Виды анализа нефти


Виды анализа нефтепродуктов

Количество просмотров публикации Виды анализа нефтепродуктов - 279

Государственные стандарты Российской Федерации на методы испытания качества нефтепродуктов

Методы оценки качества нефтепродуктов должны позволять быстро определять вид топлива, его марку, как в условиях завода изготовителя, так и потребителœем.

Все используемые методы оценки качества нефтепродуктов в Российской Федерации стандартизованы. Чаще всœего это межгосударственные стандарты (ГОСТ) и стандарты Российской Федерации (ГОСТ Р).

Как любой нормативный документ, стандарты оценки качества нефтепродуктов имеют ограничение срока действия и периодически, не реже одного раза в 5 лет проходят переиздание в соответствии с имеющимися изменениями в науке и технике. С 1999 года в соответствии с требованиями ИСО ГОСТы на методы испытания должны иметь название метода не только на русском, но и на английском языках.

В целом ГОСТы на методы испытания нефтепродуктов содержат следующие разделы:

1. Название метода. Название нормативного документа и его номер.

2. Назначение и область применения метода.

3. Нормативные ссылки.

4. Термины и определœения, которые применяются в данном нормативном документе.

5. Сущность метода.

6. Применяемые материалы и реактивы.

7. Аппаратурное оформление метода и порядок сборки установок или аппаратов.

8. Методика отбора пробы для проведения испытаний.

9. Порядок проведения испытаний.

10. Обработка результатов.

11. Запись результатов

12. Точность метода

13. Протокол испытания.

14. Пример обработки результатов испытания.

15. Приложения и библиография к приложениям.

2-й раздел. Приводится цель испытания и область применения данного метода с указанием категории испытуемых нефтепродуктов.

3-й раздел. Приводятся название и номер нормативных документов, на которые имеются ссылки в данном нормативном документе. Как правило, это ГОСТы и ТУ.

4-й раздел. Дается пояснение используемых терминов и определœений для однозначности трактовки полученных результатов, так как исторически сложилось, что одни и те же термины в различных областях науки и техники обозначают разное.

5-й раздел. Даются пояснения используемого метода с указанием области его применения для различных типов (видов) приборов и разновидностей испытуемых нефтепродуктов. Указываются условия проведения квалификационных испытаний, порядок подготовки приборов и нефтепродуктов перед проведением испытаний, класс точности используемых измерительных приборов.

6-й раздел. Указывается не только перечень используемых материалов и реактивов, но и ограничения по их применению. Дается состав тех реактивов, на которые нет нормативного документа͵ квалификационная чистота (ч.д.а., хч, ч и т.д.), возможная замена реактивов.

К примеру:

1. Растворитель для смол: смесь равных объёмов толуола и ацетона в соотношении 1:1 (ГОСТ Р 1567-97).

2. Воздух очищенный подается под давлением, не превышающим 34,5 кПа (ГОСТ Р 1567-97).

3. Вместо хлороформа серии ч использовать четыреххлористый углерод с чистотой не ниже ч.д.а (ГОСТ 1567-97).

7-й раздел. Приводятся рисунок установки или прибора, наименование его частей, порядок сборки, проверки и подготовки к испытаниям. Технические характеристики прибора или отдельных его частей, являющихся самостоятельными приборами (термометр, расходомер, манометр, холодильник, нагреватель и т.д.).

8-й раздел. Приводится методика отбора проб или номер нормативного документа͵ иногда - правила и порядок ее хранения, в случае если эксперимент продолжителœен во времени.

9-й раздел. Указываются последовательность и условия проведения испытаний для различных видов нефтепродуктов, правила предосторожности при проведении испытаний и интерпретация полученных результатов.

10-й раздел. Приводятся расчетные формулы с указанием крайне важно го количества параллельных экспериментов.

Как правило, разделы, запись результатов и точность метода совмещены. В них приводятся два наиболее важных показателя точности методов испытания нефтепродуктов: сходимость и воспроизводимость. Приводятся калибровочные графики, пояснительные таблицы и т.д.

13-й раздел. Приводится протокол испытаний, который является результатом проведенных испытаний. Протокол испытаний должен содержать следующие пункты:

- ссылку на стандарт;

- тип и идентификацию испытуемого продукта;

- результат испытания;

- отклонения от принятого нормативного документа только при наличии соглашения;

- дату испытания.

Некоторые разделы бывают совмещены.

Перечень базовых методов испытания нефтепродуктов с указанием их нормативных документов приведен в прил. 12.

1.7. Порядок отбора и хранения проб нефтепродуктов

При подготовке нефтепродуктов к испытаниям существенное значение имеет правильный отбор проб нефтепродукта͵ который в большинстве случаев определяет достоверность результатов лабораторных анализов. Сегодня отбор проб нефтепродуктов осуществляется согласно ГОСТ 2517-85. В данном стандарте четко определœена аппаратура, а также инструменты для отбора проб нефти или нефтепродукта исходя из условий и места отбора проб для анализа, а также требования безопасности. Объем отбираемой объединœенной пробы устанавливается в нормативно - технической документации на конкретный продукт. Существуют определœенные правила ручного отбора проб из резервуаров, подземных хранилищ, нефтеналивных судов, желœезнодорожных и автомобильных цистерн, трубопроводов, бочек, бидонов и других средств хранения и транспортирования, а также автоматического отбора проб из трубопроводов.

Отбор проб должен поручаться только определœенными лицам - пробоотборщикам, ответственным за соблюдение правил отбора. Особенно тщательно следует отбирать пробы товарных продуктов. Пробу нефти или нефтепродукта пробоотборщик должен отбирать только в присутствии наблюдающего (дублера).

Порядок упаковки проб следующий:

Пробу жидкого нефтепродукта перед упаковкой перемешивают, затем разливают в чистые, сухие стеклянные бутылки, которые заполняют не более чем на 90% их объёма.

Пробу твердого нефтепродукта упаковывают в целлофан, полиэтиленовую пленку, плотную бумагу или помещают в ведерко с бумажным пакетом.

Пробу мазеобразного нефтепродукта помещают в чистую, сухую стеклянную, жестяную или полиэтиленовую банку.

Объединœенную пробу нефтепродукта делят на две равные части. Одну часть пробы анализируют, другую хранят опечатанной - на случай разногласий в оценке качества продукта.

При транспортировании на судах объединœенную пробу делят на части с учетом числа получателœей.

Стоит сказать, что для нефтепродукта͵ предназначенного для экспорта и отгружаемого в желœезнодорожных цистернах или по нефтепродуктопроводу, пробу делят на три части. Одну часть анализируют, другую передают капитану судна для хранения на случай разногласий в оценке качества, а третью - получателю.

Бутылки с пробами должны быть герметично закупорены. Горловина закупоренной бутылки или банки должна быть опломбирована. На этикетке должны быть указаны: номер пробы по журналу учета; наименование нефти или марка нефтепродукта; наименование предприятия - поставщика; номер резервуара и высота налива; номер партии, единицы транспортной тары, цистерны; дата͵ время отбора; срок хранения пробы; обозначение нормативного документа на нефтепродукт; должность и фамилии лиц, отобравших и опечатавших пробу.

По результатам отбора проб образца нефтепродукта составляется акт отбора проб установленного образца. Вид акта отбора проб нефтепродукта приведен в прил. 13.

Подписи на этикетках и актах отбора проб должны быть одни и те же.

Пробы нефтепродукта хранят в специальном помещении, отвечающим противопожарным требованиям, предъявляемым к кладовым ЛВЖ и горючих жидкостей. Пробы с нормируемым давлением насыщенных паров хранят при температуре не выше 200С. Пробы с этилированным бензином хранят в затемненном помещении в несгораемых шкафах.

На случай разногласий в оценке качества пробы нефтепродукта его хранят в течение 45 суток со дня отгрузки. Стоит сказать, что для нефтепродуктов, предназначенных для представителя заказчика и для длительного хранения, пробу на случай разногласий в оценке качества хранят в течение 3 месяцев. Стоит сказать, что для нефтепродуктов, поставляемых на экспорт, срок хранения проб на случай разногласий в оценке качества составляет 4 месяца.

В случае, в случае если проба нефтепродукта не удовлетворяет требованиям ГОСТ 2517-85, ее не принимают к анализу и отбирают вторично.

Подготовку пробы к анализу проводят в соответствии с разделом ʼʼПодготовка к испытаниюʼʼ ГОСТ 2517-85.

Анализ нефтепродуктов по назначению подразделяют на: приемо-сдаточный, контрольный, полный и арбитражный.

Приемо-сдаточный анализ проводят для установления соответствия произведенного, поступившего или отгружаемого нефтепродукта тем показателям, которые указаны в соответствующих нормативных документах.

Контрольный анализ проводят в процессе приготовления нефтепродуктов (ходовой анализ) или после получения потребителœем, или в процессе хранения.

Полный анализ позволяет дать оценку качества по основным эксплуатационным и физико-химическим свойствам, включенным в соответствующий стандарт на нефтепродукт. Его проводят для партии нефтепродукта͵ отгружаемой с завода или перед ʼʼзакладкойʼʼ на долгое хранение.

Арбитражный анализ проводят в случае возникновения разногласий между поставщиком и потребителœем. Его выполняют в Московском научно-исследовательском институте углеводородных материалов (МНИИУМ) или другой независимой лаборатории, компетентной в оценке качества нефтепродуктов и выбранной по взаимному соглашению сторон. Для арбитражного суда определяют, как правило, только те показатели, по которым возникли разногласия.

По результатам проведенного анализа производитель нефтепродукта должен выдать потребителю паспорт качества с развернутыми показателями качества. Общий вид паспорта качества нефтепродукта приведен в прил. 14.

Во всœех случаях анализ продукта осуществляется по тем показателям, которые включены в стандарт на данный продукт. Число контролируемых показателœей должна быть различным.

referatwork.ru

Цели и задачи исследования нефтей, нефтепродуктов. Отбор проб нефтей. Подготовка к анализу.

http://www.studfiles.ru/preview/1772355/

Методы выделения и разделения ГАС (8 часть)

Семинары

по курсу «Методы исследования нефтей и нефтепродуктов» (4 курс)

1.

Тема, содержание.

Цели и задачи исследования нефтей, нефтепродуктов.

Подготовка нефтей к анализу. Отбор проб нефтей (с.17), обезвоживание проб нефтей. Анализ нефтей применительно к решению геохимических задач, анализ и методы определения физико-химических свойств, необходимых для общей характеристики нефтей

Основные задачи технического анализа нефтепродуктов.

Физические свойства нефтей и нефтепродуктов. Плотность (с.28). Методы определения плотности. Вязкость (кинематическая и динамическая). Молекулярная масса. Температуры застывания и кристаллизации, вспышки, воспламенения и самовоспламенения.

ИК-спектроскопия, ее применение для анализа нефтяных объектов. Идентификация и структурно-групповой анализ компонентов нефти по их ИК-спектрам. ИК-спектрометрия при геохимических исследованиях нефтей и конденсатов (Калуг.)

УФ-спектроскопия.

3.

Хроматография. ВЭЖХ. ГЖХ. ГЖХ-МС.

4.

Углеводороды нефти Выделение углеводородов нефти. Схема выделения метано-нафтеновых углеводородов (УВ)

5.

Схема выделения ароматических углеводородов из низко- и высококипящих фракций нефти.

6.

Схема выделения кислородных соединений нефти.

7.

Схема выделения сернистых соединений нефти

8.

Схема выделения азотистых соединений нефти

Вопросы к коллоквиуму по теме «Общая физико-химическая характеристика нефтей и подготовка нефтей к анализу»

  1. Подготовка нефтей к анализу. Определение относительной плотности нефтей и нефтяных фракций (ареометрический и пикнометрический методы)

  2. Отбор проб нефтей. Способы определения вязкости.

  3. Обезвоживание нефтей . Определение содержания воды в нефтях

  4. Определение содержания механических примесей. Температура вспышки, воспламенения и самовоспламенения.

  5. Определение содержания смолисто-асфальтеновых веществ

  6. Определение молекулярной массы нефтяных фракций и нефтепродуктов.

  7. Оптические свойства нефтепродуктов

  8. Определение фракционного состава нефти (перегонка при атмосферном давлении без ректификации)

9. Определение температуры застывания, начала кристаллизации.

Семинар 1

Любой вид исследования нефти начинается с ее общей характеристики, включающей установившийся комплекс аналитических определений. Но успех исследований зависит прежде всего от правильного отбора проб нефтей. Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовые пробы нефти отбирают специальными глубинными пробоотборниками. Анализ пластовых нефтей дает информацию о пластовом давлении, давлении насыщения нефти газом, пластовую температуру – т. е. свойства нефти в пластовых условиях и термодинамические характеристики пласта. После разгазирования пластовой нефти вычисляют газовый фактор, объемный коэффициент, вязкость и плотность нефти в пластовых условиях.

Поверхностная проба по составу весьма незначительно отличается от глубинной (пластовой), в основном только содержанием газа и легких углеводородов (бензиновыми фракциями). В связи с этим наибольшее распространение получил отбор поверхностных проб нефти из крана на устье скважины. Наиболее целесообразно отбирать пробы сразу после вскрытия залежи, т.к. свойства и состав нефти изменяются при разработке месторождения. Готовясь к отбору проб, необходимо четко представлять задачи исследования и составлять план отбора по площади и разрезу пород в месторождении. Например, если стоит задача определения изменения состава нефти по простиранию пласта, то следует отбирать пробы в таких местах, как у водонефтяного контакта, вблизи газовой шапки (на куполе), с учетом пористости и проницаемости пласта.

При отборе проб нефтей полезными будут карта расположения скважин, тектоническая схема района, схема распределения коллекторов с их физической характеристикой (пористостью, проницаемостью).

Оптимальное количество проб нефтей, необходимое для характеристики пласта 1 месторождения равно 3. Но если исследования проводят с детальным химическим анализом и исследованием индивидуального состава УВ, достаточно 1 пробы нефти из скважины, расположенной в той части структуры, которая наиболее полно отражает среднюю характеристику пласта. (с.18)

Обезвоживание нефтей (с.22)

Сырые нефти обычно содержат воду (от следов до 90-95%), которая может находиться в виде эмульсии или в растворенном состоянии. Присутствие воды в нефтях крайне нежелательно, т.к. она затрудняет проведение анализов и влияет на точность определения состава и свойств.

Существует несколько наиболее часто используемых в лаборатории методов обезвоживания нефтей:

  1. Если в образце много воды, то для ее отделения смесь помещают в делительную воронку, отстаивают и сливают нижний слой. Затем нефть обезвоживают с помощью CaCl2 (эффективность 97%). Легкие нефти и конденсаты выдерживают над CaCl2 прикомнатнойтемпературе 2-3 дня. Более тяжелые смолистые нефти с CaCl2 нагревают на водяной бане в круглодонной колбе с обратным холодильником. По окончании высушивания нефть фильтруют через стеклоткань.

  2. Нефть, содержащую глинистый раствор, отстаивают в делительной воронке, затем отбирают верхнюю часть, переносят в колбу и сушат над CaCl2

  3. Если нефть не содержит легких фракций, то ее растворяют в бензоле, фильтруют. При последующей отгонке на водяной бане (до 100 С) вместе с бензолом удаляется и вода.

  4. Сильноэмульгированные нефти обезвоживают с помощью деэмульгаторов, однако это запрещено при геохимических исследованиях.

  5. В последнее время используют обезвоживание в автоклаве, где эмульсия разрушается при повышенной температуре и давлении.

Определение содержания (%) воды в нефти. Единицы измерения

Буровая вода является постоянным спутником нефти, значительное ее количество создает большие проблемы при эксплуатации оборудования, переработке нефти, сжигании топлива в двигателях и горелках. Наличие воды в моторных топливах, смазочных маслах крайне нежелательно. Содержание воды в смазочных маслах усиливает их склонность к окислению и ускоряет коррозию ме­таллических поверхностей, соприкасающихся с маслом. Присут­ствие воды в моторных топливах может привести при низких температурах к прекращению подачи топлива из-за забивки топливных фильтров кристаллами льда.

Содержащаяся в нефтях вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Содержание растворенной воды зависит в основном от химического состава нефти, нефтепродуктов и температуры. С повышением темпе­ратуры растворимость воды увеличивается во всех углеводоро­дах. Наибольшей растворяющей способностью по отношению к воде обладают ароматические углеводороды. Чем выше содер­жание в нефти ароматических углеводородов, тем выше в ней растворимость воды. При снижении температуры растворимость воды в нефти и нефтепродуктах уменьшается и вода может выделяться в виде дисперсных частиц, образуя водонефтяные эмульсии. В моно­дисперсных эмульсиях содержание воды может доходить до 74 %. В реальных условиях водонефтяные эмульсии являются полидисперсными.

Повышение концентрации солей в пластовой воде, которая образует с нефтью водонефтяную эмульсию, приводит к умень­шению стойкости эмульсии, так как в этом случае возрастает разность плотности воды и нефти. В нефтепродуктах содержание воды значительно меньше, чем в нефтях. Большинство нефтепродуктов по отношению к воде обладает очень низкой растворяющей способностью. Кроме того, нефтяные дистиллятные топлива обладают и мень­шей, чем нефть, эмульгирующей способностью, так как в про­цессе переработки удаляется значительная часть смолистых веществ, нафтеновых кислот и их солей, серосодержащих со­единений, которые, как сказано выше, играют роль эмуль­гаторов.

Методы определения воды в нефти и нефтепродуктах могут быть разбиты на две группы: качественные и количественные.

Качественные испытания позволяют определять не только эмульсионную, но и растворенную воду. К этим методам относятся пробы на прозрачность, Клиффорда, на потрескивание и на реактивную бумагу. Первые два из этих методов исполь­зуют для определения воды в прозрачных нефтепродуктах. Наиболее часто применяемым методом качественного опреде­ления воды является проба на потрескивание.

а) Проба Клиффорда. Метод применим только для светлых нефтепродуктов – бензинов, керосинов, дизельных топлив, реактивных топлив. Испытуемый нефтепродукт встряхивают в делительной воронке с порошкообразным перманганатом калия. При наличии воды происходит окрашивание нефтепродукта в розоватые цвета.

б) Проба на потрескивание. Пробу нефтепродукта нагревают в стеклянной пробирке до заданной температуры. Имеющиеся в нефтепродукте следы влаги переходят в парообразное состояние. При дальнейшем нагревании пузырьки пара, поднимаясь к поверхности масла, разрываются и потрескивают.

В нефтях, поступающих со сборных пунктов на установки обезвоживания и обессоливания, размеры глобул воды находятся в пределах от 3—5 до 7—10 мкм. Эти размеры зависят от гидродинамических и других условий добычи нефти, а также степени обводненности пласта. Размеры глобул в те­чение года для одной и той же скважины могут меняться в пределах 5—12 мкм. Содержание воды в нефти может доходить до 97 %, однако большинство нефтей образуют с водой доста­точно устойчивые эмульсии с содержанием воды не более 60 %. Остальная часть воды находится в свободном состоянии и легко отстаивается.

Важным показателем нефтяных эмульсий является их устой­чивость, т. е. способность в течение длительного времени не разрушаться. Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий измеряется продолжительностью их существования и для раз­личных нефтяных эмульсий колеблется от нескольких секунд до нескольких часов и даже месяцев. Устойчивость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, в том числе от нали­чия в них веществ, называемых эмульгаторами. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела фаз, снижают межфазное поверхностное натяжение и таким образом повышают ее устой­чивость. Известны десятки подобных веществ, содержащихся в нефтях. Большая их часть принадлежит к классу поверх­ностно-активных веществ. Такими компонентами нефти яв­ляются различные нефтяные кислоты, смолистые соединения.

В процессе образования и стабилизации водонефтяных эмульсий наряду с поверхностно-активными веществами важ­ную роль играют тонкодисперсные нерастворимые твердые продукты, находящиеся в нефти в коллоидном состоянии. К ним относятся асфальтены, микрокристаллы парафина, сульфид железа и другие механические примеси. Эти продукты образуют на поверхности капель механически прочные оболоч­ки, препятствующие их коалесценции. Стабилизация водонефтяных эмульсий определяется зако­номерностями адсорбции на поверхности капель различных эмульгирующих веществ. Вначале этот процесс идет быстро, а затем, по мере заполнения свободной поверхности капель, постепенно затухает и скорость его стремится к нулю. В этот период состав и структура бронирующих оболочек стабилизи­руется. Время, необходимое для такой стабилизации, назы­вается временем старения эмульсии. Время старения эмульсии зависит от многих факторов и для большинства нефтей изменяется от двух-трех до десятков часов. Во время старения повышается и устойчивость эмульсий к расслоению. Стойкость эмульсий существенно зависит от фракционного состава нефтей. Чем больше содержание в нефти светлых фракций, тем менее устойчивы водонефтяные эмульсии, так как при этом увеличивается разность плотностей воды и нефти. Эмульсии высоковязких нефтей имеют более высокую стой­кость, так как более высокая вязкость дисперсной среды пре­пятствует столкновению частиц воды и их укрупнению, т.е. коалесценции

Для количественного определения воды в нефти и нефте­продуктах можно использовать различные их свойства, функ­ционально связанные с содержанием в них воды: плотность, вязкость, поверхностное натяжение, диэлектрическую прони­цаемость, электропроводимость, теплопроводность и т. д. Зара­нее рассчитать вид функции, как правило, невозможно из-за неаддитивного вклада воды в измеряемый пара­метр. Неаддитивность обусловлена химическим взаимодей­ствием молекул воды и вещества. По этой причине математи­ческую зависимость обычно находят, используя эксперимен­тальные данные.

Другая группа методов основана на использовании хими­ческих и физико-химических свойств самой воды. К ним, на­пример, относятся метод титрования реактивом Фишера, гидридкальциевый метод и др.

Существующие количественные методы определения воды в жидких продуктах, кроме того, делят на прямые и косвенные. К прямым методам относят метод Дина и Старка, титрование реактивом Фишера, гидридкальциевый метод и центрифугиро­вание, к косвенным — ИК-спектрофотометрический, кондуктометрический, колориметрический и др.

Для количественного определения воды в нефтях применяется метод Дина и Старка, принятый в качестве стандартного (ГОСТ 2477-65).

Прибор для определения содержания воды:

1. Колба круглодонная 200-250 мл

2. Насадка Дина-Старка

3. Холодильник (обратный)

Сущность определения заключается в отгонке от нефти воды со специальным растворителем и последующем их разделении в градуированном приемнике на два слоя. Растворитель не должен содержать примесей воды осадка. В качестве растворителя можно использовать бензин прямой гонки (Ткип=100-140 оС), нефтяной дистиллят (Ткип=100-200 оС), содержащие не более 3% ароматических УВ, изооктан, толуол. Перед анализом нефть хорошо перемешивают 5-минутным встряхиванием, вязкие и парафинистые нефти предварительно нагревают до 40-50 оС. После этого берут пробу нефти 100 г (или 100 см3), добавляют 100 мл растворителя и перемешивают содержимое. Колбу (1) присоединяют к приемнику-ловушке (насадка Дина-Старка) (2) и холодильнику (3). Колбу с содержимым нагревают до кипения и ведут перегонку до тех пор, пока в приемнике-ловушке не перестанет увеличиваться объем нижней водной фазы, при этом верхний слой растворителя должен стать совершенно прозрачным. Время перегонки составляет 30-60 мин. Оставшиеся на стенках холодильника капли воды сталкивают или смывают растворителем в ловушку. Замеряют количество воды в ловушке и рассчитывают массовую (Х) или объемную (Х1) долю воды в %:

Х = Vo/m100X1=Vo/V100

Vo– объем воды в приемнике-ловушке см3

V-объем пробы, см 3 m - масса пробы, г.

studfiles.net

Цели и задачи исследования нефтей, нефтепродуктов. Отбор проб нефтей. Подготовка к анализу.

http://www.studfiles.ru/preview/1772355/

Методы выделения и разделения ГАС (8 часть)

Семинары

по курсу «Методы исследования нефтей и нефтепродуктов» (4 курс)

1.

Тема, содержание.

Цели и задачи исследования нефтей, нефтепродуктов.

Подготовка нефтей к анализу. Отбор проб нефтей (с.17), обезвоживание проб нефтей. Анализ нефтей применительно к решению геохимических задач, анализ и методы определения физико-химических свойств, необходимых для общей характеристики нефтей

Основные задачи технического анализа нефтепродуктов.

Физические свойства нефтей и нефтепродуктов. Плотность (с.28). Методы определения плотности. Вязкость (кинематическая и динамическая). Молекулярная масса. Температуры застывания и кристаллизации, вспышки, воспламенения и самовоспламенения.

ИК-спектроскопия, ее применение для анализа нефтяных объектов. Идентификация и структурно-групповой анализ компонентов нефти по их ИК-спектрам. ИК-спектрометрия при геохимических исследованиях нефтей и конденсатов (Калуг.)

УФ-спектроскопия.

3.

Хроматография. ВЭЖХ. ГЖХ. ГЖХ-МС.

4.

Углеводороды нефти Выделение углеводородов нефти. Схема выделения метано-нафтеновых углеводородов (УВ)

5.

Схема выделения ароматических углеводородов из низко- и высококипящих фракций нефти.

6.

Схема выделения кислородных соединений нефти.

7.

Схема выделения сернистых соединений нефти

8.

Схема выделения азотистых соединений нефти

Вопросы к коллоквиуму по теме «Общая физико-химическая характеристика нефтей и подготовка нефтей к анализу»

  1. Подготовка нефтей к анализу. Определение относительной плотности нефтей и нефтяных фракций (ареометрический и пикнометрический методы)

  2. Отбор проб нефтей. Способы определения вязкости.

  3. Обезвоживание нефтей . Определение содержания воды в нефтях

  4. Определение содержания механических примесей. Температура вспышки, воспламенения и самовоспламенения.

  5. Определение содержания смолисто-асфальтеновых веществ

  6. Определение молекулярной массы нефтяных фракций и нефтепродуктов.

  7. Оптические свойства нефтепродуктов

  8. Определение фракционного состава нефти (перегонка при атмосферном давлении без ректификации)

9. Определение температуры застывания, начала кристаллизации.

Семинар 1

Любой вид исследования нефти начинается с ее общей характеристики, включающей установившийся комплекс аналитических определений. Но успех исследований зависит прежде всего от правильного отбора проб нефтей. Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовые пробы нефти отбирают специальными глубинными пробоотборниками. Анализ пластовых нефтей дает информацию о пластовом давлении, давлении насыщения нефти газом, пластовую температуру – т. е. свойства нефти в пластовых условиях и термодинамические характеристики пласта. После разгазирования пластовой нефти вычисляют газовый фактор, объемный коэффициент, вязкость и плотность нефти в пластовых условиях.

Поверхностная проба по составу весьма незначительно отличается от глубинной (пластовой), в основном только содержанием газа и легких углеводородов (бензиновыми фракциями). В связи с этим наибольшее распространение получил отбор поверхностных проб нефти из крана на устье скважины. Наиболее целесообразно отбирать пробы сразу после вскрытия залежи, т.к. свойства и состав нефти изменяются при разработке месторождения. Готовясь к отбору проб, необходимо четко представлять задачи исследования и составлять план отбора по площади и разрезу пород в месторождении. Например, если стоит задача определения изменения состава нефти по простиранию пласта, то следует отбирать пробы в таких местах, как у водонефтяного контакта, вблизи газовой шапки (на куполе), с учетом пористости и проницаемости пласта.

При отборе проб нефтей полезными будут карта расположения скважин, тектоническая схема района, схема распределения коллекторов с их физической характеристикой (пористостью, проницаемостью).

Оптимальное количество проб нефтей, необходимое для характеристики пласта 1 месторождения равно 3. Но если исследования проводят с детальным химическим анализом и исследованием индивидуального состава УВ, достаточно 1 пробы нефти из скважины, расположенной в той части структуры, которая наиболее полно отражает среднюю характеристику пласта. (с.18)

Обезвоживание нефтей (с.22)

Сырые нефти обычно содержат воду (от следов до 90-95%), которая может находиться в виде эмульсии или в растворенном состоянии. Присутствие воды в нефтях крайне нежелательно, т.к. она затрудняет проведение анализов и влияет на точность определения состава и свойств.

Существует несколько наиболее часто используемых в лаборатории методов обезвоживания нефтей:

  1. Если в образце много воды, то для ее отделения смесь помещают в делительную воронку, отстаивают и сливают нижний слой. Затем нефть обезвоживают с помощью CaCl2 (эффективность 97%). Легкие нефти и конденсаты выдерживают над CaCl2 прикомнатнойтемпературе 2-3 дня. Более тяжелые смолистые нефти с CaCl2 нагревают на водяной бане в круглодонной колбе с обратным холодильником. По окончании высушивания нефть фильтруют через стеклоткань.

  2. Нефть, содержащую глинистый раствор, отстаивают в делительной воронке, затем отбирают верхнюю часть, переносят в колбу и сушат над CaCl2

  3. Если нефть не содержит легких фракций, то ее растворяют в бензоле, фильтруют. При последующей отгонке на водяной бане (до 100 С) вместе с бензолом удаляется и вода.

  4. Сильноэмульгированные нефти обезвоживают с помощью деэмульгаторов, однако это запрещено при геохимических исследованиях.

  5. В последнее время используют обезвоживание в автоклаве, где эмульсия разрушается при повышенной температуре и давлении.

Определение содержания (%) воды в нефти. Единицы измерения

Буровая вода является постоянным спутником нефти, значительное ее количество создает большие проблемы при эксплуатации оборудования, переработке нефти, сжигании топлива в двигателях и горелках. Наличие воды в моторных топливах, смазочных маслах крайне нежелательно. Содержание воды в смазочных маслах усиливает их склонность к окислению и ускоряет коррозию ме­таллических поверхностей, соприкасающихся с маслом. Присут­ствие воды в моторных топливах может привести при низких температурах к прекращению подачи топлива из-за забивки топливных фильтров кристаллами льда.

Содержащаяся в нефтях вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Содержание растворенной воды зависит в основном от химического состава нефти, нефтепродуктов и температуры. С повышением темпе­ратуры растворимость воды увеличивается во всех углеводоро­дах. Наибольшей растворяющей способностью по отношению к воде обладают ароматические углеводороды. Чем выше содер­жание в нефти ароматических углеводородов, тем выше в ней растворимость воды. При снижении температуры растворимость воды в нефти и нефтепродуктах уменьшается и вода может выделяться в виде дисперсных частиц, образуя водонефтяные эмульсии. В моно­дисперсных эмульсиях содержание воды может доходить до 74 %. В реальных условиях водонефтяные эмульсии являются полидисперсными.

Повышение концентрации солей в пластовой воде, которая образует с нефтью водонефтяную эмульсию, приводит к умень­шению стойкости эмульсии, так как в этом случае возрастает разность плотности воды и нефти. В нефтепродуктах содержание воды значительно меньше, чем в нефтях. Большинство нефтепродуктов по отношению к воде обладает очень низкой растворяющей способностью. Кроме того, нефтяные дистиллятные топлива обладают и мень­шей, чем нефть, эмульгирующей способностью, так как в про­цессе переработки удаляется значительная часть смолистых веществ, нафтеновых кислот и их солей, серосодержащих со­единений, которые, как сказано выше, играют роль эмуль­гаторов.

Методы определения воды в нефти и нефтепродуктах могут быть разбиты на две группы: качественные и количественные.

Качественные испытания позволяют определять не только эмульсионную, но и растворенную воду. К этим методам относятся пробы на прозрачность, Клиффорда, на потрескивание и на реактивную бумагу. Первые два из этих методов исполь­зуют для определения воды в прозрачных нефтепродуктах. Наиболее часто применяемым методом качественного опреде­ления воды является проба на потрескивание.

а) Проба Клиффорда. Метод применим только для светлых нефтепродуктов – бензинов, керосинов, дизельных топлив, реактивных топлив. Испытуемый нефтепродукт встряхивают в делительной воронке с порошкообразным перманганатом калия. При наличии воды происходит окрашивание нефтепродукта в розоватые цвета.

б) Проба на потрескивание. Пробу нефтепродукта нагревают в стеклянной пробирке до заданной температуры. Имеющиеся в нефтепродукте следы влаги переходят в парообразное состояние. При дальнейшем нагревании пузырьки пара, поднимаясь к поверхности масла, разрываются и потрескивают.

В нефтях, поступающих со сборных пунктов на установки обезвоживания и обессоливания, размеры глобул воды находятся в пределах от 3—5 до 7—10 мкм. Эти размеры зависят от гидродинамических и других условий добычи нефти, а также степени обводненности пласта. Размеры глобул в те­чение года для одной и той же скважины могут меняться в пределах 5—12 мкм. Содержание воды в нефти может доходить до 97 %, однако большинство нефтей образуют с водой доста­точно устойчивые эмульсии с содержанием воды не более 60 %. Остальная часть воды находится в свободном состоянии и легко отстаивается.

Важным показателем нефтяных эмульсий является их устой­чивость, т. е. способность в течение длительного времени не разрушаться. Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий измеряется продолжительностью их существования и для раз­личных нефтяных эмульсий колеблется от нескольких секунд до нескольких часов и даже месяцев. Устойчивость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, в том числе от нали­чия в них веществ, называемых эмульгаторами. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела фаз, снижают межфазное поверхностное натяжение и таким образом повышают ее устой­чивость. Известны десятки подобных веществ, содержащихся в нефтях. Большая их часть принадлежит к классу поверх­ностно-активных веществ. Такими компонентами нефти яв­ляются различные нефтяные кислоты, смолистые соединения.

В процессе образования и стабилизации водонефтяных эмульсий наряду с поверхностно-активными веществами важ­ную роль играют тонкодисперсные нерастворимые твердые продукты, находящиеся в нефти в коллоидном состоянии. К ним относятся асфальтены, микрокристаллы парафина, сульфид железа и другие механические примеси. Эти продукты образуют на поверхности капель механически прочные оболоч­ки, препятствующие их коалесценции. Стабилизация водонефтяных эмульсий определяется зако­номерностями адсорбции на поверхности капель различных эмульгирующих веществ. Вначале этот процесс идет быстро, а затем, по мере заполнения свободной поверхности капель, постепенно затухает и скорость его стремится к нулю. В этот период состав и структура бронирующих оболочек стабилизи­руется. Время, необходимое для такой стабилизации, назы­вается временем старения эмульсии. Время старения эмульсии зависит от многих факторов и для большинства нефтей изменяется от двух-трех до десятков часов. Во время старения повышается и устойчивость эмульсий к расслоению. Стойкость эмульсий существенно зависит от фракционного состава нефтей. Чем больше содержание в нефти светлых фракций, тем менее устойчивы водонефтяные эмульсии, так как при этом увеличивается разность плотностей воды и нефти. Эмульсии высоковязких нефтей имеют более высокую стой­кость, так как более высокая вязкость дисперсной среды пре­пятствует столкновению частиц воды и их укрупнению, т.е. коалесценции

Для количественного определения воды в нефти и нефте­продуктах можно использовать различные их свойства, функ­ционально связанные с содержанием в них воды: плотность, вязкость, поверхностное натяжение, диэлектрическую прони­цаемость, электропроводимость, теплопроводность и т. д. Зара­нее рассчитать вид функции, как правило, невозможно из-за неаддитивного вклада воды в измеряемый пара­метр. Неаддитивность обусловлена химическим взаимодей­ствием молекул воды и вещества. По этой причине математи­ческую зависимость обычно находят, используя эксперимен­тальные данные.

Другая группа методов основана на использовании хими­ческих и физико-химических свойств самой воды. К ним, на­пример, относятся метод титрования реактивом Фишера, гидридкальциевый метод и др.

Существующие количественные методы определения воды в жидких продуктах, кроме того, делят на прямые и косвенные. К прямым методам относят метод Дина и Старка, титрование реактивом Фишера, гидридкальциевый метод и центрифугиро­вание, к косвенным — ИК-спектрофотометрический, кондуктометрический, колориметрический и др.

Для количественного определения воды в нефтях применяется метод Дина и Старка, принятый в качестве стандартного (ГОСТ 2477-65).

Прибор для определения содержания воды:

1. Колба круглодонная 200-250 мл

2. Насадка Дина-Старка

3. Холодильник (обратный)

Сущность определения заключается в отгонке от нефти воды со специальным растворителем и последующем их разделении в градуированном приемнике на два слоя. Растворитель не должен содержать примесей воды осадка. В качестве растворителя можно использовать бензин прямой гонки (Ткип=100-140 оС), нефтяной дистиллят (Ткип=100-200 оС), содержащие не более 3% ароматических УВ, изооктан, толуол. Перед анализом нефть хорошо перемешивают 5-минутным встряхиванием, вязкие и парафинистые нефти предварительно нагревают до 40-50 оС. После этого берут пробу нефти 100 г (или 100 см3), добавляют 100 мл растворителя и перемешивают содержимое. Колбу (1) присоединяют к приемнику-ловушке (насадка Дина-Старка) (2) и холодильнику (3). Колбу с содержимым нагревают до кипения и ведут перегонку до тех пор, пока в приемнике-ловушке не перестанет увеличиваться объем нижней водной фазы, при этом верхний слой растворителя должен стать совершенно прозрачным. Время перегонки составляет 30-60 мин. Оставшиеся на стенках холодильника капли воды сталкивают или смывают растворителем в ловушку. Замеряют количество воды в ловушке и рассчитывают массовую (Х) или объемную (Х1) долю воды в %:

Х = Vo/m100X1=Vo/V100

Vo– объем воды в приемнике-ловушке см3

V-объем пробы, см 3 m - масса пробы, г.

studfiles.net

Добыча и отбор проб нефтей

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Введение. Нефть и газ относятся к категории важнейших полезных ископаемых, определяющих как энергетический, так и в целом экономический потенциал страны. Большая часть добываемой в мире нефти (80-90%) перерабатывается в различные виды топлива (бензины различных марок, топлива для воздушно-реактивных и дизельных двигателей, речных и морских судов), масла и пластичные смазки, парафины, церезины, мазут, битум, кокс. Не менее важно использование нефти как сырья для органического синтеза.

Целью курса является:

  1. Изучение физико-химических основ сущности методов разделения и выделения отдельных групп или индивидуальных соединений из нефтей, фракций и нефтепродуктов и современных методов исследования

  2. Научное обоснование применения каждого метода выделения и исследования для решения данной задачи

  3. Научная интерпретация результатов, полученных при исследовании или выделении.

Следует различать понятия сырая и товарная нефть. Сырая нефть – это жидкая (в большинстве случаев) природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси. Товарная нефть (нефть) – нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

Исследование проб нефтей (сырых ) и конденсатов, получаемых из скважин в новых районах и площадях, на первом этапе ставит своей целью определение общих свойств нефти или конденсата, требуемых, в частности для паспортизации месторождения и подсчета запасов, а также получение основных сведений об их химическом, групповом составе и групповом (индивидуальном) составе углеводородов. Такие исследования, в которых заинтересованы в первую очередь производственные организации, должны проводиться в максимально сокращенные сроки. Исследования проводят по строго стандартизованным и унифицированным методам, включающим строго определенный круг анализов и определений.

Типовая (упрощенная) схема для такого рода исследований предусматривает определение:

  1. содержания мехпримесей

  2. содержания асфальтенов

  3. содержания воды

  4. содержания общей серы и азота

  5. содержания порфиринов

  6. относительной плотности

  7. кинематической вязкости при 20 и 50 оС

  8. фракционного состава нефти

  9. группового состава нефти (масел, смол, асфальтенов)

  10. содержания твердых парафинов и их температуры плавления

  11. содержания сложных эфиров и определение числа кислотности

  12. температура застывания (замерзания)

Существующие методы исследования нефтей и н/продуктов можно разделить на:

  1. Общие методы анализа нефтей и нефтепродуктов:

А) методы технического анализа (определение плотности  [ро], вязкости  [тета], ТоС кипения, плавления и замерзания, показателя преломления n , молекулярной массы)

Б) аналитические методы (определение C, H, N, S,O, содержание h30, h3S, механических примесей, золы, хлористых солей, парафинов)

  1. Инструментальные методы исследования нефтей и н/продуктов: (ИК - и электронная

спектроскопия, ЯМР-спектроскопия, масс-спектрометрия и хроматомасс-спектрометрия, потенциометрия, газо-жидкостная ГЖХ и жидкостно-жидкостная хроматографии)

  1. Методы выделения и разделения нефтей и н/продуктов:

А) перегонка, ректификация; Б) диффузионные методы; В) клатрато - и комплексообразование; Г) экстракция; Д) хроматографические методы; Е) химическая модификация нефтяных компонентов для разделения и исследования

  1. Методы определения группового и структурно- группового состава нефтей,

нефтяных фракций и нефтепродуктов.

Для подъема нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

Сбор нефти с поверхности водоемов– это, очевидно, первый по времени появления способ добычи, который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии. Сбор нефти в России, с поверхности реки Ухты начат в 1745 г. В 1858 на полуострове Челекен (Каспийское море) нефть собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: нефть накапливалась на поверхности.

Разработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, и извлечение из него нефти, впервые описаны итальянским ученымФ. Ариостов 15 веке. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем нефть выжимали в мешках при помощи пресса. В 1833 –1845 г.г. нефть добывали из песка на берегу Азовского моря. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из колодцевпроизводилась в Киссии, древней области между Ассирией и Мидией, в 5 веке до нашей эры при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Подробное описание колодезной добычи нефти в Баку дал немецкий натуралистЭ. Кемпфер. Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом.

Добыча нефти посредством скважинначала широко применяться с 60-х годов 19 века. Вначале, наряду с открытыми фонтанами и сбором нефти в вырытые рядом со скважинами земляные амбары, добыча нефти осуществлялась также с помощью цилиндрических ведер с клапаном в днище. Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедренаглубоконасосная эксплуатация,которую в 1874 г применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 г. в Баку. В 1886 гВ.Г. Шуховпредложилкомпрессорную добычу нефти, которая была испытана в Баку в 1897 г. Более совершенный способ подъема нефти из скважины –газлифт– предложил в 1914 гМ.М. Тихвинский.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газов в пластах к эксплуатационным скважинам.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли.

На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются две системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой группового сборного пункта.

Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовая проба дает представление о свойствах нефти в пластовых условиях и позволяет установить термодинамическую характеристику пласта (ТоС, Р в пласте, давление насыщения нефти газом.). Пробу в этом случае отбирают специальным глубинным пробоотборником. Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин. Поверхностная проба нефти несколько отличается от пластовой. На поверхности пробу нефти отбирают из краника отводной трубы скважины.

Отбор проб нефти при излиянии ее на поверхность производится после предварительных расчистки, углубления или создания искусственной ловушки.

studfiles.net


Смотрите также