Коэффициенты Стьюдента t при различном числе измерений n в различной надежности α.

n/α	0,90	0,95	0,99	0,999
2	6,3	12,7	63,7	636,6
3	2,9	4,3	9,9	31,6
4	2,4	3,2	5,8	12,9
5	2,1	2,8	4,6	8,6
6	2,0	2,6	4,0	6,9
7	1,9	2,4	3,7	6,0

1. Найти среднее арифметическое из полученных значений измеряемой величины:

где n - число измерений.

2. Вычислить абсолютные погрешности отдельных измерений:

∆X_i=X_i -

3. Вычислить квадраты абсолютных погрешностей:

(∆Х)² = (Х_i - )²

4. Определить среднюю квадратичную погрешность результата измерений (погрешность среднего арифметического) по формуле:

5. Задать значение надежности (доверительной вероятности) α, если нет специальных рекомендаций, принять α=0,95.

6. По таблице найти коэффициент Стьюдента t при заданной надежности α =0,95 и известном числе измерений n.

7. Вычислить полуширину доверительного интервала для случайных погрешностей:

8. Определить суммарную погрешность результата измерений как сумму случайных и систематической погрешностей:

, где

∆ - либо погрешность прибора по его паспорту (если она известна), либо половина наименьшего деления шкалы прибора - δ. В последнем случае ∆=δ/2.

9. Результаты измерений записать в виде

X = ± ∆X_i

Меры безопасности

1. Нельзя открывать крышку центрифуги до полной ее остановки.

2. При работе с органическими растворителями нужно помнить об их токсичности, приготовление смеси растворителей следует проводить под тягой.

План отчета

1. Цель работы

2. Описание хода эксперимента

3. Расчет концентрации асфальтенов фотоколориметрическим методом

4. Расчет фактора устойчивости

5. Расчет погрешности эксперимента и заполнение таблицы 13

6. Вывод

Контрольные вопросы

1. Назовите причины неустойчивости НДС.

2. Приведите примеры НДС, эволюция которых связана с агрегативной и кинетической неустойчивостью.

3. Поясните различия между истинной и кажущейся устойчивостью НДС? Для каких нефтепродуктов возможно определение истинной устойчивости?

4. Каким образом можно регулировать кинетическую и агрегативную устойчивость НДС?

5. Дайте определение понятию «фактор устойчивости НДС». Какое практическое значение имеет фактор устойчивости для НДС?

4.3. Деэмульсация водонефтяной эмульсии термохимическим путем

Основной причиной эмульгирования газированных обводненных нефтей в системе сбора является энергия турбулентного потока. Высокие перепады давления и пульсация газа способствуют повышению турбулентности потока и интенсивному диспергированию капель воды в нефти. При механизированных способах извлечения продукции из скважин замечено, что наиболее устойчивые водонефтяные эмульсии образуются при использовании электроцентробежных насосов; при использовании штанговых и винтовых насосов образуются менее стойкие эмульсии. Часто при достижении обводненности продукции скважин до 40-60%, процессы образования эмульсий при добыче и сборе бывают настолько сильно выражены, что система из-за высоких вязкостных и тиксотропных свойств теряет подвижность.

Применение деэмульгаторов является общепринятым в мире способом разрушения водонефтяных эмульсий. Наиболее простой и экономичный способ удаления воды и механических примесей из нефти осуществляется только с применением эффективных деэмульгаторов.

Решающим при подготовке сырой нефти с применением деэмульгаторов является выбор высокоэффективного деэмульгатора для соответствующей нефти.

Подбор такого деэмульгатора осуществляется в два этапа: оценка эффективности в лабораторных условиях термохимическим методом (метод «бутылочной пробы»); испытание деэмульгатора в промысловых условиях.

Эффективность деэмульгаторов зависит от химического состава, физико-химических и коллоидно-химических свойств нефти и пластовой воды, обводненности, наличия мехпримесей, а также от технологических параметров добычи, подготовки, хранения и транспортировки нефти.

Создание деэмульгаторов, как правило, осуществляется путем компаундирования активной основы и растворителя. Наибольшее распространение в качестве активной основы получили оксиалкилированные алкилфенолформальдегидные смолы, блоксополимеры оксидов алкиленов С₂-С₄, сложные эфиры на основе указанных типов ПАВ и многоосновных кислот и продукты конденсации перечисленных ПАВ. В состав композиции могут быть включены ПАВ со свойствами смачивателя, диспергатора и коагулянта.

Согласно представлениям акад. П.А. Ребиндера, механизм действия деэмульгаторов заключается в следующем. При введении ПАВ в нефтяную эмульсию на границе раздела нефть-вода молекулы реагента-деэмульгатора, обладая большей поверхностной активностью, чем природные стабилизаторы нефтяных эмульсий, вытесняют их с границы раздела нефть-вода. При этом молекулы реагента-деэмульгатора должны предварительно разрушить прочные гелеобразные слои этих стабилизаторов. Адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природных стабилизаторов нефтяных эмульсий, молекулы деэмульгатора изменяют их смачиваемость, что способствует переводу этих частиц с границы раздела в объем водной или нефтяной фазы. Образующиеся на их месте адсорбционные слои из молекул деэмульгатора практически не обладают заметными структурно-механическими свойствами, что способствует быстрой коалесценции в нефти капель воды с такими оболочками при их контакте друг с другом.

Таким образом, процесс разрушения нефтяных эмульсий деэмульгатором зависит от: компонентного состава и свойств защитных оболочек природных стабилизаторов обрабатываемых нефтяных эмульсий; типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода применяемого деэмульгатора; температуры, интенсивности и времени перемешивания нефтяной эмульсии с реагентом и т.д.

Экспериментальная часть: Лабораторная работа № 18.

Подготовка к испытанию

1) За неделю перед проведением занятий готовится модельная 30 % водонефтяная эмульсия обратного типа путем перемешивания в течение 20 минут легкой нефти типа Усинской с модельной пластовой водой (например, 1 л модельной пластовой воды плотностью 1, 18 г/л содержит: CaCl₂ – 70,5 г; MgCl₂ – 17,6 г; NaCl – 182,6 г) в миксере с частотой не менее 2000 об/ мин. Убедиться визуально на следующий день, а лучше через 3 дня в том, что заранее приготовленная эмульсия стабильна (не наблюдается выделение воды при термоотстое).

2) Готовится раствор промышленного деэмульгатор (отечественный препарат Нефтенол Д в водно-спиртовом растворе или американский препарат RP в толуоле) с концентрацией 10 ppm.

3) Включают термостат, обеспечив температурный режим воды 50 °С.

4) В каждую из градуированных пробирок Лысенко с коническим дном помещают по 25 мл приготовленной эмульсии.

5) В указанные преподавателем пробирки вводят дозированные количества деэмульгатора (ов), пробирка 1 без деэмульгатора является контрольной.

6) После введения деэмульгатора(ов) пробирки с эмульсиями перемешивают в аппарате для встряхивания проб в течение не менее 15 минут (или вручную не менее 200 качаний) для полного растворения деэмульгатора (ов).

7) Пробирки с исследуемыми эмульсиями помещают в термостат.

Проведение опыта

Через определенные интервалы времени определяют объем выделившейся воды внизу пробирок.

Обработка результатов

Полученные данные вносят в таблицу.

Таблица