Оразовательное учреждение
жүктеу/скачать 0,7 Mb.
|
FNGP UGNTU1
| ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 2
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ПАРАФИНОМ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ 2.1. Общие положения Парафины, содержащиеся в нефти, при охлаждении образуют молекулярные кристаллы. Такие кристаллы при фазовом переходе скачкообразно меняют удельный объем. Так, удельный объем очищенного товарного парафина при кристаллизации уменьшается на 13 - 16%. Это физическое явление использовано при объемном методе определения температуры насыщения нефти парафином. Для определения температуры насыщения на специальном приборе измеряют изменение объема парафинистой нефти при ее охлаждении (рисунок 2.1). При кристаллизации парафина в нефти экспериментальные точки отклоняются от прямой линии из-за скачкообразного уменьшения его объема. Температура начала отклонения линии от прямой принимается за температуру насыщения нефти парафином. К преимуществам метода относится исключение влияния механических примесей и воды, содержащихся в пробе нефти, на результаты определения температуры насыщения нефти парафином. 2.2. Меры безопасного выполнения работы При выполнении работы следует соблюдать следующие правила техники безопасности: перед включением в сеть необходимо убедиться в наличии исправного заземления у термостата; следует осторожно обращаться со стеклянными деталями прибора. При сборке прибора для обеспечения герметичности соединений следует пользоваться вакуумной смазкой; растворители, используемые при промывке прибора от нефти, а также нефть, оставшуюся в приборе после проведения опыта, следует сливать в специальную посуду; промывку стеклянной колбы и замерной капиллярной трубки от нефти необходимо производить в вытяжном шкафу после включения принудительной вентиляции. В процессе проведения опытов по указанным вариантам, через заданные промежутки времени после начала эксперимента, фиксируются объем вытесненной модели нефти и воды по градуированной бюретке – ловушке 3 и сливной емкости 4. Опытные и расчетные данные записываются в табл. 10.2. Данные приведенные в графах 2,3,4 определяются из опытов, а в графах 5,6, 7 расчетным путем по формулам 10.7; 10.8; 10.9;. По результатам расчетов строятся зависимости Квыт= f (t) и Квыт= f ( ж.п) соответственно для ∆Р1 и ∆Р2. Таблица 10.2 Опытные и расчетные данные
кернодержателя при повышенном перепаде давления (∆Р2 = ρgH2), закрыв краник 6 и открыв краник 6', обеспечивая при этом непрерывность фильтрационного потока в кернодержателе 2. Опыт по 1 варианту завершается после прекращения изменения объема нефти в бюретке – ловушке. Вариант 2. В схему установки (рис.10.4) вставляется второй нефтенасыщенный кернодержатель и вытеснение модели нефти водой осуществляется сразу при высоком перепаде давления (∆Р2 = ρgH2). При этом открыты краники 6', 6'',6*. Опыт считается завершенным после прекращения поступления нефти в бюретку – ловушку 3 (рисунок 10.4). 1,1/ - Напорные сосуды; 2 – Кернодержатель; 3 - Мерный сосуд – ловушка нефти; 4 - Сливной стакан; 5 - Соединительный шланг; 6, 6', 6'', 6* - Запорные краны; 7 - Штатив. Рисунок 10.4 – Схема экспериментальной установки (опыт 3) Рисунок 2.1 – Определение температуры насыщения нефти парафином объемным методом 2.3. Методика определения температуры насыщения нефти парафином при атмосферных условиях Прибор для определения температуры насыщения нефти парафином при атмосферных условиях состоит из стеклянной колбы 1 и замерной капиллярной трубки 3 (рисунок 2.2). Они смонтированы на общем штативе 2. Для термостатирования капиллярной трубки и колбы используется водяной ультратермостат 5. Контроль за температурой воды, поступающей в прибор, осуществляется с помощью высокоточного термометра 6. Регулирование температуры воды производится контактным термометром 4. Вода из термостата в термостатирующий кожух прибора поступает по резиновым соединительным трубкам 7. Рисунок 2.2 – Прибор для определения температуры насыщения нефти парафином при атмосферном давлении Определение температуры насыщения нефти парафином производится в следующей последовательности: включается водяной термостат и прибор нагревается до температуры, превышающей предполагаемую величину температуры насыщения нефти парафином на 15-20 °С; исследуемая нефть прогревается в отдельной водяной бане до температуры 70-80°С и выдерживается при этой температуре 30-40 минут с целью полного растворения кристаллов парафина; в колбу 1 заливается исследуемая нефть. Замерная капиллярная трубка соединяется с колбой так, чтобы исключить присутствие воздуха или газа в системе. После сборки прибора уровень нефти должен занимать верхнее положение в капиллярной трубке. Для Работа завершается анализом кривых указанных зависимостей с последующими выводами наблюдаемых закономерностей. 10.3.3. Опыт №3. Проводится с целью изучения влияния перепада (градиента) давления на коэффициент вытеснения нефти водой. Схема экспериментальной установки приведена на рисунке 10.4. Установка аналогична установке на рис. 10.2 по изучению коэффициента вытеснения нефти водой. В отличие от нее содержит два напорных бачка 1 и 1', расположенных на различных уровнях от линии симметрии кернодержателя, что позволяет вести процесс вытеснения нефти водой при различных перепадах давления. В опытах используют два совершенно одинаковых по геометрическим размерам кернодержателя, которые заполняются кварцевым песком одной и той же фракции. Подготовка кернодержателя к эксперименту производится по той же методике, что и в опыте №1 (рисунок10.1). Исследование зависимости коэффициента вытеснения нефти при различных перепадах давления (градиентах давления) ведут по двум вариантам. Вариант 1. Насыщенный нефтью (маслом) один из кернодержателей вставляют в схему экспериментальной установки (рисунок10.4). Вначале, вытеснение нефти водой ведут при низком перепаде давления (∆Р1 = ρgH1), до полного прекращения вытеснения модели нефти в бюретку – ловушку 3 (рисунок10.4). При этом открыты краники 6, 6'', 6*. Затем довытесняют нефть из в ( ) – объем профильтрованной воды с начала эксперимента на момент времени ti, см3; Vвыт.н ( ) – объем вытесненной модели нефти с начала эксперимента на момент времени ti, см3; Vпор – объем пустот модели пористой среды кернодержателя (величина постоянная для данной модели), см3; ж.п( ) – объем профильтрованной жидкости с начала эксперимента на момент времени , в объемах пор. Текущие и конечные коэффициенты определяются по формуле 10.7. По результатам расчетных данных по каждой модели пористой среды строятся зависимости Квыт= f(t) и Квыт= f ( ж.п), примерный вид которых показан на рис.10.3. жүктеу/скачать 0,7 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||