ГОСТ 33697-2015 (ISO 10414-2:2011). Межгосударственный стандарт. Растворы буровые на углеводородной основе. Контроль параметров в промысловых условиях

9 Ретортный анализ содержания нефти, воды и твердых частиц

9.1 Принцип

9.1.1 Ретортный анализ позволяет измерить объем воды и нефти, высвобожденных из пробы бурового раствора на углеводородной основе при нагреве в калиброванном и исправно работающем ретортном устройстве. В данный раздел включены процедуры проведения ретортного анализа с использованием либо объемного, либо гравиметрического метода.

Примечание - Гравиметрическая процедура дает более точные значения, чем стандартный объемный метод.

9.1.2 Данные о концентрации воды, нефти и частиц и их составе позволяют контролировать свойства бурового раствора, такие как соотношение нефти и воды, реология, плотность, фильтруемость и содержание водной фазы, поскольку знание содержания твердых частиц в буровых растворах на углеводородной основе имеет важное значение для оценки оборудования для удаления твердой фазы.

9.1.3 В реторте проба бурового раствора на углеводородной основе известного объема или массы нагревается до испарения жидких компонентов. Эти пары затем конденсируются и собираются в приемнике с точной градуировкой.

9.1.4 В объемном методе вычисляют объемные доли нефти, воды и твердых частиц, выраженные в процентах, по полному начальному объему бурового раствора на углеводородной основе и объемы конденсированной воды и нефти, собранные в приемник.

9.1.5 В гравиметрическом методе вычисляют объемные доли нефти, воды и твердых частиц, выраженные в процентах по массе бурового раствора на углеводородной основе после перегонки в реторте, массе сухой твердой фазы после перегонки, плотности воды, нефти и бурового раствора на углеводородной основе, плюс измеренный объем конденсированной воды, собранной в приемник. Для случая, если плотность используемой нефти неизвестна, приведены необязательные процедуры для вычисления плотности нефти по измерениям массы или для использования ручных устройств измерения плотности.

Примечание - Данный гравиметрический метод основан на потере массы при перегонке в реторте и отличается от объемного метода, в котором используется восстановленный объем. Это может привести к тому, что значения объемных долей твердой фазы будут ниже, чем в объемном методе, особенно для буровых растворов на углеводородной основе или в случае, если летучие компоненты не полностью конденсируются в объемном методе.

9.2 Аппаратура

9.2.1 Устройство для ретортного анализа, как указано ниже.

a) Сборная реторта, состоящая из корпуса, чаши и крышки из нержавеющей стали. Стандартная вместимость чаши составляет 10 мл (с точностью +/- 0,05 мл), 20 мл (с точностью +/- 0,1 мл) и 50 мл (с точностью +/- 0,25 мл). При использовании объемной процедуры анализа вместимость чаши реторты с крышкой должна быть проверена гравиметрически в соответствии с процедурой и вычислениями по ГОСТ 33213, приложение H.

Примечание - Для целей данного положения аналогом является стандарт [33], приложение H.

b) Конденсатор жидкости, способный охладить пары нефти и воды до температуры ниже температуры испарения.

c) Нагреватель номинальной мощностью 350 Вт.

d) Терморегулятор, обеспечивающий ограничение температуры реторты до (500 +/- 40) °C [(930 +/- 70) °F].

9.2.2 Приемник жидкости в виде специально сконструированного цилиндрического сосуда из стекла с округлым дном для обеспечения надлежащей очистки и воронкообразной верхней частью для улавливания падающих капель, отвечающий следующим требованиям:

- точность: см. таблицу 4;

- калибровка: при 20 °C (68 °F);

- шкала: в миллилитрах или объемных долях (как проценты);

- материал: прозрачный, инертный к нефти, воде и растворам солей при температуре до 32 °C (90 °F).

Таблица 4

Точность приемника жидкости

Параметры приемника		Общий объем
Параметры приемника		10 мл	20 мл	50 мл	50 мл с конусом
Точность	От 0 до 100%	+/- 0,05 мл	+/- 0,10 мл	+/- 0,25 мл	-
Градуировка	От 0 до 100%	0,10 мл	0,10 мл	0,50 мл	-
	От 0 до 5%	-	-	-	0,05 мл
	От 5 до 100%	-	-	-	0,25 мл

При использовании объемной процедуры анализа объем приемника должен быть проверен гравиметрически, в соответствии с процедурой и вычислениями по ГОСТ 33213, приложение H.

Примечание - Для целей данного положения аналогом является стандарт [33], приложение H.

9.2.3 Тонкая стальная вата, безмасляная.

Для данных целей не допускается использовать "жидкую стальную вату" или материалы с покрытием в качестве замены.

9.2.4 Высокотемпературная силиконовая смазка для использования в качестве уплотнения резьбовых соединений и смазывающего материала.

9.2.5 Ершики для чистки трубки.

9.2.6 Шпатель или лопаточка, форма полотна которых соответствует внутренним размерам чаши для образца.

9.2.7 Штопор.

9.2.8 Шприц вместимостью 10, 20 или 50 мл для заполнения чаши реторты.

9.2.9 Вискозиметр Марша (7.2.1.1).

9.2.10 Весы с верхней загрузкой для взвешивания до 2000 г с точностью +/- 0,01 г.

9.2.11 Весы для бурового раствора (5.2.1).

9.3 Процедура. Объемный метод

9.3.1 Следует убедиться, что чаша реторты, трубка конденсатора и приемник жидкости очищены, высушены и охлаждены после предыдущего использования. Внутренние полости чаши и крышки должны быть тщательно очищены шпателем или лопаточкой перед каждым испытанием. Внутренняя часть чаши подлежит периодической легкой полировке стальной ватой. Трубка конденсатора подлежит чистке и сушке перед каждым испытанием с помощью ершика. Скопление материала в трубке конденсатора может снизить эффективность конденсации и привести к ошибочным результатам испытания, а в некоторых типах оборудования представлять угрозу для безопасности оператора.

ВНИМАНИЕ! Проход конденсатора, содержащий влагу или частично закупоренный, может представлять угрозу для безопасности оператора.

9.3.2 Нагреватель охлаждают ниже 93 °C (200 °F).

9.3.3 Корпус реторты набивают стальной ватой.

9.3.4 Собирают представительную пробу бурового раствора на углеводородной основе и охлаждают до температуры примерно 27 °C (80 °F). Для удаления закупоривающих материалов, шлама и обломков пород пробу просеивают через сито вискозиметра Марша с отверстиями размером 1,68 мм (0,066 дюйма или 12 меш).

9.3.5 Пробу бурового раствора тщательно перемешивают до состояния однородности. При перемешивании следует не допускать вовлечения воздуха и остатков твердой фазы на дне контейнера.

Примечание - Вовлечение воздуха или газа в пробу для ретортного анализа приведет к ошибочно высокому содержанию твердой фазы в реторте вследствие уменьшения объема пробы бурового раствора.

9.3.6 Медленно заполняют чашу реторты пробой во избежание вовлечения воздуха. Легким постукиванием по стенке чаши удаляют воздух. Чашу закрывают крышкой, поворачивая ее для плотного прилегания. Небольшое количество бурового раствора должно вытечь через отверстие в крышке. Излишки бурового раствора вытирают с крышки, избегая захвата раствора через отверстие.

9.3.7 На резьбу чаши реторты наносят умеренное количество смазки/герметика. Чашу с установленной крышкой вручную закручивают в корпус аппарата.

9.3.8 Умеренное количество смазки/герметика наносят на резьбу трубки конденсатора и присоединяют его к корпусу конденсатора. Реторту в сборе устанавливают в нагреватель. Закрывают теплоизолирующую крышку.

9.3.9 Чистый, сухой приемник жидкости устанавливают под выходную трубку конденсатора.

Примечания

1 Для повышения точности показаний объема нефти и воды можно предварительно смочить внутреннюю часть стеклянного приемника жидкости монопропиловым эфиром пропиленгликоля (PNP). PNP используется для расслоения эмульсии буровых растворов на углеводородной основе при химическом титровании (см. раздел 10). Обычный метод смачивания стеклянного приемника жидкости предусматривает добавление примерно 0,5 мл PNP, после чего приемник наклоняют и вращают для того, чтобы жидкость покрыла всю внутреннюю часть. После покрытия внутренней части приемника жидкости растворителем его переворачивают вверх дном на время, достаточное для удаления излишков растворителя.

2 PNP легко разлагается. Рекомендуется использовать только свежий продукт, с неистекшим сроком годности, с соблюдением местного и государственного законодательства. Продукт является полностью биоразлагаемым.

3 Жидкий PNP или его пары могут вызывать раздражение глаз и повреждение роговицы средней тяжести. Длительный контакт с кожей может вызвать небольшое раздражение с покраснением участков кожи, но не приводит к поглощению опасных количеств вещества. Регулярный контакт с веществом может привести к сухости и шелушению кожи, раздражению или ожогам. Непродолжительное вдыхание PNP (несколько минут) обычно не приводит к негативным последствиям. Чрезмерное вдыхание может привести к раздражению носа и гортани. Чрезмерный контакт с веществом вызывает вялость. PNP слабо токсичен при попадании в желудок. Попадание в желудок большого количества вещества может нанести вред здоровью. Регулярный контакт с веществом может вызывать заболевания печени, почек и органов зрения. Лабораторные опыты над животными не выявили влияния на потомство.

4 Длина приемника жидкости может потребовать его установки в стороне от трубки конденсатора и, возможно, поддержки за пределами рабочего стола.

9.3.10 Включают нагреватель и дают реторте нагреваться в течение минимум 1 ч. Образовавшийся конденсат собирают в стеклянный приемник жидкости. Если вскипевший буровой раствор переливается в приемник жидкости, оборудование охлаждают и очищают, после чего заново проводят испытание с использованием большего количества стальной ваты в корпусе реторты.

9.3.11 Приемник жидкости извлекают и охлаждают.

ВНИМАНИЕ! Корпус реторты нагрет до высокой температуры и может вызвать сильные ожоги при контакте.

Примечание - При наличии поверхности раздела эмульсии между нефтяной и водной фазами нагрев области поверхности раздела может разложить эмульсию. Совет: следует извлечь реторту из нагревателя, взяв за конденсатор. Тщательно нагреть стеклянный приемник жидкости вдоль полосы эмульсии, аккуратно прикладывая к приемнику горячую реторту через короткие интервалы. Нельзя дать жидкости закипеть. После разложения поверхности раздела эмульсии приемнику жидкости надо дать остыть.

Записывают полный объем жидкости V_R и объем воды V_W, собранной в приемник жидкости.

Примечание - Для соблюдения точности чрезвычайно важно правильно считать мениск жидкости. Прежде всего всегда необходимо определять мениск при поверхности раздела, находящейся на уровне глаз. Во-вторых, для всех менисков воздух-жидкость объем определяют по "низшей точке" мениска, находящейся посередине приемника жидкости, в самой нижней части жидкости. Для непрозрачных жидкостей может потребоваться определить верхний уровень жидкости посередине сосуда. В-третьих, для менисков вода-нефть объем воды определяют в низшей точке.

9.3.12 Нагреватель выключают. Реторту и конденсатор извлекают из нагревателя и оставляют остывать. Удаляют конденсатор. Реторту и конденсатор очищают.

9.4 Вычисления. Объемный метод

9.4.1 Используя измеренные объемы нефти и воды и объем изначальной цельной пробы бурового раствора (10, 20 или 50 мл), вычисляют в процентах объемные доли воды, нефти и полной твердой фракции в буровом растворе.

9.4.2 Вычисляют объем нефти в конденсированной пробе:

V_O = V_R - V_W, (12)

где V_O - объем нефти, мл;

V_R - полный объем конденсированных жидкостей (нефти и воды), мл;

V_W - объем воды, мл, или масса воды, г (1 мл = 1 г) (см. 3.2).

9.4.3 Вычисляют объемную долю нефти в полной пробе:

(13)

где - объемная доля нефти, % от полного объема пробы;

V_O - объем нефти, мл;

V_S - объем пробы бурового раствора, мл.

9.4.4 Вычисляют объемную долю воды:

(14)

где - объемная доля воды, %;

V_W - объем воды, мл, или масса воды, г (1 мл = 1 г) (см. 3.2);

V_S - объем пробы бурового раствора, мл.

9.4.5 Вычисляют объемную долю твердой фазы, оставшейся в реторте:

(15)

где - объемная доля высушенных твердых частиц в реторте, % от полного объема пробы;

- объемная доля воды, %;

- объемная доля нефти, % от полного объема пробы.

Примечание - Вычисленный объем твердой фазы переоценивают на объем взвешенных твердых частиц, так как растворены соли. Объемная поправка на минерализацию может быть введена при использовании известных объемных коэффициентов для растворов солей (см. раздел 12). Расчеты для определения соотношения нефти и воды и содержания твердой фазы и плотности с поправкой также можно найти в разделе 12.

9.5 Процедура. Гравиметрический метод

9.5.1 Следует убедиться, что чаша реторты, трубка конденсатора и приемник жидкости очищены, высушены и охлаждены после предыдущего использования. Внутренняя полость чаши и крышки должны быть тщательно очищены шпателем или лопаточкой перед каждым испытанием. Внутренняя часть чаши подлежит периодической легкой полировке стальной ватой. Трубка конденсатора подлежит чистке и сушке перед каждым испытанием с помощью ершика. Скопление материала в трубке конденсатора может снизить эффективность конденсации и привести к ошибочным результатам испытания, а в некоторых типах оборудования - представлять угрозу для безопасности оператора.

9.5.2 Нагреватель охлаждают ниже 93 °C (200 °F).

9.5.3 Корпус реторты набивают стальной ватой.

9.5.4 На резьбу чаши реторты наносят умеренное количество смазки/герметика. Чашу с установленной крышкой вручную закручивают в корпус аппарата.

9.5.5 Умеренное количество смазки/герметика наносят на резьбу трубки конденсатора и присоединяют его к корпусу конденсатора.

9.5.6 Взвешивают и записывают полную массу пустой чаши реторты, крышки и корпуса реторты, набитого стальной ватой. Массу записывают как m₁ в граммах.

Примечание - Все результаты взвешивания записывают с точностью до 0,01 г.

9.5.7 Собирают представительную пробу бурового раствора на углеводородной основе и охлаждают до температуры примерно 27 °C (80 °F). Для удаления закупоривающих материалов, шлама и обломков пород пробу просеивают через сито вискозиметра Марша с отверстиями размером 1,68 мм (0,066 дюйма или 12 меш).

9.5.8 Пробу бурового раствора тщательно перемешивают до состояния однородности. При перемешивании не следует допускать вовлечения воздуха и остатков твердой фазы на дне контейнера.

9.5.9 Измеряют и записывают плотность бурового раствора на углеводородной основе, используя весы для бурового раствора, описанные в разделе 5 или разделе 6 (более точно). Также допускаются альтернативные гравиметрические методы, такие как мерная колба или чаша.

Плотность бурового раствора указывают как с точностью до 0,01 г/мл, 10 кг/м³ (0,1 фунт/галлон или 0,5 фунт/фут³).

В качестве альтернативы можно использовать портативные ручные измерители плотности малого объема для точного измерения плотности бурового раствора.

9.5.10 Если плотность используемой нефти неизвестна, измеряют плотность углеводородной основы бурового раствора с помощью весов для бурового раствора, описанных в разделе 5 или разделе 6 (более точно). Также допускаются альтернативные гравиметрические методы, такие как мерная колба или чаша.

Плотность нефти указывают как с точностью до 0,01 г/мл, 10 кг/м³ (0,1 фунт/галлон или 0,5 фунт/фут³).

В качестве альтернативы можно использовать портативные ручные измерители плотности малого объема для точного измерения плотности конденсированной нефти.

9.5.11 Чашу извлекают из корпуса реторты. Медленно заполняют чашу реторты во избежание вовлечения воздуха. Легким постукиванием по стенке чаши удаляют воздух. Чашу закрывают крышкой, поворачивая ее для плотного прилегания. Небольшое количество бурового раствора должно вытечь через отверстие в крышке. Излишки бурового раствора вытирают с крышки, избегая захвата раствора через отверстие.

9.5.12 Чашу с пробой и крышкой ввинчивают в корпус реторты. Взвешивают чашу, наполненную буровым раствором, крышку и корпус реторты (набитый стальной ватой). Массу записывают как m₂ в граммах.

Примечание - Все результаты взвешивания записывают с точностью до 0,01 г.

9.5.13 Присоединяют конденсатор. Реторту в сборе устанавливают в нагреватель. Закрывают теплоизолирующую крышку.

9.5.14 Взвешивают чистый сухой пустой приемник жидкости. Массу записывают как m₃ в граммах. Приемник жидкости устанавливают под выходной трубкой конденсатора.

Примечания

1 Для повышения точности показаний объема нефти и воды можно предварительно смочить внутреннюю часть стеклянного приемника жидкости (PNP). PNP используется для расслоения эмульсии буровых растворов на углеводородной основе при химическом титровании (см. раздел 10). Обычный метод смачивания стеклянного приемника жидкости предусматривает добавление примерно 0,5 мл PNP, после чего приемник наклоняют и вращают для того, чтобы жидкость покрыла всю внутреннюю часть. После покрытия внутренней части приемника жидкости растворителем его переворачивают вверх дном на время, достаточное для удаления излишков растворителя.

2 PNP легко разлагается. Рекомендуется использовать только свежий продукт, с неистекшим сроком годности.

3 Ввиду того что приемник жидкости имеет круглое дно, может понадобиться установить приемник жидкости в 100 мл градуированный стакан при взвешивании на весах с верхней загрузкой.

9.5.15 Включают нагреватель и дают реторте нагреваться в течение минимум 1 ч. Образовавшийся конденсат собирают в стеклянный приемник жидкости. Если вскипевший буровой раствор переливается в приемник жидкости, оборудование охлаждают и очищают, после чего заново проводят испытание с использованием большего количества стальной ваты в корпусе реторты.

9.5.16 Приемник жидкости извлекают и охлаждают.

ВНИМАНИЕ! Корпус реторты нагрет до высокой температуры и может вызвать сильные ожоги при контакте.

Записывают полный объем конденсированной жидкости V_R и объем воды V_W, собранной в приемник жидкости. Эти объемы переводят в массу, выраженную в граммах, как описано в 9.6.

Примечание - Для соблюдения целей точности чрезвычайно важно правильно считать мениск жидкости. Прежде всего всегда необходимо определять мениск при поверхности раздела, находящейся на уровне глаз. Во-вторых, для всех менисков воздух-жидкость объем определяют по "низшей точке" мениска, находящейся посередине приемника жидкости в самой нижней части жидкости. Для непрозрачных жидкостей может потребоваться определить верхний уровень жидкости посередине сосуда. В-третьих, для менисков вода-нефть объем воды определяют в низшей точке.

9.5.17 Взвешивают стеклянный приемник жидкости и его жидкое содержимое (нефть и воду). Массу записывают как m₄ в граммах.

9.5.18 Выключают нагреватель. Реторту и конденсатор извлекают из нагревателя и оставляют остывать. Снимают конденсатор.

9.5.19 Конденсатор и конденсаторную трубку удаляют. Взвешивают охлажденную реторту в сборе (чашу для проб, крышку и корпус реторты, набитый стальной ватой) без конденсатора. Массу записывают как m₅ в граммах.

9.5.20 Реторту и конденсатор очищают.

9.6 Вычисления. Гравиметрический метод

9.6.1 Вычисляют коэффициент баланса масс бурового раствора на углеводородной основе после перегонки, сухой твердой фазы после перегонки и конденсированных жидкостей, чтобы убедиться, что они находятся в пределах +/- 3% для точного испытания.

9.6.2 Вычисляют массу жидкой пробы бурового раствора до перегонки в реторте:

m_S = m₂ - m₁, (16)

где m_S - масса жидкой пробы бурового раствора, г;

m₂ - масса наполненной реторты в сборе (чаша с пробой, крышка и корпус, набитый стальной ватой), г;

m₁ - масса пустой реторты в сборе (чаша для пробы, крышка и корпус, набитый стальной ватой), г.

9.6.3 Вычисляют массу сухой твердой фазы после перегонки в реторте:

m_d = m₅ - m₁, (17)

где m_d - масса высушенного шлама из реторты, г;

m₅ - масса охлажденной реторты в сборе (корпус набит стальной ватой), г;

m₁ - масса пустой реторты в сборе (чаша для пробы, крышка и корпус, набитый стальной ватой), г.

9.6.4 Вычисляют массу жидкостей (нефти и воды), конденсированных после перегонки в реторте:

m_L = m₄ - m₃, (18)

где m_L - масса конденсированной жидкости (нефти и воды), г;

m₄ - масса охлажденного приемника жидкости с конденсированными жидкостями, г;

m₃ - масса пустого, сухого приемника жидкости, г.

9.6.5 Вычисляют массовый баланс метода перегонки в реторте. Сумма массы высушенной твердой фазы после перегонки m_d и конденсированных жидкостей m_L после перегонки, деленная на массу начальной пробы бурового раствора на углеводородной основе m_S, должна быть больше 0,97, но меньше 1,03:

(19)

Если это требование не выполняется, процедуру повторяют.

9.7 Вычисления. Объемные доли нефти, воды и твердых частиц

9.7.1 Объемные доли нефти, воды и твердых частиц вычисляют по измеренной массе подвергнутого перегонке в реторте бурового раствора на углеводородной основе, массе сухой твердой фазы, плотности воды, плотности нефти и плотности бурового раствора на углеводородной основе плюс измеренный объем конденсированной воды.

9.7.2 Вычисляют массу нефти:

m_O = m₂ - m₅ - V_W, (20)

где m_O - масса нефти, г;

m₂ - масса наполненной реторты в сборе (чаша с пробой, крышка и корпус, набитый стальной ватой), г;

m₅ - масса охлажденной реторты в сборе (корпус набит стальной ватой), г;

V_W - объем конденсированной воды, мл, или масса воды, г (1 мл = 1 г) (см. 3.2).

Примечание - Считая плотность воды равной 1 г/см³, масса воды в граммах численно равна объему воды, измеренному в миллилитрах.

9.7.3 Вычисляют объемную долю нефти:

(21)

где - объемная доля нефти, % от полного объема пробы;

V_O - объем нефти, мл;

V_S - объем пробы бурового раствора, мл;

m_O - масса нефти, г;

- плотность используемой нефти, г/мл;

m_S - масса жидкой пробы бурового раствора, г;

- плотность бурового раствора, кг/мл.

Примечание - Плотность в фунтах на галлон переводят в граммы на миллилитр путем деления значения в фунтах на галлон на 8,345.

9.7.4 Вычисляют объемную долю воды:

(22)

где - объемная доля воды, %;

V_W - объем конденсированной воды, мл, или масса воды, г (1 мл = 1 г) (см. 3.2);

m_S - масса жидкой пробы бурового раствора, г;

- плотность бурового раствора, кг/мл.

9.7.5 Вычисляют долю твердой фазы:

(23)

где - объемная доля высушенных твердых частиц в реторте, % от полного объема пробы;

- объемная доля воды, %;

- объемная доля нефти, % от полного объема пробы.

9.7.6 Вычисляют плотность нефти:

(24)

где - плотность используемой нефти, г/мл;

m₄ - масса охлажденного приемника жидкости с конденсированными жидкостями, г;

m₃ - масса пустого, сухого приемника жидкости, г;

V_R - полный объем конденсированной жидкости после перегонки, мл;

V_W - объем конденсированной воды, мл, или масса воды г (1 мл = 1 г) (см. 3.2).

Примечание - Считая плотность воды равной 1 г/мл, масса воды в граммах численно равна объему воды, измеренному в миллилитрах.