Определения содержания воды по методу дина и старка
Определение содержания остаточной воды в нефти
Методы определения содержания воды в нефти
Нефть - это смесь разнообразных углеводородных соединений. Нефть из различных скважин может значительно отличаться по химическому и фракционному составу. При оценке пригодности нефти для переработки на НПУ с целью получения товарных нефтепродуктов необходимо учитывать свойства нефти. Наиболее важными с практической точки зрения свойствами являются следующие:. Параметры важны для получения товарного дизельного топлива. Параметры 3, 5, 6 важны для нормальной и длительной эксплуатации установки. Плотность нефти зависит от соотношения количества легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легкой нефти преобладают легкокипящие компоненты бензиновая и дизельная фракции. Более тяжелые нефти содержат меньшее количество светлых фракций и много парафинов, которые ухудшают качество дизельного топлива. Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения. В основном, при атмосферной перегонке получают следующие светлые дистилляты: Нефти с меньшим содержанием светлых содержат большое количество парафинов, которые ухудшают качество дизельного топлива. Если нефть содержит недостаточное количество светлых фракций, ее переработка возможна при смешении с газовым конденсатом. Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. Соединения серы токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию оборудования НПУ и топливной арматуры двигателей. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Кроме того, соединения серы в топливе приводят к загрязнению окружающей среды. При высоком содержании серы в нефти высока вероятность получения дизельного топлива с недопустимо высоким содержанием серы. На больших заводах такое топливо подвергают сложному процессу сероочистки. Однако на мини-НПЗ такой процесс нерентабелен. По ГОСТ дизельное топливо делится на два вида. Это соответствует первому виду дизельного топлива. В этом случае из нефти можно прямо на НПУ получать товарное дизельное топливо с допустимым содержанием серы. В этой ситуации возможны самые различные варианты, так как сера может быть распределена по фракциям нефти очень неоднородно. И только точный анализ может дать ответ на возможность получение товарного дизельного топлива. Это в производственных условиях мини-НПЗ делать довольно сложно. Как правило, газовый конденсат практически не содержит серы и его добавление к нефти приводит к снижению общего содержания серы. Высокое содержание парафинов в нефти приводит к их попаданию в дизельное топливо. Это приводит к ухудшению температуры помутнения и застывания дизельного топлива. Также высокое содержание парафина приводит к повышению температуры застывания мазута. В этом случае прямо на НПУ можно получать товарное дизельное топливо летнее и зимнее. В этом случае возможны следующие варианты получения дизельного топлива:. При большом содержании воды в нефти, поступающей на НПУ, нарушается технологический режим работы, повышается давление в аппаратах, начинаются микровзрывы, снижается производительность ректификационной колонны и теплообменных аппаратов, а также расходуется дополнительное количество тепла на подогрев нефти. Негативное влияние содержания воды в нефти также тесно связано с содержанием солей особенно хлористых. При нагревании нефти вода растворяет хлористые соли и это при высокой температуре приводит к образованию хлористого водорода, который вызывает коррозию оборудования. Вода в нефти может содержаться в чистом виде и в составе эмульсий. Чистая вода может быть отделена от нефти путем отстаивания. Водные эмульсии нефти являются чрезвычайно стойкими образованиями и могут быть разрушены только с помощью специальных методов, например, при обработке на электродигидраторах. Содержание воды в нефти, направляемой на НПУ, должно быть минимальным. Как было указано выше, присутствие в нефти солей, особенно хлористых, и воды приводит в результате нагрева к сильной коррозии оборудования НПУ. При более высоком содержании солей в нефти срок службы оборудования значительно снижается. Для снижения концентрации солей в нефти на промыслах и на больших перерабатывающих заводах используют специальные процессы обессоливания нефти. Тайгинская, 1 Почтовый адрес: ЗАО НПП "ЛИНАС-ТЕХНО" Новосибирск, ул.
Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов, содержащую свыше отдельных компонентов. Она состоит из низко- и высокомолекулярных углеводородных и неуглеводородных компонентов. Это дисперсная система, характеризующаяся сложной внутренней организацией, способной изменяться под воздействием внешних факторов. Поэтому исследование состава и свойств нефти — трудная задача. Успех исследования нефти в большой степени зависит от продуманного сочетания и последовательности методов ее разделения и анализа. Некоторые показатели качества нефтепродуктов непосредственно указывают на поведение их в условиях эксплуатации, однако нормируемые показатели являются лишь косвенными, но очень важными характеристиками эксплуатационных свойств продуктов. Необходимо отчетливо представлять эту косвенную взаимосвязь и те принципы, на которых основаны общие и специальные методы анализов. Вода — обычный спутник сырой нефти. Она может содержаться в нефти в виде простой взвеси, то есть в виде крупных капель и тогда легко отстаивается, либо в виде эмульсии где размер глобул воды колеблется от 0,1 до 10 мк. Образование устойчивых эмульсий, состоящих из нефти и воды, приводит к большим потерям нефти, так как при отделении воды от нефти в отстойниках часть нефти отделяется вместе с водой в виде эмульсии. Нефтяные эмульсии представляют собой дисперсные системы двух жидкостей нефти и воды , малорастворимых друг в друге. Одна жидкость диспергирована в другой в виде мелких капелек глобул. Жидкость, которая диспергирована в виде глобул, называется внутренней, или дисперсной фазой , а жидкость, в которой находится дисперсная фаза глобулы , называется внешней фазой, или дисперсионной средой. Водо-нефтяные эмульсии возможны двух типов: Глобулы дисперсной фазы имеют сферическую форму, которая обеспечивает их наименьший объем и наименьшее значение избыточной поверхностной энергии. Свободная энергия глобул дисперсной фазы способствует их слиянию коалесценции , однако в агрегативно устойчивых эмульсиях присутствуют вещества — эмульгаторы, или стабилизаторы эмульсии, которые препятствуют этому. В системах, состоящих из двух несмешивающихся жидкостей и не содержащих эмульгаторов и стабилизаторов, капли легко сливаются, и жидкости расслаиваются. Эмульгаторы адсорбируются на поверхности капелек воды, образуя адсорбционно-сольватные слои как бы защитную механически прочную пленку , которые повышают прочность поверхностных слоев, и препятствуют слиянию коалесценции капель при столкновении. Чем выше прочность этой пленки, тем труднее разрушить эмульсию. Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий определяется временем их существования и для разных нефтяных эмульсий может колебаться в широких пределах от нескольких секунд до нескольких лет. На такой огромной поверхности может адсорбироваться огромное количество стабилизирующих эмульсию веществ. Стабилизаторами нефтяных эмульсий являющихся очень устойчивыми системами могут быть асфальто-смолистые вещества. В настоящее время это доказано, и коллоидно-дисперсные и асфальто-смолистые вещества выделены из нефтяных эмульсий. Расположение молекул поверхностно-активных веществ на границе раздела фаз в водонефтяных эмульсиях:. После удаления из нефти природных эмульгаторов прочность нефтяных эмульсий резко уменьшается и их разрушить значительно легче. Нефтяные эмульсии подвержены старению: Особенно интенсивно протекает старение нефтяных эмульсии в начальный период их образования. Для замедления процесса старения и предотвращения образования устойчивых эмульсий применяют деэмульгаторы. Деэмульгатор, обладающий высокой поверхностной активностью, адсорбируется на поверхности глобул воды и препятствует образованию прочных адсорбционно-сольватных слоев. Поэтому процесс старения эмульсии после добавления деэмульгатора практически прекращается. Для наиболее полного разрушения и прекращения старения нефтяных эмульсий деэмульгатор подают в свежие эмульсии. Остановимся несколько подробнее на механизме действия деэмульгаторов. Так же как и эмульгаторы, они относятся к поверхностно-активным веществам ПАВ. В качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий изготовляют и применяют большое количество ПАВ. Деэмульгаторы обладают большей поверхностной активностью, чем природные стабилизаторы нефтяных эмульсий, и поэтому они вытесняют последние из поверхностного адсорбционного слоя глобул. Вытеснив с поверхности глобулы природные стабилизаторы, деэмульгатор образует адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, и капли при столкновении легче сливаются в более крупные, процесс разрушения эмульсии деэмульсация значительно облегчается. В качестве деэмульгаторов применяются ионогенные ПАВ которые в водных растворах диссоциируют на отрицательно и положительно заряженные ионы и неионогенные которые не образуют ионов в водных растворах. К первым относятся карбоновые кислоты и их соли, алкилсульфаты — сульфоэфиры:. Для разрушения нефтяных эмульсий чаще применяются неионогенные деэмульгаторы. Их получают присоединением оксида этилена к органическим кислотам, спиртам, аминам реакция оксиэтилирования. В результате реакции оксиэтилирования получаются соединения типа:. С увеличением n т. В нефтяной промышленности применяются как водорастворимые, так и нефтерастворимые деэмульгаторы. Последние имеют преимущество, заключающееся в том, что они, смешиваясь с нефтью, легче проникают в поверхностные слои глобул и не вымываются водой. Деэмульсация разрушение нефтяных эмульсий лежит в основе процессов подготовки нефти к переработке — обезвоживания и обессоливания. При обезвоживании разрушают природную эмульсию нефти с водой, а при обессоливании — искусственно созданную, которая образуется при смешении нефти с промывочной пресной водой. Механизм разрушения нефтяных эмульсий состоит из нескольких стадий: Соответственно задача технологов состоит в обеспечении оптимальных условий для каждой стадии этого процесса, а именно: Для совершенствования технологических приемов по обессоливанию и обезвоживанию нефтей требуется постановка дальнейших исследований по изучению условий формирования структурных единиц, взаимодействия их с глобулами воды и влияния структурных единиц на структурно-механический барьер; по выбору эффективных ПАВ — деэмульгаторов. В сырых нефтях обычно находится буровая вода, содержащая значительное количество минеральных солей, главным образом хлоридов натрия, магния и кальция, вызывающих сильную хлористо-водородную коррозию оборудования технологических установок при переработке сырья. Содержание воды и солей неорганических кислот не является физико-химической характеристикой данной нефти, а зависит от условий ее залегания, добычи и транспорта. Как в производственных, так и в лабораторных условиях наличие воды в нефти затрудняет перегонку последней, вызывая переброс — бурное вскипание воды, пары которой увлекают за собой нефть. Перед выполнением анализов нефть должна быть обезвожена. В лабораторных условиях обезвоживание нефти производят либо нагревом и отстоем, либо с помощью реагентов, поглощающих влагу, либо перегонкой. Наиболее простые и общепринятые методы обезвоживания — подогрев и отстаивани е нефти, часто с одновременной добавкой деэмульгатора. Для этой цели пробу сырой нефти в лаборатории переливают в делительную воронку. Измеряют объем эмульсии, добавляют деэмульгатор, нагревают в термостате и отделяют отстоявшуюся свободную воду, измерив ее объем. При расслоении эмульсии в резервуарах скорость расслоения выражается формулой:. Из оставшейся в делительной воронке нефти отбирают необходимое количество , 50, 25, 10 мл ее и определяют количество оставшейся воды методом Дина и Старка на аппарате АКОВ по ГОСТ Затем, проделав необходимые расчеты, определяют общий массовый процент воды в сырой нефти. Если после подогревания и отстоя нефть все еще содержит воду, к ней прибавляют осушители — свежепрокаленную поваренную соль, хлористый кальций, сульфат натрия и др. Иногда для экономии времени при контроле технологического процесса подготовки нефти используют метод центрифугирования. В случае расслоения эмульсии в центрифуге процесс ускоряется значительно и длится 20 минут, так как вместо ускорения свободного падения g действуют центробежные силы. Определить объемный процент воды в сырой нефти методом центрифугирования. Наливают в четыре центрифужные пробирки до верхней метки 10 мл. Пробирки помещают в центрифужные гнезда, расположенные диаметрально. Закрывают центрифугу, включают в сеть. Время центрифугирования 3 минуты. Открывают центрифугу после полной остановки ротора. В какой пробирке полностью прошло разрушение эмульсии? В остальных увеличивают содержание деэмульгатора на 2 капли. Данные занести в таблицу. Определить массовый процент воды в нефти методом Дина и Старка по ГОСТ Это наиболее распространенный и достаточно точный метод определения количественного содержания воды в нефтях и нефтепродуктах. Он основан на азеотропной перегонке пробы нефти или нефтепродукта с растворителями и применяется во многих странах. В нашей стране определение воды по этому методу проводят по ГОСТ Пробу нефти тщательно перемешивают встряхиванием в склянке в течение 5 мин. Из перемешанной пробы нефти или нефтепродукта берут навеску г в чистую сухую, предварительно взвешенную стеклянную колбу 1. Затем в колбу 1 приливают мл растворителя и содержимое перемешивают. Маловязкие нефтепродукты допускается брать в колбу по объему. В этом случае мерным цилиндром отмеряют мл испытуемого нефтепродукта и выливают в колбу 1. Затем этим же цилиндром отмеряют мл растворителя и также выливают в колбу. Для равномерного кипения в колбу бросают несколько стеклянных капилляров или несколько кусочков пемзы или фарфора. Колбу при помощи шлифа присоединяют к отводной трубке приемника-ловушки 2 , а к верхней части приемника-ловушки на шлифе присоединяют холодильник 3. Приемник-ловушка и холодильник должны быть чистыми и сухими. Во избежание конденсации паров воды из воздуха верхний конец холодильника необходимо закрыть ватой. Включить приток холодной воды в кожух холодильника. Содержимое колбы нагревают с помощью колбонагревателя или на электрической плитке. Перегонку ведут так, чтобы из трубки холодильника в приемник-ловушку падали капли в секунду. Нагрев прекращают после того, как объем воды в приемнике-ловушке перестанет увеличиваться и верхний слой растворителя станет совершенно прозрачным. Продолжительность перегонки должна быть не менее 30 и не более 60 мин. Если на стенках трубки холодильника имеются капельки воды, то их сталкивают в приемник-ловушку стеклянной палочкой. После охлаждения испытуемого продукта до комнатной температуры прибор разбирают. Если количество воды в приемнике-ловушке не более 0,3 мл и растворитель мутный, то приемник помещают на мин в горячую воду для осветления и снова охлаждают до комнатной температуры. После охлаждения определяют объем воды в приемнике-ловушке. За результат испытания принимают среднее арифметическое результатов двух определений. Расхождение между двумя параллельными определениями содержания воды не должны превышать одного верхнего деления занимаемой водой части приемника-ловушки. Какие группы нормативных документов используются при физико-химическом анализе нефти и нефтепродуктов. Вычислите скорость седиментации уравнение Стокса эмульсии типа вода в нефти, если известна относительная плотность нефти, её кинематическая вязкость и радиус мицеллы:. Плотность — не основной параметр для оценки качества нефтепродуктов и лишь в известной степени характеризует их состав, однако она имеет большое практическое значение при определении качества нефтей и нефтепродуктов по объему при учетно-расчетных операциях. Учет количества в объемных единицах не совсем удобен, так как объем жидкости зависит от температуры, которая может изменяться в широких пределах. Зная объем и плотность, можно при отпуске, приме и учете нефти и нефтепродуктов выражать их количество в массовых единицах. Плотность входит составной частью в различные константы, характеризующие химический состав и свойства нефтепродуктов. Для некоторых продуктов — топлив для реактивных двигателей, мазутов, газотурбинных топлив, осветительных керосинов, бензинов-растворителей, авиационных и дизельных масел — плотность является нормируемым показателем. Плотностью называется количество покоящейся массы, заключенной в единице объема. Удельный вес нефти - отношение веса нефти к его объему. Плотность вещества и его удельный вес часто численно совпадают, однако нельзя забывать, что физический смысл этих величин различен. Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе, выраженном формулой Менделеева:. Экспериментально плотность нефти нефтепродукта определяют одним из трех стандартных методов: Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а наиболее точным — пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы. Определение относительной плотности нефти и нефтепродуктов производится пикнометрическим методом с использованием пикнометров типа ПЖ-1, ПЖ-2, ПЖ-3 ГОСТ по ГОСТ Метод основан на определении отношения массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество растворенных веществ в ней. Плотности последовательных фракций нефти плавно увеличиваются. Плотность узких фракций нефти зависит также от химического состава. Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает для представителей разных классов в следующем порядке: Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов. Для некоторых нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества, она входит также составной частью в различные комбинированные константы и расчетные формулы. Определить относительную плотность смеси, состоящую из трех компонентов:. Для решения задачи все параметры переводим в систему СИ: D - разность между и взятым значением плотности по шкале ареометра таблицы ГОСТ Какой из методы определения плотности нефти и нефтепродуктов является самый точным, какой — самым быстрым? Практическое применение плотности нефти и нефтепродуктов при приемо-сдаточных операциях при определении типа нефти. Определение численности населения II. Определение годового расхода газа на коммунально-бытовые нужды IV. Обязанности отдела содержания общежитий А. Более конкретное определение Былины мифологического содержания. Последнее изменение этой страницы: Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии. Определение содержания воды в нефти Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 Следующая. Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 Следующая. Если по одному из показателей плотности или выходу фракций нефть относится к типу с меньшим номером, а по другому - к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером.
Как избавиться от синяков после биоревитализации
Как правильно качать нижний пресс
Сколько идет из германии в россию
Сильно болит суставв плечечто делать
Как замесить тесто миксером