《采油用清防蜡剂技术要求》
油井清蜡防蜡技术及新型技术应用

256碳氢化合物作为石油的重要组成部分,当融入的石蜡随着采油温度的升高被析出气体溶解力降低,石蜡被析出后沉淀聚集而形成结蜡,不仅会造成油井堵塞,降低原油产量影响原油质量,严重的还会造成油井停产。
根据油井结蜡情况有针对性地采取清防蜡措施,有效解决油井结蜡问题,才能为提升石油开采能力,促进油田采油稳产高产。
1 油井清蜡防蜡技术概述 (1)油井结蜡机理。
蜡是以分子的状态溶解在地层原油中,当原油开采时随着地层条件的变化和采油温度的降低,当温度降到析蜡点以下时,蜡会出现结晶现象从而被析出。
当底层变化导致温度、压力继续降低时,轻组分和容易达到饱点发生液体到气体的气化现象,气化后的气体逸出会降低蜡的溶解能力,结晶形成的石蜡微晶会大量的聚集,从而构成互相吸附的石蜡颗粒,人们用肉眼就可以看到,当石蜡颗粒集聚逐渐增多会不断的沉积在采油的管道和设备上,当油管壁、套管壁、抽油杆、抽油泵有大量结蜡时,自然会影响设备的正常运行。
有时严重时在油层部位都会形成蜡的沉积。
因为油井的结蜡呈黑色半固体和固体状态,是由石蜡、沥青、胶质、泥砂等杂质混合组成,结蜡后的油井井筒内径会逐渐减小,无疑使油流阻力增加,采油产能降低,严重时堵塞井筒造成停产,影响油井高产稳产。
另外,一旦蜡块被吸进抽油泵,必然造成抽油泵工作效率低下,降低泵排量,抽泵效果和抽油效率低下,增加耗电量。
(2)油井结蜡的危害。
原油的油层含蜡量越大渗透率就会越低,二者之间是呈反比例关系,渗透率越低油井的产量就会降低,蜡在不断聚集沉积的情况下,很容易堵塞产油口,降低石油的开采效率,影响采油的产能。
蜡结晶后无疑降低井口通道的流畅性,阻力不断增大,油井负荷增大和井口回压增大,很容易造成抽油杆断脱和蜡卡等问题,严重时造成开采设备的损坏,不仅影响石油开采效率,还会造成开采资源成本的增加。
(3)油井结蜡的处理。
当油井出现结蜡现象时必须采取有效的防蜡和清蜡措施,这也是采油工艺和技术中一项至关重要的内容,处理油井结蜡首先要提前编制防蜡和清蜡方案,对结蜡问题有前瞻性的预测,根据结蜡的实际情况,有针对性的采取防蜡清蜡措施,将结蜡造成的隐患控制在萌芽状态,防止结蜡严重而影响到石油的正常开采,防止结蜡越积越多造成的降低开采效率和停产停工等经济损失。
油田用采油助剂中有机氯含量检测影响因素

油田用采油助剂中有机氯含量检测影响因素近年来,各大油田对助剂中有机氯的含量要求非常严格。
结合实际工作,对目前有机氯含量检测方法进行了仔细分析,找出了影响测定结果准确度的主要因素,并提出一种更加精确实用的检测方法,供相关检测人员进行参考。
标签:油田助剂;有机氯;检测前言目前油田用来测定有机氯含量的标准主要参照SY/T6300-2009《采油用清、防蜡剂通用技术条件》、GB/T18612-2011《原油有机氯含量的测定》以及中石化的Q/SH0052-2007《采油用清防蜡剂技术要求》、Q/SHCG39-2012《油田化学剂中有机氯含量测量方法》。
这几个标准中的测定方法都是:称取样品0.005~0.05g 在石英氧气燃烧瓶燃烧,使有机氯变成无机氯,NaOH溶液吸收,用微库伦法测定氯离子的浓度,得到样品中的总氯含量,再减去直接测得的无机氯含量,即得到样品中的有机氯含量。
经过对标准的长期应用,发现很多油田助剂的技术要求中,有机氯要求是零,而对氯含量很低的产品,实际测量误差是很大的,所以在有机氯含量检测过程中应尽量提高准确度。
1化学药剂有机氯检测方法的干扰影响研究目前油田用化学剂中有机氯检测的现行最新标准是Q/SHCG39-2017,该标准规定了三种检测方法,分别是氧燃烧瓶法、微库仑法和单波长X射线荧光光谱法,后两种方法是2017年8月在旧标准氧燃烧瓶法基础上新提出的,其中微库仑法主要包括甲苯萃取、水洗、离心、测定等步骤;单波长X射线荧光光谱法是基于氯元素电子跃迁产生特定波长0.473nm处的X射线原理,使用X射线荧光光谱仪进行测定。
油田化学药剂涉及种类多,有表面活性剂、降粘劑、酸化解堵剂、缓蚀剂等,在有机氯检测过程中,发现部分样品检测结果相对偏差大。
对全年检测结果准确度不达标的16个样品的影响因素类型的数量进行了分类统计,可以看出影响化学药剂有机氯检测准确度的主要因素有5方面:①样品燃烧不充分;②高含无机氯样品检测结果准确性差,检测时间长;③样品基线不稳,转化率较低;④微库仑法分离水洗时,乳化现象严重;⑤干扰离子影响,凡是与Cl-或Ag+反应的离子均有可能干扰测量结果的准确性,如Br-、I-、MnO4-、NO2-、SO42-、NH4+等。
采油用清、防蜡剂技术条件

采油用清、防蜡剂技术条件
首先,采油用清、防蜡剂技术需要考虑原油的特性,包括原油的蜡质含量、蜡的结晶形态、油藏温度等因素。
根据不同原油的特性,选择合适的清、防蜡剂配方和使用方法。
其次,技术条件还包括生产设备和管道的工艺参数。
需要确保生产设备和管道的温度、压力等参数符合清、防蜡剂的使用要求,以保证清、防蜡剂能够充分发挥作用。
另外,技术条件还包括对清、防蜡剂的选择和使用方法。
选择适合的清、防蜡剂种类,合理控制投加量和投加频次,确保清、防蜡剂在生产过程中的稳定使用。
此外,还需要考虑环境和安全因素。
清、防蜡剂的选择和使用应符合环保标准,同时要确保清、防蜡剂的使用不会对生产设备和人员安全造成影响。
总的来说,采油用清、防蜡剂技术条件是一个综合考量原油特性、生产设备工艺参数、清、防蜡剂选择和使用方法、环境和安全
因素的综合问题。
只有在考虑全面、合理的基础上,才能有效地应用这项技术,提高采油效率和产量。
玉门油田油井清防蜡技术及措施

玉门油田油井清防蜡技术及措施摘要:近年来,玉门油田油井结蜡日益严重,制约油井正常生产,增加后续修井作业难度和费用。
生产过程中, 根据油藏、区块或单井原油及蜡的性质差异,因地制宜选择适宜的清防蜡技术及措施,保证油田高产稳产,提高油田的生产效率。
关键词:油井;清防蜡技术;措施1油井清防蜡技术为了有效解决结蜡问题,实现稳产、增产并降低生产成本,对玉门油田清防蜡技术应用现状进行了综合分析,提出了“清防结合”的技术措施,现场先后应用了机械清蜡技术、热洗井清蜡技术、化学清防蜡技术、延迟放热化学清蜡技术、微生物清防蜡技术、亲水膜防蜡技术、特殊工具防蜡技术等。
2油井清防蜡措施2.1机械清蜡机械清蜡是指使用专用的工具刮擦油井管壁上的蜡,蜡会随原油流出井筒。
尽管机械清蜡的方法是一种老式方法,但它可以对在特定环境中的结蜡现象也起到良好的清蜡作用。
针对不同的油井,可以选择不同的清蜡机器。
常用的清蜡机器包括尼龙刮蜡器及进式清蜡器等。
机械清蜡具有工艺简单且成本低廉的优点。
但同时,还有一些缺点,比如容易损坏设备,费时费力。
2.2热洗井清蜡热洗井清蜡是玉门油田常用的清蜡方法,它包括热水、热油和高温超导热洗井清蜡方法,其所用原理是利用热能来增加油流量并提高管温,如果温度超过蜡的熔点,沉积在管壁上的蜡便会被熔化,从而达到清蜡的目的。
其优点是工艺简单,缺点是多次清洗后剩余蜡熔点高,不便以后清蜡措施的实施。
2.3化学清防蜡化学清防蜡技术是将清防蜡剂直接从环形空间加入或通过空心抽油杆加入的,它不影响油井的正常生产和其他作业,目前玉门油田有水基、油基和乳液型清防蜡技术。
(1)水基清防蜡技术具有加药工艺简单、应用成本低、防蜡效果好等特点,可以满足玉门油田大部分进入中高含水、高采出后期开发阶段油井防蜡的需要。
它与国内外同类技术相比较,具有应用成本低,密度大,更易于由套管沉降至管脚,进入油管而起到防蜡作用。
(2)油基清防蜡技术是从油套环行空间滴加化学防蜡剂,防蜡剂能与蜡发生共晶和吸附作用,从而改变蜡晶的结构,形成结构强度较弱的蜡团,并通过分散作用,使蜡不易沉积于管壁、抽油杆等表面。
油井清防蜡管理办法

油井清防蜡管理办法一、业务范围清防蜡是降低抽油机负荷,节能降耗、延长油井免修期的重要维护措施,其主要业务范围包括结蜡情况评价、清防蜡方式选定、施工现场的控制、药剂管理、措施效果评价等方面。
二、工作流程1、药剂选型与采购与入网生产厂家签订试验协议——提取药剂样品——进行室内融蜡试验——开展3口井现场试验——评价效果——申报采购计划并报开发部审批——进入物资采购流程——入库验收2、结蜡井选井采油队技术员资料跟踪分析——提出潜力井号及加药方案——作业科审核方案——下达措施方案3、热洗采油队查井——申请热洗——作业科主管人员统筹安排并回馈采油队安排结果——作业科向生产部要车——采油队人员现场监督热洗——热洗资料登记、反馈——热洗效果跟踪分析4、加药采油队申请加药——作业科开具《药剂领取证明》——采油队凭《证明》到供应站领取药剂——采油队加药前通知作业科——现场加药——加药资料登记、反馈——加药效果跟踪分析三、工作方法及标准1、油井清蜡选井依据标准连续两旬负荷变化趋势明显,基本确认为结蜡影响的井,可根据选井原则判断是否需要清蜡处理。
存在以下情况之一的(目前有些参数可与最近一次修井后稳定的参数相比较),可采取清蜡措施。
1)最大负荷上升2kN或者最小负荷下降2kN;2)负荷比上升达到0.4的;3)经常出现短时间停井后蜡卡的;4)负荷比有上升趋势,产液量持续下降,幅度超过30%;5)无其它措施影响的前提下,沉没度、产液量变化不大,充满系数变大的井。
2、油井清蜡方式的选择原则对于有轻微结蜡趋势的井可采取流程洗井方式清蜡;对于结蜡严重井(功图肥大或连续2旬功图最大负荷上升或负荷比上升)采取泵车热洗或加药方式清蜡。
1)采取化学加药清蜡方式的选井原则①产液量在3吨以下,结蜡周期在45天以上;②综合含水在60%以下;③有结垢史或井底脏的井;④特殊井况(套外返、井口刺漏、环境影响)的井;⑤沉没度大于300米;⑥洗井不见效采取加药试验的井;⑦地层能量亏空(洗后排液时间长或洗井时不返液)的井。
油井清方蜡技术

油井清蜡与防蜡技术宏博矿业张汉元井清蜡与防蜡概述在原油生产过程中,由于温度压力的降低以及轻烃逸出,溶解在原油中的蜡会以晶体形式析出并吸附在油管壁、套管壁、抽油泵,以及其他采油设备上,严重时会在油层部位形成蜡的沉积。
油井结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一,防蜡和清蜡是油井管理工作中的重要内容。
因此,防蜡和清蜡方案设计是采油工艺方案设计工作中的重要内容之一。
在编制采油工艺方案时对油井结蜡问题必须有一个充分的预测,并提出清防蜡措施的方案。
一、石蜡的性质石油中有一些高熔点而在常温下为固态的烃类,它们通常在油藏中处于溶解状态,但如果温度降低到析蜡温度时,就会有一部分蜡结晶析出。
这种从石油中分离出来的固态烃类称之为蜡。
蜡可分为两种,一种是石蜡,常为板状或鳞片状或带状结晶,相对分子质量为300~500,分子中C 原子数是C16~C35,属正构烷烃,熔点50℃左右;另一种是微晶蜡,多呈细小的针状结品,相对分子质量为500~700,分子中的C 原子数是C35~C63,熔点是60~90℃。
石蜡和微晶蜡的特征主要是碳数范围、正构烷烃数量、异构烷烃数量、环烷烃数量不同,具体区别见表1。
表1石蜡及微晶蜡的组成上,采油过程中结出的蜡并不是纯净的蜡,它是原油中那些与高碳正构烷烃混在一起的,既含有其他高碳烃类,又含有沥青质、胶质、无机垢、泥砂、铁锈和油水乳化物等的半固态和固态物质。
影响油井结蜡的主要因素有以下七个方面:(一)原油性质与含蜡量对结蜡的影响:原油中轻质馏分越多,溶蜡能力越强,析蜡温度越低,越不容易结蜡。
(二)温度对结蜡的影响:当温度保持在析蜡温度以上时,蜡不会析出,就不会结蜡,而温度降到析蜡温度以下时,开始析出蜡结晶,温度越低,析出的蜡越多。
值得注意的是,析蜡温度是随开采过程中原油组分变化而变化的,应当根据预测的开发过程原油组分变化情况,用高压物性模拟试验的方法测试析蜡温度变化。
对小油田也可以借用类似的数据。
(三)压力对结蜡的影响:压力对原油结蜡也有一定影响。
油井化学法防蜡清蜡技术原理及应用

2017年07月油井化学法防蜡清蜡技术原理及应用刘新孙刚张海霞江伟(延长油田定边采油厂,陕西榆林718600)摘要:含蜡原油在我国分布广泛,在对含蜡原油进行开采时,常常会出现结蜡现象,此时接触的石蜡为白色结晶体,主要的特征是无臭无味、略微透明。
在溶解度方面与常见的有机溶剂可以互溶、例如苯、四氯化碳等,不溶于水。
通常情况下石蜡的密度在880~905克每立方厘米,沸点在三百到五百五十摄氏度之间,熔点最高在六十摄氏度。
由于石蜡的电阻和比热容等方面的特性,天然纯石蜡也可以作为借原材料和储热材料投入到应用当中。
关键词:石蜡;化学法;清蜡防蜡1油井中结蜡的主要原因1.1含蜡原油能够产生结蜡现象的原油,在性质上是以一种碳类化合物为主要成分,在结构上由十七到三十五个不等碳原子数结构组成,其分子量在四百左右,是一种正构烷烃,同时内部还含有少量的环烷烃以及微量的芳香烃。
分类较多,一般是以石油蜡、液态蜡等石蜡种类为主。
在原有的联动中,蜡还能对原有的留边产生影响,减缓流道的速度,造成油井中对原油开采的下降。
在石蜡结晶的过程中,晶核可以作为物质的聚集中心而存在,受到温度的影响较大,一般情况下,在石蜡的结晶过程中,结晶程度与其温度之间是以负相关的方式出现,一旦沉淀蜡晶就会变大。
1.2石蜡的析出分子量和熔点会直接影响原油中的蜡含量,并以反比例的关系影响原油本身的一些物理性质,因为熔点的不同导致在同一介质中的原油,其本身的浓度也有所差别,因此在对于含蜡原油来讲,温度是对其性能表现的一个主要决定因素。
在结晶析出时,分析量高的石蜡成分是会先一步进行析出,而此时的温度就被称之为初始结晶温度,其后在石蜡大量析出的时候所在的温度范围称作析蜡高峰区。
通过这样的原理分析我们可以发现,通过一些物理的手段就可以简单的减少石蜡的析出,例如加快原有在管道中的流速,这样就能够减少原有在管道中存在的时间,高速的流动也会对管壁进行冲刷,此外,流速增加时间减少,也就意味着在析出过程中石蜡能够进行结晶析出的时间减少,同样可以减少石蜡在管道等部位的析出。
油井清防蜡技术课件

防漏热洗是为解决水敏地层热洗 而开发的一套井下管柱.管柱结构 为:泵+筛管+封隔器+卸油器+ 筛管+尾管。热洗介质从油套环空 注入,由于封隔器的作用,热洗 介质不进入地层,而是从上部筛 管进入油管,实现对油管和抽油 杆的热洗。
油井清防蜡技术
第二章 油井清防蜡技术
3.油管内衬和涂层防蜡技术
油井清防蜡技术
第二章 油井清防蜡技术
2.热力清蜡技术
2.3 应用情况
准东各油田热力清蜡情况统计
油
田
热洗介质
热 洗 周 期 (天)
热洗用液量(m3)
火烧山 热水/油
30 25~35
北三台 热水/油
30 40
沙南 热水/油 45~50
50
沙北 原油
30 33-38
2004年,沙南作业区“高温度、低液量热洗清蜡技术的研 究”。热洗周期10~20天/次,用液量10~15m3。目前在 沙南油田大部分井中使用。
油井清防蜡技术
第二章 油井清防蜡技术
1.机械清蜡技术
⑵有杆泵抽油井机械清蜡:利用安装在抽油杆上 的活动刮蜡器清除油管内和抽油杆上的蜡。目前 通用的是尼龙刮蜡器。
尼龙刮蜡器结构图
1.限位器 2.刮蜡器 3.限位器 4.抽油杆
油井清防蜡技术
第二章 油井清防蜡技术
1.机械清蜡技术
尼龙刮蜡器表面亲水不易结蜡,摩擦系数小、强度 高,耐冲击、耐磨、耐腐蚀。在抽油过程中,做往复 运动的抽油杆带动尼龙刮蜡器做上下运动和转动,从 而不断地清除抽油杆和油管上的结蜡。
油井清防蜡技术
第二章 油井清防蜡技术
2.热力清蜡技术
2.1 清蜡机理
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1—制冷源;2—结蜡管;3—循环管;4—低温室;5—流速调节器; 6—试液罐;7—搅拌器;8—循环泵;9—排液口;10—高温室
图1 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10
防蜡率测定装置原理示意图
恒温水浴:能控制在(45±1)℃; 比色管:50 mL; 温度计:0 ℃~100 ℃,分度值为l ℃; 蜡球模具:直径为14 mm 半球形金属模具; 氧燃烧瓶:结构及各部分尺寸见图 2;
ISC 75.020 E 14 备案号
Q/SH
Q/SH××××-××××
中国石油化工集团公司企业标准
Q/SH 0052—2007
采油用清防蜡剂技术要求
2007-03-26 发布
2007-03-26 实施 发布
中国石油化工集团公司
Q/SH 0052-2007
前
言
本标准由中国石油化工股份有限公司科技开发部提出并归口。 本标准起草单位: 中国石化采油助剂与机电产品质量监督检验中心 (中国石化胜利油田分公司技术 检测中心) 本标准主要起草人:周海刚 杜灿敏 隋林 张晶 张志振 张娜 曹金林 罗艳萍
图2 4.11 4.12 4.13 4.14 4.15 4.16 4.17
2
氧燃烧瓶
(单位:mm)
图3
硫酸纸旗(单位:mm)
硫酸纸:纸旗规格见图 3; 脱脂棉; 氧气; 铂丝; 注射器:l.0 mL; 微量进样器:10 µL、50 µL; 盐含量测定仪:WC-200型或同类仪器;
Q/SH 0052-2007 4.18 4.19 4.20 4.21 5 酸式滴定管:25 mL; 碘量瓶:150 mL; 移液管:1 mL,10 mL; 量筒:50 mL。
4
Q/SH 0052-2007 6.7.2.1 将石蜡溶化后倒入两个半球形金属模具中,冷却1 min 后,再将两个半球形金属模具合为一 体压紧。装入小烧杯中,放入温度为(58~60)℃的恒温水浴中,10 min 后取出,待蜡完全冷却后, 轻轻转动模具,取出蜡球称量,精确到 0.01 g。 6.7.2.2 将恒温水浴温度控制在45 ℃±l ℃,在50 mL 比色管中加入15 mL 清防蜡剂,放入水浴中。 待比色管中的清防蜡剂恒温后,将蜡球(6.7.2.1)放入比色管中,观察并记录蜡球溶完所用的时间t, 精确到1 min。 6.7.3 计算 溶蜡速率按公式(3)计算。
mb t
……………………………………… (3)
式中: γ —— 溶蜡速率,g/min; mb —— 蜡球质量,g; t —— 蜡球溶完所用的时间,min。 6.7.4 报告 每个样品做三个平行样,取算术平均值为测定结果。每个测定值与算术平均值之差不大于 0.005 g /min,测试结果的数值修约依据 GB/T 8170 进行。 6.8 有机氯含量 6.8.1 方法提要 清防蜡剂样品经氧瓶燃烧分解后,有机氯转变为无机氯,通过 NaOH 溶液吸收后,用盐含量测定 仪测出总氯的含量,再测试样品中的无机氯含量,总氯减去无机氯即为清防蜡剂中的有机氯含量。因在 燃烧分解过程中使用硫酸纸包样品,燃烧后吸收液中引进了 SO42-,SO42-和 Ag+生成 Ag2SO4 沉淀,产生 干扰,故用 Ba(N03)2 掩蔽。 盐含量测定仪测试 Cl-原理:将处理后的样品注入含 Ag+的滴定池中,试样中的氯离子即与银离子 发生反应:Cl-+Ag+ →AgCl,反应消耗的银离子由发生电极电生补充,通过测量电生 Ag+消耗的电量, 根据法拉第定律即可求得氯离子含量。 盐含量测定仪测试 Cl-检出限:0.5 µg/g~5000 µg/g,高于上限的可将样品稀释后测试。 6.8.2 试验步骤 6.8.2.1 清防蜡剂中总氯含量的测定 6.8.2.1.1 按图 3 要求剪两张硫酸纸,一张用于空白,一张用于样品。在一张用于样品的硫酸纸旗中 央放置约 0.05 g 的脱脂棉,在脱脂棉上用 1 mL 注射器滴加(0.10~0.50)g 样品,准确称量并记录其质 量为 m1,迅速包好,然后将其夹紧在氧燃烧瓶中支持杆的铂丝上,一张用于空白的硫酸纸旗,放置约 0.05 g 的脱脂棉。 6.8.2.1.2 在 l L 的氧燃烧瓶中加入质量分数为 30 %的过氧化氢和 0.1 mol/L 的氢氧化钠各 2mL, 以 适当流速(液面呈微波纹状)向氧燃烧瓶内通入氧气 2 min,然后一手紧握氧燃烧瓶,另一手拿起瓶塞在 酒精灯上点燃硫酸纸条,迅速将瓶塞小心插入瓶口,盖好瓶塞,用手顶住瓶塞将氧燃烧瓶底向上倾斜, 使吸收液封住瓶口。燃烧完毕稍冷却后,轻摇氧燃烧瓶几次,使吸收液润湿瓶壁,然后放置 30 min 至 白烟消失。 6.8.2.1.3 在吸收液中加入质量分数为 0.2 %的硝酸钡溶液 l.0 mL,消除 SO42-对 Ag+的干扰。用蒸馏 水分三次冲洗氧燃烧瓶壁和支持杆,然后移至 l00 mL 容量瓶中,定容。 6.8.2.1.4 打开盐含量测定仪,调好偏压,待基线平稳后加 Cl-标样测出平均转化率,之后用微量进样 器向电解池中加入处理好的样品溶液测出总的氯离子浓度 X1。 6.8.2.1.5 用以上同样的方法做空白试验,记录空白中氯离子的浓度 X01。 6.8.2.1.6 清防蜡剂中的总氯含量按公式(4)计算。
3
Q/SH 0052-2007 6.6.2 试验步骤 6.6.2.1 试液的制备 6.6.2.1.1 油基清防蜡剂防蜡率测定用试液的制备 在两个1000 mL 的烧杯中各加入100 g 石蜡及300 g 柴油,加热至50 ℃,使石蜡完全溶解。分别倒 入两个试液罐中。在其中一个试液罐中加入4.00 g 油基清防蜡剂,搅拌均匀即为加药试液。另一罐不 加清防蜡剂,称为空白试液。 6.6.2.1.2 水基清防蜡剂防蜡率测定用试液的制备 在两个1000 mL 的烧杯中各加入100 g 石蜡及300 g 柴油,加热至50 ℃。使石蜡完全溶解。再各 加入100 g 乙醇及100 g 蒸馏水。用高速搅拌器搅拌10 min,使其乳化后,分别倒入两个试液罐中。在其 中一个试液罐中加入3.00 g 水基清防蜡剂,搅拌均匀即为加药试液。另一罐不加清防蜡剂,称为空白 试液。 6.6.2.2 结蜡管的处理和安装 将结蜡管先后用石油醚、蒸馏水、乙醇洗净,放入100 ℃ 烘箱中烘干,冷却至室温后称量,精确 至0.0l g,然后将结蜡管安装在测定装置中。 6.6.2.3 结蜡试验 调节高温室温度,将试液的温度控制在40 ℃±l ℃。启动循环泵循环30 min,调节低温室温度, 将结蜡管温度控制在25 ℃±l ℃。然后记时,运行30 min 后关闭循环泵。在运行过程中不断用搅拌器 搅拌试液,使其均匀。循环泵关闭5 min 后,拆下结蜡管,冷却至室温后称量,精确至0.01 g。 6.6.3 计算 6.6.3.1 蜡沉积量的计算 蜡沉积量按公式(1)计算。
在非直射的自然光下目测。 闭口闪点 按GB/T 261 规定测定试样原液。 6.3 凝点 6.4 按GB/T 510 规定测定。 溶解性 取10 mL 样品置于100 mL 比色管中,加入90 mL 蒸馏水,盖紧塞子,充分摇匀,静置至所有气泡 消失,放置30 min;另外取一支100 mL 的比色管加入100 mL 蒸馏水作空白。将样品与水混合液和空白 对比,如果混合液澄清无混浊,则为水溶;如果混合液浑浊或分层,则不溶于水。 6.5 pH值 用酸度计测试原液。 6.6 防蜡率 6.6.1 方法提要 采用防蜡率测定装置,通过控制石蜡—柴油溶液与结蜡管的温差使石蜡沉积在结蜡管上。分别测定 加与不加清防蜡剂的石蜡—柴油溶液在结蜡管上的蜡沉积量,计算清防蜡剂的防蜡率。
项目 外观 闭口闪点,℃ 凝点,℃ 溶解性 pH 值 防蜡率 溶蜡速率,g/min 有机氯含量 二硫化碳含量 溶于水 7.0~10.0 ≥15 % — 无 无 质量指标 水基 均匀液体 ≥15 ≤-15 不溶于水 — ≥20 % ≥0.025 无 无 油基
4 4.1 4.2 4.3 4.4
仪器设备和材料 天平:感量 0.01 g,感量 0.0001 g; 高速搅拌器:(0~6000)r/min; 恒温干燥箱:能控制在(100±2 )℃; 酸度计:精度 0.01;
试剂和溶液
5.1 蒸馏水:符合 GB/T 6682 中规定的三级水要求; 5.2 柴油:O号; 5.3 石蜡:(58-60)号医用切片石蜡; 5.4 过氧化氢:质量分数为 30 % 的分析纯; 5.5 氢氧化钠:按 GB 601 配制成 0.1 mol/L 的水溶液; 5.6 硝酸钡:分析纯,配成质量分数为 0.2 % 的水溶液; 5.7 冰醋酸电解液:优级纯冰醋酸的 70 % 水溶液; 5.8 95 %乙醇溶液:分析纯; 5.9 硝酸:分析纯,按 GB 601 配制成 0.1 mol/L 的水溶液; 5.10 乙酸:分析纯; 5.11 氢氧化钾:分析纯; 5.12 碘:分析纯; 5.13 碘化钾:分析纯; 5.14 吸收液:称取 25.00 g 氢氧化钠于烧杯中,加质量分数为 95 % 的乙醇,搅拌至完全溶解,倒入 250 mL 容量瓶中,再加质量分数为 95 % 的乙醇至标线摇匀,临用前配制。 5.15 0.1 mol/L 碘溶液:称取 12.70 g 碘于烧杯中,加入 40.00 g 碘化钾和 25 mL 水,搅拌至完全溶 解后,倒入 1000 mL 棕色容量瓶中,用蒸馏水稀释至标线,摇匀。 5.16 0.1 mol/L 硫代硫酸钠:按 GB 601 规定配置并标定。 5.17 0.5 % 淀粉溶液:称取 0.5 g 可溶性淀粉于烧杯中,用少量水调成糊状,再倒入 100 mL 沸水,继 续煮沸至溶液澄清,冷却后贮于细口瓶中。 6 6.1 6.2 试验方法 外观
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Q/SH 0052-2007 4.5 防蜡率测定装置: 能分别控制石蜡—柴油溶液与结蜡管(结蜡管采用外径为14 mm,长度为150 mm 的铝合金管)的温度。 3 控温精度为±l ℃;循环泵(循环泵扬程为2.2 m,排量为0.8 m /h)能使石蜡—柴油溶液在试液罐与结 蜡管内循环。装置原理图见图1。