Лабораторная работа 11 определение содержания кислот в нефтях, нефтяных фракциях и нефтепродуктах. Измерение ph нефти


Лабораторная работа 11 определение содержания кислот в нефтях, нефтяных фракциях и нефтепродуктах

Цель работы: определить содержание СООН - групп свободных карбоновых кислот и кислотное число нефти, нефтепродукта.

Определение содержания свободных кислот, кислотных чисел основано на титровании образца гидроксидом калия KOH.

Приборы, реактивы, материалы. Потенциометр (рН - метр) с двумя электродами – стеклянным (индикаторным) и хлорсеребряным (электродом сравнения), или с совмещенным (стеклянный + хлорсеребрянный) электродом; бюретки V=1,2,10 см3 для титрования; магнитная мешалка; стаканчики стеклянные V=50 – 100 см3; колба коническая Эрленмейера V=100 см3. Смесь спирт : бензол (толуол) =1:1 (объемных частей), именуемая в дальнейшем –растворитель; раствор KOH в спирте, индикатор фенолфталеин.

Порядок выполнения работы.

А) Объемно-метрическое титрование. Точную навеску исследуемого образца (нефти, нефтепродукта или нафтеновых кислот), примерно 0,3 – 0,5 г, взвешенную на аналитических весах, растворяют в 25 см3 растворителя в колбе Эрленмейера и титруют при непрерывном перемешивании с помощью магнитной мешалки из бюретки 0,1 н раствором KOH в присутствии индикатора фенолфталеина до появления малинового окрашивания. Записывают в рабочий журнал количество (V, см3) раствора КОН, пошедшее на титрование.

Б) Потенциометрическое титрование. При потенциометрическом кислотно-основном титровании в качестве индикаторного используют стеклянный электрод, а в качестве измерительного – хлорсеребряный, или совмещенный (стеклянный + хлорсеребрянный) электрод.

Точную навеску образца (0,1–0,5 г, в случае низкого содержания кислот около 3,0 – 5,0 г), взятую с погрешностью  0,0002 г, помещают в стеклянный стаканчик V=50 см3, растворяют в 20–25 см3 растворителя при перемешивании с помощью магнитной мешалки. После полного растворения образца в стаканчик помещают пару электродов – стеклянный и хлорсеребряный (или совмещенный) и титруют 0,01 н раствором KOH в спирте до постоянного значения потенциала (рН). Точную концентрацию раствора КОН устанавливают предварительно путем титрования cтандартным 0,1 н раствором соляной кислоты (HCl). Строят кривую титрования pH – V (см3 KOH), а также дифференциальную кривую в координатах dрН/dV – V, находят точку эквивалентности (рис.14). При использовании дифференциальной кривой на точку эквивалентности указывает максимум на полученной кривой, а отсчет по оси абсцисс, соответствующий этому максимуму, показывает объем титранта Vt (см3) – раствора щелочи, израсходованного на титрование до точки эквивалентности.

Рис. 14. Кривая потенциометрического титрования нефтяных кислот раствором щелочи

Проводят холостое титрование 20 или 25 см3 растворителя, добавляя в него раствор гидроксида калия порциями по 0,05 или 0,10 см3. Записывают количество (см3) раствора гидроксида калия Vo, необходимое для достижения конечной точки титрования.

Расчет содержания СООН - групп свободных карбоновых кислот Ссоон (% мас.) проводят по формуле:

С соон = (Vt – Vo ) . Nt.45/10 .m

Кислотное число К.ч. (мг KOH на грамм анализируемой пробы) рассчитывают по уравнению:

К.ч. = (Vt – Vo) . CKOH.56/m

где: Vt – объем раствора титранта (гидроксида калия), израсходованный при титровании образца до точки эквивалентности, см3;

Vo– объем раствора титранта (гидроксида калия), израсходованный при титровании холостого раствора, см3;

Nt – концентрация раствора титранта (гидроксида калия), моль/л;

45 – эквивалент СООН - группы;

m – масса образца нефти, нефтепродукта, г.

CKOH– концентрация стандартного титрованного раствора гидроксида калия, моль/л;

56 – молекулярная масса гидроксида калия.

Таким образом, на основании данных, полученных при титровании исследуемого вещества, находят кислотное число этого образца. Зная кислотное число, можно вычислить среднюю молекулярную массу исследуемого продукта, в частности молекулярную массу нафтеновой кислоты. Так как нафтеновые кислоты являются монокарбоновыми кислотами, на нейтрализацию каждой молекулы кислоты должна быть затрачена одна молекула КОН. Отсюда при известной молекулярной массе (М.М.) кислоты, теоретическое кислотное число (К.ч.) может быть выражено формулой:

.

Молекулярную массу кислоты можно вычислить по формуле используя значение кислотного числа:

.

Определение кислот и оснований в нефти и нефтепродуктах

Содержание кислот и оснований в нефти и нефтепродуктах строго

регламентируется нормативными документами, и их анализ проводится

практически для всех нефтепродуктов.

Из органических соединений нефти, проявляющих кислотные

свойства, наиболее распространены карбоновые кислоты состава

Сnh3n-1СООН (производные нафтенов) – нафтеновые кислоты; в меньшей

степени – ароматические кислоты, а также жирные кислоты и фенолы.

Нафтеновые кислоты, в особенности низкомолекулярные, являются

исходным сырьем для получения мыла, используются для борьбы с

вредителями зеленых насаждений, для предохранения шпал от разрушения и

т.п. Из нефтей их выделяют в виде натриевых солей.

Наряду с кислотами в составе нефтей и нефтепродуктов нередко

обнаруживаются основания, которые появляются в результате очистки или

переработки нефтепродуктов с участием щелочей, аминов и их производных.

Очевидно, что присутствие кислот и щелочей в нефти и

нефтепродуктах нежелательно, т.к. приводит к коррозии и разрушению

металлических емкостей – как при хранении, так и при эксплуатации. Кроме

того, они могут привести к изменению качества нефтепродуктов за счет

химического взаимодействия с соединениями входящими в их состав.

Для определения кислот и щелочей существуют как качественные, так

и количественные методы анализа. Для многих топлив и масел, как самых

распространенных видов нефтепродуктов, содержание водорастворимых

кислот и оснований не допускается нормативными документами. Для

анализа содержания кислот и оснований в нефтях и нефтепродуктах

существуют ГОСТированные качественные и количественные методы.

4.2.1 Качественные методы определения кислот и оснований в

нефти и нефтепродуктах

Качественные методы определения кислот и оснований в нефти и

нефтепродуктах, чаще всего, основаны на использовании индикаторов

кислотности или основности. Для всех нефтепродуктов наиболее

распространенным является метод определения наличия водорастворимых

кислот и щелочей по ГОСТ 6307-75.

Сущность метода заключается в извлечении из нефтепродуктов

водорастворимых кислот и щелочей водой или смесью воды со спиртом и

определении рН водной вытяжки.

4.2.2 Количественные методы определения кислот и оснований в

нефти и нефтепродуктах

Существует несколько стандартных методов количественного

определения кислот и оснований в нефти и нефтепродуктах. Так как кислые

и основные соединения нефти нередко представляют собой смеси

индивидуальных химических соединений, то кислотность или основность

нефти или нефтепродуктов выражают не в процентах содержания кислот

(оснований), а в процентах или в мг КОН или НCl, необходимых для

нейтрализации 1 г нефтепродукта. Для светлых нефтепродуктов используют

титрование в присутствии индикаторов, для темных – потенциометрическое

титрование.

Наиболее распространенным является ГОСТ 11362-96 (ЧИСЛО

НЕЙТРАЛИЗАЦИИ) для нефтепродуктов и смазочных материалов. Этот

стандарт устанавливает метод определения общего кислотного числа,

кислотного числа сильных кислот, кислотности, общего щелочного числа,

щелочного числа сильных щелочей. Он применим для определения кислот с

константой диссоциации больше 10-9; слабые кислоты с константой

диссоциации менее 10-9 не мешают определению. В нормативном документе

используются следующие понятия:

1. Общее кислотное число К1 (суммарное кислотное число сильных и

слабых кислот).

2. Кислотное число сильных кислот Кг.

3. Щелочное число сильных оснований Щ1.

4. Общее щелочное число Щ2 .

5. Кислотность К .

(1-4 - в пересчете на 1 г образца, 5 - на 100 см3 образца).

Сущность метода заключается в титровании испытуемого продукта

спиртовым раствором гидроокиси калия или соляной кислоты в специальном

растворителе.

Как модификации этого метода существуют аналогичные методики

определения щелочей и кислот для отдельных видов нефтепродуктов,

например, ГОСТ 5985 - 79 для масел или ГОСТ 6707 - 76, разработанный

специально для пластических смазок.

Наряду с методами определения общего содержания кислот и щелочей

в тех случаях, когда присутствие индивидуальных соединений, обладающих

основностью или кислотностью, совершенно не допустимо в нефтепродукте,

используют методы их индивидуального определения. К ним относится

метод определения фенола и крезола (ГОСТ 1057-88).

Стандарт используется для определения указанных соединений в маслах

и рафинатах, получаемых на установках селективной очистки и не

содержащих присадок. Метод основан на реакции азосочетания и заключается

в обработке продукта раствором гидроокиси калия, отделении полученного

щелочного раствора фенолята или крезолята (или их смеси), добавлении к

studfiles.net

Измерение показателя степени кислотности среды (pH)

pH фактор – это измерение относительной кислотности или щелочности раствора. Значение рН 7 считается нейтральным раствором, кислые растворы имеют значения ниже 7, а щелочные - выше 7. Значение рН может быть измерено pH-метром, переносным pH-метром или с помощью лакмусовой бумажки. Измерение pH фактора обеспечивает числовое обозначение относительной кислотности или щелочности, что является важным параметром в контроле раствора.

Для того, чтобы раствор выполнял свои функции как необходимо, должен быть известен желаемый pH фактор, и раствором тогда можно управлять. Для иллюстрации рассмотрим производство желе. Для превращения фруктов в желе смесь должна быть немного кислой. При pH ниже 2,6 смесь не будет превращаться в желе; при значении 2:6 образуется белый осадок, и желе не имеет рыночного вида; при значении 2,8 происходит отделение капелек воды от смеси; при значении 3,1 смесь образует желе максимальной консистенции; при значении 3,2 образуется желе средней консистенции, а при 3,3 желе будет жидким. При значении рН выше 3,5 желе из смеси вообще не получиться.

Так в пределах нескольких десятых частей pH фактора желе из смеси не образуется, затем получается максимальная консистенция, потом желе опять не получается. Данный пример иллюстрирует важность жесткого контроля pH фактора раствора.

Есть широкий диапазон кислот, от серной кислоты, которая может растворять металл до борной кислоты, которая годится для промывки глаз. Все кислоты образуют в растворе ионы водорода (H+). Степень кислотности – это числовое обозначение концентрации ионов водорода. Выражаясь языком химии, числовые обозначения  концентраций ионов водорода  представляют собой обычно чрезвычайно малые фракции, например, 1/10 000 000. Масштаб pH фактора был разработан, чтобы избежать использования таких неудобных чисел. Масштаб pH фактора определен математически как отрицательный логарифм концентрации ионов водорода или степени, в которую должна быть возведена 10, чтобы равняться концентрации ионов водорода. Название рН происходит от термина «степень водорода». Математическое выражение предоставляет нам удобный масштаб от 0 для кислого раствора удельной прочности до 7 для нейтрального раствора чистой воды.

Щелочи обязаны своей щелочностью гидроксильным ионам (ОН-), которые они образуют в растворе. Щелочность может быть измерена в том же самом масштабе, как и кислотность, от 7 до 14.

Проще говоря, любое число ниже 7,0 – это кислота и при каждой единице уменьшения этого значения увеличивается интенсивность (ионная концентрация H+) кислоты на фактор 10Х. Любое число выше 7,0 считается щелочью, и на каждую единицу увеличения этого значения увеличивается интенсивность (ионная концентрация ОН-) щелочи на фактор 10Х. В растворе, где присутствует одинаковое количество ионов Н+  и ионов ОН-, pH фактор равняется 7,0.

Водопроводная вода может быть немного щелочной вследствие добавок каустической соды, чтобы сделать воду более приятной для питья. Надлежащее измерение и регулирование воды имеют существенное значение в процессе предварительной обработки. Для обеспечения точности измерений рН-метр должен быть должным образом откалиброван.

Калибровка одноточечным методом описана ниже.

1)  Подключите электрод pH к прибору и снимите защитный колпачок с электрода.

2)  Промойте электрод pH  дистиллированной водой и погрузите его в буферный раствор 7,00.*

3)  Включите прибор, установив трехпозиционный переключатель в положение ON (включено).

4)  Установите температурный контроль прибора на температуру буферного раствора (используйте термометр Tru GT 100R или другой подходящий термометр, чтобы измерить температуру буферного раствора).

5)  Отрегулируйте контроль стандартизации для считывания значения, соответствующего температуре буферного раствора. Буферные значения приводятся в Таблице 1.

6)  Достаньте электрод из буферного раствора и промойте дистиллированной водой.

Прибор измерения pH теперь откалиброван и готов к применению.

Кнопка регулирования температуры на приборе должна устанавливаться на температуру раствора, значение рН которого измеряется.

Нельзя допустить высыхание электрода. Если он не используется, электрод должен быть погружен в буферный раствор. Электрод не должен использоваться в растворах с температурой выше 140°Ф (60°C) и должен быть защищен от замораживания. Электрод должен промываться дистиллированной водой до перенесения в буферный раствор из  измеряемого раствора. Влагу с электрода необходимо стряхивать, чтобы уменьшить загрязнение раствора при перенесении электрода из одного раствора в другой.

Если на наконечнике электрода образовалась пленочное покрытие, пробуйте удалить его, активно мешая в моющем растворе или опыляя его из баллончика. Если это не сработает, и прибор медленно или неправильно реагирует, можно аккуратно очистить стеклянный сосуд мягкой щеткой. Если и это не даст результата, замените сосуд или прибор.

Значения рН буферных растворов следует периодически проверять, сравнивая их со значениями в свежих буферных растворах. Замените раствор, когда разница значений рН будет достигать 0,1 или больше.

vseokraskah.net

ГОСТ 6307-75 Нефтепродукты. Метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей

ГОСТ 6307-75

МЕ ЖГОСУД АРСТВЕННЫЙ СТАНДАР Т

НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЛИЧИЯ ВОДОРАСТВ ОР ИМЫХ КИСЛОТ И ЩЕЛОЧЕЙ

ИП К ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ

Москва

МЕЖГОСУДАРСТВЕН НЫЙ СТАНДАРТ

НЕФТЕПРОДУКТЫ

Метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей

Petroleum products . Method of test for water -soluble acids and alkalies

ГОСТ 6307-75*

Взамен ГОСТ 6307 -60

Постановлением Государствен н ого комитета стандартов Совета Министров СССР от 30 июля 1975 г. № 2001 срок введения установлен

с 01 .01 .77

Ограничение срока действия снято Постановлением Госстандарта от 28 .11 .91 № 1834

Настоящий стандарт распространяет с я на жидкие нефтепродукты, присадки, пластичные смазки, парафины, церезины, восковые составы и устанавливает метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей (ВКЩ ) в них.

Сущность метода заключается в извлечении водорастворимых кислот и щелочей из нефтепродуктов водой или водным раствором спирта и определения величины рН водной вытяжки рН-метром или реакции среды с помощью индикаторов.

Стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 3967-83 .

1.1. Для определения водорастворимых кислот и щелочей применяют: рН-метр любого типа с погрешностью измерения не более 0,1 рН, со стеклянными хл орсеребряны ми или каломельными электродами;

посуду и оборудование лабораторные стеклянные по ГОСТ 25336-82:

пробирки любого типа, вместимостью не более 10 см3;

стаканы В- 1-100 ХС, Н-1-100 ХС;

колбу коническую К Н-2 -100 ХС, КН-2-250 ХС;

во р онку В-56 -80 ХС, ВД-1 -250 ХС, ВД-1 -500 ХС;

цилиндры 1 -25 , 1 -50 , 1-100 по ГОСТ 1770-74;

чашку выпарительную 5 по ГОСТ 9147-80;

шпатель;

пипетки исполнения 4 любого типа по ГОСТ 29227-91;

бензин авиа ц ионный марки Б-70 или н ефрас-С 50 /170 по ГОСТ 8505-80 или бензин-растворитель для резиновой промышленности, проверенные на нейтральность;

вода дистиллированная с рН 6 - 8 , проверенная на нейтральность;

спирт этиловый ректификованный технический по ГОСТ 18300-72 или спирт этиловый технический по ГОСТ 17299-78, разбавленный 1:1 дистиллированной водой, проверенной на нейтральность;

фенолфталеин (индикатор), 1 %- ны й раствор в 60 % -ном этиловом спирте;

метиловый оранжевый (индикатор), 0 ,02 %-ный водный раствор;

бумага фильтровальная лабораторная по ГОСТ 12026-76.

(Измененная редакция, Из м . № 1 ).

2 .1 . Подготовка про бы испытуемого нефтепродук та

2.1.1. Пробы испытуемого нефтепродукта перемешивают встряхи ванием в течение 5 мин в склянке, заполненной не более чем на 3 /4 ее вместимости. Вязкие и парафинисты е нефтепродукты предварительно нагревают до 50 - 60 ° С, а высокоплавкие составы - до температуры на 10 °С выше температуры плавления.

(Измененная редакция, Изм. № 1 ).

2 .1 .2 . При испытании пластичных смазок с поверхности испыт уемой пробы шпателем снимают и отбрасывают верхний слой (3 - 5 мм), затем в нескольких местах (не менее трех) берут пробы, примерно в равных количествах, не вблизи стенок сосуда. Отобранные пробы переносят в фарфоровую чашку и тщательно перемешивают стеклянной палочкой.

Общее количество пробы должно быть не менее 50 г.

(Измененная редакция, Изм. № 1 ).

2 .2 . Дистиллированную воду, бензин и спирт необходимо проверять на нейтральность по метиловому оранжевому и фенолфталеину или при помощи рН -мет ра.

3 .1 . При испытании жидких нефтепродуктов в делительную воронку помещают 50 см3 испытуемого нефтепродукта и 50 см3 дистиллированной воды, нагретых до 50 - 60 °С. Легкие нефтепродукты (бензин, лигроин и т.д.), а также продукты, в которых могут образоваться водорастворимые кислоты и щелочи в результате гидролиза, не нагревают.

Если вязкость нефтепродукта более 75 сСт при 50 ° С, то его предварительно смешивают при комнатной температуре с 50 см3 бензина. Затем добавляют 50 см3 дистиллированной воды, подогретой до 50 - 60 ° С.

Содержимое делительной воронки слегка взбалтывают в течение 5 мин, не допуская образования эмульсии. После отслоя нижний водный слой сливают через воронку с бумажным фильтром в коническую колбу.

(Измененная редакция, Изм. № 1 ).

3 .2 . При испытании пластичных смазок, парафинов, церезинов и восковых составов в фарфоровую чаш ку или коническую колбу берут 50 г предварительно расплавленной пробы, взвешенной с погрешностью не более 0 ,01 г. Затем туда наливают 50 см3 дистиллированной воды, нагревают содержимое до полного расплавления и перемешивают стеклянной палочкой или встряхиванием.

После охлаждения до комнатной температуры отделившийся нижний водный слой осторожно сливают через воронку с бумажным фильтром в коническую колбу. Затвердевшие продукты (парафины, церезин и др.) предварительно прокалывают стеклянной палочкой.

(Измененная редакция, Изм. № 1 ).

3 .3 . При испытании присадок в измерительный цилиндр наливают 10 см3 испытуемой присадки и 40 см3 бензина. Полученный раствор переносят в делительную воронку, туда же добавляют 50 см3 подогретой до 50 - 60 °С дистиллированной воды. Содержимое делительной воронки взбалтывают в течение 5 мин. После отстоя отделившийся нижний водный слой сливают через воронку с бумажным фильтром в коническую колбу.

(Измененная редакция, Изм. № 1 ).

3 .4 . Если при сме шении нефтепродукта с водой образуется эмульсия, то водорастворимые кислоты и щелочи экстрагируют, обрабатывая нефтепродукт спиртовым раствором (1 :1 ), нагретым до 50 - 60 °С (вместо дистиллированной воды) по пп. 3.1 или 3.3 .

3 .5 . В вытяжках, полученных по пп. 3.1, 3.2, 3.3 и 3.4, определяют наличие водорастворимых кислот и щелочей по величине рН или с помощью индикаторов.

3 .5 .1 . Для определения наличия водорастворимых кислот и щелочей по величине рН в стаканчик помещают 35 - 50 см3 вытяжки, погружают электроды на глубину 10 - 12 мм и замеряют величину рН в соответствии с требованиями по эксплуатации рН- мет ра.

Отсутствие и наличие водорастворимых кислот и щелочей в водной или водно-спиртовой вытяжке нефтепродуктов устанавливают по таблице.

3 .5 .2 . Для определения наличия водорастворимых кислот и щелочей с помощь ю индикаторов в две пробирки помещают по 1 - 10 см3 вытяжки.

В одну из пробирок помещают две капли раствора метилового о ранжевого и сравнивают цвет вытяжки с цветом такого же объема дистиллированной воды, в которую добавляют две капли раствора метилового оранжевого, налитой в третью пробирку. Окрашивание вытяжки в розовый цвет указывает на наличие в испытуемом нефтепродукте водорастворимых кислот.

Во вторую пробирку прибавляют три капли раствора фенолфталеина.

Окрашивание раствора в розовый или красный цвет указывает на наличие водорастворимых щелочей.

Нефтепродукт считается не содержащим водорастворимых щелочей или кислот при отсутствии розового или красного окрашивания вытяжки от фенолфталеина или метилового оранжевого индикаторов.

(Изм е ненная редакция, Изм. № 1 ).

3 .5 .3 . При разногласиях, возникших при оценке качества нефтепродуктов, испытание на наличие водорастворимых кислот и щелочей проводят по п. 3.5.1.

(Изм е ненная редакция, Изм. № 1 ).

4 .1 . Схо дим ость

Два результата определения, полученные одним исполнителем на одной и той же аппаратуре и пробе продукта, признаются дос то вер н ы ми (с 95 %- ной доверительной вероятностью), если расхождения между ними не превышают значений, приведенных в таблице.

4 .2 . Воспроизводимость

Два результата испытания, полученные в разных лабораториях на одной и той же пробе продукта, признаются достоверными (с 95 %-ной доверительной вероятностью), если расхождения между ними не превышают значений, приведенных в таблице.

Характеристика водной вытяжки нефтепродукта

рН

Сходимость, рН

Воспроизводимость, рН

Кислая

До 4 ,0

0 ,2

1 ,9

Слабокислая

Св. 4 ,0 до 6 ,0

0 ,3

1 ,9

Отсутствие в одораств оримы х кислот и щелочей

»    6 ,0    » 8 ,0

0 ,3

1 ,9

Слабощелочная

»    8 ,0    » 10 ,0

0,3

1 ,9

Щелочная

»    10 ,0

0 ,3

1 ,9

Разд. 4. (Введен дополнительно, Изм. № 1 ).

СОДЕРЖАНИЕ

1. Аппаратура, материалы и реактивы .. 1

2. Подготовка к испытанию .. 2

3. Проведение испытания . 2

4. Обработка результатов . 3

Похожие документы

znaytovar.ru

О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды

  • Home
  • Documents
  • О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды
  • Published on29-Dec-2015

  • View42

  • Download0

DESCRIPTION

О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды. Фаткуллин А.А., Мирончук Б.В. ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг». В первоначальной редакции ГОСТ Р 8.615 задавались пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительной установки (далее - ИУ) для измерений: - PowerPoint PPT Presentation

Transcript

  • О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды Фаткуллин А.А., Мирончук Б.В. ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»
  • В первоначальной редакции ГОСТ Р 8.615 задавались пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительной установки (далее - ИУ) для измерений: а) массы сырой нефти:  2,5 %; б) массы нефти с содержанием воды: до 70 %:  6,0 %; до 95 %:  15,0 %; до 98 %:  30,0 %. В последней редакции уже задаются пределы допускаемой относительной погрешности измерений: а) массы сырой нефти:  2,5 %; б) массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти: до 70 %:  6,0 %; от 70 до 95 %:  15,0 %; свыше 95 % - по методике измерений массы нефти (МИ).
  • В первой редакции ГОСТ Р 8.615 говорилось о пределах допускаемой основной относительной погрешности СИКНС, измерений массы нефти в зависимости от содержания воды в сырой нефти (в объемных долях, %): до 5:  0,35 %; до 10:  0,4 %; до 20:  1,5 %; до 50:  2,5 %; до 70:  5,0 %; до 85:  15,0 %; более 85 рекомендовалось сбрасывать воду. В последней редакции уже говорится о допускаемой относительной погрешности МИ массы нетто сырой нефти с применением СИКНС в зависимости от содержания воды в сырой нефти (в объемных долях, %): от 0 до 5:  0,35 %; от 5 до 10:  0,4 %; от 10 до 20:  1,5 %; от 20 до 50:  2,5 %; от 50 до 70:  5,0 %; от 70 до 85:  15,0 %; более 85 погрешность нормируется по МИ.
  • Разработано много ИУ и еще к ним добавились многофазные расходомеры (МФР), а что они измеряют и как убедиться в правильности их показаний для конкретного месторождения и конкретных нефтяных скважин? Для этого требуется создание передвижных эталонных установок. При этом эталонная установка должна: точнее измерять массу сырой нефти, массу обезвоженной нефти, количество свободного нефтяного газа в продукции нефтяной скважины; осуществлять поверку ИУ или МФР в условиях эксплуатации в непрерывном режиме без вмешательства в режим работы скважины, ИУ или МФР; тестировать параметры продукции скважин для актуализации геологической и промысловой информации о режиме работы скважин и в целом по месторождению. Стоимость такой эталонной установки в несколько раз выше стоимости рабочих ИУ и это, конечно же, тормозит их разработку и изготовление. Но когда-то не было ТПУ и расходомеры поверялись на стенде по воде, а теперь на СИКН и СИКНС появились стационарные или передвижные ТПУ, а к ним еще свои эталонные поверочные установки.
  • Пределы допускаемой абсолютной погрешности поточных влагомеров Поддиапазон измерений 0-10 % об. 10-20 % об. 20-30 % об. 30-40 % об. 40-50 % об. 50-60 % об. 60-70 % об. 70-80 % об. 80-90 % об. 90-100 % об. Модель Абсолютная погрешность измерений объемного содержания воды в нефти, % об. Ph. Dyn. серии F 0,15 0,20 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,5 1,5 1,5 ВСН-2, ВОЕСН 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,5 1,5 1,5 ВСН-ПИК 0,8 0,8 0,8 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 ВСН-АТ 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 ПВН-615 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,9 0,9 1,4 1,4 1,4
  • Здесь первое слагаемое представляет аддитивную составляющую погрешности, второе – мультипликативную, третье – нелинейную составляющую. Индексы «Н» и «В» относятся к нижнему и верхнему значениям диапазона измерений. О.А. Цыбульский «Погрешность широкодиапазонных измерений» ж. «Законодательная и прикладная метрология» № 4, 2010 г. Дробно-линейная функция погрешности СИ
  • Из формулы расчета относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти наибольший вклад в величину этой погрешности при увеличении содержания воды вносит погрешность измерения содержания воды в сырой нефти. Относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти
  • В настоящее время для определения содержания воды в пробе сырой нефти часто применяют комбинированный метод, о котором сказано в статье авторов: Немиров М.С., Силкина Т.Г., Ибрагимов Р.Р. «Измерение содержания воды в нефти в лабораториях нефтяной промышленности» ж. «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» № 4, 2011 г. Согласно этому методу сначала надо отстаивать принесенную пробу сырой нефти в ХАЛ в течение 1-2 часов в делительной воронке, затем слить свободную воду, после чего измерить содержание воды в оставшейся пробе нефти и по результатам измерений массовой доли воды в оставшейся пробе и массе слитой воды определить массовую долю воды в сырой нефти. Несмотря на то, что у этого метода есть недостатки: в неопределенности времени отстаивания; в неизвестности количества нефти, ушедшей со слитой водой. Но его достоинством является, то, что с помощью него определяется содержание воды не при 90 % воды, а уже при 30 % или ниже, то есть в устойчивой эмульсии.
  • φ в ΔW в, % об. δМ нетто, % ГОСТ комбин. Ph-Din F Ph-Din F ВСН-2 ВСН- ВСН- ПВН- ГОСТ комбин. Ph-Din Ph-Din F ВСН-2 ВСН- ВСН- ПВН- ГОСТ Р 8.615 об % 2477 метод Ступенч. предел Дробно-линейная ВОЕСН ПИК АТ 615 2477 метод серия F Дробно-линейная ВОЕСН ПИК АТ 615 Ступенч. предел Аппроксим. 0 0,00 0,00 0,15 0,15 1,00 0,80 0,50 0,70 0,28 0,28 0,33 0,33 1,14 1,44 1,26 0,82 0,35 0,35 1,1 0,09 0,09 0,15 0,01 1,00 0,80 0,50 0,70 0,30 0,30 0,33 0,28 1,15 1,43 1,26 0,84 0,35 0,35 1,99 0,16 0,16 0,15 0,03 1,00 0,80 0,50 0,70 0,33 0,33 0,33 0,28 1,16 1,43 1,26 0,87 0,35 0,36 2 0,16 0,16 0,15 0,03 1,00 0,80 0,50 0,70 0,33 0,33 0,33 0,28 1,16 1,43 1,26 0,87 0,35 0,36 3,99 0,15 0,15 0,15 0,06 1,00 0,80 0,50 0,70 0,33 0,33 0,33 0,29 1,19 1,42 1,24 0,89 0,35 0,42 4 0,15 0,15 0,15 0,06 1,00 0,80 0,50 0,70 0,33 0,33 0,33 0,29 1,19 1,42 1,24 0,89 0,35 0,42 4,99 0,19 0,19 0,15 0,07 1,00 0,80 0,50 0,70 0,36 0,36 0,33 0,29 1,20 1,42 1,24 0,92 0,35 0,47 5 0,19 0,19 0,15 0,07 1,00 0,80 0,50 0,70 0,36 0,36 0,33 0,29 1,20 1,42 1,24 0,92 0,35 0,47 5,01 0,19 0,19 0,15 0,07 1,00 0,80 0,50 0,70 0,36 0,36 0,33 0,29 1,20 1,42 1,24 0,92 0,4 0,47 7 0,27 0,27 0,15 0,10 1,00 0,80 0,50 0,70 0,43 0,43 0,33 0,31 1,23 1,42 1,25 0,99 0,4 0,59 9,99 0,38 0,38 0,15 0,15 1,00 0,80 0,50 0,70 0,55 0,55 0,34 0,34 1,27 1,42 1,28 1,13 0,4 0,83 10 0,38 0,38 0,20 0,15 1,00 0,80 0,50 0,70 0,55 0,55 0,37 0,34 1,27 1,42 1,28 1,13 1,5 0,83 19,99 0,77 0,77 0,20 0,30 1,00 0,80 0,50 0,70 1,12 1,12 0,40 0,51 1,44 1,45 1,58 1,85 1,5 1,88 20 0,77 0,77 1,00 0,30 1,00 0,80 0,50 0,70 1,12 1,12 1,44 0,51 1,44 1,45 1,58 1,85 2,5 1,88 29,99 1,15 1,15 1,00 0,45 1,00 0,80 0,50 0,70 1,91 1,91 1,66 0,79 1,66 1,53 2,20 2,92 2,5 3,04 30 1,15 1,15 1,00 0,45 1,00 1,20 0,50 0,70 1,91 1,91 1,66 0,79 1,66 2,12 2,21 2,92 2,5 3,04 49,99 1,92 1,15 1,00 0,76 1,00 1,20 0,50 0,70 4,67 2,81 2,44 1,85 2,44 2,97 4,85 5,70 2,5 6,13 50 1,92 1,15 1,00 0,76 1,00 1,20 1,00 0,90 4,67 2,81 2,44 1,85 2,44 2,97 5,28 5,86 5 6,14 60 2,31 1,15 1,00 0,91 1,00 1,20 1,00 0,90 7,37 3,69 3,20 2,91 3,20 3,86 8,04 8,72 5 9,51 69,99 2,69 1,15 1,00 1,06 1,00 1,20 1,00 0,90 12,55 5,39 4,67 4,95 4,67 5,61 13,40 14,29 5 15,86 70 2,69 1,15 1,50 1,06 1,50 1,20 1,00 1,40 12,56 5,39 7,01 4,95 7,01 5,61 13,40 15,15 15 15,87 75 2,88 1,15 1,50 1,14 1,50 1,20 1,00 1,40 17,51 7,00 9,11 6,90 9,11 7,30 18,53 20,68 15 20,75 84,99 3,27 1,15 1,50 1,29 1,50 1,20 1,00 1,40 49,71 17,54 22,83 19,59 22,83 18,26 51,99 56,86 15 35,30 85 3,27 1,15 1,50 1,29 1,50 1,20 1,00 1,40 49,79 17,57 22,86 19,62 22,86 18,29 52,07 56,95 15 35,32 90 3,46 1,15 1,50 1,36 1,50 1,20 1,00 1,40 215,16 71,70 93,31 84,81 93,31 74,64 223,97 242,94   45,68
  • Рекомендации: Увеличить допускаемые пределы относительной погрешности измерения массы нетто сырой нефти по ГОСТ Р 8.615 в диапазонах содержания воды в сырой нефти от 1 до 5 % об. и от 5 до 10 % об. Перейти от ступенчатого задания относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти по ГОСТ Р 8.615 к заданию этих пределов в виде полиномиальной кривой или в виде таблицы. Перейти от ступенчатого задания абсолютной погрешности определения содержания воды в сырой нефти для поточных влагомеров к заданию в виде суммарной погрешности из трех составляющих: аддитивной, мультипликативной и нелинейной, то есть к дробно-линейной функции. Обеспечить возможность поверки ИУ на месте эксплуатации путем создания эталонных измерительных установок. Внести в ГОСТ Р 8.615 предложение о разработке и аттестации МИ массы сырой нефти с использованием ИУ применительно к конкретным условиям эксплуатации ИУ, подобно разработке и аттестации МИ массы сырой нефти для СИКНС.
  • Выводы: Только влагомер Phase Dynamics серии F, согласно последнему свидетельству об утверждении типа СИ удовлетворяет требованиям по погрешности массы нетто сырой нефти по ГОСТ Р 8.615 в диапазоне от 0 до 85 % об. Предложенные рекомендации позволят оптимизировать процессы: – выбора влагомеров сырой нефти; – проведения метрологической экспертизы проектов СИКНС и ИУ; – разработки и внедрения новых ИУ и СИКНС; – модернизации и разработки влагомеров сырой нефти; – повышения доверия к результатам измерений массы нетто сырой нефти по СИКНС и массы сырой нефти без учета воды по ИУ.
  • ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг» СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ Зам. главного метролога Фаткуллин Амир Анварович тел. (347) 292-79-10 моб. (917) 492-55-91

documents.tips

51347-12: Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - система) предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы (массового расхода) и организации учета нефти сырой.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти сырой с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти сырой по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерений количества нефти сырой, блока измерений параметров нефти сырой (далее - БИК), места для подключения установки передвижной поверочной, системы обработки информации и раздельной системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из двух рабочих измерительных каналов массы нефти сырой, одного контрольного измерительного канала массы нефти сырой, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объемной доли воды в нефти сырой, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

-    счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 45115-10;

-    счетчик нефти турбинный МИГ, Госреестр № 26776-08;

-    преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, Госреестр № 15644-06;

-    влагомер сырой нефти ВСН-АТ, Госреестр № 42678-09;

-    термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-11;

-    преобразователи измерительные 3144Р, Госреестр № 14683-09;

-    датчика давления «Метран-150», Госреестр № 32854-09.

В систему обработки информации системы входят:

-    контроллеры измерительные FloBoss S600+, Госреестр № 38623-11, свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритмов вычислений № 01.00284-2010-084/04-2011, выдано ОАО «Нефтеавтоматика».

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры показывающие МП, Госреестр № 47452-11;

-    термометры биметаллические показывающие ТБПЮ, Госреестр № 31733-06.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение массы нефти сырой прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти сырой;

-    измерение давления и температуры нефти сырой автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти сырой соответственно;

-    проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и резервного СРМ с применением контрольного СРМ;

-    проведение КМХ и поверки СРМ с применением передвижной поверочной установки;

-    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

-    автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

-    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы.

ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПО контроллера измерительного FloBoss S600+ (основной)

LinuxBinary.app

06.09e

0259

CRC 16

ПО контроллера измерительного FloBoss S600+ (резервный)

LinuxBinary.app

06.09e

0259

CRC 16

ПО комплекса программного автоматизированного рабочего места оператора системы

SRV

1.0

не оказывает влияния на метрологические характеристики

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».

Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть сырая

Количество измерительных линий, шт.

4 (2 рабочие, 1 контрольная, 1 резервная)

Диапазон измерений расхода, т/ч

От 200,50 до 429,89

Диапазон измерений плотности:

-    при 15 °С и избыточном давлении равным нулю, кг/м

-    при 20 °С и избыточном давлении равным нулю, кг/м3

От 853,7 до 873,5 От 850,1 до 870,0

Диапазон измерений кинематической вязкости при 20 °С, сСт

От 5 до 40

Диапазон измерений избыточного давления измеряемой среды, МПа

От 0,80 до 4

Диапазон измерений температуры измеряемой среды, °С

От плюс 40 до плюс 45

Массовая доля воды, %, не более

-    в режиме ДНС

-    в режиме УПСВ

20

1

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

900

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности измеряемой среды, %

± 0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры измеряемой среды, °С

± 0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления измеряемой среды, %

± 0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде с применением влагомера сырой нефти ВСН-АТ в диапазоне измерений от 0,01 до 4,00 %

± 0,05

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде с применением влагомера сырой нефти ВСН-АТ в диапазоне измерений от 0,01 до 20,00 %

± 0,2

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (массового расхода) сырой нефти, %

± 0,25

Содержание свободного газа

Не допускается

Режим работы системы

Непрерывный

Параметры электропитания:

- напряжение переменного тока, В

трехфазное 380 В/50 Гц, 220 В/50 Гц

Климатические условия эксплуатации системы:

- температура окружающего воздуха, °С

От минус 28 до 40

- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С

От 18 до 25

- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, %

От 45 до 80

- относительная влажность окружающего воздуха, %

От 45 до 85

- атмосферное давление, кПа

От 84 до 106

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

-    система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», 1 шт., заводской № 107;

-    инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»;

-    «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 19 июля 2012 г.

Поверка

осуществляется по документу МП 51347-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 19 июля 2012 г.

Основные средства поверки:

-    установка передвижная поверочная «ПУМА» на базе счетчиков-расходомеров массовых ELITE®, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,11 %;

-    контроллеры измерительные FloBoss S600+, пределы допускаемой относительной погрешности измерений расхода, объема, массы жидкости ± 0,01 %, пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерения напряжения ± 0,005 %, силы тока ± 0,04 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении импульсных сигналов ± 1 имп.;

-    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*10 имп.;

-    установка пикнометрическая производства фирмы «H&D Fitzgerald Ltd» с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м в диапазоне плотности жидкости от 600 до 1100 кг/м3;

-    калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 25 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

-    калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025% от верхнего предела измерений.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «Методика (метод) измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/172014-11 от 21.11.2011 года, номер в Госреестре ФР.1.29.2012.11878).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»

1    ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

2    Техническая документация 7748 «Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Рекомендации к применению

all-pribors.ru

Измерение - щелочность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Измерение - щелочность

Cтраница 1

Измерение щелочности и содержания извести в обработанных известью буровых растворах полезно для регулирования свойств последних.  [1]

Для измерения активной щелочности ( рН) пульпы используются соответствующие стеклянные или сурьмяные электроды.  [2]

Индикаторный метод применен для измерений щелочности и распространен на измерения кислотности апротонных кислот ( см. гл.  [3]

При этом процессе контроль осуществляют путем измерения щелочности обработанной воды; если эту воду используют для питания паровых котлов, определяют также и жесткость.  [4]

Контроль за количеством добавленного активатора осуществляют путем наблюдения за измерением цвета находящегося в растворе индикатора или измерения щелочности раствора.  [5]

Стехиометрическое уравнение микробиологических процессов, таких, как нитрификация и денитрификация, в которых образуются и поглощаются ионы водорода, может быть использовано для оценки параметров процесса по данным измерений щелочности среды.  [6]

Так как малые отклонения рН воды могут соответствовать большим изменениям щелочности, при добавлении в воду любых количеств кислоты или щелочи контроль предпочитают основывать не на определении значения рН, а на измерении щелочности. Если же измеряют рН, то применяют не индикатор, а рН - метр.  [7]

Так как малые отклонения величины рН воды могут соответствовать большим изменениям щелочности, при добавлении в воду любых количеств кислоты или щелочи контроль предпочитают основывать не на определении значения рН, а на измерении щелочности. Если же измеряют величину рН, то применяют не индикатор, а рН - метр.  [8]

Устройство многопараметрических САР встречает трудности, во-первых, потому, что закономерности влияния этих параметров на процесс коагуляции достаточно сложны и требуют экспериментального определения в конкретных условиях; во-вторых, для устройства таких САР пока еще нет аппаратуры, надежно действующей в длительном режиме работы, особенно для измерения щелочности, электрокинетических показателей, цветности. Однако влияние указанных параметров на процесс коагуляции доказано достаточно убедительно. Поэтому, очевидно, поиски решений по управлению процессами коагуляции, основанными на использовании физико-химический параметров, будут продолжаться. Многопараметрические САР мы рассматриваем как одно из средств достижения экономии коагулянта, повышения качества обработки воды, снижения трудоемкости проведения операций, связанных с контролем и управлением процессом коагуляции.  [9]

Описанные методы определения рН являются средством оценки относительной щелочности или кислотности. Результаты измерения щелочности проб воды и фильтратов буровых растворов, подвергавшихся слабой химической обработке, могут быть использованы для расчета концентрации ионов гидроксила ( ОН -), карбоната ( СОз -) и бикарбоната ( НСОз) в растворе. Щелочность является одним из параметров, используемых при регулировании свойств растворов, обработанных известью. Титрование бурового раствора и его фильтрата позволяет рассчитать содержание в буровом растворе извести.  [10]

В заводских условиях контролируют температуру очистного раствора и массовую долю ТМС. Последний показатель определяют косвенными методами: путем измерения щелочности рН регламентно разбавленных растворов, их плотности или электропроводности. Наибольший интерес для ремонтного производства представляет последний метод как наименее трудоемкий, более точный и стабильный независимо от количества загрязнений в растворе. Применяют анализатор моющих растворов АМР-ЗА, с помощью которого определяют температуру и массовую долю ТМС в процессе очистки деталей.  [11]

Для автоматизации контроля или регулирования по этому параметру необходима автоматическая аппаратура для измерения щелочности ( см. гл.  [12]

Так как определять щелочность легче, чем нитрат, то измерение щелочности предлагается в качестве метода автоматического контроля процесса автотрофнбй денитрификации. Этот метод может быть также применен для контроля процессов нитрификации и гетеротрофной денитрификации.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Нефтепродукты. Метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей

ГОСТ 6307-75

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЛИЧИЯ ВОДОРАСТВОРИМЫХ КИСЛОТ И ЩЕЛОЧЕЙ

ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ

Москва

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

НЕФТЕПРОДУКТЫ

Метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей

Petroleum products. Method of test for water-soluble acids and alkalies

ГОСТ 6307-75*

Взамен ГОСТ 6307-60

Постановлением Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 30 июля 1975 г. № 2001 срок введения установлен

с 01.01.77

Ограничение срока действия снято Постановлением Госстандарта от 28.11.91 № 1834

Настоящий стандарт распространяется на жидкие нефтепродукты, присадки, пластичные смазки, парафины, церезины, восковые составы и устанавливает метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей (ВКЩ) в них.

Сущность метода заключается в извлечении водорастворимых кислот и щелочей из нефтепродуктов водой или водным раствором спирта и определения величины рН водной вытяжки рН-метром или реакции среды с помощью индикаторов.

Стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 3967-83.

1.1. Для определения водорастворимых кислот и щелочей применяют: рН-метр любого типа с погрешностью измерения не более 0,1 рН, со стеклянными хлорсеребряными или каломельными электродами;

посуду и оборудование лабораторные стеклянные по ГОСТ 25336-82:

пробирки любого типа, вместимостью не более 10 см3;

стаканы В-1-100ХС, Н-1-100ХС;

колбу коническую КН-2-100ХС, КН-2-250ХС;

воронку В-56-80ХС, ВД-1-250ХС, ВД-1-500ХС;

цилиндры 1-25, 1-50, 1-100 по ГОСТ 1770-74;

чашку выпарительную 5 по ГОСТ 9147-80;

шпатель;

пипетки исполнения 4 любого типа по ГОСТ 29227-91;

бензин авиационный марки Б-70 или нефрас-С 50/170 по ГОСТ 8505-80 или бензин-растворитель для резиновой промышленности, проверенные на нейтральность;

вода дистиллированная с рН 6 - 8, проверенная на нейтральность;

спирт этиловый ректификованный технический по ГОСТ 18300-72 или спирт этиловый технический по ГОСТ 17299-78, разбавленный 1:1 дистиллированной водой, проверенной на нейтральность;

фенолфталеин (индикатор), 1 %-ный раствор в 60 %-ном этиловом спирте;

метиловый оранжевый (индикатор), 0,02 %-ный водный раствор;

бумага фильтровальная лабораторная по ГОСТ 12026-76.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.1. Подготовка пробы испытуемого нефтепродукта

2.1.1. Пробы испытуемого нефтепродукта перемешивают встряхиванием в течение 5 мин в склянке, заполненной не более чем на 3/4 ее вместимости. Вязкие и парафинистые нефтепродукты предварительно нагревают до 50 - 60 °С, а высокоплавкие составы - до температуры на 10 °С выше температуры плавления.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.1.2. При испытании пластичных смазок с поверхности испытуемой пробы шпателем снимают и отбрасывают верхний слой (3 - 5 мм), затем в нескольких местах (не менее трех) берут пробы, примерно в равных количествах, не вблизи стенок сосуда. Отобранные пробы переносят в фарфоровую чашку и тщательно перемешивают стеклянной палочкой.

Общее количество пробы должно быть не менее 50 г.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.2. Дистиллированную воду, бензин и спирт необходимо проверять на нейтральность по метиловому оранжевому и фенолфталеину или при помощи рН-метра.

3.1. При испытании жидких нефтепродуктов в делительную воронку помещают 50 см3 испытуемого нефтепродукта и 50 см3 дистиллированной воды, нагретых до 50 - 60 °С. Легкие нефтепродукты (бензин, лигроин и т.д.), а также продукты, в которых могут образоваться водорастворимые кислоты и щелочи в результате гидролиза, не нагревают.

Если вязкость нефтепродукта более 75 сСт при 50 °С, то его предварительно смешивают при комнатной температуре с 50 см3бензина. Затем добавляют 50 см3 дистиллированной воды, подогретой до 50 - 60 °С.

Содержимое делительной воронки слегка взбалтывают в течение 5 мин, не допуская образования эмульсии. После отслоя нижний водный слой сливают через воронку с бумажным фильтром в коническую колбу.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.2. При испытании пластичных смазок, парафинов, церезинов и восковых составов в фарфоровую чашку или коническую колбу берут 50 г предварительно расплавленной пробы, взвешенной с погрешностью не более 0,01 г. Затем туда наливают 50 см3 дистиллированной воды, нагревают содержимое до полного расплавления и перемешивают стеклянной палочкой или встряхиванием.

После охлаждения до комнатной температуры отделившийся нижний водный слой осторожно сливают через воронку с бумажным фильтром в коническую колбу. Затвердевшие продукты (парафины, церезин и др.) предварительно прокалывают стеклянной палочкой.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.3. При испытании присадок в измерительный цилиндр наливают 10 см3 испытуемой присадки и 40 см3 бензина. Полученный раствор переносят в делительную воронку, туда же добавляют 50 см3подогретой до 50 - 60 °С дистиллированной воды. Содержимое делительной воронки взбалтывают в течение 5 мин. После отстоя отделившийся нижний водный слой сливают через воронку с бумажным фильтром в коническую колбу.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.4. Если при смешении нефтепродукта с водой образуется эмульсия, то водорастворимые кислоты и щелочи экстрагируют, обрабатывая нефтепродукт спиртовым раствором (1:1), нагретым до 50 - 60 °С (вместо дистиллированной воды) по пп. 3.1 или 3.3.

3.5. В вытяжках, полученных по пп. 3.1, 3.2, 3.3 и 3.4, определяют наличие водорастворимых кислот и щелочей по величине рН или с помощью индикаторов.

3.5.1. Для определения наличия водорастворимых кислот и щелочей по величине рН в стаканчик помещают 35 - 50 см3 вытяжки, погружают электроды на глубину 10 - 12 мм и замеряют величину рН в соответствии с требованиями по эксплуатации рН-метра.

Отсутствие и наличие водорастворимых кислот и щелочей в водной или водно-спиртовой вытяжке нефтепродуктов устанавливают по таблице.

3.5.2. Для определения наличия водорастворимых кислот и щелочей с помощью индикаторов в две пробирки помещают по 1 - 10 см3вытяжки.

В одну из пробирок помещают две капли раствора метилового оранжевого и сравнивают цвет вытяжки с цветом такого же объема дистиллированной воды, в которую добавляют две капли раствора метилового оранжевого, налитой в третью пробирку. Окрашивание вытяжки в розовый цвет указывает на наличие в испытуемом нефтепродукте водорастворимых кислот.

Во вторую пробирку прибавляют три капли раствора фенолфталеина.

Окрашивание раствора в розовый или красный цвет указывает на наличие водорастворимых щелочей.

Нефтепродукт считается не содержащим водорастворимых щелочей или кислот при отсутствии розового или красного окрашивания вытяжки от фенолфталеина или метилового оранжевого индикаторов.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.5.3. При разногласиях, возникших при оценке качества нефтепродуктов, испытание на наличие водорастворимых кислот и щелочей проводят по п. 3.5.1.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

4.1. Сходимость

Два результата определения, полученные одним исполнителем на одной и той же аппаратуре и пробе продукта, признаются достоверными (с 95 %-ной доверительной вероятностью), если расхождения между ними не превышают значений, приведенных в таблице.

4.2. Воспроизводимость

Два результата испытания, полученные в разных лабораториях на одной и той же пробе продукта, признаются достоверными (с 95 %-ной доверительной вероятностью), если расхождения между ними не превышают значений, приведенных в таблице.

Характеристика водной вытяжки нефтепродукта

рН

Сходимость, рН

Воспроизводимость, рН

Кислая

До 4,0

0,2

1,9

Слабокислая

Св. 4,0 до 6,0

0,3

1,9

Отсутствие водорастворимых кислот и щелочей

»   6,0   » 8,0

0,3

1,9

Слабощелочная

»   8,0   » 10,0

0,3

1,9

Щелочная

»   10,0

0,3

1,9

Разд. 4. (Введен дополнительно, Изм. № 1).

СОДЕРЖАНИЕ

 

aquagroup.ru