Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Анализ проб нефти


Анализ - проба - нефть

Анализ - проба - нефть

Cтраница 2

К существенным недостаткам старого традиционного способа измерения продукции скважин относятся: 1) необходимость иметь большой штат замерщиц и лаборантов по анализу проб нефти и ее обводненности; 2) периодическое измерение обводненности нефти по скважин ам, а не систематическое, что не позволяет получать представление о росте обводненности продукции скважин.  [16]

Эффективность сепарации и количество газа, находящегося в нефти в окклюдированной форме, а также в виде всплывающих более крупных пузырьков, оцениваются путем анализа проб нефти в КДФ на уровне 30 - 40 см ( см рис. 1.5) от его нижней образующей. Даже в такой вязкой нефти, как угленосная, поток расслаивается на нефть и газ в основном на расстоянии 25 - 30 м от входа в КДФ.  [17]

Эффективность сепарации и количество газа, находящегося в нефти в окклюдированной форме, а также в виде всплывающих более крупных пузырьков, оцениваются путем анализа проб нефти в КДФ на уровне 30 - 40 см ( см.рис. 1.5) от его нижней образующей. Даже в такой вязкой нефти, как угленосная, поток расслаивается на нефть и газ в основном на расстоянии 25 - 30 м от входа в КДФ.  [18]

Инструкция по применению Классификации запасов предусматривает требования к комплексному изучению продуктивных отложений на месторождениях нефти и газа в поисковых и разведочных скважинах-в процессе бурения скважин, исследования керна, проведения промыслово-геофизических и опробовательских работ, гидродинамических исследований, анализа проб нефти, газа, конденсата и подземных вод - с целью установления геологического строения залежей, подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленному освоению.  [19]

ВИХРЬ, позволяет также вести технологический контроль процесса сепарации нефти. Для этого проводится анализ проб нефти до и после сепараииопной установки на анализаторе ДНП. Затем сигнал от ЭВМ подается на сепарационную установку для регулирования давления и печь для регулирования температуры процесса.  [20]

Чем выше температура нефти и больше растворенного в ней газа, тем меньше плотность, а последний параметр в пластовых условиях всегда ниже плотности нефти, добытой из скважины, и дегазирован-ней. Плотность пластовой нефти определяется при анализе пробы нефти, отобранной в скважинах глубинными пробосборниками, в условиях, максимально приближающихся к пластовым.  [21]

Постоянство PVT по глубине обычно присуще трещиноватым коллекторам, если конвективные процессы обусловлены тепловым расширением и сжатием жидкости в залежи. Для коллекторов, представленных песчаниками, результаты анализов проб нефти, взятых на различных глубинах, дают существенно разные величины давления насыщения.  [22]

При решении задачи прогнозного распознавания типа коллектора нефтяной залежи ранее [ 3 4.1 в качестве косвенных поисковых признаков было обосновано шесть показателей: содержание в нефти серы, акцизных и силикагелевых смол, вязкость нефти при давлении насыщения:, плотность нефти в пластовых условиях, а также пористость коллектора. Поэтому были проведены исследования на применимость в качество косвенного поискового признака еще 53 - х показателей физико-химических свойств пластовых и разгазированных нефтей, их компонентный и фракционный состав, а также компонентный состав попутных газов, унифицированно определяемых при анализе проб нефтей. Массив выборки был выполнен на базе 246 нефтяных залежей, расположенных в Куйбышевской и Оренбургской областях и в Удмуртии.  [23]

Справочник по испытанию скважин охватывает комплекс вопросов изучения продуктивных пластов, вскрываемых долотом в процессе бурения скважины. В нем рассматриваются способы выявления перспективных по нефтегазонасыщенности объектов с точки зрения геологического контроля за процессом бурения и геофизических исследований в стволе скважины, основы проектирования операций по испытанию скважин, вопросы подготовки и проведения работ с трубными испытателями пластов, отбора и анализа проб нефти и газа, оценки продуктивных характеристик скважины и гидродинамических параметров пласта по результатам испытания. Подробно описаны современное испытательное оборудование, технология ведения операций с испытателями пластов.  [24]

Значительное увеличение содержания тяжелых компонентов в остаточной нефти низкопронцаемой модели пласта и большая остаточная нефтенасыщенность свидетельствуют, что в данном случае не происходит разрыва пленочной нефти. Действие касательных сил, возникающих при движении потока воды и СО2, позволяет лишь несколько уменьшить толщину нефтяной пленки. Анализ проб нефтей из скважин опытных участков Радаевского и Сергеевского месторождений, на которых проводилась закачка СО2, показал, что использование данного реагента позволяет достаточно эффективно доотмывать пленочную нефть, являющуюся остаточной после заводнения.  [25]

При закачке сточных вод в пласт вносится значительное количество мехпримесей, окисленных и загущенных нефтепродуктов, в результате чего снижается приемистость скважин и, в конечном счете, коэффициент нефтеизвлечения. Взвешенные частицы оказывают также значительное влияние на реологические свойства нефти. Анализ дегазированных проб нефти Ромашкинского месторождения показал, что все они являются нелинейно-вязкими жидкостями, что связано с содержанием в них мельчайших частиц глины, кремнезема, кальцита, железной окалины и других примесей, ведущих к образованию нефтяных дисперсий со сложным реологическим поведением.  [26]

Это относится не только к эксплуатационным, но и к нагнетательным скважинам при проведении мероприятий по поддержанию давления в залежи. Вязкость нефти в природных условиях зависит от температуры и количества растворенного в ней газа. Имеющийся опыт показывает, что анализ проб нефти, газа и воды, отбираемых с забоя скважин, позволяет получить данные, которые с достаточной степенью объективности могут характеризовать их свойства во всех местах залежи.  [27]

За последние 15 - 20 лет были опубликованы работы, в которых приведены отдельные параметры пластовых нефтей по некоторым нефтедобывающим районам Советского Союза. В 1960 г. по материалам КуйбышевНИИ НП был опубликован справочник4, где приведены результаты исследования свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях и состава растворенных в них газоь по отдельным пробам. Большим коллективом сотрудников Нижне-Волжского НИИГГ и Волгоградского НИИНГ был опубликован справочник5, в котором приведены данные результатов анализа проб нефти, нефтяного и природного газов для отдельных скважин. Известны также работы Е. И. Суханкина по нефтям Башкирской АССР, Н. А. Пьянкова по нефтям Пермской обл.  [28]

Рассмотрен комплекс вопросов изучения продуктивных пластов, вскрываемых долотом в процессе бурения скважин. Изложены способы выявления перспективных по нефтегазонасыщенности объектов. Уделено внимание проектированию режимов испытания, расчету основных узлов оборудования на прочность, подготовке и проведению работ с трубными испытателями пластов. Описаны способы отбора и анализа проб нефти и газа. Приведены методики интерпретации диаграмм давления.  [29]

Приведенные из договора условия отбора проб и составления контрольных проб нефтепродуктов не являются образцом. В любом другом договоре о поставке нефти или нефтепродукта могут учитываться конкретные условия производства, специфические особенности взаимоотношений сторон. Не всегда в случае разногласий пробы должны передаваться в лабораторию ВНИИ НП. Нейтральной лабораторией по соглашению сторон может быть выбрана любая другая лаборатория, компетентная в проведении анализов проб нефти и нефтепродуктов.  [30]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Методы отбора проб нефтей для исследований

    МЕТОДЫ ОТБОРА ПРОБ НЕФТЕЙ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИИ [c.11]

    Основной задачей, решаемой при изучении разреза горных пород вдоль скважины геофизическими методами, является выделение и оценка продуктивных и водоносных коллекторов. С этой целью используют многие геофизические методы, из которых следует выделить электрический каротаж объем его в комплексе геофизических исследований составляет около 60%, радиоактивный каротаж — примерно 20%, в меньших, но все возрастающих объемах проводят индукционный и акустический каротажи. В скважинах измеряют температуру, кривизну ствола, его диаметр, уровень подъема цемента в затрубном пространстве, проводят отбор проб нефти и газа. Для вскрытия продуктивных пластов применяют прострелочные и взрывные аппараты, спускаемые в скважину на кабеле. В эксплуатационных скважинах кабель для геофизических работ используют при измерениях забойных и пластовых давлений, а также в других случаях. [c.5]

    Б. М. Рыбак. Анализ нефти и нефтепродуктов. Гостоптехиздат, 1948, (608 стр.). В книге рассматриваются способы отбора проб, а также физические и физико-химиче-ские методы исследования нефтепродуктов. Отдельная глава посвящена определению химического состава нефтепродуктов, В приложении дается перечень литературы. [c.492]

    Пробы продукции добывающих скважин отбирают перед началом указанных исследований. Проба пластовых флюидов отбирается либо из полости скважины (скважинными пробоотборниками), либо на устье. Пробы нефти отбирают в стандартные контейнеры, воды —в полиэтиленовые канистры вместимостью от 0,5 до 3 л или в любую подобную тару. Пробы газа отбирают в специальные резиновые баллоны или бутыли. Каждая проба на месте отбора маркируется — записывается номер скважины, дата отбора пробы. Периодичность отбора проб и число контрольных добывающих и нагнетательных скважин определяется планом работ и технологической картой внедрения метода ПНО, но не менее одного раза в квартал, [c.90]

    В данном учебном пособии описаны методы, которые позволяют провести практически весь цикл исследования нефти, начиная от отбора проб и кончая исследованием состава остаточных фракций. [c.5]

    Постоянно совершенствуя методы исследования нефти, ее углеводородного состава, научно-исследовательские организации должны переносить ати методы из своих лабораторий в заводские лаборатории, совершенствуя тем самым методы заводского контроля за качеством сырья и вырабатываемой продукции. В этом деле имеется серьезное отставание, свидетельством этого является наличие огромного количества на заводах малоквалифицированных работников, обслуживающих лаборатории по отбору проб и производству несложных анализов. [c.16]

    Метод отбора проб -имеет очень большое значение в определении причин эмульгирования нефти. Следует тщательно удостовериться в том, что взятые пробы показательны и характерны для жидкости В исследуемой системе, иначе, т. е. прИ1 небрежном или неумелом отборе результаты исследований будут неправильны и [c.12]

    В книге приведены и систематизированы различные отечественные и зарубежные методы анализа и исследования качеств нефтей, нефтяных газов и нефтепродуктов, начиная от отбора проб и простейших испытаний (определение удельного веса, вязкости и т. д.) и кончая наиболее сложными специальными исследованиями, получившими за последние годы раснрострапение в отечественной и зарубежной практике. [c.2]

    Для углубленных региональных геохимических, а также для теоретических исследований по проблеме генезиса нефти может быть рекомендована схема, разработанная и успешно применяемая во ВНИГРИ (рис. 2), основой которой является вариант, подробно рассмотренный выше. В качестве обязательного элемента в нее полностью включаются операции по определению физико-химических свойств и химического состава с исследованием порфиринов. Схема предусматривает атмосферно-вакуумную разгонку на стандартные фракции до 350 °С с последующим определением во всех фракциях и неперегоняемом остатке группового углеводородного и структурно-группового состава. Кроме того, проводятся четкая ректификация отдельной пробы нефти с отбором фракций НК — 125 и 125—150 °С и определение в них индивидуального состава УВ методом капиллярной газовой хроматографии. В парафиновонафтеновых фракциях 150—200 и 200—350 °С этим же методом с применением эталонов исследуют индивидуальный состав изопреноидных УВ Сю—Сгз. Из бензиновых и средних фракций, а также из остатка, выкипающего выше 350 °С, выделяют м-алканы и методом газовой хроматографии определяют их индивидуальный состав. Схема также предусматривает широкий комплекс спек- [c.10]

    Коломейченко С. М. Сокращение проб [руды] секционным совком. Цвет, металлургия. 1941, № 13, с, 9—13, 2502 Кост Е. А. О правильном направлении в лабораторию материала для производства анализов. Фельдшер и акушерка, 1947, № 5, с, 53—58, 2503 Костин Б. А. Безопасный отбор средней пробы нефти из резервуара и дистанционный замер количества жидкости в резервуаре. Тр, по технике безопасности в нефтепро-мысл. деле, 1948, вып. 2, с. 50—77. 2504 Кравец В. И. Прибор для набора проб рудничного воздуха в вертикальных выработках. Бюлл. (Макеевский и.-и. ин-т по безопасности работ в горной пром-сти), 1946, № 14, с. 50—51. 2505 Крюков п. А. Методы выделения почвенных растЕЮров [для их анализа]. Руководство для полевых и лабораторных исследований [c.102]

    В первой части книги кратко излагаются сведения по углеводородному составу газов, образующихся при термических и термокаталитических процессах переработки нефти и нефтепродуктов в зависимости от исход-ното сьфья и тежяологического режима. Во второй части подробйо -описываются приборы и аппараты для отбора проб и анализа газов, методы исследования и принципиальная схема анализа образца газов нефтепереработки, а также другие практические сведения, необходимые при анализе газов нефтеперерабатывающих заводов. [c.2]

    Большое значение придавалось отбору и подготовке проб. Для предотвращения потерь легких фракций был сконструирован специальный пробоотборник. В случае отдельных пластов, горизонтов и сортов пробы отбирались с учетом дебита скважин и привлечением промысловых геологических управлений. При высоком содержании влаги (1 %) нефть предварительно подвергалась деэмульсации нли дегидратации. Определялись плотность, вязкость,, молекулярная масса всех нефтей и нефтепродуктов, рефракция нефтепродуктов и узких фракций, температура вспышки и истинная температура кипения нефтей и отдельных фракций, кислотность нефтей, температура застывания мапутов, упругость насыщенных наров бензинов, октановые числа и приемистость к ТЭС бензинов. Изучался потенциальный выход бензина, лигроина, керосина в нефтях. Останавливалось содержание смол, твердого парафина, нафтеновых кислот, кокса в нефтях и фракциях, общей серы и азота в нефтях, тяжелых нефтепродуктах и бензинах. Фактический материал был получен классическими в то время методами, применявшимися для исследования нефтей и нефтепродуктов во всем мире, на основе стандартов и официальных руководств, действовавших в Советском Союзе, и с использованием многолетнего опыта АзНИИ НП в области нефтяного анализа. [c.7]

    Методы, описанные ранее, пригодны для целей идентификации только в том случае, если работник имеет общее представление о составе пробы. Для совершенно неизвестных материалов нужно использовать другие способы. Можно получить масс-спектр компонента, если через масс-спектрометр пропустить эффлуент колонки. Б. Т. Витхам [48] применил такой способ при анализе фракции нефти, кипящей в интервале 170—260° С. Другой метод непосредственной идентификации заключается в отборе индивидуальных компонентов в холодную ловушку и исследовании их с помощью методов инфракрасной абсорбции. При использовании этого метода необходимо применение относительно большой пробы. [c.284]

chem21.info

Анализ содержания воды в нефти

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

    Анализ содержания воды в нефти [c.73]

    Узкий и симметричный пик Н2О при хроматографировании ее на полимерных сорбентах позволяет с большой точностью проводить количественный анализ содержания воды в нефти и нефтепродуктах, углеводородах, в декстрине и циклодекстринах, спиртах, кислотах, нитрилах, органических растворителях, атмосферных газах, окислах азота и серы, сероводороде, сероокиси углерода, двуокиси углерода, используемой в качестве теплоносителя в ядерных реакторах, а также определять воду, находящуюся в виде жидких включений в минералах [25, [c.121]

    Содержание воды в нефти определяют с помощью изложенного в предыдущей главе метода и в аппарате Дина и Старка. Перед выполнением других анализов нефть должна быть обезвожена. В лабораторных условиях обезвоживание нефти производится либо путем нагрева и отстоя, либо с помощью реагентов, поглощающих влагу, либо перегонкой. [c.189]

    В настоящее время на АВТ применяют автоматические приборы для определения вязкости, температуры вспышки, фракционного состава, содержания воды в нефти, плотности, содержания смол и др. Автоматы и приборы качественного анализа устанавливают в специальном помещении и питают из технологических трубопроводов установки. В перспективе весь контроль за качеством получаемой продукции на установке должен производиться в потоке с мгновенной выдачей команды от автомата к регулирующему устройству. [c.157]

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

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

    Электролиты для гальванических покрытий — идеальней случай для атомно-абсорбционного анализа. Электролит разбавляют и вводят в атомизатор определяют основные компоненты и примеси. В нефтяной промышленности определяют малые примеси никеля, меди, железа, натрия и ванадия в нефтепродуктах, так как эти примеси отравляют катализаторы, применяемые при переработке нефти определяют содержание свинца в бензине и металлов в смазочных маслах применяется также для анализа природных вод, сточных вод промышленных предприятий, воды для паровых котлов, а также атмосферных осадков. При очень малом содержании элементов (ниже предела обнаружения) проводят их концентрирование. [c.252]

    Из рисунков видно, что коэффициенты подачи установок зависят от обводненности нефти и от диаметров насосов. В определенных пределах обводненности коэффициенты подачи установок значительно уменьшаются и оказываются наименьшими при откачке нефти с содержанием воды 62%. Чем выше диаметр насоса, тем больше коэффициент подачи установок (независимо от степени обводненности нефти). При малых диаметрах насосов коэффициенты подачи низкие и мало зависят от обводненности нефти. С ростом диаметра насосов влияние обводненности на коэффициент подачи установок усиливается. Из результатов этого анализа следует, что при содержании воды в продукции скважин от 30 до 70 % для добычи нефти следует рекомендовать насосы большого диаметра. [c.105]

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

    На основе анализа выявлено, что большинство аварий станков-качалок наблюдается при добыче нефти с содержанием воды от 10 до 64%. Оказалось, что на этих скважинах фактические нагрузки превышают допустимые. [c.108]

    Фактически вследствие подщелачивания нефти концентрация хлористого водорода в конденсационной воде АВТ значительно меньше. Данные анализов конденсационной воды, приведенные в табл. 1, свидетельствуют о том, что эти концентрации равны — 0—600 мг л (т. е. 0,06%), содержание сероводорода колеблется от [c.183]

    Первый способ расчета количества дополнительно добытой нефти основывается на тщательном анализе закономерностей изменения обводненности добываемой жидкости по каждой добывающей скважине в течение всего эксперимента. С учетом закономерностей динамики обводненности добываемой продукции получены формулы для расчета количества дополнительно добытой нефти благодаря снижению содержания воды в продукции скважин и за счет удержания роста обводненности добываемой жидкости. Для прогнозирования расчетной обводненности продукции скважин предложена [c.39]

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

    Операторы-контролеры за один год добились снижения содержания нефтепродуктов в сточных водах технологических установок 43-102/2 - в 4 раза, АВТ-3,4 - в 9 раз, АТ-2 в в 30 раз, 24-6/2,3 - в 70 раз. В 1974 г. было выявлено 250 источников потерь, 244 из них были устранены за короткие сроки. Результаты анализов содержания нефтепродук -тов в промышленных стоках и в атмосфере, итоги рейдов опе-раторов-контролеров в ночное время и в нерабочие дни систематически рассматриваются руководителями комбината. В случае обнаружения отклонений от утвержденных норм потерь срочно принимаются необходимые меры для ликвидации источников потерь нефти и нефтепродуктов. [c.16]

    Поступающая на установку нефть после деэмульсации, обезвоживания и обессоливания должна дополнительно отстаиваться в сырьевых резервуарах от остатков воды. После того как отстоявшиеся вода и грязь из резервуаров спущены, производится анализ нефти на содержание воды. Если этот анализ показывает допустимую обводненность, то нефть подается на установку. [c.129]

    По данным корреляционно-регрессионного анализа о составе нефтей, глубине их залегания, пластовой температуре и давлении, типе вод и коллекторов был рассчитан предполагаемый тип углеводородного флюида исходя из плотности и содержания парафино-нафтеновых УВ. При прогнозировании типа скоплений УВ были приняты следующие предпосылки при плотности > 0,800 г/см - нефть, 0,800 - 0,790 г/см - нефть и конденсат, 0,790-0,700 г/см - конденсат, генетического типа нефтей могут быть встречены разные типы скоплений УВ. Так, например, на глубине 4 км в юрских и нижнемеловых отложениях предполагаются нефтегазоконденсатные залежи, в верхнемеловых — нефтяные, в палеоценовых - газоконденсатные, в олигоценовых - газоконденсатнонефтяные. [c.153]

    Прй действии на нефть серной кпслоты наблюдается разогревание смеси. Оно находится до известной степени в связи с содержанием в нефти смолистых (гезр. непредельных) соединений. Если работать в одном и том же приборе, и, вообще, в равных условиях, то разогревание может сохранять постоянную величину для одной и той же-нефти. Это наблюдение пытался использовать Кисслинг (66) для нриблизгггельной характеристики нефти. Как известно, аналогичный метод анализа существует для смесей серной кислоты с водой и там оказьгвается достаточно точным. Но, конечно, в случае смесей с серной кислотой и нефтью, тепла выделяется гораздо меньше, и полу- [c.88]

    Нефтяной смолой называется продукт пирогенизации нефти, получающийся в качестве главного или побочного продукта при разложении нефти в ретортах, генераторах и т. п. В зависимости от исходного материала нефтяная смола может обладать различными физическими и химическими свойствами. Заводы, ароматизирующие нефть, большей частью имеют дело уже с более или менее диферен-цированными продуктами, вроде холодильной или гидравличгой смолы. Во всяком случае все они оцениваются с точки зрения содержания легкого масла, что и имеет в виду "йх анализ. В исключительных случаях смола рассматривается и как, топливо, и тогда определяется еще и ее теплотюрная способность. В отношении технических условий обработки часто бывает необходимо знать содержание воды и взвешенной сажи. [c.397]

    За 16—18 ч до проведения анализа готовят эмульсию, чтобы обеспечить формирование защитных слоев на каплях эмульгированной воды. В пробе нефти определяют содержание воды по ГОСТ 2477-65, помешают ее в стакан гомогенизатора и приливают дистиллированную воду, чтобы суммарное ее содержание в нефти составило 10%. Образец перемешивают при частоте врашения 5000 об/мин в течение 1 мин, определяют на седиментографе дисперсный состав эмульсии содержание глобул воды с радиусом 1-6 мкм должно составлять 70-80%. В случае образования эмульсии, не укладывающейся по дисперсному составу в указанные пределы, пробу дополнительно подвергают перемешиванию в течение 1 мин при 10000 об/мин. Через 16-18 ч эту эмульсию можно использовать для определения эффективности деэмульгаторов. [c.150]

    Нефть и нефтепродукты отгружаются в танках судов без пломб. Пригодность танков судна для налива нефти или нефтепродуктов в техническом и коммерческом отношении определяется перевозчиком. Качество нефти и нефтепродуктов в танках судов определяется на основании анализа проб, отобранных из танков после налива — в порту отправления и перед сливом — в порту назначения. При обнаружении в порту назначения более повышенного содержания воды в нефти или нестандартности нефтепродуктов по сравнению с данными паспорта качества и требованиями соответствующих государственных стандартов вопрос об ответственности грузоотправителя и перевозчика решается сторонами в претензионном порядке, а при неурегулировании спора — органом арбитража в зависимости от результатов анализа арбитражных проб нефти и нефтепродуктов, хранящихся у грузоотправителей, и анализов капитанской пробы , следовавшей с грузом. [c.77]

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

    Очевидно, что вклад погрешности, обусловленный непредставительным пробоотбо-ром или неадекватной подготовкой пробы к анализу в случае таких неоднородных систем, как нефть-вода, будет очень весомым. Не исключено, что во многих случаях он значительно превысит погрешность инструментального измерения показателя. В то же время практически не существует методик оценки погрешности пробоотбора или пробоподготовки и ее вклада в общую погрешность измерений содержания воды. Однако эта составляющая неявно присутствует в практике учетно-расчетных операций. Она всплывает в виде разногласий или коммерческих споров между поставщиком и потребителем по результату измерения. Подчас создается парадоксальная ситуация, связанная с неопределенностью этого фактора. Измерительная аппаратура в лабораториях поставщика и потребителя практически идентична и сличена. В то же время расхождение результатов измерения проб, отобранных каждой лабораторией из одной партии нефти, отличается более чем на [c.251]

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

    Анализ испытаний опытных образцов барабанных нефтесборщиков с поглощающими оболочками на основе ватина толщиной 10-20 мм показал, что при их стабильной и безотказной работе аппараты могли бы продолжать и далее нефтесбор и данные по их интегральной производительности не являются предельными. Удельная производительность нефтесборщиков определяется, в первую очередь, толщиной нефтяного слоя на поверхности воды. При уменьшении толщины слоя до величины менее 1 мм процесс нефтесбора лимитируется не характеристиками самого аппарата и нефтепоглощающих оболочек, а скоростью растекания нефти в тонких пленках по поверхности воды и подтекания нефти к зоне работы нефтесборпдака, так как вокруг погруженной в воду части барабанов с поглощающими оболочками в силу интенсивного нефтепоглощения образуется зеркало чистой воды шириной в несколько сантиметров. Поэтому в процессе зачистки зеркала воды от нефтяной пленки, благодаря высокой селективности используемого сорбента, производительность нефтесборщика резко снижается, содержание воды в собираемом небольшом количестве продукта растет и достигает 50% и более. [c.157]

    Данные, полученные на заводе и в Уфимском нефтяном университете, показали, что при термохимической обработке содержание воды в эмульсии уменьшается на 70-755 . Значительно обезвоженная эмульсия подвергается дальнейшей обработке, обеспечивающей разделение ее на составляшще компоненты воду, нефтепродукты и взвешенные вещества. На этой стадии обработки эмульсия смешивается с остатком ловушечной нефти в соотношении 10-20 на 80-90 соответственно. Полученная смесь поступает в товарный резервуар. После двухсуточного отстоя вода дренируется, продукт анализируется по ос-Н0В1ШМ показателям котельного или судового топлива. По результатам анализа принимается решение по Дальнейшему его использованию. Таким образом действующая на предприятии технология является безотходной. [c.167]

    Разделение нефти на фракции производится на установках первичной перегонки нефти — атмосферных трубчатках (АТ) или атмосферно-вакуумных трубчатках (АВТ) с применением дистилляции и ректификации. При первичной перегонке нефти вырабатываются сжиженный углеводородистый газ, бензино -вые, керосиновые и дизельные фракции, мазут. При вакуумной перегонке мазута дополнительно получаются вакуумные дистилляты и гудрон. На установках АВТ (АТ) предварительно подготовленная нефть, в которой содержится около 0,1% воды, поступает в колонну предварительного отбензинивания нефти (К-1). В процессе перегонки нефти вода испаряется и вместе с углеводородными газами и бензиновыми фракциями выводится из ректификационной колонны К-2 в конденоаторы. На отдельных установках для улучшения отбензинивания нефти в колонну К-1 подают пар. Сконденсировавшиеся продукты направляются в газосепаратор, из которого сверху отводится газ, затем бензин, а отстоявшаяся вода сбрасывается в канализацию. Сточные воды, образующиеся при переработке нефти и нефтепродуктов, в дальнейшем будем называть технологическими конденсатами, поскольку в этих процессах используются пар или вода. Качество технологического конденсата из колонны К-1 зависит, главным образом, от качества перерабатываемой нефти и примятого режима отбензинивания. Так, анализ сточных вод на нескольких НПЗ показал, что при переработке сернистых нефтей содержание в них сульфидов (в пересчете на сероводород) колеблется в пределах 3—20 мг/л (табл. 1.2). При переработке высокосернистой нефти типа арланской содержание сульфидов в воде практически остается таким же при поступлении на переработку нефтей типа введеновской и чекмагушской загрязненность сульфидами возрастает и может достигать 400 мг/л. Так как технологический режим колонны К-1 на установках АВТ (АТ) практически одинаков, то такое значительное различие объясняется присутствием в введеновской и чекмагушских нефтях нестойких сернистых соединений, способных разлагаться при температуре до 170°С (температура нагрева сырья колонны К-1). [c.12]

    Преимуществами сточной воды АО Искож перед промысловыми сточными водами являются отсутствие в ней нефтепродуктов, повышенное значение pH, наличие растворенных ПАВ, снижающих межфазное натяжение на границе вода — нефть, отсутствие коррозионно-активных компонентов, таких, как СОз и НзЗ. Для сравнения приведем данные о содержании нефтепродуктов в промысловых сточных водах Арланского месторождения, используемых в системе поддержания пластового давления. По данным анализов вод, проводимых ЦНИПРом НГДУ Арланнефть , содержание нефти и нефтепродуктов в сточных водах меняется от 40 до 160 мг/л. Такое высокое содержание в водах диспергированной нефти является одной из главных причин снижения приемистости водонагнетательных скважин. Поэтому значительный объем работ выполняется по восстановлению приемистости скважин, что удорожает добычу нефти. Кроме того, легко доказать, что снижение приемистости водонагнетательных скважин сопровождается уменьшением коэффициента охвата пласта воздействием. [c.348]

    При закачке сточных вод в пласт вносится значительное количество мехпримесей, окисленных и загущенных нефтепродуктов, в результате чего снижается приемистость скважин и, в конечном счете, коэффициент нефтеизвлечения. Взвешенные частицы оказывают также значительное влияние на реологические свойства нефти. Анализ дегазированных проб нефти Ромащкинского месторождения показал, что все они являются нелинейно-вязкими жидкостями, что связано с содержанием в них мельчайших частиц глины, кремнезема, кальцита, железной окалины и других примесей, ведущих к образованию нефтяных дисперсий со сложным реологическим поведением. [c.144]

    Результаты расчета обоими методами и их сравнение по рядам эксплуатационных скважин с фактнческилш показателями по Константиновскому месторождению иллюстрируются графиками на рис. 2. Из анализа этих графиков видно, что метод М. М. Саттарова дает более заниженные результаты по сравнению с методом УНИ. Как в том, так н в другом случае по первому и третьему рядам скважин расчетные значения доли нефти в добываемой жидкости меньше фактических. Это довольно просто можно объяснить зональной неоднородностью пласта и промысловым перераспределением добычи жидкости по эксплуатационным скважинам. Как правило, отбор жидкости на промысле из сильно обводняющихся скважин ограничивается при соответствующем увеличении добычи из безводных и мало-обводненных скважин. Это приводит к искусственному снижению процентного содержания воды, что, конечно, очень трудно отразить в расчетах. [c.96]

    Анализ характера изменения обводненности добываемой жидкости на опытных объектах показал, что по значительной части скважин обнаруживается существенное снижение обводненности добываемой жидкости. Это обстоятельство является важным доказательством улучшения выработанности запасов нефти за счет более полного вытеснения нефти из пористой среды и увеличения охвата пласта воздействием. Установлены зависимости в характере изменения обводненности. На малообводненных скважинах, в продукции которых содержание воды не превышает 15%, в течение всего промыслового эксперимента (более 7 лет) обводненность практически не меняется и находится на уровне, соответствующем значениям на начало эксперимента. При начальной обводненности от 15-20% до 60-70%, как правило, происходит снижение обводненности в течение 6-7 лет. На скважинах с начальным содержанием воды в продукции более 70% наблюдается снижение темпа роста обводненности в течение всего анализируемого периода. [c.38]

    Метод комплексообразования нашел широкое применение для избирательного извлечения н-алканов (депарафинизации) в лабораторной практике при количественном анализе содержания н-алканов в средних фракциях нефти (200 - 400 °С). Образующийся при этом комплекс (белый пастообразный осадок) отделяют от нефтепродукта в фильтрующей вакуумной воронке, промывают чистым растворителем и сушат. После этого просушенный комплекс разлагают нафеванием до 80 - 90 °С (горячей водой), в результате чего образуются слой парафина и карба-мидный раствор. Чистота слоя парафина по сумме алканов составляет обычно 95 - 97% (мае ). [c.200]

    Метод ЯМР широких линий позволяет быстро, не разрушая образца, определять содержание воды в различных материалах. Для проведения анализа обычно требуется не более 1—2 мин. В реальных условиях получается сигнал от протонов, находящихся в жидкой фазе, и поэтому его величина зависит от общего числа протонов в растворе. Поэтому при анализе любого нового образца необходимо предварительно установить, имеются ли в жидкой фазе другие, помимо воды, водородсодержащие компоненты. Такая ситуация может иметь место при анализе вязких жидкостей либо твердых тел, находящихся в жидкости. Часто необходимо вносить соответствующие поправки на присутствие других, т. е. неводных компонентов. Например, в спектрах некоторых воднонефтяных смесей, снятых при комнатной температуре, сигнал соответствует суммарному количеству протонов воды и нефти. При понижении температуры, например при —20 °С, вода вымораживается, и сигнал в этом случае обусловливается исключительно протонами нефтяного компонента. В этом случае можно определить содержание воды по разности [159]. Элзкен и Кунзман [49] при анализе водорастворимой фракции яблок, содержащей [c.467]

    По объему выделившегося при реакции метана измеряют содержание воды в анализируемом образце. Подобным образом были проанализированы нефть [112], активированный уголь, глина и кукурузный крахмал [179], неорганические гидраты [107]. Терентьев и сотр. [179] считают, что лучше использовать не метилмагнийбромид, а метилмагнийиодид. По методике этих авторов 0,05—1 г образца отвешивают в колбу и заливают 1—3 мл сухого эфира затем добавляют несколько миллилитров 2,5 н. раствора метилмагнийиодида в эфире и измеряют объем выделившегося метана. Упрощенный способ анализа с помощью реактива Гриньяра предложил Михкельсон [128] образец растворяют в обезвоженном толуоле, реактив Гриньяра вводят в ампуле и систему вакуумируют, прежде чем разбить ампулу. Для расчета содержания активного водорода по объему выделившегося метана используют эмпирическое соотношение, полученное по данным анализов известных систем. [c.559]

    Являясь источниками водоснабжения, реки, озера и водохранилища одновременно служат коллекторами сточных вод, количество которых растет пропорционально водопотреблению. Биологическая жизнь водоемов, их способность к самоочищению нарушается присутствием нефти и масел, фенола, синтетических детергентов, пестицидов, целого ряда микроэлементов, анализ содержания в воде которых сильно затруднен. Известны л1Ного-численные примеры, когда загрязнение воды в разных районах нашей планеты достигало катастрофических размеров. В результате гидротехнического строительства усилилось развитие водо- [c.9]

    МДж/кг от —10 до 60°С (в закрытом тигле), КПВ 1,1—7,5% содержание серы 0,05—0,1 %, соед, кислорода ч азота 0,05—0,15%. Получ. дистилляцией нефти и каталитич. крекингом (иногда с послед, щел. очисткой, промывкой водой, гидроочисткой). РЕАКТИВНЫЕ ИНДИКАТОРНЫЕ БУМАГИ, содержат закрепленные на них (адсорбционно или ковалентно) т. н. хромогенные реагенты, изменяющие цвет при вэаимод. с определяемыми в-вами или прн определ. pH. Примен. в экспресс-анализе минералов, вод, продуктов жизнедеятельности организмов, экспресс-диагностике и дактилоскопии для качеств, и полуколичеств. определения хим. элементов, соед., pH р-ров. Напр., бумаги - РИБ> исполй. в карманных индикаторных устройствах для определения металлов с пределами обнаружения ок. 0,005 мг/мд кислотно-осн. универсальные индикаторные бумаги, к-рые содержат смесь 4— кислотно-осн. индикаторов, примен. для определения pH водных р-ров в интервале 1—14 лакмусовая бумажка и бумажка, пропитанная р-ром конго красного, меняют окраску при pH соотв. 6,0—8,0 и 2,5—4,0. РЕАКТИВЫ химические, индивидуальные в-ва, их р-ры или смеси строго регламентированного состава (св-в), выпускаемые в форме, обеспечивающей надежность хранения и удобство применения для науч. исследований и хим. анализа. Р. различают по степени чистоты. Единой их классификации по этому признаку нет часто выделяют след, марки (перечислены в порядке снижения степени чистоты) особо чистые вещества (осч), чистые для анализа (чда) и чистые (ч). Обычно квалификация присваивается Р. с содержанием осн. в-ва не менее 98%. [c.497]

    Для активационного анализа на быстрых нейтронах наиболее часто используют нейтронные генераторы. Особенно успешно применяют быстрые нейтроны для определения легких элементов, таких, как азот, кислород, фтор и медь. Для улучшения воспроизводимости и правильности анализа образец при облучении обычно вращают. Промышленные образцы генераторов на основе взаимодействия с тритием могут также давать поток нейтронов плотностью до 10 ° нейтр/см2-с. Ядерная реакция N(ra, 2 ) N позволяет определять содержание азота в различных основах. В [338] исследован матричный эффект нри установлении содержания азота в нефтепродуктах. Показано, что реакции С (р, y) N и С(р, n) N зависят только от весового количества углерода. Матричный эффект имеет линейную зависимость от веса углерода и может быть учтен при определении азота. Для оценки порядка, даваемого интерферирующими реакциями 0(р, a) N, С(р, n) N, (rf, n) N, введен азотный эквивалент [339, 343]. Результаты показали, что присутствие О и С в образцах вместе с Н ограничивает предел обнаружения азота, особенно при большом содержании воды. Вторичная же реакция С(р, п) может быть также использована для определения азота в углеводородах. Показана возможность обнаружения кремния в маслах [340], алюминия и кремния [341] —в нефти с использованием быстрых нейтронов. Разработана методика нейтронно-активационного определения кислорода, натрия и серы в нефти на основе ядерных реакций 0(д, p) N, 2зна(п, ц)2ор, З25(д р)32р соответственно [342]. Оценены возможности определения кислорода и серы в нефтепродуктах с использованием нейтронов с энергией 14 МэВ [344, 345]. С применением изотопных источников или генераторов нейтронов [322] можно [c.88]

    С водой ни нефть, пи углеводороды практически пе смешиваются. Их взаимная растворимость ничтожна и не превышает сотых долей процента. Труднее всего в воде растворяются парафиновые углеводороды, более легко — ароматические. С увеличением молекулярного веса углеводородов растворимость их в воде уменьшается. В тех случаях, когда при эксплуатации нефтепродуктов присутствие в них воды i eдoпy тимo даже в минимальных количествах, содержание воды контролируется специальными методами анализа. [c.86]

chem21.info

Анализ - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Анализ - нефть

Cтраница 1

Анализ нефтей и газов позволяет определять многие углеводородные и неуглеводородные индивидуальные компоненты, выявлять углеводороды различных классов. Однако состав какой-либо анализируемой пробы газа или нефти зависит от условий, при которых была взята эта проба, особенно при отборе проб газов из газонефтяных и неАтяных яялржрй. Это связано, с одной стороны, с фкзи ческим состоянием газов более тяжелых, чем метан и этан, а с другой стороны, с растворением газа в нефти. Состав и состояние газа, выделяющегося под небольшим давлением из скважины или из сепаратора, могут значительно отличаться от состава и состояния газа в пласте. Состав свободного и растворенного в нефти газа неодинаков, поскольку более тяжелые углеводородные газы - пропан, изобутан и бутан - гораздо лучше растворяются в нефти, чем метан и этан.  [1]

Анализ нефти и нефтепродуктов, Гостоптехиздат.  [2]

Анализ нефтей - и нефтепродуктов, Гостоптехиздат, 1962, стр.  [3]

Анализ нефтей и нефтепродуктов, Гостоптехиздат. Контроль производства масел и парафинов, Изд.  [4]

Анализ нефтей, газов и битумов, 1942, Саратов ( по [40], стр.  [5]

Анализ нефти и нефтепродуктов, Гостоптех-ивдат, 1962, стр.  [6]

Анализ нефти; отобранной из разведочной скважины 13, показал, что эта нефть является легкой, парафинистой, малосернистой, смолистой. Бензино-керосиновые фракции этой нефти отличаются высоким содержанием парафиновых углеводородов.  [8]

Анализы нефтей, извлеченных из пород бензином и сжатым газом, показали, что они близки по составу. Различие в основном заключается в несколько меньшем содержании в нефти, извлеченной газом, асфальтово-смолистых компонентов, удерживаемых породой. Поэтому плотность и вязкость данной нефти несколько занижены.  [9]

Анализ нефтей, / полученных из пород экстракцией бензином и смесью углеводородных газов, показал, что они близки по составу.  [10]

Анализ нефти и нефтепродуктов, Гостоптехиздат, 1962, стр.  [12]

Анализ нефтей почти всех месторождений страны, проделанный автором [9,27] показал, что мехпримеси в нефтях содержатся в незначительных количествах, редко превышающих 0 05 % веса. Причем, более 0 3 % механических примесей содержится в 1 5 % нефтей, к которым относятся некоторые нефти Азербайджана, Краснодарского края, а также нефти из амбаров и нефтеловушек. Данные за 1995 г. приведены по месторождениям России.  [13]

Анализ нефти и нефтепродуктов, Гостоптехиздат, 1962, стр.  [14]

Анализ нефти состоит из определения плотности, содержания воды, солей и потенциального содержания светлых нефтепродуктов и масел или их компонентов. Нефть анализируют перед переработкой; данные анализа дают возможность определить, какой режим перегонки следует установить на установке и какие продукты и в каком количестве следует из нее получить.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Отбор проб нефти и жидких нефтепродуктов

из "Технический анализ нефтепродуктов и газа"

Нефть и жидкие нефтепродукты могут быть в движении, например перемещаться по трубопроводу, или находиться в покое в какой-либо емкости. Для этих двух основных случаев применяют соответствующие методы отбора проб. Различают индивидуальную, среднюю и контрольную пробы. Индивидуальная проба характеризует нефть или нефтепродукты в определенное время при движении по трубопроводу или в определенном месте резервуара. [c.76] Средняя проба позволяет судить о свойствах и качестве нефти или нефтепродукта, находящихся в одной или нескольких емкостях или протекающих по трубопроводу в течение определенного промежутка времени. Средняя проба составляется путем смешивания индивидуальных проб. [c.76] Контрольная проба служит для контроля некоторых показателей качества нефти и нефтепродукта и представляет собой часть средней или индивидуальной пробы. [c.76] Для характеристики качества нефти и нефтепродуктов и сравнения их показателей с требованиями технических норм наибольшее значение имеет средняя проба. Отбор и составление средней пробы в нефтяной промышленности проводят по ГОСТ 2517—60, в котором для большинства случаев нахождения нефтепродуктов в емкостях, в таре и в трубопроводе предусмотрены методика отбора проб и условия хранения готовых проб. [c.76] Отбор и составление средней пробы из горизонтальных резервуароь диаметром больше 2500 мм, танков и из вертикальных резервуаров предусмотрено проводить по правилам, которые приведены в табл. 7. [c.77] Отбор пробы на заданной высоте резервуара осуществляют с помощью пробоотборника, который представляет собой металлический цилиндр высотой 150 мм, емкостью 1 л (рис. 28). Утяжеленное дно пробоотборника способствует его погружению даже в очень вязкую жидкость. Пробоотборник имеет крышку овальной формы, которая хорошо пригнана к внутренней поверхности цилиндра и может поворачиваться вокруг оси 2. В крышке имеются кольца 1 ж 4 для цепей и кольцо 3 для рулетки. Для отбора пробы пробоотборник держат за цепь, прикрепленную к кольцу 4, и опускают его в нефтепродукт. На определенной глубине по рулетке цепь ослабляют и держат пробоотборник за цепь, прикрепленную к кольцу 1. В этот момент крышка откроется и примет вертикальное положение и пробоотборник заполнится нефтепродуктом, что легко можно наблюдать по выделению на поверхность нефтепродукта пузырьков воздуха. Затем ослабляют цепь, прикрепленную к кольцу 1, с помощью цепи, прикрепленной к кольцу 4, извлекают пробоотборник из нефтепродукта и выливают его содержимое в сухую чистую посуду. [c.77] С каждого уровня, идя сверху вниз, в количестве, указанном в табл. 7, точно так же отбирают не ополоснутым пробоотборником остальные индивидуальные пробы, которые сливают все вместе, перемешивают, а затем разливают в две сухие чистые бутылки. Бутылки закупоривают и наклеивают на них этикетки с обозначением необходимых данных. Одна проба поступает в лабораторию на анализ, а другая хранится у поставщика в течение 45 дней со дня отгрузки нефтепродукта. Если пробы отбирают для определения плотности нефтепродукта, то необходимо измерить температуру каждой пробы и затем подсчитать среднюю температуру. Отбор проб из резервуара, где находятся нефтепродукты под давлением, и из резервуаров с плавающими крышками производится с помощью специальных пробоотборников. [c.77] Пробы бензина, содержащие легкие углеводороды, во избежание их улетучивания помещаются в водяную баню при температуре 0—20° С и после охлаждения перемешиваются для составления средней пробы. [c.77] Пример отбора и составления средней пробы из вертикального цилиндрического резервуара без сливной трубы, высотою 12 ж высота налнва нефтепродукта 10 м. [c.77] Проба с верхнего уровня отбирается на расстоянии (12—10) -Ь 0,2 = 2,2 м от верха резервуара. [c.77] Проба со среднего уровня отбирается на расстоянии (12—10) + 0,5 X X 10 = 7 м от верха резервуара. [c.78] Проба с нижнего уровня отбирается на расстоянии (12—10) + 10—0,25 = = 11,75 м от верха резервуара. [c.78] Из пробоотборника пробы выливаются в банку, тщательно перемешиваются, а затем разливаются в склянкп. [c.78] Из четырехосной железнодорожной цистерны и горизонтального резервуара диаметром меньше 2500 мм средняя проба составляется смешением в равных количествах двух проб. Одна из них отбирается иа расстоянии 250 мм от дна сосуда, а вторая — на высоте, равной /д диаметра сосуда. [c.78] Из двухосной железнодорожной или автомобильной цистерны средняя проба отбирается с одного уровня, на высоте, равной /д диаметра цистерны от ее дна. [c.78] Отбор средней пробы из мелкой тары осуш,е-ствляется в процентном отношении от количества предъявленных к сдаче емкостей, но не менее чем из двух бочек, бутылей или бидонов. ГОСТом допускается вскрытие для отбора пробы 5% предъявленных бочек и 1 % бидонов и бутылей. Перед отборам пробы нефтепродукт должен быть тш,ательно перемешан. Выделенные для отбора пробы бочки перекатывают в течение 10 мин, чтобы их содержимое хорошо перемешалось. Чтобы провести эту операцию более тщательно, выливают из каждой выделенной бочки по 10—20 л (1—2 ведра) нефтепродукта, потом бочки снова перекатывают, затем вливают в них содержимое ведер и снова катают перед взятием пробы. Бидоны и бутыли с нефтепродуктами перед взятием из них пробы встряхивают, чтобы перемешать их содержимое. [c.78] Из напорных трубопроводов и непрерывно действующих технологических установок отбор проб очень часто осуществляется с помощью автоматических пробоотборников, которые отбирают пробу нефти и нефтепродуктов пропорционально их объему, прошедшему через сечение трубопровода. [c.78] Если емкость, из которой необходимо отобрать пробу, снабжена мерным стеклом, то отбор пробы ведут следующим образом. Мерное стекло промывают путем перекрывания кранов, соединяющих его-с емкостью, и выпускают в дренажную воронку или в запасную склянку содержимое мерного стекла. Снова переключают нижний кран на соединение с емкостью и выливают некоторое количестве нефтепродукта в запасную склянку, чтобы промыть трубку, соединяющую емкость с мерным стеклом, и кран закрывают. После промывки мерного стекла отбирают пробу нефтепродукта, а затем с помощью кранов соединяют мерное стекло с емкостью. [c.79]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Определение состава нефти и анализ проб масел и киросина

Точная стоимость зависит от конкретного случая. Оставьте заявку или уточняйте по телефону.

На современном этапе развития общества нефть и нефтепродукты играют немалую роль в топливной инфраструктуре. В процессе переработки нефти получают различные виды топлива: бензин, керосин, дизельное и реактивное топливо. Нефть используется также при производстве каучука, пластмассы, различных моющих средств и концентратов.

Технология переработки нефти включает в себя как химические, так и физические процессы. Перед тем, как начинать переработку нефти, необходимо отделить от нее газ, воду и примеси различных твердых частиц. Этот этап пропускать нельзя, так как различные примеси могут привести к порче нефтеперерабатывающих установок, что в свою очередь, негативно отразится на качестве готового продукта.

Зачастую для определения способа проведения нефтепереработки нужно иметь представление о химическом и фракционном составе нефти. Для решения этой задачи проводят анализ нефти и нефтепродуктов, посредством которого проверяются: элементный состав нефти, ее групповой состав; кроме того, существуют хроматографические методы исследования, масс-спектрометрия, хромато-масс-спектрометрия, ультрафиолетовая и инфракрасная спектроскопия, ядерный магнитный и электронный парамагнитный резонанс.

При помощи элементного анализа определяют соотношение в нефти углерода, водорода, серы, азота и кислорода, что в дальнейшем помогает определиться с выбором способа переработки.

При определении состава нефти зачастую нет необходимости в детальном анализе. Знание суммарного содержания веществ по классам вполне достаточно. Анализ топлива можно провести с использованием данного метода. Так, например, определяют групповой состав бензинов. Анализ проб масел и керосина помогает определить структурно-групповой состав этих веществ. Данное исследование дает представление о структурных связях гибридных углеводородов, которые входят в различные фракции нефти.

Метод хроматографии подразделяется на несколько видов. Так выделяют адсорбционную, распределительную и осадочную хроматографию. Наибольшую популярность приобрел метод газожидкостной хроматографии. Он характеризуется высокой чувствительностью, быстротой данного анализа и высокой точностью.

В 1940 году впервые был применен метод масс-спектрометрии для исследования легкокипящих нефтяных фракций в 1940 г. На сегодняшний день, данный метод предполагает использование различных способов ионизации вещества. Он отличается быстротой, часто применяется совместно с газовой хроматографией. Отличием масс-спектрометрии является полная автоматизация и обработка данных посредством ЭВМ.

В последнее время особую популярность приобрел анализ отработанного масла. Подобный анализ позволяет уменьшить простой транспортного средства, что, несомненно, снизит незапланированные расходы. Эта экспертиза позволит увеличить ресурс двигателя, будет способствовать созданию оптимальной программы обслуживания транспортного средства. В первую очередь, в ходе анализа отработанного масла определяется качество масла.

Горючие вещества, состоящие в основном из углерода относятся к твердому топливу. Каменный уголь, горючие сланцы, бурые угли, торф и древесина – это все виды твердого топлива. Свойства твердого топлива в значительной степени определяются его химическим составом — содержанием углерода, водорода, кислорода, азота и серы. Анализ твердого топлива определяет соотношение влаги, зольности, выхода летучих веществ и расчет нелетучего углерода

Специалисты НП «Федерация Судебных Экспертов» проводят анализ нефти и нефтепродуктов, анализ твердого топлива, экспертизу проб масел и отработанного масла. Обратившись в НП «Федерация Судебных Экспертов» Вы получите квалифицированное заключение в максимально сжатые сроки

Анализ нефти, проб масел и твердого топлива

Рейтинг: 5 (100%) - Оценок: 1

Цены

Вид экспертизы Стоимость экспертизы
Экспертиза химического состава металлов и сплавов от 9 000
Определение химического состава органических соединений от 22 500
Определение химического состава неорганических соединений от 18 000
Установление идентичности лакокрасочного покрытия в случае ДТП от 18 000

ПРИМЕЧАНИЕ:

Цена химической экспертизы указана с учетом налогов. Транспортные расходы оплачиваются отдельно.

sud-expertiza.ru

Анализ - нефтепродукт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Анализ - нефтепродукт

Cтраница 1

Анализ нефтепродуктов на содержание серы является одним из основных элементов контроля переработки нефти.  [1]

Анализ нефтепродуктов, проявляющих свойства гелей, проводят при высокой температуре, обеспечивающей свободное истечение подобных продуктов, чтобы при использовании вискозиметров с разным диаметром капилляра можно было получить одинаковые результаты.  [2]

Анализы нефтепродуктов следует выполнять в строгом соответствии со стандартами на методы их испытания. Всякое отступление от стандартов при подготовке и проведении испытаний приводит к ряду ошибок, а следовательно, к неточным и недостоверным результатам.  [3]

Анализы нефтепродуктов следует выполнять в строгом соответствии со стандартами на методы их испытания. Всякое отступление от стандарта при подготовке и проведении испытаний приводит к ошибкам, а следовательно, к неточным и недостоверным результатам.  [4]

Анализы нефтепродуктов по назначению подразделяют на приемосдаточные, контрольные, полные и арбитражные.  [5]

Анализ нефтепродуктов на содержание серы является одним из основных элементов контроля переработки нефти.  [6]

Анализы нефтепродуктов, выполняемые в химических лабораториях, подразделяются на приемо-сдаточные, контрольные, полные и арбитражные.  [7]

Для анализа нефтепродуктов, наряду с рентгенофлуоресцент-ным анализом, применяют потенциометрическое титрование и фотометрический метод. Однако сложность следующей затем подготовки проб к непосредственному определению брома снижает практическую ценность обоих методов, хотя они обеспечивают несколько более высокую точность, чем рентгено-флуоресцентный анализ.  [8]

Кроме анализов нефтепродуктов, проводят анализ газа; пробы газа для анализа отбирают по указаниям начальника установки или согласно графику, утвержденному главным инженером завода.  [9]

Для анализа нефтепродуктов, присадок к ним могут быть рекомендованы фотоэлектроколориметры ФЭК-М, ФЭК-56, ФЭК-Н-57, ФЭК-60, КФО, КФК-2, а также спектрофотометры СФ-4А, СФ-26, СФ-46 ( см. гл.  [10]

Метод анализа нефтепродуктов применим для конденсированных ареновых колец и непригоден для определения бензольных колец, имеющих низкое поглощение.  [12]

Для анализа нефтепродуктов и газов используются автоматические анализаторы качества и газоанализаторы, например: газоанализаторы на водород, сероводород, кислород, двуокись и окись углерода, плотномеры топлива и циркуляционного газа, анализаторы температуры вспышки стабильного продукта и фракционного состава. Учет характерных расходных величин проводится турбинными счетчиками.  [13]

Для анализа нефтепродуктов и их золы применяют два основных способа приготовления эталонов. По первому способу в чистую основу вводят известное количество определяемых примесей и получают головной эталон, последовательным разбавлением которого готовят серию эталонов. При этом каждый последующий эталон содержит меньшее суммарное количество примесей, но отношение между их концентрациями во всех эталонах постоянно. Для приготовления эталонов по второму способу вначале готовят смеси, состоящие из основы и одной примеси в различной концентрации. Затем смешением этих смесей составляют серию эталонов с одинаковой суммарной концентрацией примесей. Первый способ проще и менее трудоемок, однако он не во всех случаях предпочтителен. Применение того или другого способа приготовления эталонов определяется характером изменения концентрации примесей в пробах.  [14]

Для анализа нефтепродуктов любого фракционного состава ( начиная с бензина и кончая всей углеводородной частью нефти) на содержание ароматических и отдельно н-парафиновых углеводородов разработан и предлагается в качестве стандартного для использования в практике исследований нефтепродуктов адсорбционно-криоскопический полумикрометод с применением двух адсорбентов: крупнопористого силикагеля КСК для удаления ароматических углеводородов из нефтепродукта, растворенного в циклогексане, и синтетического цеолита СаА для удаления н-парафинов из уже де-ароматизированного раствора. Адсорбционно-криоскопический метод может быть также использован непосредственно при определении ароматических и н-парафиновых углеводородов в исходной нефти.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru