нефти газавых. Б.П.ТАРАСОВА. Учебное пособие СанктПетербург 2016 министерство образования и науки

• Название: Учебное пособие СанктПетербург 2016 министерство образования и науки
• Анкор: нефти газавых
• Дата: 22.08.2022
• Размер: 2.41 Mb.
• Имя файла: Б.П.ТАРАСОВА.docx
• Тип: Учебное пособие; #650292
• страница: 11 из 15

Зависимость результатов измерения от содержания воды в анализируемой пробе

Зависимость результатов измерений от количества воды в измеряемом растворе (в пересчете на нефть от 0 до 40 % воды) имеет. За нулевой уровень принят спиртовой растворитель. Наблюдается сильный эффект добавленной воды: электропроводность раствора растет, что приводит к кажущемуся увеличению результата измерения. Начиная с некоторых критических значений, наблюдается полная потеря чувствительности. Такой ход кривых закономерен с точки зрения теории сольватации ионов в неводных средах. В области малых содержаний воды в полярных органических растворителях, соль МА представляет смесь

«тесных» [{М⁺…А^-}solv] или «сольваторазделенных» [{M⁺..ОН-Н..A^-}solv] ионных пар (ИП), находящихся в равновесии; ЭП обеспечивают, главным образом, последние. С увеличением содержания воды тесные ИП исчезают, а сольваторазделенные ИП диссоциируют на ионы. Суммарная ЭП растет и стабилизируется на уровне, характерном для полного сдвига равновесия в сторону ионов. На практике этот эффект приводит к искажению результатов измерения в зависимости от содержания воды в пробе, так как при построении градуировочного графика действует только вода, содержащаяся в спиртовом растворителе. Эффект влияния воды оценен количественно, как градиент Grad _H2O ={(ΔС _соли/ΔС _{доб. воды})/Δt}, соответствующий кажущемуся увеличению результата, на 1 % воды в нефти. Относительное значение {Grad _H2O /C_соли}·100 % составляет 2,1

±0,3 % для диапазона 10-90 мг/дм³ и ≈ 2,7±0,4 % в верхнем диапазоне

содержания солей на 1% воды в нефти. Эффект необходимо учитывать при проведении точных измерений, вводя коррекцию результата на содержание воды в нефти. Способы учета различны для низких и высоких содержаний солей в нефти. Для подготовленной нефти 1-3 групп в диапазоне до 1% масс воды и до 100 мг/дм³ солей эффектом можно пренебречь. В диапазоне более 100 мг/дм³ вклад эффекта в погрешность измерения возрастает, так как синхронно растет содержание воды в пробе. При значении показателя более 100 мг/дм³ и содержании воды более 1% масс нефть не может считаться кондиционной и стоит вопрос о введении коррекции результатов. Это возможно в виде коэффициента в диапазоне 1-5 масс. % воды. Свыше 10 масс. % происходит потеря чувствительности метода. Измерение в богатых водой пробах нефти, извлеченной из недр, требует изменений в процедуре анализа: раздельного измерения солей в фазе нефти по МИ и в водной фазе по другим МИ или других приемов.

5. Зависимость результатов измерения от уровня жидкости в измерительной ячейке

Для кондуктометрических анализаторов уровень жидкости в ячейке при измерении является критическим параметром. Достаточно просто использовать для измерения другой стакан, чтобы получить неправильный результат измерений. Определенный стеклянный стакан (измерительная ячейка) входит в комплект любого анализатора. Но, к сожалению, этого не достаточно. По МИ ASTM D3230 готовят 100 мл раствора как для калибровки, так и для измерения, а рекомендованному производителем уровню заполнения ячейки обычно соответствует 90 мл раствора. С целью компенсации влияния производители анализаторов регламентируют оптимальный уровень жидкости в измерительной ячейке как высоту жидкости над верхом измерительных электродов; следует придерживаться такого же уровня жидкости по высоте электродов, как при градуировке с погрешностью ±1 мм. Относительная погрешность, вносимая этим фактором, {(ΔС _соли/Δh):C_соли}·100 составляет 2±0.3 % на 1 мм отклонения от уровня при градуировке.