Методы определения содержания воды в нефти. Влага в нефти


Определение содержания остаточной воды в нефти

 

При добыче нефти ее сопровождают пластовые воды с растворенными в ней солями (хлоридами, сульфатами, карбонатами). Содержание воды и солей в нефти колеблется в широких пределах в зависимости от условий залегания, методов разработки и способов добычи нефти. Обводненность добываемого потока может достигать 80-90%. Минерализованная вода присутствует в нефти в виде эмульгированных глобул, образующих, в основном, нефтяную эмульсию обратного типа "вода в нефти". Нефтяная эмульсия стабилизируется прочными адсорбционными пленками на границе раздела фаз нефть-вода, которые являются физическим барьером для контакта между диспергированными глобулами воды, препятствуют их слиянию (коалесценции) и осаждению (седиментации). Этот барьер создают природные стабилизаторы (эмульгаторы) - различные высокомолекулярные компоненты нефти и примеси. Это такие полярные вещества, как смолы, асфальтены, соли нафтеновых кислот, а также твердые, тугоплавкие парафины и различные механические примеси (глина, ил, кварцевый песок, нерастворимые в воде соли, окислы железа (II, III), сульфид железа и др.).

Обводненные нефти вызывают ряд трудностей и осложнений в работе технологического оборудования: это коррозия трубопроводов, резервуаров, насосов; повышение вязкости и возрастание энергозатрат при перекачке такой нефти; нарушение режима атмосферной перегонки нефти. Во избежание этого разработаны различные методы и способы обезвоживания нефтей. Наиболее простым и эффективным является разрушение эмульсии термохимическим методом с помощью деэмульгаторов – поверхностно-активных веществ различных классов и типов. Согласно общепринятой теории П.А. Ребиндера, действием деэмульгатора ослабляется структурно-механическая прочность адсорбционных слоев, состоящих из природных эмульгаторов. Применение оптимальных дозировок деэмульгатора в сочетании с нагревом эмульсии за счет снижения вязкости эмульсии позволяет интенсифицировать процессы обезвоживания и обессоливания нефтей и провести их наиболее полно. Подробнее об этом, а также о методике лабораторного деэмульгирования нефти можно узнать в [2-4].

Согласно ГОСТ 51858-2002, подготавливаемая к дальнейшей переработке нефть должна иметь характеристики, указанные в таблицах 2 и 3 Приложения 1.

Методика определения содержания воды в нефти методом Дина-Старка.

Метод основан на отделении воды от нефти за счет азеотропной перегонки. Азеотропная перегонка представляет собой процесс ректификации в присутствии растворителя, который является наиболее летучим компонентом смеси. Растворитель выбирается таким, чтобы увеличить относительную летучесть тех компонентов, которые должны быть удалены.

В случае работы по определению остаточной воды в нефти в качестве растворителя, удаляющего воду, выступает легкокипящая фракция деароматизированного бензина. Некоторые углеводороды, находящиеся в бензине, такие как пентан, гексан, гептан, октан, позволяют выделять воду из нефти при температурах меньших, чем это необходимо для кипения воды. К примеру, азеотропная смесь гептана и воды в соотношении 87/13 выкипает при температуре 79,2 0С, тогда как их температуры кипения составляют 98,4 и 100 0С.

Ранее, при действии ГОСТа 443-76 использовался бензин марок "Калоша" ("Галоша"). В настоящее время он идет под наименованием Нефрас С2-80/120. В целом, может быть использована легкая фракция прямогонного бензина.

Следует отметить, что доверительные результаты метод Дина-Старка дает при анализе остаточной воды. Применение его для определения содержания воды в эмульсии достаточно спорно, так как результат, зачастую, оказывается серьезно занижен.

Пробу нефти предварительно хорошо перемешивают. Затем в круглодонную колбу (рис. 1) емкостью 0,5 л берут навеску нефти в количестве 100 г (с точностью до 0,02 г), наливают в колбу 100 мл прямогонного бензина, добавляют "кипелки" (кусочки фарфора или керамики) и собирают прибор Дина-Старка (рис. 1.). Вся используемая посуда (колба, ловушка-приемник, обратный холодильник) должна быть чистой и сухой. Нагревание колбы с нефтью осуществляют с помощью электронагревательного прибора так, чтобы из холодильника в ловушку стекало по 2-4 капли в секунду сконденсированной азеотропной смеси воды с растворителем.

В процессе перегонки ловушка полностью заполняется и бензин начинает переливаться обратно в перегонную колбу. Вода же постепенно накапливается в нижней части ловушки. Перегонку ведут до тех пор, пока объем воды в ловушке не перестанет изменяться (от 30-ти 60-ти минут).

Рисунок 1 - Прибор Дина-Старка:

1 - круглодонная колба;

2 - ловушка Дина-Старка;

3 - холодильник.

 

Содержание воды в нефти (в % мас.) определяют по формуле:

, (1)

где V – объем воды в ловушке, мл;

- плотность воды, г/см3;

G – навеска нефти, г.

 

Внимание! При проведении работы существует возможность возгорания установки. Если выставлен чрезмерно мощный уровень нагрева колбы, то образуется большой объем паров, проходящих через холодильник. Эти пары препятствуют обратному течению конденсата в ловушку, в результате чего конденсат накапливается в холодильнике и через некоторое время переливается через его верх на электрическую плитку. Поэтому всегда следует следить на ходом перегонки и уровнем нагрева смеси.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Содержание - растворенная вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Содержание - растворенная вода

Cтраница 3

Содержащаяся в нефтях вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Содержание растворенной воды зависит в основном от химического состава нефти и нефтепродуктов и температуры. С повышением температуры растворимость воды увеличивается во всех углеводородах. Наибольшей растворяющей способностью по отношению к воде обладают ароматические углеводороды.  [31]

Такой незначительный температурный перепад по сравнению с перепадом давления оказывает малое влияние на степень насыщения газов парами воды. На рис. 37 приведен график, показывающий содержание растворенной воды в природном газе для различных соотношений давления и температуры.  [32]

С повышением относительной влажности воздуха и при постоянной темнературе равновесное содержание воды в масле растет линейно. При ср 100 % влага в виде тумана садится на масло, образуются две фазы, количество воды неограниченно растет, а содержание растворенной воды остается равным хмакс.  [33]

Третьим источником является вода. Сюда относится растворимая вода, остающаяся в топливе и маслах, что обусловлено гигроскопичностью углеводородной смеси, и конденсационная вода, накапливающаяся в отстое в зависимости от температурного перепада и влажности окружающей среды. Содержание растворенной воды в углеводородной смеси отвечает предельной величине растворимости ее для данной температуры.  [34]

Наличие воды в нефтепродуктах оказывает очень заметное влияние на склонность их к электризации. На рис. 2.9 показано, как изменяется ток электризации керосина ТС-1 в трубопроводе длиной 15 м, диаметром 250 мм в зависимости от количества воды в керосине. Увеличение содержания растворенной воды в топливе вначале увеличивает ток электризации благодаря возрастанию количества диссоциирующих в воде примесей. С достижением содержания воды в топливе свыше 0 006 % объемных ( предел растворимости воды в керосине 0.007 %) ток электризации уменьшается и может даже изменить знак. Происходит это в связи с формированием противоположных двойных электрических слоев у поверхности раздела фаз металл-нефтепродукт и капля воды - металл при появлении эмульгированной воды. При наличии большого количества воды в топливе существенно изменяется также и характер изменения токов электризации в зависимости от скорости прокачки по трубопроводу ( рис. 2.10), что совершенно не согласуется с результатами, полученными для обезвоженного топлива.  [36]

Методы определения воды в нефтепродуктах могут быть разбиты на две группы: качественные испытания на воду и количественные методы определения воды в процентах. Качественные испытания, как правило, позволяют определять наличие не только суспензированной и эмульсионной, а также и растворенной воды; количественными методами в большинстве случаев растворенная вода не определяется. Существуют специальные способы для определения содержания растворенной воды.  [37]

Большое влияние на образование осадков имеют строение меркаптанов и количество растворенной в топливе воды. В абсолютно сухом топливе кадмиевые покрытия под действием меркаптанов не образуют осадков. При разрушении кадмиевого покрытия не только теряется вес кадмированной пружины, но и снижается содержание растворенной воды и меркаптанов в топливе. Снижение содержания растворенной воды в топливе свидетельствует о том, что вода является не просто средой, в которой проявляется коррозийная агрессивность меркаптанов, но и сама принимает участие в реакции.  [39]

Однако если топливо охладить, то влага, перешедшая в атмосферу в замкнутом объеме, снова возвратится в топливо. Если же водяные пары, перешедшие в воздух при нагревании нефтепродукта, удалить, то в замкнутом объеме при последующем охлаждении жидкой фазы обводнения, естественно, не произойдет. Если температура воздуха и нефтепродукта понижается одновременно, то при постоянной относительной влажности или при ее увеличении содержание растворенной воды в нефтепродуктах уменьшается. Это объясняется переходом воды из топлив и масел в атмосферу, поскольку при понижении температуры растворимость воды уменьшается. Однако вода из нефтепродукта уходит только в том случае, если его температура понижается достаточно медленно. При резком понижении температуры вода не успевает перейти в атмосферу и выпадает в виде мелких капель. Если выделение воды из топлива происходит при отрицательных температурах, то выделившиеся капли воды замерзают и превращаются в кристаллы льда.  [40]

Большое влияние на образование осадков имеют строение меркаптанов и количество растворенной в топливе воды. В абсолютно сухом топливе кадмиевые покрытия под действием меркаптанов не образуют осадков. При разрушении кадмиевого покрытия не только теряется вес кадмированной пружины, но и снижается содержание растворенной воды и меркаптанов в топливе. Снижение содержания растворенной воды в топливе свидетельствует о том, что вода является не просто средой, в которой проявляется коррозийная агрессивность меркаптанов, но и сама принимает участие в реакции.  [41]

Теперь много углекислоты расходуется в машиностроении, судостроении и других отраслях промышленности. Это повлекло за собой повышение требований к чистоте углекислоты. Так, в пищевой жидкой углекислоте должно быть не менее 98 5 % двуокиси углерода, допускается до 0 1 % воды в свободном виде и не ограничивается содержание растворенной воды. В углекислоте же, применяемой при электросварке и наплавке защитной средой, минимальное содержание двуокиси углерода составляет 99 5 %; в ней совсем не допускается присутствие воды.  [42]

Так, метод по Дину и Старку, предусмотренный в ГОСТ 2477 - 65 Нефтепродукты. Метод определения воды по потрескиванию ( ГОСТ 1547 - 74 Масла нефтяные. Качественный метод определения воды) часто дает невоспроизводимые результаты. Метод определения содержания растворенной воды) требует длительного времени для реализации и приводит к заниженным результатам.  [43]

Взрывные явления в газовых фазах возможны при попадании в сосуд с хлором водорода или органических соединений. Взрывные явления водорода с хлором были зарегистрированы на хлорпроизводящих предприятиях. На хлорпотребляющих производствах такие случаи возможны при попадании в хлорный танк воздуха, загрязненного углеводородами. Теоретически возможно образование хлор-водородных смесей в диапазоне взрывоопасных концентраций и при попадании воды в танки жидкого хлора. Такие случаи могут быть исключены при строгом соблюдении содержания растворенной воды в жидком хлоре, а также при обеспечении осушки сжатого воздуха до точки росы минус 40 С с непрерывным контролем влажности. Для исключения попадания в танк несовместимых с хлором веществ на складе хлора должна быть предусмотрена автономная установка для осушки воздуха с забором воздуха из мест, где исключено его загрязнение углеводородами.  [44]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Методы определения содержания воды в нефти

Методы определения воды в нефти и нефтепродуктах делятся 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 (наиболее часто) и на реактивную бумагу. Первые два из этих методов исполь­зуют для определения воды в прозрачных нефтепродуктах.

а) Проба Клиффорда. Метод применим только для светлых нефтепродуктов – газоконденсатов, бензинов, керосинов, реактивных и дизельных 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 нефти или нефтепродукта с низким содержанием воды нагревают в стеклянной пробирке до заданной температуры. Имеющиеся в образце следы влаги переходят в парообразное состояние, поднимаются к поверхности углеводородного образца, разрываются и потрескивают.

Количественное определение воды в нефтепродуктах и нефти чаще всего проводят с использованием методов:

а) дистилляции (Дина-Старка), который заключается в нагреве пробы в колбе с обратным холодильником в присутствии не смешивающегося с водой растворителя, который перегоняется вместе с водой, находящейся в образце, при этом конденсированная вода собирается в градуированной части ловушки (Дина–Старка), а растворитель возвращается в колбу. Метод определения воды по Дину-Старку с использование экстракционно-дистилляционного аппарата для определения воды в сырой нефти. ASTM D4006 отличается от близких методов ASTM D95, ГОСТ Р 51946 в основном тем, что для предотвращения конденсации влаги в верхнюю часть холодильника Либиха устанавливают осушительную трубку и для переноса сконденсировавшейся на стенках холодильника влаги используют смыв ксилолом.

Метод не применим для определения содержания растворенной или любой воды, присутствующей в количествах менее 0,5 % об. Для этого используются более точные методы, например, газометрический.

Рис. Прибор для определения содержания воды в нефти и н/продуктах: 1 – колба; 2 – насадка Дина–Старка; 3-холодильник (обратный)

б) газометрический метод - химического взаимодействия воды, присутствующей в нефти (нефтепродукте), с реактивами (металлическими натрием, кальцием, гидридом кальция, реактивом Карла–Фишера), сопровождающийся выделением водорода.

Полевой (газометрический метод) определения содержания воды относится к международному стандарту ИСО 9114, применим при содержании воды в сырой нефти от 0,05 до 2 % об. в тех случаях, когда нет возможности использовать лабораторные методы. Сущность метода заключается в том, что предварительно пробу гомогенизируют с помощью смесителя, берут аликвоту и переносят в реакционный сосуд, где вода реагирует с гидридом кальция (Cah3) или со щелочными металлами (натрием, кальцием), затем измеряют объем выделяющегося водорода:

Cah3 + 2h3O = Ca(OH)2 + h3

2Na + 2h3O = 2NaOH + h3

Ca + 2h3O = Ca(OH)2 + h3

в) Определение воды и осадка в сырой нефти методом центрифугирования по ASTM D 96, D 91. Термостатируемая центрифуга оснащена ротором для четырех пробирок на 100 мл. Диапазон температур +5...+70°С/ 1°C. Встроенный таймер 1– 60 мин.

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.

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.

Качественные методы.

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 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 о С), нефтяной дистиллят (Ткип=100-200 о С), 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 о С. 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/m 100 X1=Vo/V 100

Vo – объем воды в приемнике-ловушке см 3

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

studfiles.net

Методы определения содержания воды в нефти

Методы определения воды в нефти и нефтепродуктах делятся 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 (наиболее часто) и на реактивную бумагу. Первые два из этих методов исполь­зуют для определения воды в прозрачных нефтепродуктах.

а) Проба Клиффорда. Метод применим только для светлых нефтепродуктов – газоконденсатов, бензинов, керосинов, реактивных и дизельных 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 нефти или нефтепродукта с низким содержанием воды нагревают в стеклянной пробирке до заданной температуры. Имеющиеся в образце следы влаги переходят в парообразное состояние, поднимаются к поверхности углеводородного образца, разрываются и потрескивают.

Количественное определение воды в нефтепродуктах и нефти чаще всего проводят с использованием методов:

а) дистилляции (Дина-Старка), который заключается в нагреве пробы в колбе с обратным холодильником в присутствии не смешивающегося с водой растворителя, который перегоняется вместе с водой, находящейся в образце, при этом конденсированная вода собирается в градуированной части ловушки (Дина–Старка), а растворитель возвращается в колбу. Метод определения воды по Дину-Старку с использование экстракционно-дистилляционного аппарата для определения воды в сырой нефти. ASTM D4006 отличается от близких методов ASTM D95, ГОСТ Р 51946 в основном тем, что для предотвращения конденсации влаги в верхнюю часть холодильника Либиха устанавливают осушительную трубку и для переноса сконденсировавшейся на стенках холодильника влаги используют смыв ксилолом.

Метод не применим для определения содержания растворенной или любой воды, присутствующей в количествах менее 0,5 % об. Для этого используются более точные методы, например, газометрический.

Рис. Прибор для определения содержания воды в нефти и н/продуктах: 1 – колба; 2 – насадка Дина–Старка; 3-холодильник (обратный)

б) газометрический метод - химического взаимодействия воды, присутствующей в нефти (нефтепродукте), с реактивами (металлическими натрием, кальцием, гидридом кальция, реактивом Карла–Фишера), сопровождающийся выделением водорода.

Полевой (газометрический метод) определения содержания воды относится к международному стандарту ИСО 9114, применим при содержании воды в сырой нефти от 0,05 до 2 % об. в тех случаях, когда нет возможности использовать лабораторные методы. Сущность метода заключается в том, что предварительно пробу гомогенизируют с помощью смесителя, берут аликвоту и переносят в реакционный сосуд, где вода реагирует с гидридом кальция (Cah3) или со щелочными металлами (натрием, кальцием), затем измеряют объем выделяющегося водорода:

Cah3 + 2h3O = Ca(OH)2 + h3

2Na + 2h3O = 2NaOH + h3

Ca + 2h3O = Ca(OH)2 + h3

в) Определение воды и осадка в сырой нефти методом центрифугирования по ASTM D 96, D 91. Термостатируемая центрифуга оснащена ротором для четырех пробирок на 100 мл. Диапазон температур +5...+70°С/ 1°C. Встроенный таймер 1– 60 мин.

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.

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.

Качественные методы.

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 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 о С), нефтяной дистиллят (Ткип=100-200 о С), 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 о С. 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/m 100 X1=Vo/V 100

Vo – объем воды в приемнике-ловушке см 3

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

studfiles.net

Методы определения содержания воды в нефти

Методы определения воды в нефти и нефтепродуктах делятся 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 (наиболее часто) и на реактивную бумагу. Первые два из этих методов исполь­зуют для определения воды в прозрачных нефтепродуктах.

а) Проба Клиффорда. Метод применим только для светлых нефтепродуктов – газоконденсатов, бензинов, керосинов, реактивных и дизельных 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 нефти или нефтепродукта с низким содержанием воды нагревают в стеклянной пробирке до заданной температуры. Имеющиеся в образце следы влаги переходят в парообразное состояние, поднимаются к поверхности углеводородного образца, разрываются и потрескивают.

Количественное определение воды в нефтепродуктах и нефти чаще всего проводят с использованием методов:

а) дистилляции (Дина-Старка), который заключается в нагреве пробы в колбе с обратным холодильником в присутствии не смешивающегося с водой растворителя, который перегоняется вместе с водой, находящейся в образце, при этом конденсированная вода собирается в градуированной части ловушки (Дина–Старка), а растворитель возвращается в колбу. Метод определения воды по Дину-Старку с использование экстракционно-дистилляционного аппарата для определения воды в сырой нефти. ASTM D4006 отличается от близких методов ASTM D95, ГОСТ Р 51946 в основном тем, что для предотвращения конденсации влаги в верхнюю часть холодильника Либиха устанавливают осушительную трубку и для переноса сконденсировавшейся на стенках холодильника влаги используют смыв ксилолом.

Метод не применим для определения содержания растворенной или любой воды, присутствующей в количествах менее 0,5 % об. Для этого используются более точные методы, например, газометрический.

Рис. Прибор для определения содержания воды в нефти и н/продуктах: 1 – колба; 2 – насадка Дина–Старка; 3-холодильник (обратный)

б) газометрический метод - химического взаимодействия воды, присутствующей в нефти (нефтепродукте), с реактивами (металлическими натрием, кальцием, гидридом кальция, реактивом Карла–Фишера), сопровождающийся выделением водорода.

Полевой (газометрический метод) определения содержания воды относится к международному стандарту ИСО 9114, применим при содержании воды в сырой нефти от 0,05 до 2 % об. в тех случаях, когда нет возможности использовать лабораторные методы. Сущность метода заключается в том, что предварительно пробу гомогенизируют с помощью смесителя, берут аликвоту и переносят в реакционный сосуд, где вода реагирует с гидридом кальция (Cah3) или со щелочными металлами (натрием, кальцием), затем измеряют объем выделяющегося водорода:

Cah3 + 2h3O = Ca(OH)2 + h3

2Na + 2h3O = 2NaOH + h3

Ca + 2h3O = Ca(OH)2 + h3

в) Определение воды и осадка в сырой нефти методом центрифугирования по ASTM D 96, D 91. Термостатируемая центрифуга оснащена ротором для четырех пробирок на 100 мл. Диапазон температур +5...+70°С/ 1°C. Встроенный таймер 1– 60 мин.

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.

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.

Качественные методы.

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 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 о С), нефтяной дистиллят (Ткип=100-200 о С), 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 о С. 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/m 100 X1=Vo/V 100

Vo – объем воды в приемнике-ловушке см 3

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

studfiles.net

Влажность - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Влажность - нефть

Cтраница 2

Для цифрового измерения влажности нефти в [32, 143] описан преобразователь, принцип действия которого основан на дискретном периодическом уравновешивании индуктивно-емкостного моста на дифференциальном трансформаторе с тесной индуктивной связью.  [16]

Вследствие этого нефтепромыслы узнают о влажности нефтей через продолжительное время, и естественно, что эти анализы далеко не отражают истинного состояния влажности в момент получения результата анализа нефте - промыслами, так как влажность нефтей в отстойниках меняется со временем. Поэтому большой интерес представляет для нефтепромыслов, нефтеперегонных заводов и для персонала, обслуживающего нефтепроводы, иметь способ быстрого определения влажности нефтей, причем такой способ, которым можно было бы пользоваться непосредственно на нефтепромыслах и в товарных цехах нефтезаводов, а не только в условиях лаборатории.  [17]

Таким образом, метод определения влажностей нефтей, основанный на принципе диэлектрического коэффициента, по степени точности не уступает стандартному методу Дина и Старка и вместе с тем имеет ряд существенных преимуществ.  [18]

Трудность применения диэлектрического метода измерения влажности нефти заключается в том, что диэлектрическая проницаемость зависит не только от влажности, но и от физико-химических свойств ( параметров) или сортности самой обеэЕоаенной нефти. К основным влияющим и дестабилизирующим факторам относятся плотность, диэлектрическая проницаемость обезвоженной нефти и температуре. Поэтому в промышленных диэлектрических влагомерах необходимо предусматривать настройку или вводить коррекцию на сорт нефти.  [19]

Влагомер построен по дифференциальной схеме намерения влажности нефти и включает: два генератора, два емкостных преобразователя, непрерывную систему обегпожиаания ( осушки) нефти, смеситель частот, усилитель и детектор. Через один датчик поступает товарная нефть, а через другой подается безводная нефть на снстеьл осушки. Каждый датчик включен в колебательный контур своего генератора. С помощью смесителя выделяется напряжение разностной частоты, усиливается и детектируется.  [20]

Рассмотрены применяемые методы и средства измерений влажности нефти и нефтепродуктов. Приведены основные факторы, влияющие на погрешность измерения влажности нефти диэлькометри-ческими влагомерами. Описаны способы повышения точности промышленных влагомеров.  [21]

Существующий в настоящее время стандартный метод определения влажности нефтей по Дину и Старку громоздок и требует длительного времени. На определение одной пробы нефти на влажность требуется более одного часа, а иногда и двух, в зависимости от содержания воды. Количество проб нефтей, подлежащих определению на влагу, велико как на нефтепромыслах, так и на нефтезаводах.  [22]

Метрологическое обеспечение методов измерений и приборов контроля влажности нефти и нефтепродуктов играет большую роль как при выполнении научных исследований, так и при контроле качества продукции при производстве и ее применении.  [23]

В настоящей книжке описывается быстрый способ определения влажности нефтей и мазутов, основанный на принципе измерения диэлектрического коэффициента.  [24]

Диэлькометричоские приборы с успехом могут покменяться для измерения влажности нефти и авгоыатизацки технологических процессов в н фтяной промышленности. Дополнительные структурные элементы должны способствовать приданию измерительной цепи избирательных свойств. ЕИП) совместно с дополнительными элементами, хзректеркзуюп имися сосредото - ченными пассивными параметрами, образует колебательный контур.  [25]

Использование электролитического гигрометра для измерения влажности отдувочного газа позволяет измерять влажность нефтей и нефтепродуктов, но ограничено инерционностью.  [26]

Во время опытов было установлено, что при небольшом изменении влажности нефти сильно изменяется температура на поверхности последней и скорость и увеличения нагретого гомотермического слоя.  [28]

Прибор, основанный на принципе диэлектрического коэффициента, дает возможность измерять влажность нефтей в течение 1 - 2 минут, как это следовало из практики работы с нашим прибором на Уфимском заводе. Кроме того, измерение влажности нефтей при помощи этого прибора достаточно просто, не требует лабораторных условий и может быть произведено непосредственно персоналом нефтепромыслов.  [29]

На измерении диэлектрической проницаемости основаны такие методы контроля, как определение влажности нефти и нефтепродуктов.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Определение воды в нефтепродуктах.



Обратная связь

ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ

Сила воли ведет к действию, а позитивные действия формируют позитивное отношение

Как определить диапазон голоса - ваш вокал

Как цель узнает о ваших желаниях прежде, чем вы начнете действовать. Как компании прогнозируют привычки и манипулируют ими

Целительная привычка

Как самому избавиться от обидчивости

Противоречивые взгляды на качества, присущие мужчинам

Тренинг уверенности в себе

Вкуснейший "Салат из свеклы с чесноком"

Натюрморт и его изобразительные возможности

Применение, как принимать мумие? Мумие для волос, лица, при переломах, при кровотечении и т.д.

Как научиться брать на себя ответственность

Зачем нужны границы в отношениях с детьми?

Световозвращающие элементы на детской одежде

Как победить свой возраст? Восемь уникальных способов, которые помогут достичь долголетия

Как слышать голос Бога

Классификация ожирения по ИМТ (ВОЗ)

Глава 3. Завет мужчины с женщиной

Оси и плоскости тела человека - Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.

Отёска стен и прирубка косяков - Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.

Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) - В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.

Лабораторная работа №3

Цель работы: определить качественно и количественно наличие воды в нефтепродуктах.

Теоретические сведения.

Все углеводородные жидкости гигроскопичны, т.е. способны растворять в себе воду.

Растворимость воды в углеводородных жидкостях зависит от химического строения жидкости и их молекулярной массы, парциального давления пара над жидкостью и температуры. Так, например, растворимость воды в ароматических углеводородных жидкостях выше, чем нафтеновых и парафиновых. С увеличением молекулярной массы растворимость воды в углеводородных жидкостях несколько падает, наиболее заметно это у ароматических углеводородов. С ростом температуры растворимость воды в углеводородах увеличивается, причем на более значительно у ароматических углеводородов. Растворимость воды в углеводородных жидкостях прямо пропорциональна парциальному давлению паров воды над жидкостью и подчиняется закону Генри. Вода в нефтепродуктах может находиться в трех фазовых состояниях: растворенная, эмульсионная и свободная. Переход из одного фазового состояния в другое определяется внешними условиями (давлением и температурой).

Каждая углеводородная жидкость может содержать в себе строго определенное максимальное количество воды в растворенном состоянии. Дальнейшее увеличение влажности приводит к ее выделению в эмульсионное состояние. Граница перехода зависит от температуры, с увеличением которой количество воды в растворенном состоянии может быть больше. Вода в эмульсионном состоянии заметна невооруженным глазом. Она равномерно распределена в объеме нефтепродукта в виде микрокапель воды. В таком состоянии наибольшую опасность вода представляет при эксплуатации топливных систем летательных аппаратов, так как при отрицательных температурах она превращается микрокристаллы льда, способные закупорить фильтрующие элементы системы.

Дальнейшее увеличение влажности приводит к укрупнению микрокапель воды и их оседанию на дно емкостей.

Вода переходит в свободное состояние. Наибольшую опасность такая вода представляет при эксплуатации масляных систем, так как рабочая температура масла, как правило, выше 1000С. Вода на дне бака вскипает и приводит к вспениванию масла. При резком нагревании может произойти выброс масла в атмосферу через дренажную систему. Кроме того, наличие воды в нефтепродуктах способствует увеличению их коррозионной активности по отношению к металлам.

С целью устранения нежелательных проявлений воды в нефтепродуктах используют различные конструктивные и физико-химические методы.

Для контроля воды в нефтепродуктах применяют количественные и качественные методы анализов.

Определение воды в топливах.Качественное определение воды.

Проведение испытания.

Наличие эмульсионной и свободной воды в топливах можно определить невооруженным глазом, визуально. Испытуемое топливо энергично встряхивают в бутылке и быстро наливают в цилиндр из бесцветного прозрачного стекла диаметром 40-55 мм. Рассматривать топливо необходимо через 1-2 минуты, когда поднимутся пузырьки увлеченного топливом воздуха. Наличие в топливе эмульсионной воды делает топливо непрозрачным. При этом заметны мелкие капли воды, распределенные по всему объему. Свободная вода находится на дне сосуда с заметным разделом границы между топливом и водой.

При проведении аэродромного контроля разрешается рассматривать топливо в банке из прозрачного бесцветного стекла.

Экспресс-метод определения воды в топливах по ГОСТ 19820-74.

Для определения воды в топливах для реактивных двигателей применяют прибор ПОЗ-Т (рис.5), состоящий из шприца-дозатора, датчика, механизма открытия и закрытия датчика-пружинного рычага и хвостовика. Шприц-дозатор состоит из цилиндрического корпуса, выполненного из нержавеющей стали и штока с поршнем. Объем топлива, засасываемого шприцом-50мл.

 

Датчик 1, изготовленный из пластмассы, состоит из 2-х частей-неподвижной, соединенной одним концом с корпусом шприца-дозатора и подвижной-крышки, соединенной с механизмом открытия и закрытия датчика. В обеих частях датчика имеются три калиброванных топливных канала, соединяющих внутреннюю полость шприца-дозатора с наружной.

4 10 2 9 11 1

Приспособление ПОЗ-Т

1.Дозирующая часть 7.Калибровочные отверстия

2.Механизм открытия-закрытия датчика 8.Топливный клапан

3.Неподвижная часть датчика 9.Хвостовик с кулачком

4.Подвижная часть датчика 10.Рычаг механизма открытия-закрытия

5.Поршень 11.Регулирующая гайка

6.Шток 12.Крышка

 

Между подвижной и неподвижной частями датчика вкладывают фильтрующий пакет. Т.о, если поместить головку датчика в топливо и перемещать поршень вправо, то через фильтрующий пакет топливо будет засасываться в шприц-дозатор. Фильтрующий пакет состоит из двух отрезков аналитической ленты НЭЛ, сложенных вместе.

Один слой-белого цвета, пропитанный солью трехвалентного железа, второй слой-желтого цвета, пропитанный красной и желтой кровяными солями. Желтый слой индикаторного элемента должен быть обращен к неподвижной части датчика и предназначен для определения содержания воды.

Проведение испытания.

Пробу испытуемого топлива в количестве 300-400 мл отбирают в чистую сухую посуду. Открывают датчик прибора 1, вставляют индикаторную ленту и закрывают датчик при помощи хвостовика. Погружают датчик и в течение 7-10 сек всасывают топливо шприцом и выдерживают в течение 3-5 с. Затем вынимают датчик из топлива и извлекают индикаторный элемент. Испытанное топливо удаляют из шприца нажатием на шток поршня.

Раскрывают индикаторный пакет и рассматривают его на белом фоне. Приблизительное количество воды определяют по цвету отпечатков второго (желтого) индикатора. Если на желтом слое индикаторного элемента отсутствуют бледно-голубые отпечатки, содержание воды в топливе составляет менее 0,001% (по массе). При наличии одного или двух бледно-голубых отпечатков содержание воды составляет не более 0,0015% (по массе). При наличии двух голубых отпечатков (или одного голубого, одного-бледно-голубого) содержание воды в топливе составляет не более 0,0025% (по массе). Если имеются три хорошо заметных голубых отпечатка, содержание воды в топливе составляет более 0,0025% (по массе). Такой метод считается полуколичественным.

Определение воды в маслах и жидкостях для гидросистем.

Качественное определение воды.

Наличие эмульсионной и свободной воды в маслах и жидкостях для гидравлических систем можно определить визуально, аналогично проверке чистоты авиатоплив. Испытуемый нефтепродукт предварительно разбавляют четырехкратным количеством чистого авиабензина Б-70.

Другой качественный метод определения воды в маслах, маслосмесях и жидкостях для гидравлических систем основан на создании температурных условий, при которых проявляется наличие незначительных количеств воды: наблюдается потрескивание при разрывании пузырьков водяного пара при выходе их на поверхность нагретого масла. (ГОСТ 1547-42).

Испытание проводится с помощью масляной бани, представляющей собой цилиндрический сосуд диаметром 100 мм и высотой 90 мм, снабженной металлической крышкой. К внутренней стороне крышки на расстоянии 80 мм от нее прикреплен с помощью металлической стойки, проходящей по центру металлический круг. В крышке и соответственно в круге сделаны отверстия для термометра и пробирок с нефтепродуктом. Пробирку разрешается нагревать, перемещая ее в наклонном положении над небольшим пламенем горелки.

Проведение испытания.

Заливают баню минеральным маслом с температурой вспышки не ниже 2400С и нагревают до температуры 1750С±50С. В чистую и сухую стеклянную пробирку диаметром 14-16 мм и длиной 120-150 мм наливают испытуемое масло до высоты 80-90 мм. Закрывают пробирку пробкой, в отверстие которой вставлен сухой термометр так, чтобы его шарик находился на высоте 20-30 мм от дна пробирки. Пробка должна иметь вырез для выхода воздуха. Пробирку с испытуемым маслом помещают в баню и нагревают в течение нескольких минут до температуры 1800С. При наличии влаги в испытуемом масле оно пенится, слышится треск, пробирка вздрагивает, а слой масла на стенках пробирки мутнеет. Наличие влаги считается установленным, если явственный треск слышен не менее двух раз.

Определение воды в смазках.

Качественный метод определения воды в смазках (ГОСТ 1548-42)

Метод основан на создании температурных условий, при которых проявляется наличие воды в смазке.

В химическую пробирку диаметром 15-18 мм и высотой 170-180 мм, предварительно тщательно промытую и просушенную теплым воздухом, поме щают испытуемую смазку стеклянной палочкой до высоты 40-60 мм. Для облегчения введения густых и сильно водных смазок слегка подогревают верхнюю часть пробирки, после чего комки мази, частично расплавляясь у стенок, опускаются на дно.

Пробирку закрывают пробкой с вырезом, в отверстие которой вставлен термометр. Последний помещают в смазке с таким расчетом, чтобы ртутный шарик находился примерно на ровном расстоянии от стенок пробирки и на 20 мм ниже уровня смазки.

Проведение испытания

Подготовленную пробирку со смазкой нагревают, перемещая ее над небольшим пламенем горелки. Скорость повышения температуры в начале (до полного расплавления смазки и удаления из нее воздуха) поддерживают в пределах 10-200С в минуту. После того как вся масса смазки расплавится, нагрев ускоряют до 700С в минуту и заканчивают при температуре 1800С. Появление толчков и треска при нагревании расплавленной смазки указывает на наличие в ней следов воды.

Вывод

Теоретически ознакомились, как определить качественно и количественно наличие воды в нефтепродуктах.

Министерство образования и науки РФ

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

Новосибирский государственный технический университет

 

 

Лабораторная работа №4

«Определение механических примесей в нефтепродуктах»

 

Факультет: ЛА Преподаватель: Козел В.И.

Группа: СД-91

Студенты: Зайцева А

Леонтьев А.

Курбанов А.

Муравьев А.

 

 

Новосибирск 2013.

Лабораторная работа №4

megapredmet.ru


Смотрите также