ГОСТ Р 8.1010—2022
Сущность метода заключается в отстаивании подогретой нефти с добавлением деэмульгатора до
образования границы раздела фаз «нефть— вода» и последующего измерения соотношения объемов
воды и нефти.
П р и м е ч а н и е — Метод применяют только в случае нестойких водонефтяных эмульсий.
5.2 Комбинированный метод
Комбинированный метод применяют для нефти с содержанием воды от 10 % до 95 %.
Сущность метода заключается в отстаивании подогретой нефти с добавлением деэмульгатора
до образования границы раздела фаз «нефть— вода» с последующим отделением воды от нефти, с
установлением количества отделенной воды и отделившейся нефти и с определением остаточного со
держания воды, содержащейся во взвешенном состоянии в отделившейся нефти, методом дистилля
ции по ГОСТ 2477 либо методом титрования по Карлу Фишеру (для кулонометрического титрования по
ГОСТ Р 54284).
5.3 Метод титрования Карла Фишера (кулонометрический и волюмометрический методы
титрования)
Кулонометрический метод титрования Карла Фишера применяют для нефти с содержанием
воды от 0,02 % до 5,00 %, волюмометрический метод титрования Карла Фишера — для нефти с со
держанием воды от 0,01 % до 10,00 %.
Сущность метода определения количества воды в нефти состоит в титровании пробы нефти
титрантом, представляющим собой раствор йода и диоксид серы в присутствии основания и спирта (в
присутствии воды происходит окисление йода до йодида). При применении волюметрического ме тода
определения количества воды в нефти йодсодержащий титрант постепенно добавляется в про бу
нефти, а при использовании кулонометрического метода по ГОСТ Р 54284 йод электролитически
генерируется в растворе. После вступления в химическую реакцию с йодом всей воды, содержащейся в
пробе нефти, титрование прекращается. Количество воды в пробе нефти в волюметрическом методе
определяют по объему йодсодержащего реактива, необходимого для завершения химической реакции, а в
кулонометрическом методе — по количеству тока, потребленного для генерации йода в количестве,
необходимом для завершения химической реакции.
6 Требования к методикам измерений
6.1 Требования к погрешности измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси
Пределы допускаемой погрешности результата измерений содержания воды в нефтегазоводяной
смеси не должны превышать:
- (0,04 •
W+
1,0) % — при проведении измерений методом термохимического отстоя и комбиниро
ванным методом в диапазоне измерений от 10,0 % до 40,0 %;
- (- 0,035 ■
W
+ 4,0) % — при проведении измерений методом термохимического отстоя и комби
нированным методом в диапазоне измерений свыше 40,0 % до 60,0 %;
- (- 0,02 ■
W +
3,1) % — при проведении измерений методом термохимического отстоя и комбини
рованным методом в диапазоне измерений свыше 60,0 % до 90,0 %;
- (- 0,126 ■
W
+ 12,64) % — при проведении измерений методом термохимического отстоя и ком
бинированным методом в диапазоне измерений свыше 90,0 % до 95,0 %;
- (0,12 ■
W)
% — при проведении измерений методом титрования Карла Фишера в диапазоне из
мерений от 0,01 % до 10,0 %,
где
W
— значение массовой доли воды в нефти, %.
П р и м е ч а н и я
1 При содержании воды в нефти свыше 95 % погрешность измерений массовой доли воды в нефти не
нормирована.
2 В настоящем стандарте диапазоны измерений методов сужены исходя из целесообразности применения
этих методов для тех или иных диапазонов содержания воды в нефти.
3