Определение содержания солей в нефти. Содержание солей в нефти


Требования к содержанию воды и солей в нефти

    Нефть, доставляемая нефтеперерабатывающим предприятиям и предназначенная для переработки, должна отвечать требованиям ГОСТ 9965—76, где нормируются четыре показателя качества нефтей массовая доля воды, % содержание хлористых солей, мг/дм массовая доля механических примесей, % давление насыщенных паров при температуре нефти в пункте сдачи, Па. [c.211]     Требования к содержанию воды и солей в нефти [c.4]

    Как известно, ГОСТ 9965—62 Нефть, поставляемая с промыслов для переработки. Технические требования утвержден Комитетом стандартов мер, измерительных приборов при Совете. Министров СССР 23 января 1962 года, В дальнейшем по согласованию с Миннефте-промом и Миннефтехимпромом СССР Комитет стандартов СССР внес Б него ряд дополнений и установил 4 группы нефтей. Первая группа нефти соответствует всем требованиям ГОСТ 9965—62. Поставка нефтей второй, третьей и четвертой групп разрешается с отступлением от ГОСТ 9965—62 по содержанию хлористых солей и воды. [c.12]

    ВНИИНП считает [1, 2], что для обеспечения глубокого обессоливания нефти (до 1—3 мг/л) содержание хлоридов в промывной воде, подаваемой на последнюю ступень ЭЛОУ, не должно превышать 300 мг/л (в расчете на хлористый натрий). Такое требование к качеству промывной воды вызвано тем, что в обессоленной нефти всегда остается некоторое количество воды, а вместе с ней и солей. Вполне очевидно, что при остаточном содержании воды в обессоленной нефти 0,1—0,2% остаточное содержание солей в нефти, в случае подачи воды с концентрацией хлоридов 300 мг/л, будет на 0,3—0,6 мг/л выше, чем в случае подачи воды, не содержащей хлоридов. При существующей жесткой норме остаточных солей в нефти такое повышение их содержания, обусловленное присутствием солей в самой воде, следует считать предельным. [c.10]

    Содержание солей в нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, обычно составляет 500 мг/л, а воды —в пределах 1 % (масс.). На переработку же допускаются нефти, в которых содержание солей не превышает 20 мг/л и воды 0,1 % (масс.). Требования к ограничению содержания солей и воды в нефтях постоянно возрастают, так как только снижение содержания солей с 20 до 5 мг/л дает значительную экономию примерно вдвое увеличивается межремонтный пробег атмосферно-вакуумных установок, сокращается расход топлива, уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов. [c.8]

    По такой схеме (рис. 5.67) сточные воды нефтеперерабатывающих заводов подвергаются механической очистке от нефтепродуктов и взвешенных веществ. Остаточное содержание нефтепродуктов в воде после этой очистки составляет 30 мг/л, количество взвешенных веществ не превышает 30 мг/л. Дальнейшая очистка воды производится биохимическим методом с применением высоконагружаемых аэротенков с механической системой аэрации и совмещенных со вторичными отстойниками. Эффект очистки на этом сооружении по БПКполн достигает 90% (остаточная БПКполн 20 мг/л), содержание нефтепродуктов 5 мг/л, взвешенных веществ до 25 мг/л, солей до 800 мг/л. В связи с высоким содержанием солей в очищенной воде 50% всей воды подвергается обес-соливанию с доведением солесодержания в общем потоке до 560 мг/л, что отвечает требованиям, предъявляемым к качеству воды, которая применяется в технологическом процессе переработки нефти. [c.612]

    Учитывая явное преимущество комбинирования установок ЭЛОУ и АВТ, на некоторых нефтеперерабатывающих заводах была создана технологическая и энергетическая связь между установками электрообессоливания и АВТ. На комбинированной установке при жестком соединении системы к работе блока ЭЛОУ предъявляют весьма серьезные требования. При нарушении режима в блоке ЭЛОУ на атмосферную часть установки может начать поступать нефть с содержанием воды и солей больше, чем предусматривается нормами. Поэтому в последующих проектах этих установок в случае некачественного обессоливания предусмотрен вывод сырой нефти с установки после дегидраторов. [c.97]

    Жесткость соединения системы предъявляет весьма серьезные требования в работе ЭЛОУ. В случае нарушения режима в атмосферную часть установки может поступать нефть с содержанием воды н солей больше, чем предусматривается нормами. [c.54]

    Стабильный газовый конденсат, поставляемый на нефтеперерабатывающие заводы, должен соответствовать требованиям ОСТ 5165-80 (табл. 1-5). Один из основных нормативов качества - давление насыщенных паров, показатель, характеризующий наличие низкокипящих углеводородов (пропана, бутана), которые при транспортировке и хранении испаряются, чем создают пожарную опасность, приводят к увеличению потерь и загрязнению атмосферы. Повышенное содержание воды и солей приводит к интенсивной коррозии оборудования и увеличивает транспортные издержки. Газовые конденсаты и нефти в своем составе содержат различные соединения, нафтеновые кислоты и т.д. [c.22]

    Нефтяные кислоты и их соли. Нефтяные кислоты, в основном нафтеновые, содержащиеся в некоторых нефтях, выделяют при щелочной очистке топливных и масляных дистиллятов в виде натриевых солей (мыл) и применяют для изготовления мылонафта, асидола и асидола-мылонафта. Мылонафт (содержание нефтяных кислот 43%) представляет собой смесь натриевых мыл нефтяных кислот, минерального масла и воды. Асидол (содержание нефтяных кислот 42—50%) состоит из нефтяных кислот с примесью минерального масла, а асидол-мылонафт (содержание нефтяных кислот 67—70%) является смесью свободных нафтеновых кислот и их натриевых мыл. Все эти продукты применяют в качестве заменителей жиров при изготовлении технических мыл, так как они обладают хорошими эмульгирующими и пенообразующими свойствами их используют также в текстильной промышленности при крашении, для пропитки древесины с целью предохранения ее от гниения, как сиккативы (ускорители высыхания) и для некоторых других целей. Общим требованием к этим продуктам является минимальное содержание в них минеральных масел. [c.46]

    Для обеспечения глубокого обессоливания нефти (до 3 мг/л) содержание хлоридов в подаваемой на ЭЛОУ воде не должно превышать 300 мг/л (в пересчете на хлористый натрий). Такое требование к качеству промывной воды вызвано тем, что в обессоленной нефти всегда остается некоторое количество воды, а вместе с ней и солей. [c.48]

    Разработанная к этому времени нормативная документация на нафталанскую нефть состояла из новой Фармакопейной статьи [62], в которой, по существу был продлен срок действия предьщущих стандартов и технологического регламента на процесс подготовки природной продукции Нафталанского специализированного промысла [63], в основе которого оставались прежние требования на промышленную нефть. В соответствии с нормами допускалось использование легкой нафталанской нефти, при поставке которой потребителю контролировали только содержание эмульсионной воды, хлористых солей и механических примесей. [c.37]

    АРИМёЧаНйё 3 тех случаях, когда заданием на проектирование, з виде исключения предусмотрено обессоливание на НПЗ, нефть с промыслов должна подводиться с содержанием воды не более и солей не более 500 мг/л, в соответствии с расчетными требованиями типовых установок. [c.7]

    Кроме того, перед поступлением на установки первичной перегонки нефти необходимо тщательно обезвоживать и обессоливать. Эти процессы проводят обычно и на промыслах, и на заводе. В свежеполученную нефть, которая представляет собой эмульсию, вводят деэмульгатор, что прекращает старение эмульсии и способствует более полному обезвоживанию и обессоливанию. Так, ро-машкинскую нефть, подготовленную на промысле в соответствии с требованием ГОСТ 9965—62 (с содержанием воды 0,2% и солей 40 мг/л) обессоливают, например на Полоцком НПЗ, до остаточного содержания солей 3—5 мг/л. Высокопарафинистая мангыш-лакская нефть, не обработанная эффективным деэмульгатором на промысле, с трудом обессоливалась на Новокуйбышевском и Волгоградском НПЗ до остаточного содержания солей 30—40 мг/л. Будучи хорошо подготовленной, эта нефть на тех же заводах обессоливается до остаточного содержания солей 10—15 мг/л и менее. [c.7]

    В книге Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения изложены современные требования к нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие заводы, по содержанию в ней воды п солей. Приведены теоретические основы образования, а также физико-химические свойства эмульсий, образующихся при добыче нефти и ее обессоливанин на нефтеперерабатывающих заводах. [c.2]

    Эффективность деэмульгатора определяется интенсивностью разрушени [ эмульсии и характеризуется расходом деэмульгатора, качеством подготовленной нефти (содержанием в ней солей, воды и механических примесей), а также минимальной температурой процесса и его продолжительностью. Применяемые деэмульгаторы должны обладать рядом свойств и удовлетворять основным требованиям, среди которых можно выделить следующие [110) обладать достаточной поверхностной активностью, хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии, быть инертными к металлам, сохранять свои свойства при изменении условий протекания процессов (температура, давление), не влиять на качество нефти, быть недорогими и универсальными. [c.111]

chem21.info

Содержание солей в нефти - Справочник химика 21

    Снижение содержания солей в нефти позволяет резко уменьшить подачу на АВТ соды и щелочи, а для западно-сибирских нефтей — прекратить их подачу полностью. Это даст возможность значительно снизить концентрацию остаточной щелочи и солей в гудронах— сырье для установок термического крекинга и коксования, что, в свою очередь, приведет к уменьшению отложений кокса в печных трубах установок термокрекинга и замедленного коксования. [c.199]     Содержание солей в нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, обычно составляет 500 мг/л, а воды —в пределах 1 % (масс.). На переработку же допускаются нефти, в которых содержание солей не превышает 20 мг/л и воды 0,1 % (масс.). Требования к ограничению содержания солей и воды в нефтях постоянно возрастают, так как только снижение содержания солей с 20 до 5 мг/л дает значительную экономию примерно вдвое увеличивается межремонтный пробег атмосферно-вакуумных установок, сокращается расход топлива, уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов. [c.8]     Расчет для схемы 2. Содержание солей в нефти по ступеням равно [c.17]

    В воде FeS нерастворим поэтому, накапливаясь на поверхности металла, сернистое железо играет до некоторой степени роль защитной пленки, предотвращающей дальнейшую коррозию. При взаимодействии FeS с соляной кислотой пленка превращается в хлорное железо, легко растворимое в воде. Наличие соляной кислоты способствует обнажению чистого металла, и его коррозия возрастает. Поэтому содержание солей в нефтях, выделяющих при переработке h3S, особенно опасно. Следовательно, сернистые нефти необходимо предварительно полностью обессоливать. Хлориды способствуют увеличению образования сероводорода при перегонке примерно в 2—3 раза. Сероводород (HgS) крайне ядовитый газ, вызывающий отравление обслуживающего персонала и загрязнение атмосферного воздуха. [c.10]

    Рассматривая общий случай многоступенчатой промывки, принимаем для упрощения расчетов следующие условия и допущения исходное содержание воды в нефти, а также остаточное ее содержание после каждой ступени 0,1% (об.) пресная вода (В, %) подается только на последнюю ступень, а на каждую из предыдущих - вся дренажная вода с последующей ступени в нефти нет кристаллических солей, все хлориды растворены в эмульсионной воде на всех ступенях промывная вода интенсивно перемешивается с нефтью, что обеспечивает выравнивание солености всех капель воды содержание солей в нефти (в мг/л) после последней ступени Со перед нею С1 перед второй ступенью, считая с последней, С2 перед третьей - Сз и т. д. содержание солей в нефти перед и ступенями С . [c.67]

    В результате глубокого обессоливания нефти на ряде нефтеперерабатывающих заводов содержание солей в нефти не превышает 20 мг/л. Однако необходимо, чтобы содержание солей в поступающих на переработку нефтях было не более 5 мг/л. Этому препятствует плохая подготовка нефти на нефтепромыслах. На нефтезаводы из промыслов нефть поступает в виде постаревшей эмульсии, содержащей 1000—4000 мг/л солей и более. Правильнее было бы проводить первичное обессоливание на промыслах до содержания в них солей не более 40 мг/л. Значительно улучшить качество обессоливания нефти на нефтезаводских электрообессоливающих установках можно повышением температуры обессолива- [c.21]

    Фильтровальные колонны в основном применяют там, где нефтяные эмульсии уже разрушены, но капли воды все еще держатся во взвешенном состоянии и не оседают на дно. Эффективность фильтровальных колонн высокая. Так, например, в колонне с тремя слоями насадки из стекловаты удалось снизить содержание солей в нефти с 582 до Ю мг/л. Существенным недостатком метода фильтрования являются сравнительно быстрая засоряемость фильтрующей [c.180]

    Содержание солей в нефти Сем (г/м ) определяется по формуле [c.11]

    На промысле нефть подвергается обезвоживанию при неизменной концентрации солей в воде (без разбавления пресной водой) содержание воды уменьшается с 5—50 до 0,5—10% (масс.). Как следует из уравнения (1.1), при этом пропорционально снижается и содержание солей в нефти. Нефть, поступающая с промыслов на нефтеперерабатывающие заводы, должна соответствовать нормативам, приведенным в табл. 1.1. В СССР более 60% нефтей соответствует группе I. [c.11]

    Если допустить идеальное смешение воды, содержащейся в нефти, с добавляемой пресной водой, содержание солей в нефти после электрообессоливания Сн (мг/л) будет равно [c.12]

    Между содержанием солей в нефти Сс.и (г/м ) и содержанием солей в промывной воде Сс.пр (г/м ) существует такая зависимость  [c.16]

    В качестве примера в табл. 10 приведены рассчитанные по выражениям (40) и (41) количества воды, которые необходимо подавать на каждую ступень и на всю установку, а также содержание солей в нефти по ступеням при разном их числе. [c.62]

    Из приведенных в таблице данных видно, что при одной ступени обессоливания расчетное количество промывной воды превышает 6%. При двух ступенях расчетное количество воды резко сокращается - до 0,7% на ступень и до 1,4% на всю установку. При трех ступенях расчетный расход уменьшается соответственно до 0,3 и 0,9%. При дальнейшем увеличении числа ступеней расход продолжает снижаться, но в меньшей степени. Из приведенного следует, что расчетные количества воды в основном обусловлены начальным и конечным содержанием солей в нефти и числом ступеней обессоливания. Чем больше ступеней, тем меньше расход воды [c.62]

    Содержание солей в нефти после ввода смеси [c.65]

    В гораздо более широких пределах колеблется содержание солей в нефти после ввода в нее смеси пресной и рециркулируемой воды. Как следует из формулы (4.46) при Р = О величина Сц см > при Р = 5 величина С . см = 2Сх - Со и при Р->-°° величина Сн. см [c.66]

    Для более наглядного представления о том, как изменяется содержание солей в нефти после ввода рециркулируемой воды в зависимости от соотношения количеств этой воды Р и вновь подаваемой пресной воды В, пренебрегаем в формуле (46) величиной Со с учетом того, что Со С1,тогда [c.66]

    Из таблицы видно, что при ограниченном количестве пресной воды лучше подавать всю воду на вторую ступень, используя дренажную воду этой ступени для промывки нефти в первой ступени, чем распределять пресную воду на обе ступени. Например, если подавать на вторую ступень 1% пресной воды, а на первую дренажную воду со второй, то содержание солей в нефти по установке снизится в 110 раз. Если на обе ступени подавать по 1% пресной воды, то результат хотя и будет лучше, но ненамного. Если же все 2% пресной воды подавать только на вторую ступень, а на первую - лишь дренажную воду со второй, то содержание солей снизится [c.69]

    Отношение содержаний солей в нефти [c.70]

    Для определения соотношения содержания солей в нефти, поступающей в две смежные ступени, С и С 1 преобразуем соответственно формулу (56) [c.71]

    На рис. 18 приведены различные варианты схем трехступенчатой промывки нефти водой. Из сопоставления солености дренажных вод при разных вариантах промывки видно, что во втором варианте во всех ступенях она соответственно почти такая же, как в первом, а в третьем варианте — всего в 2 раза выше. Как видно из рисунка, во всех случаях эта соленость в десятки раз ниже, чем соленость поступающей с нефтью воды, составляющей перед первой ступенью 100000 мг/л, перед третьей 10 ООО мг/л. Следовательно, эта вода вполне пригодна для повторного использования. Таким образом, многократное повторное использование воды, включающее ее возврат со ступени на ступень и рециркуляцию воды внутри ступеней, позволяет существенно сократить расход пресной воды и количество стоков ЭЛОУ, обеспечивая при этом обильную промывку нефти водой, необходимую для достижения эффективной работы всех ступеней установки. При такой схеме промьшки нефти расход пресной воды составляет всего 1—3% в зависимости от исходного содержания солей в нефти и числа ступеней обессоливания. [c.73]

    Из сопоставления этих двух зависимостей следует, что в начальных ступенях, где pH дренажных вод имеет более высокое значение, существенно снижается содержание солей в нефти, в следующих же ступенях, где pH становится весьма низким, содержание солей практически не снижается. [c.80]

    Расход щелочи, г/т Содержание солей в нефти, мг/л [c.92]

    Минерализация, или соленость воды, добываемой вместе с нефтью, измеряется количеством сухого вещества, остающегося после выпарки 1 л воды. Соленость нефтей выражается в миллиграммах хлоридов (в пересчете на Na l), приходящихся на 1 л сырья, и зависит от степени минерализации пластовой воды и содержания ее в нефти. В восточных районах СССР нефти характеризуются значительно более высокой минерализацией, чем нефти Азербайджана и Грозного. Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающий завод, должно быть не более 50 мг/л, а в нефти, направляемой на перегонку, — не более 5 мг/л. [c.177]

    При нормальной работе установки остаточное содержание воды в нефти после каждой ступени обессоливания, как правило, должно быть не выше 0,1%, для некоторых нефтей - не выше ,7%, а в отдельных слу- чаях - не выше 0,3%. При этом содержание солей в нефти в случае полного выравнивания солености всех капель подаваемой в нефть и содержащейся в ней воды должно было бы в соответствии с ранее выведенной формулой (61) снизиться во столько раз, во сколько количество подаваемой воды превышает количество содержащейся в нефти воды. Фактически же, как уже упоминалось, это снижение всегда меньше. Однако при правильном подборе всех параметров технологического режима промывки нефти степень ее обессоливания в каждой ступени должна быть не ниже 70-90%. [c.109]

    Содержание солей в нефти, мг/л [c.111]

    Щелочь необходимо подавать и после ЭЛОУ для нейтрализации солей кальция и магния, расход ее регулируют в зависимости от концентрации хлоридов в обессоленной нефти и в конденсатной воде на АВТ, если их концентрация выше 30 мг/л, то увеличивают расход щелочи и пара. При остаточном содержании солей в нефти ниже 10 мг/л расход щелочи обычно составляет 1-5 г/т нефти. Для улучшения диспергирования в сырой нефти щелочь подают в виде 1-4 ного водного раствора. [c.140]

    Во всех вариантах на вторую ступень электродегидраторов подавали холодную воду, на первую ступень — воду, дренируемую из дегидраторов второй ступени. Во всех трех случаях на первой ступени содержание солей уменьшалось до 200—400 мг л. Однако при однократной подаче ОЖК содержание солей в нефти после второй ступени составляло 127 мг л, при двукратной снижалось до 63 мг л. При трехступенчатом обессоливании содержание остаточных солей в нефти то же, что и прп двухступенчатой обработке. [c.155]

    Из (3.4) и (3.6) видно, что предельное остаточное содержание солей в нефти прямо пропорционально средней концентрации солей в пластовой воде Со и остаточному количеству воды в нефти И вых (или и 1,ых). Средняя концентрация солей в пластовой воде нефтей СССР изменяется от нескольких сот миллиграмм на 1 л при однопроцентной обводненности (нефти Тюмени) до нескольких тысяч миллиграмм на 1 л (нефти Волго-Уральской области). Современные конструкции обессоливающих аппаратов при правильном введении процесса обеспечивают количество остаточной воды в нефти обычно не более 0,2%. Для наглядности на рис. 3.2 и 3.3 приведены зависимости предельных содержаний остаточных солей в нефти при одноступенчатом и двухступенчатом обессоливании, рассчитанные по соотнощениям (3.4) и (3.6) [c.48]

    Остаточное содержание солей в нефти при одноступенчатой схеме обессоливания для рассматриваемой модели неполного смешения [c.49]

    Описанная схема моделирует одноступенчатое обессоливание смешение происходит в путевом нефтепроводе, а вода отделяется в резервуаре. Поэтому предельное остаточное содержание солей в нефти при такой схеме обессоливания определяется соотношением (3.3). [c.58]

    Допустим, что в нефти перед очередной ступенью содержится С мг/л солей и 0,1% воды до и после ступени. Чтобы обеспечить 9С%-ную степень обессоливания, т. е. снизить содержание солей в нефти до 0,1 С, требуется при идеальном перемешивании 0,9% пресной воды. При этом соленость исходной воды составляет 1000 С мг/л, а соленость воды в нефти после разбавления исходной воды промьшной, а также соленость остаточной и дренажной воды 100 С мг/л. [c.64]

    Рассмотрим более общий случай одноступенчатой промьшки нефти с рещ1ркуляцией воды, когда не обязательно достигается выравнивание солености всех капель воды, а количество подаваемой в нефть пресной воды может быть различным. Для упрощения расчетов принимаем, что в нефти нет кристаллических солей (все хлориды растворены в поступающей с ней эмульсионной воде) и что содержание воды в нефти до и после промывки составляет 0,1%. Тогда, если исходное содержание солей в нефти С, мг/л (рис. 16) остаточное - после промьшки Со мг/л, количество вновь подаваемой в нефть пресной воды В, % и рециркулируемой Р, %, получаем следующие зависимости  [c.64]

    При Р, равном 26, ЪВ и АВ это соотношение составит соответственно 3, 4, 5 и т. д., т. е. содержание солей в нефти возрастает в 3,4, 5 раз и т. д. Поэтому количество рециркулируемой воды не должно значительно пре-вьш1ать количество пресной воды. [c.66]

    Если пренебречь Са1С , поскольку Со Сп, то выражение (55) приобретает вид выражения (54), откуда следует, что соотношение содержания солей в нефти до и после любой ступени, работающей на дренажной воде нз последующих ступеней, всего на единицу меньше, чем в последней ступени, работающей на пресной воде, т. е. что эти соотношения во всех ступенях практически одинаковы, несмотря на различную соленость промывной воды. Эти выводы подтверждены конкретными расчетами для двухступенчатой схемы (табл. 11) при различных значениях В. [c.69]

    Из таблицы следует, что при обессоливанин ромашкинской нефти в три ступени без подачи в нее нефтепродуктов кислотного характера pH дренажных вод всех ступеней составляет 7,8-8,1 остаточное содержание солей в нефти 3 мг/л. Степень обессоливания нефти с нефтепродуктами (100 г/т) была весьма низкой даже после седьмой ступени в нефти оставалось 11 мг/л солей. При этом величина pH дренажных вод всех ступеней была низкой. При подаче на седьмую ступень 30 г/т щелочи pH водной фазы возрастало до 9,4, а содержание остаточных солей резко снизилось до 3 мг/л. [c.85]

    Расход эффективного деэмульгатора на ЭЛОУ должен составлять 5-10 г/т нефти для выборалптнмального расхода деэмульгатора необходимо удостовериться в том, что увеличение его концентрации приводит к снижению содержания солей в нефти, и проконтролировать концентрацию нефтепродуктов в сточной воде. [c.139]

    Рассматривая 5вых и Wвыx как параметры сырья для II ступени, получим следующее соотношение для остаточного содержания солей в нефти после II ступени [c.54]

    В 1969 г. было обследовано пятнадцать электрообессоливающих установок на семи заводах страны, перерабатывающих нефти Волго-Уральской области. Работу проводили с целью получения статистических оценок влияния на степень обессоливания технологических режимов процессов, качества поступающих нефтей, применения различных типов деэмульгаторов, конструктивных особенностей установок и др. Обследование проводили на основе данных, которые были взяты из режимных листов установок и вахтенных журналов. Для всех установок [76 ] получены зависимости остаточного содержания солей в нефти от 5вх при условии, что все технологические параметры поддерживались постоянными. Наиболее характерные из полученных зависимостей приведены на рис. 3.10 и 3.11. Данные с наименьшим содержанием солей в сырой нефти были получены на ЭЛОУ-5 Саратовского НПЗ и на ЭЛОУ-3 УНПЗ им. XXИ съезда КПСС (см. рис. 3.11 и 3.12). [c.55]

chem21.info

Определение содержания солей в нефти

    Определение содержания хлор-иона в нефти по ГОСТ 240-94 заключается в экстрагировании хлористых солей из раствора нефти в бензоле (1 1) горячей водой и титровании водной вытяжки раствором азотнокислой ртути. Уравнение реакции для одного из хлоридов, например, хлористого натрия, запишется следующим образом  [c.74]     ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ХЛОРИСТЫХ СОЛЕЙ В НЕФТЯХ [c.602]

    Содержание воды, солей и механических примесей в нефти важно знать также для определения количества, чистой нефти при приемосдаточных операциях. [c.160]

    Для определения содержания солей в потоке находят применение приборы типа АСН. Действие приборов основано на том, что отбираемую на технологической линии пробу нефти определенного объема (150 мл/час) перемешивают с десятикратным объемом дистиллированной воды при 90-95 °С. При этом соли полностью вымываются из нефти. Затем эмульсия расслаивается и измерением электропроводности полученной воды (водной вытяжки) определяет содержание солей. [c.76]

    В лаборатории исследуют качество нефти, поступающей иа перегонную установку, и продукции, уходящей с установки. При анализе нефти определяют ее плотность, содержание солей, воды, светлых фракций. Анализ бензиновых фракций состоит в определении октанового числа, наличия или отсутствия активных сернистых соединений (проба на медную пластинку). Проводят также фракционную разгонку бензина. Для средних дистиллятов — керосиновой и дизельной фракции — анализируют фракционный состав, вязкость, температуры вспышки, застывания или помутнения. [c.157]

    Спектральный метод определения содержания солей в нефти — метод атомно-адсорбционной спектрометрии. В атомно-адсорбционных спектрофотометрах используют [c.33]

    Качество продуктов контролируется и регулируется анализаторами качества, которые включены в систему регулирования. Назначение анализаторов качества автоматическое определение вязкости, температуры вспышки, начала кипения светлых нефтепродуктов, определение содержания соли в воде и воды в нефти, определение фракционного состава, плотности. Существуют также следующие приборы хроматограф промышленный автоматический, газоанализатор оптико-акустический для автоматического определения содержания (в %) окиси углерода, газоанализатор магнитно-электрический для автоматического определения содержания (в %) кислорода прибор для определения вязкости нефтепродукта на потоке. [c.222]

    Рассматриваемый метод неводного потенциометрического объемного титрования хлоридов может служить основой для создания различных полуавтоматических и автоматических лабораторных и промышленных титрующих анализаторов для определения содержания солей в нефти. Ниже описаны лишь возможные варианты автоматических промышленных анализаторов. Они могут быть непрерывно-циклического, непрерывно го и периодического действия. [c.30]

    Не менее важное внимание уделяется вопросам предотвращения коррозии ректификационных колонн, так как стоимость колонн составляет значительную часть стоимости всего оборудования установки. Кроме того, демонтаж и последующий монтаж промышленных колонн весьма трудоемок. Основными мероприятиями по защите колонн высокопроизводительных установок от коррозии являются снижение содержания солей в перерабатываемых нефтях до 2—3 мг/л и подача в колонну вместе с нагретым сырьем раствора кальцинированной и каустической соды, а также подача в верхнюю часть колонн аммиачной воды с соответствующими ингибиторами. Концентрация содо-щелочного раствора и аммиачной воды тщательно контролируется и не должна превышать допустимых пределов, определенных технологическим регламентом. [c.47]

    ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ СОЛЕЙ В НЕФТИ [c.60]

    Для определения содержания солей в товарной нефти раз- [c.179]

    В Советском Союзе концентрацию солей в нефти определяют по ГОСТ 21534-76, который предусматривает два варианта, потенциометрическое титрование нефти и экстракция солей из нефти водой с последующим ее титрованием. Стандарт СЭВ 2879-81 тоже устанавливает два метода определения хлоридов в нефти метод А предназначен для определения хлоридов титрованием водного экстракта и метод Б - для определения содержания хлоридов более 10 мг/л - неводное потенциометрическое титрование образца нефти. Сущность методик такая же, как и в ГОСТ 24534-76. [c.142]

    Специальными методами определяются константы, нормируемые только для определенной, более узкой группы нефтепродуктов к таким константам относятся содержание солей и фракционный состав нефтей, фракционный состав и упругость паров топлив, температуры каплепадения и пенетрации консистентных смазок, стабильность масел и др. [c.150]

    Для определения соотношения содержания солей в нефти, поступающей в две смежные ступени, С и С 1 преобразуем соответственно формулу (56) [c.71]

    Вначале рассмотрим работу одной ступени обессоливания. Если на вход -й ступени обессоливания поступает нефть, содержащая 1/вх воды и 5вх солей, то, обобщая результаты гл. IV, можно записать следующее уравнение для определения остаточного содержания солей в подготовленной нефти [c.143]

    В этой таблице — исходное содержание солей в нефти, определенное по методике ГОСТ 2401—62 5 и — соответственно коли- [c.149]

    Согласно теории процесса смешения, экспериментальная методика определения эффективности работы любого устройства для смешения пластовой и промывочной воды должна основываться на измерении количества (или доли), мелких капель пластовой воды, которые при движении через это устройство не коалесцируют с промывочной водой. Экспериментально удобнее определять не количество мелких капель, а содержание солей в этих каплях. Практически это можно сделать следующим образом. Отберем две одинаковые по объему пробы нефти в начале и в конце смесительного устройства и проведем обезвоживание этих проб путем длительного отстаивания. Количество солей, которое будет удалено из исходной эмульсии в этих пробах вместе с дренажной водой, равно [c.157]

    Анализатор, показывающий положение измеряемого параметра (содержания солей в нефти) относительно контрольной величины. Этот прибор вместо автоматической бюретки имеет дозатор титранта. Отклонение параметра определяют по вели-чение э. д. с. электродов. Титрант можно заранее добавлять в определенной пропорции к растворителю, тогда дозатор титранта не нужен. Однако этот способ едва ли имеет преимущество, так как требует точной дозировки растворителя и специального дозатора промывной жидкости., который усложняет эксплуатацию прибора. [c.33]

    При содержании в нефти хлористых со [ей более 5000 мг на 1 л нефти для определения солей отбирают образец 10 мл. [c.603]

    А. Эйгенсон и др. [309] предложили способ определения солей в нефтях по электропроводности водной вытяжки. В разработанном ими способе полную отмывку солей при содержании их в нефти до 300 мг л проводят однократной промывкой нефти десятикратным объемом воды при 10-минутном перемешивании с несколькими кусочками фильтровальной бумаги. В ЦЗЛ Омского НПЗ установлено, что полная отмывка солей однократной вытяжкой для нефтей с содержанием солей до 500 мг л получается при соотношении вода —нефть 40 1. Эмульсии расслаиваются быстро без фильтровальной бумаги. [c.604]

    Из второй серии опытов был определен оптимальный расход. реагента АНП-2. Испытания были начаты с высокого расхода—465 г/т нефти, который по результатам первой серии опытов гарантировал получение качественной нефти. Далее расход реагента был снижен до 408 г/г, а затем до 266 г/т. При таких расходах реагента АНП-2 была получена качественная нефть содержание солей в обработанной нефти составляло 429 и 210 г/т. В процессе ра- [c.193]

    В сопутствующей нефти воде присутствуют катионы и анионы неорганических кислот. Их общее содержание оценивается по количеству хлор-аниона. После определения содержания хлора производится расчет количества ЫаС1, допуская, что хлор-иону сопутствует только ион натрия. Таким образом, цифра, например, 3 мг л солей, относится к количеству ЫаС1, определенному по вышеуказанной методике. Чем выше соленость воды, тем выше величина показателя общее содержание солей, мг/л в нефти. Уменьшение содержания солёной воды в эмульсии нефть/вода уменьшает абсолютное количество солей, но концентрация солей в воде не изменяется. Промывка нефти пресной водой разбавляет пластовую воду. При последующем разделении новой нефтяной эмульсии остаточная вода становится менее солёной . [c.3]

    Для определения массы нефти нетто, добытой бригадами (промыслами) и др)/гими подразделениями (предприятиями), необходима информация о следующих параметрах объем добытой жидкости (сырой нефти) в рабочих условиях, содержание воды в жидкости, температура жидкости, давление, плотность безводной нефти, содержание солей в нефти, содержание механических примесей в нефти. [c.29]

    Погрешность автоматических анализаторов качества и вообще погрешность определения содержания воды, солей и механических примесей влияет, в основном, на погрешность определения массы балласта, которая составляет очень малую часть от общей массы нефти. Поэтому погрешность анализаторов качества незначительно влияет на общую погрешность определения массы нефти, особенно при малых содержаниях балласта. [c.152]

    Метод обезвоживания, подбирается исходя из разновидности эмульсии. Из нестабилизированных эмульсий воду отделяют путем отстаивания, для ускорения процесса эмульсию подогревают. Отделение воды из стабилизированных эмульсий осуществляют на основе таких сложных методов, как химическая обработка, термообработка, электрическая обработка и сочетание этих методов. Перед проведением обезвоживания и обессоливания проводят лабораторные исследования для определения содержания воды, имеющихся примесей, а также состояния, в котором вода находится в нефти. Процессы обезвоживания и обессоливания аналогичны, так как вода удаляется из нефти вместе с растворенными в ней минеральными солями. Для более полного обессоливания в нефть подают дополнительно пресную воду, растворяющую минеральные соли. [c.39]

    Очевидно, что с увеличением толщины прослойки время, необходимое для выравнивания концентрации раствора в капилляре, будет уменьшаться. Толщина прослойки, как известно, уменьшается с уменьшением диаметра капилляра и увеличением содержания в нефти активных компонентов смол, асфальтенов, органических кислот и т. д. Толщина прослойки электролита под каплей керосина в процессе диффузии солей может увеличиваться только в случае повышения минерализации раствора в прослойке и выпадения в ней кристаллов солей. Капля, по-видимому, играет при этом роль модификатора, т. е. включения, способствующего перенасыщению раствора в прослойке и кристаллообразованию. Толщина прослойки, определенная путем измерения ее электропроводности, очевидно, является кажущейся. Образование кристаллов в прослойке увеличивает ее толщину, повышение же минерализации раствора в ней, наоборот, уменьшает ее. Толщина прослойки определялась из предположения, что минерализация раствора в ней такая же, как и во всем капилляре после выравнивания в нем концентрации, и что кристаллы в растворе отсутствуют. На самом деле выравнивание концентрации продолжается еще долгое время после стабилизации над каплей толщины водной подкладки. [c.190]

    Группа химических методов основана на определении содержания солей при помощи титрования солевого раствора реактивом, взаимодействующим с ионами хлора. Поэтому в указанных методах определяют только содержание хлорных солей, которое пересчитывают" на КаС1. Поскольку в нефть соли попадают в основном с пластовой водой, [c.169]

    На основе этих данных Р. Магарил, В. Зевако и А. Заболоцкий разработали прибор для непрерывного определения содержания солей в обессоленной нефти в потоке и для контроля работы обессоливающих установок непосредственно обслуживающим персоналом установки [310]. [c.604]

    Некоторые из таких приборов в настоящее время внедрены. К их числу относятся прибор марки A ii-240 для определения содержания солей в нефти прибор марки АШ-б для измерения температуры плавления гача прибор марки АНК, АКР-П для определения фракционного состава бензина, дизельного топлива, топлива ТС хроматограф гларок ХПА-2, ХПА-3, ША-4 для определения углеводородного состава газов и жидких нефтепродуктов прибор марки ЖВ-1К-101 для определения удельного веса жидких нефтепродуктов рефрактометр типа Ш1-01 прибор типа ЭПД-32 для определения фракционного состава. [c.217]

    Установлено, что каждому виду сырья соответствует определенный уровень содержания солей, выше которого коксоотло-жение в печи резко усиливается. Этот уровень необходимо знать для того, чтобы поддерживать рациональный тепловой режим в печи. Так, для установки коксования нормальная работа печи достигается при переработке гудрона с содержанием солей 0,05—0,07 кг/м (50—70 мг/л), который получают из мангыш-лакской нефти, обессоленной до 0,015—0,025 кг/м (15— 20 мг/л). Замечено также, что при термической переработке нефтяных остатков вредное влияние, аналогичное солям, оказывает кальцинированная сода (щелочь), применяемая на АВТ для нейтрализации кислых соединений. [c.273]

    Перед определением минимального расхода промывочной воды для двухступенчатой схемы обессоливания нужно выяснить условие стабилизации остаточного содержания солей в подготовленной нефти. Из (3.6) видно, что при Со 2 > =сопз1 это условие можно сформулировать в виде равенства [c.52]

    Основные функциональные возможности ПИК интегрирование по времени частотных сигналов ТПР не менее чем одновременно по шести каналам (включая ТПР в БКН) аппроксимация градуировочных характеристик до пяти ТПР во всем рабочем диапазоне в виде функции К = Ф [ у) или К = Ф(/) с погрешностью не более 0,05 %, где/-частота выходного сигнала ТПР V - вязкость жидкости преобразование частотного сигнала плотномера 8сЬ1ишЬег ег 7835 в цифровой код автоматическая коррекция коэффициента преобразования ТПР в соответс вии с функциональной зависимостью К = = Ф [ у) или К = Ф(/) ручной ввод с клавиатуры значений плотности, избыточного давления в БИЛ и в БКН, температуры нефти (там же), влагосодержания, содержания солей магния (мг/л), содержания примесей (%) массы для осуществления вычислений при отсутствии или выходе приборов из строя, а также для определения массы нефти нетто ручной ввод с клавиатуры уставок предельных значений (нижнего и верхнего уровня расхода по каждой измерительной линии, верхнего и нижнего значений избыточного давления в БИЛ, верхнего и нижнего значений температуры в БИЛ (катушке К ), верхнего и нижнего значений плотности, разницы показаний плотномеров, нижнего и верхнего уровня избыточного давления в БКН, перепада давлений на блоках фильтров, нижнего уровня расхода в БКН, нижнего уровня температуры жидкости, содержание газа в нефти) вычисление мгновенного и мгновенного суммарного расходов по каждой линии и по установке в целом, соответственно сравнение показаний параллельно работающих плотномеров и выдачу данных расхождения вычисление средних значений плотности (при текущей температуре и 20 °С), температуры, давления, влажности партии перекачиваемой нефти с начала текущей смены, двухчасовки, относительной погрешности вычисления суммарного объема, массы брутто нефти, объемного расхода - не более 0,05 %. [c.70]

    Перед выполнением операций обессоливания и обезвоживания в обязательном порядке проводят лабораторный анализ нефти с целью определения содержания воды и примесей, разновидность примесей, а также состояние, в каком находится вода. Однозременно с обезвоживанием нефти происходит и ее обессоливаиие, так как вода удаляется вместе с растворенными в нефти солями. В отдельных случаях для улучшения процесса обессоливания в нефть подают дополнительно пресную воду, растворяющую минеральные соли. [c.111]

    График (рис. 31) подтверждает прямую зависимоть между содержанием солей в нефти и интенсивностью выхода труб из строя из-за увеличения наружного диаметра, появления сетки криппа и прогаров. Из графика видно, что суш,ествует определенный предел содержания солей (300—350 мг л), выше которого начинается интенсивный выход труб из строя. [c.61]

    Кокс определяли по ГОСТ 5987—51. Содержание силикаге левых смол определяли адсорбционным методом, разработанным ВНИИ НП, с использованием силикагеля марки АСК-Парафин из нефтей и маслядых фракций выделяли путем кристаллизации из смеси бензол — ацетон для определения моле-> кулярного веса служил криоскопический метод с применением бензола. Температуру застывания устанавливали по ГОСТ 1533—42, температуру вспышки —по ГОСТ 6356—52. Содержание в нефтях нафтеновых кислот, фенолов, хлористых солей определяли методами, разработанными ВНИИ НП. [c.7]

    Садыхов И. Д., Зейналов A. Я., Ирзаев Б. Д. Применение метода пламенной фотометрии для автоматического определения содержания хлористых солей в нефти. — Нефтепереработка и нефтехимия, 1972, № 11, с. 12—13. [c.127]

    При отборе пробы нефти и нефтепродукта для определения содержания воды и солей применяют пробоприемники с накоплением пробы вытеснением воздуха. [c.104]

chem21.info

Определение содержания солей в нефти

Определение содержания солей в нефти Шаламберидзе О.В.Сырая нефть жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физикохимического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьемдля производства жидких энергоносителей (бензин, керосин, Дт, мазут), с м а з оч н ы х м а с е л , б и т у м о в , ко кс а . Товарная нефть – нефть подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих и переработке 2Продукция, добываемая из нефтяных скважин, содержит попутный (нефтяной) газ, механические примеси (частицы песка, глины, кристаллы солей), пластовую (буровую) воду. В этой воде чаще всего растворены хлориды и бикарбонаты натрия, кальция, магния, реже – карбонаты и сульфаты. Содержание солей в этих водах колеблется от незначительного до 30%.Основным коррозирующим фактором является присутствие хлоридов в нефти. При подогреве нефти до 120 0C и выше в присутствии даже следов воды Гидролиз хлоридов идет согласно следующим уравнениям : МgС12 + Н2О = МgОНС1 + НС1 МgСl2 + 2Н2О = Мg(ОН)2 + 2НС1 3С повышением температуры скорость гидролиза хлоридов значительно увеличивается. Из содержащихся в нефти хлоридов наиболее легко гидролизируется хлористый магний, за ним следует хлористый кальций и труднее всех гидролизируется хлористый натрий. 6При перегонке сернистых нефтей сероводород реагируетИсходные с железом иданные образует для не растворяемый в расчёта воде сульфид железа, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и, таким образов, защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии. Но выделившийся хлористый водород разлагает эту защитную пленку, при этом выделяются новые порции сероводорода и образуется нерастворимое в воде хлористое железо. В результате обнажается поверхность металла и протекает интенсивная сопряженная коррозия сероводородом и хлористым водородом. 8Суть данного метода определения содержания хлористых солей в нефти заключается в извлечении (экстракции) водой солей из нефти и последующем титровании водного экстракта (вытяжки) 9УСТАНОВКА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СОЛЕЙ В НЕФТИ 1- винтовая мешалка 2- делительная воронка 3- химическая воронка 4- коническая колба 10

9. Испытуемую нефть тщательно встряхивают в течение 10 мин. в склянке, заполненной не более чем на 2/3 ее объема. Сразу после встряхивания отмеря

Испытуемую нефть тщательно встряхивают в течение 10 мин. в склянке, заполненной не более чем на 2/3 ее объема. Сразу после встряхивания отмеряют мерным цилиндром 25 мл нефти и переносят в делительную воронку с винтовой мешалкой ( см.рис.), остаток нефти со стенок цилиндра смывают четырежды толуолом, расходуя на каждую промывку 5 мл. 14Толуол, использованный для промывки цилиндра, выливают в ту же делительную воронку. Содержимое воронки перемешивают 1 – 2 мин. Приливают 100 мл горячей дистиллированной воды и экстрагируют (извлекают) хлористые соли, перемешивая содержимое воронки в течение 10 мин. После отстоя нижний водный слой через воронку с бумажным фильтром сливают в коническую колбу. К содержимому делительной воронки добавляют 35 мл горячей дистиллированной воды, перемешивают в течение 5 мин. Отстоявшийся водный слой через воронку с бумажным фильтром сливают в ту же колбу. Фильтр промывают 15 мл горячей дистиллированной воды. Охлажденную до комнатной температуры водную вытяжку титруют. Процесс постепенного прибавления раствора реактива из бюретки к анализируемому раствору называют титрованием. Окончание реакции (точку эквивалентности) устанавливают с помощью индикаторов. В колбу с водной вытяжкой приливают 2 мл раствора азотной кислоты и 10 капель индикатора и титруют раствором азотнокислой ртути до появления слабого розового окрашивания, не исчезающего в течение 1 минуты. Фиксируют объем азотнокислой ртути, пошедшей на титрование. Параллельно проводят контрольный опыт с дистиллированной водой. Для этого в колбу наливают 150 мл дистиллированной воды, 2 мл раствора азотной кислоты, 10 капель индикатора и титруют раствором азотнокислой ртути до появления розового окрашивания. Объем азотнокислой ртути, пошедший на титрование в контрольном опыте фиксируют. Содержание хлористых солей (Х) в пересчете на хлористый натрий (в мг на 1 литр нефти) вычисляют по формулеX V1 V2 T 1000 A V3 V1 – объем раствора азотнокислой ртути, пошедший на титрование водной вытяжки, мл; V2 – объем раствора азотнокислой ртути, пошедший на титрование в контрольном опыте, мл; V3 – объем нефти, взятой для анализа, мл; Т – титр раствора азотнокислой ртути в мг хлористого натрия на 1 мл раствора; 1000 – коэффициент для пересчета содержания хлористых солей в 1 л (1 дм3) нефти; А– коэффициент, выражающий отношение объема, до которого была разбавлена водная вытяжка анализируемой нефти к объему раствора взятому из мерной колбы для титрования (при титровании всей водной вытяжки А = 1).

en.ppt-online.org

Содержание солей в нефти - Справочник химика 21

из "Химия нефти"

Основным источником солей в нефти является пластовая вода. При обезвоживании нефти одновременно происходит и ее обессоливание. [c.32] Общее содержание солей в пластовой воде изменяется для различных месторождений в широких пределах. В наибольшем количестве в ней содержатся анионы СГ, ЗО , НСО3, СО3 и катионы Са +, Mg2+, Ка+, Ионы остальных солей встречаются в малых количествах. [c.32] Содержание солей в нефтях — один из основных параметров контроля различных технологических процессов сбора, подготовки, транспортировки и переработки нефти. Повышенное содержание солей часто является причиной выхода из строя технологического оборудования вследствие коррозии и отложения солей на внутренних поверхностях аппаратов. Поэтому содержание солей в нефти, подготовленной для транспортировки и переработки, регламентируют. В соответствии с ГОСТ 9965—76 нефти по содержанию солей разбиты на три группы 1) до 300, 2) до 1800, 3) до 3000 мг/л. [c.32] Для определения солей в нефти и нефтепродуктах разработаны различные химические и физические методы. [c.32] Сущность химических методов заключается в извлечении хлоридов из нефти водой и индикаторном или потенциометрическом титровании их в водной вытяжке в соответствии с ГОСТ 21534—76. [c.32] Потенциометрический метод имеет две разновидности, различающиеся тем, что по первому методу, так же, как и индикаторном титровании, экстракцию солей проводят дистиллированной водой, а по второму навеску нефти растворяют в органическом растворителе. Потенциометрическое титрование по обоим вариантам проводят раствором нитрата серебра. [c.32] Точность потенциометрического титрования примерно такая же, что и индикаторного. [c.32] Из физических методов наиболее распространены кондуктометрический и спектральный методы. [c.32] Для измерения электропроводимости контактным методом применяют измерительные электролитические ячейки, состоящие из двух электродов, установленных на определенном расстоянии в сосуде с контролируемым раствором. [c.33] Контактные кондуктометрические приборы, как правило, применяют лабораторные. Примером кондуктометрического прибора является солемер И0Н-П2 с пределами измерения до 5000 мг/л. Процесс измерения солесодержания нефти солемером И0Н-П2 заключается в следующем. Разбавленный дистиллированной водой этиловый спирт смешивают в определенном соотношении с двумя органическими растворителями, обеспечивающими растворение нефти и гомогенизацию растворителя с нефью. Растворитель смешивают с нефтью с помощью циклического дозирующего устройства. Электропроводимость полученной пробы измеряют на переменном токе. [c.33] Контактные приборы наряду с положительными качествами, такими, как простота, высокая точность, надежность измерительных схем, имеют и существенные недостатки, связанные с поляризацией и пассивацией электродов, разрушением электродов, возможностью протекания каталитических процессов, загрязнением электродов пленкообразующими и кристаллизующимися нерастворимыми примесями. [c.33] Эти недостатки отсутствуют у бесконтактных кондуктомет-рических приборов, которые подразделяют на низкочастотные (частоты до 1000 Гц) и высокочастотные (частоты до сотен МГц). [c.33] Принцип действия низкочастотных бесконтактных кондукто-метрических солемеров основан на зависимости электропроводимости от концентрации солей в растворе, находящемся в жидкостном витке связи , соединяющем обмотки питающего и измерительного трансформаторов. Задача измерения концентрации солей сводится к измерению величины тока, наведенного в жидкостном витке. [c.33] Высокочастотные бесконтактные кондуктометрические солемеры отличаются использованием емкостных или индуктивных преобразователей. Емкостные преобразователи более эффективны при измерении концентрации растворов с низкой удельной электропроводностью, а индуктивные — при исследовании высококонцентрированных растворов. Наиболее часто применяют высокочастотные солемеры типа КВУ-1М и КК. [c.33] Спектральные приборы используют в лабораторных исследованиях. [c.34] Определение хлоридов осуществляется титрованием водной вытяжки раствором нитрата ртути. [c.34] Пробу для анализа эмульсионной или высокосмолистой вязкой нефти берут по массе и по ее плотности рассчитывают объем. [c.34] Содержимое воронки перемешивают 1—2 мин мешалкой. К пробе анализируемой нефти приливают 100 мл горячей дистиллированной воды и экстрагируют хлориды, перемешивая содержимое воронки в течение 10 мин. [c.35] Если при экстрагировании солей образуется эмульсия, то для разрушения ее добавляют 5—7 капель 2 % -го раствора деэмульгатора. После экстракции фильтруют водный слой через фильтр, помещенный в конусообразную стеклянную воронку, в коническую колбу. Фильтр промывают 10—15 мл горячей дистиллированной воды. Всего на промывку используют 50 мл воды. [c.35] Для проверки полноты извлечения хлоридов готовят несколько водных вытяжек, при этом каждую экстракцию проводят не менее 5 мин. [c.35]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Определение содержания солей в нефти

Определение содержания солей в нефти Шаламберидзе О.В.Сырая нефть жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физикохимического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьемдля производства жидких энергоносителей (бензин, керосин, Дт, мазут), с м а з оч н ы х м а с е л , б и т у м о в , ко кс а . Товарная нефть – нефть подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих и переработке 2Продукция, добываемая из нефтяных скважин, содержит попутный (нефтяной) газ, механические примеси (частицы песка, глины, кристаллы солей), пластовую (буровую) воду. В этой воде чаще всего растворены хлориды и бикарбонаты натрия, кальция, магния, реже – карбонаты и сульфаты. Содержание солей в этих водах колеблется от незначительного до 30%.Основным коррозирующим фактором является присутствие хлоридов в нефти. При подогреве нефти до 120 0C и выше в присутствии даже следов воды Гидролиз хлоридов идет согласно следующим уравнениям : МgС12 + Н2О = МgОНС1 + НС1 МgСl2 + 2Н2О = Мg(ОН)2 + 2НС1 3С повышением температуры скорость гидролиза хлоридов значительно увеличивается. Из содержащихся в нефти хлоридов наиболее легко гидролизируется хлористый магний, за ним следует хлористый кальций и труднее всех гидролизируется хлористый натрий. 6При перегонке сернистых нефтей сероводород реагируетИсходные с железом иданные образует для не растворяемый в расчёта воде сульфид железа, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и, таким образов, защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии. Но выделившийся хлористый водород разлагает эту защитную пленку, при этом выделяются новые порции сероводорода и образуется нерастворимое в воде хлористое железо. В результате обнажается поверхность металла и протекает интенсивная сопряженная коррозия сероводородом и хлористым водородом. 8Суть данного метода определения содержания хлористых солей в нефти заключается в извлечении (экстракции) водой солей из нефти и последующем титровании водного экстракта (вытяжки) 9УСТАНОВКА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СОЛЕЙ В НЕФТИ 1- винтовая мешалка 2- делительная воронка 3- химическая воронка 4- коническая колба 10

9. Испытуемую нефть тщательно встряхивают в течение 10 мин. в склянке, заполненной не более чем на 2/3 ее объема. Сразу после встряхивания отмеря

Испытуемую нефть тщательно встряхивают в течение 10 мин. в склянке, заполненной не более чем на 2/3 ее объема. Сразу после встряхивания отмеряют мерным цилиндром 25 мл нефти и переносят в делительную воронку с винтовой мешалкой ( см.рис.), остаток нефти со стенок цилиндра смывают четырежды толуолом, расходуя на каждую промывку 5 мл. 14Толуол, использованный для промывки цилиндра, выливают в ту же делительную воронку. Содержимое воронки перемешивают 1 – 2 мин. Приливают 100 мл горячей дистиллированной воды и экстрагируют (извлекают) хлористые соли, перемешивая содержимое воронки в течение 10 мин. После отстоя нижний водный слой через воронку с бумажным фильтром сливают в коническую колбу. К содержимому делительной воронки добавляют 35 мл горячей дистиллированной воды, перемешивают в течение 5 мин. Отстоявшийся водный слой через воронку с бумажным фильтром сливают в ту же колбу. Фильтр промывают 15 мл горячей дистиллированной воды. Охлажденную до комнатной температуры водную вытяжку титруют. Процесс постепенного прибавления раствора реактива из бюретки к анализируемому раствору называют титрованием. Окончание реакции (точку эквивалентности) устанавливают с помощью индикаторов. В колбу с водной вытяжкой приливают 2 мл раствора азотной кислоты и 10 капель индикатора и титруют раствором азотнокислой ртути до появления слабого розового окрашивания, не исчезающего в течение 1 минуты. Фиксируют объем азотнокислой ртути, пошедшей на титрование. Параллельно проводят контрольный опыт с дистиллированной водой. Для этого в колбу наливают 150 мл дистиллированной воды, 2 мл раствора азотной кислоты, 10 капель индикатора и титруют раствором азотнокислой ртути до появления розового окрашивания. Объем азотнокислой ртути, пошедший на титрование в контрольном опыте фиксируют. Содержание хлористых солей (Х) в пересчете на хлористый натрий (в мг на 1 литр нефти) вычисляют по формулеX V1 V2 T 1000 A V3 V1 – объем раствора азотнокислой ртути, пошедший на титрование водной вытяжки, мл; V2 – объем раствора азотнокислой ртути, пошедший на титрование в контрольном опыте, мл; V3 – объем нефти, взятой для анализа, мл; Т – титр раствора азотнокислой ртути в мг хлористого натрия на 1 мл раствора; 1000 – коэффициент для пересчета содержания хлористых солей в 1 л (1 дм3) нефти; А– коэффициент, выражающий отношение объема, до которого была разбавлена водная вытяжка анализируемой нефти к объему раствора взятому из мерной колбы для титрования (при титровании всей водной вытяжки А = 1).

ppt-online.org

АНАЛИЗ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ И СОЛЕЙ В НЕФТИ

    Анализ нефти состоит из определения плотности, содержания воды, солей и потенциального содержания светлых нефтепродуктов и масел или их компонентов. Нефть анализируют перед переработкой данные анализа дают возможность определить, какой режим перегонки следует установить па установке и какие продукты и в каком количестве следует из нее получить. [c.213]     Г лава 6. АНАЛИЗ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ И СОЛЕЙ В НЕФТИ [c.73]

    Несмотря на расширяющееся применение приборов автоматического контроля, значительное количество показателей качества сырья, полуфабрикатов и готовых нефтепродуктов все еще определяется лабораторными анализами. Суммарная трудоемкость контрольных операций определяется их номенклатурой и периодичностью. Она характеризуется заметными различиями. Так, анализы сырой нефти на содержание воды и солей выполняются от 8 до 24 раз в сутки, определение плотности — от 8 до 16 раз, анализ фракционного состава бензина с установок АВТ — от 1 до 4 раз, вакуумная разгонка мазута — от 1 до 6 раз определение вязкости бензина установок [c.109]

    Причины появления примеси в сточных водах разнообразны. Для оценки качества подготовки сточных вод в каждом конкретном случае необходимо исследовать условия их формирования и свойства по разработанной методике, которая сводится к физико-химическому анализу проб каждого вида стока, входящего в состав сточных вод, от начала его формирования и до узла сбора и подготовки. Наряду с общепринятыми анализами (содержание нефти и твердой примеси) определяют поверхностное натяжение, плотность, дисперсность эмульгированной нефти (или кинетику всплывания нефтяных частиц) стоков содержание органических и неорганических веществ, в том числе нерастворимых в соляной кислоте твердой примеси. При значительном (более 50%) содержании твердой примеси, растворимой в соляной кислоте, определяют содержание солей кальция, магния, железа. [c.364]

    Нефть, поступающая из сырьевого парка, анализируется один раз в сутки или по каждому резервуару, если в течение суток нефть берется из нескольких резервуаров. Для анализа берут среднюю по высоте резервуара пробу нефти и в ней определяют содержание воды и минеральных солей содержание растворенного газа фракционный состав. [c.423]

    Кроме анализа нефти в резервуарах не менее одного раза в сутки контролируется содержание воды и минеральных солей в нефти на выходе из последнего электродегидратора блока ЭЛОУ. [c.424]

    ГОСТ 2159-43. Смазки консистентные. Определение механических примесей, не растворимых в соляной кислоте и несгораемых. 7022 ГОСТ 2177-48. Нефтепродукты светлые. Метод определения фракционного состава. Взамен ГОСТ 2177-43. 7023 ГОСТ 2267-43. Порошок, таблетки и жидкие концентраты, содержащие витамин С , полученные из плодов и концентрата плодов шиповника. Отбор проб и методы испытаний. 7024 ГОСТ 2401-47. Нефти. Метод определения содержания хлористых солей. Взамен ГОСТ 2401-44. 7025 ГОСТ 2408-49. Угли (каменные, бурые), антрацит, горючие сланцы и торф. Методы определения углерода, водорода, азота и кислорода. Взамен ГОСТ 2408-44. 7026 ГОСТ 2477-44. Нефтепродукты. Количественное определение содержания воды. Взамен ОСТ ВКС 7872, М. И. 19а-35 7027 ГОСТ 2478-47. Масла смазочные отработанные. Метод определения содержания горючего в автомобильных и авиационных маслах. Взамен ГОСТ 2478-44. 7028 ГОСТ 2550-44. Нефтепродукты. Определение смолистых веществ сернокислотным способом. 7029 ГОСТ 2661-44. Угли каменные и антрацит. Определение содержания золы ускоренным методом (рекомендуемый). 7030 ГОСТ 2816-45. Бензины. Метод определения содержания тетраэтилсвинца и этиловой жидкости содовым способом (рекомендуемый). 7031 ГОСТ 2862-47. Нефтепродукты. Метод анализа нагара. Взамен ГОСТ 2862-45. 7032 ГОСТ 3624-47. Молоко и молочные продукты. Методы определения кислотности. Взамен ОСТ ВКС 7761 в части методов определения кислотности. 7033 ГОСТ 3626-47. Молоко и молочные продукты. Методы определения влаги и сухого вещества. Взамен ОСТ ВКС 7761 в части методов определения содержания влаги и сухого вещества. 7034 ГОСТ 3627-47. Молочные продукты. Методы определения содержания хлористого натрия (поваренной соли). Взамен ОСТ ВКС 7761 в части методов определения содержания хлористого натрия. 7035 ГОСТ 3628-47. Молочные продукты. Методы определения содержания сахара. Взамен ОСТ ВКС 7761 в части методов определения содержания сахара. 7036 ГОСТ 3629-47. Молочные продукты. Метод определения содержания спирта (алкоголя). Взамен ОСТ ВКС 7761 в части методов определения содержания спирта. [c.269]

    Анализ сточных вод включает следующие определения температуру, цвет, запах, прозрачность, содержание нефти, осадка по объему и весу, химическое потребление кислорода (ХПК), биохимическое потребление кислорода (ВПК), окисляемость, азот общий и аммонийных солей. [c.11]

    Анализ нефти начинают с отбора представительной пробы и определения в ней содержания углеводородов i—С4. После этого нефть обезвоживают (обессоливают) до массового содержания воды не более 0,5 %. В обезвоженной и обессоленной нефти, которую используют для дальнейших исследований, определяют остаточные содержания воды и солей. [c.8]

    В лаборатории исследуют качество нефти, поступающей иа перегонную установку, и продукции, уходящей с установки. При анализе нефти определяют ее плотность, содержание солей, воды, светлых фракций. Анализ бензиновых фракций состоит в определении октанового числа, наличия или отсутствия активных сернистых соединений (проба на медную пластинку). Проводят также фракционную разгонку бензина. Для средних дистиллятов — керосиновой и дизельной фракции — анализируют фракционный состав, вязкость, температуры вспышки, застывания или помутнения. [c.157]

    На сдаваемую нефть по каждому сорту и резервуару составляют Паспорт на сдаваемую нефть , в котором показывают данные лабораторного анализа плотность, содержание солей, механических примесей, погружение, количество воды. Паспорт служит документом, подтверждающим качество нефти при ее сдаче. [c.200]

    Отдельные параметры качества сырья имеют постоянную величину, например состав газа, поступающего с месторождения другие же, такие как содержание жидкости в газе, механические примеси или содержание солей и воды в газовом конденсате или нефти, могут изменяться довольно часто. В этой связи анализ сырья производят не по всем параметрам ГОСТа или ТУ, а только по изменяю- [c.360]

    Качество нефти и продуктов нефтепереработки и нефтехимии характеризуется рядом показателей вязкостью, температурой начала и конца кипения, фракционным и индивидуальным составом углеводородных смесей, удельным весом, содержанием солей, воды и др. Для определения этих показателей на установках отбирают пробы, а затем ь лабораториях производят их анализы. Цикл анализов длится от 30 мин до 4 ч и более. Подсчитано, что на различных анализах занято до 15% всего персонала предприятий. Кроме того, данные лабораторного анализа поступают на установку к оператору с большим запозданием, что приводит к выпуску неполноценного продукта, а иногда и к браку. [c.161]

    Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагометрами и солимера-ми или определяют по результатам анализов объединенной (среднесменной) пробы нефти, проведенных в аналитической лаборатории. [c.15]

    При учете количества нефти в резервуарах объем ее определяют непосредственным замером при помощи замерных лент или уровнемеров. Среднюю температуру нефти получают замером температуры нескольких проб нефти, плотность — ареомет-ро.м (нефтеденсиметром). Содержание воды, солей и механических примесей определяется лабораторным анализом средней пробы нефти. [c.195]

    При сдаче нефти с использованием расходомеров (безрезер-вуарная сдача) объем нефти определяют по показаниям расходомера, температуру, плотность, содержание воды, солей — соответственно термометром, плотномером, солемером и влагомером, устанавливаемыми на потоке. В случае их отсутствия эти показатели определяются в результате лабораторного анализа средней пробы нефти, отбираемой пробоотборником на потоке. [c.195]

    Перед выполнением операций обессоливания и обезвоживания в обязательном порядке проводят лабораторный анализ нефти с целью определения содержания воды и примесей, разновидность примесей, а также состояние, в каком находится вода. Однозременно с обезвоживанием нефти происходит и ее обессоливаиие, так как вода удаляется вместе с растворенными в нефти солями. В отдельных случаях для улучшения процесса обессоливания в нефть подают дополнительно пресную воду, растворяющую минеральные соли. [c.111]

    Достижение глубокой подготовки нефти на заводах возможно при хорошей организации подготовки ее в местах добычи с таким расчетом, чтобы на заводы нефть поступала с содержанием воды до 0,1—0,2% и солей не выше 50 мг/л. Этого можно добиться путем широкого строительства установок по подготовке нефти На месторождениях, подачи пресной воды и эффективных деэмульгаторов возможно ближе к нефтяной скважине для предотвращения старения эмульсии. Для отдельных сортов нефтей обессоливание возможно осуществить простой промывкой пресной водой после обезвоживания при сравнительно невысоких температурах подогрева. В некоторых случаях при близком расположении заводов к местам добычи нефти электрообессоли-вание осуществляется на заводах, оставляя добывающим предприятиям только термохимическую обработку нефти. Технологические схемы подготовки нефти и пункты расположения обессоливающих установок должны выбираться после тщательного технико-экономического анализа. [c.48]

    В период проведения опытов установка АВТ перерабатывала в основном туймазинскую нефть, иногда в смеси с бугульминской, с содержанием солей от 60 до 190 мг/л. Нефть нредварительно защелачивали. Бензин атмосферной колонны и конденсационную воду систематически отбирали и анализировали на содержание агрессивных агентов. В табл. 4 приведены результаты этих анализов, показывающие пределы колебания pH и содержание сероводорода и хлоридов. [c.172]

    Рассмотренный метод позволяет определять содержание отдельных элементов в твердых веществах — минералах, сплавах, солях, полупроводниковых материалах, почвах, растениях, прод)гктах питания в жидких средах, а также при анализе состава благородных газов [80] (например, примесей металлов в нефти, морской воде и грунтовых водах). В табл. 7.16 приведены пределы обнаружения ряда элементов при исследовании плазмы крови методом изотопного разбавления [98]. [c.884]

    Получение корректных количественных данных о содержании микроэлементов в сырой нефти представляет собой сложную задачу, так как существуют многие источники ошибок, особенно ощутимых в связи с низкими уровнями определяемых концентраций. Отбираемые на месторождениях образцы нефтей в общем случае включают примеси минерализованной эмульсионной воды и твердых частиц, поэтому прямой анализ таких образцов даст результаты с погрешностью, соответствующей вкладам водной и минеральной фаз. При отделении минеральных примесей фильтрованием или центрифугированием с ними могут соосаж-даться макрочастицы асфальтенов — наиболее богатые микроэлементами компоненты нефти. Деэмульсация и обессоливание нефти с водной промывкой могут вызвать существенную утрату микроэлементов нефтяной фазой вследствие гидролиза солей металлов и нестойких комплексов. Значительные искажения исходного микроэлементного состава нефти могут иметь место из-за обмена металлами между образцом и деталями промыслового и лабораторного оборудования. Наконец, известно, что стадия озоления нефти, применявшаяся при фотоколориметри-ческом или эмиссионном спектральном определении, приводит к неподдающимся учету потерям микроэлементов, способных об- [c.145]

    А. С. Зингером впервые изучено также распространение в подземных водах органического фосфора. Используя методику анализа, разработанную в Новочеркасском гидрохимическом институте, он определил содержания органического фосфора в подземных водах Нижнего Поволжья они оказались равными десятым долям, а иногда единицам миллиграммов на литр. При обсуждении вопроса о характере воднорастворимых органических соединений фосфора, упомянутый автор высказывает предположение о переходе органического фосфора из нефти в воду в виде различных фосфинов с образованием фосфониевых солей, фосфиниминов и некоторых других веществ. [c.72]

chem21.info


Смотрите также