. Гужов А.И. и др. Сбор и транспорт, хранение углеводородных газов. – М.: Недра, 1978.
19
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСГАВА ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В СЫР0Й НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ ХРОМОТОГРАФА
Общие понятия и принцип работы прибора
Хроматограф ХЛ-6 предназначен для анализа неуглеводородных газов, газообразных и жидких углеводородов с температурой кипения до 250 °С.
Анализ проводится при периодической подаче газовой или жидкой проб о пробоотборную систему хроматограф и записи результатов анализа на диаграммной бумаге регистратора.
Хроматографический метод, на котором основано действие прибора, это физический метод разделения сложных смесей на их компоненты. Физической сущностью метода является различная упругость паров и адсорбируемость или десорбируемость компонентов газовой смеси, проявляющаяся при их продвижении с помощью инертного газа-носителя над слоем неподвижного сорбента, которым заполнена хроматографическая колонка.

Рис. 4.1. Принцип разделения смеси на хроматографической колонке
В силу того, что компоненты газовой смеси С1 С2 С3 С4 обладают различной упругостью паров и сорбируемостью, их движение газом-носителем в колонке будет замедляться по-разному. Чем меньше упругость паров, тем больше сорбируемость молекул, тем сильнее будет их торможение. В связи с этим компоненты газа будут двигаться с разной скоростью (см. рис. 4.1 а, б). Через некоторое время различие в скоростях движения приведет к их полному разделению (см. рис. 4.1 в, г).
Для обнаружения разделенных компонентов исследуемой пробы служит детектор. Принцип его действия основан на изменении разности теплопроводности чистого газа-носителя и бинарной смеси (газ-носитель и компонент). Детектор представляет собой небольшой цилиндрический блок

Приложенные файлы

  • docx 18473917
    Размер файла: 4 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий