2.1.3 Физико-химические свойства и состав нефти, газа и воды. Компонентный состав нефти гост


Определение - компонентный состав - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Определение - компонентный состав

Cтраница 3

Хроматографиче-ское определение компонентного состава газа позволяет легко подсчитать плотность газовой смеси.  [31]

Допустим, что известен компонентный состав пластовой нефти. Тогда задача определения компонентного состава дегазированной нефти может быть решена через оценку фазового соотношения нефтяного газа и дегазированной нефти по следующему алгоритму.  [32]

Попутный газ, добываемый в АНК Башнефть, содержит в своем составе углеводородов более 3 %, азота до 60 %, поэтому ГОСТ 23781 - 87 Газы природные горючие. Нужен новый нормативный документ для определения компонентного состава.  [33]

Более подробную информацию о компонентном составе сырья, полупродуктов и конечной продукции - катионоактивных ПАВ - дает хроматография. Метод газо-жидкостной хроматографии целесообразно использовать для определения компонентного состава сырья и полупродуктов, а метод щелочной пиролизной хроматографии - для идентификации и определения количественного распределения компонентов катионоактивных ПАВ по длине алкильпой цепи ( см. разд. Все эти методы экспрессны и могут быть также использованы для производственного контроля.  [34]

Все они могут присутствовать в нефтях или конденсатах. Из-за близости физических свойств идентификация многих из них затруднительна, а определение полного компонентного состава фракции 125 - 150 С практически недоступно.  [36]

Все они могут присутствовать в нефтях или конденсатах. Благодаря близости физических свойств многих из них идентификация их затруднительна, и определение полного компонентного состава фракции 125 - 150 С практически недоступно.  [37]

Присутствие в нефтях изомеров цис, транс, цис и цис, цис, цис из-за их термодинамической неустойчивости маловероятно, и практически ими можно пренебречь. Приведенные в табл. 21 данные по равновесным соотношениям некоторых нафтеновых УВ Сэ могут быть использованы при определении компонентного состава бензиновой фракции 125 - 150 С. Здесь принята номенклатура стереоизомеров, использованная Ал. Взаимное положение заместителей отсчитывается попарно от каждого предыдущего с каждым последующим, начиная с первого, в порядке нумерации углеродных атомов.  [38]

Химический состав углеводородных газов легко определяется газовой хроматографией. Так, имеются два метода определения состава газов Ci - C4: по ГОСТ 14920 - 79 Газ сухой. Метод определения компонентного состава и ГОСТ 23781 - 83 Газы горючие природные. Состав узкой газовой фракции Сз - С4 определяется по ГОСТ 10679 - 76 Газы углеводородные сжиженные.  [40]

Метод испытан на искуссгвенных смесях н-парафинов С10 - С14) а также керосиновых фракциях с добавкой известных количеств указанных н-парафинов. Ндйдено, что к-парафины содержат примесь других углеводородов, количество которых изменяется в зависимости от партии применяемых молекулярных сит. Погрешность метода: при определении компонентного состава н-парафинов составляет не более 5 % ( отн.  [41]

Прибор и методика двухступенчатой хроматографии могут быть рекомендованы для исследовательских работ, проводимых с целью углубленного изучения ( вплоть до отдельных компонентов) состава нефтепродуктов. Препаративная хроматография обеспечивает получение парафино-нафтеновых и других групп компонентов в количествах, достаточных для проведения дальнейших разделений, предусмотренными в работе [28] методами. Если задача углубленного исследования ограничена определением компонентного состава л-парафинов, то их выделение из группы парафино-нафтеновых углеводородов и анализ осуществляют в зависимости от пределов изменения длины цепи их молекул одним из описанных в этой главе методов.  [42]

Зная процент на фракцию 1234 - тетраМЦП ттт, который выходит на хроматограмме отдельным пиком, можем определить содержание остальных его изомеров, выходящих в сумме с углеводородами. Присутствие в нефтях изомеров цтц и ццц из-за их термодинамической неустойчивости маловероятно, и практически ими можно пренебречь. Приведенные в табл. 7 данные по равновесным соотношениям некоторых нафтеновых углеводородов состава С9 [4, 6] могут быть использованы при определении компонентного состава бензиновой фракции 125 - 150 С.  [43]

Приборы, в которых проводится анализ газа, называются газоанализаторами. В зависимости от цели анализа и состава газа существуют различные конструкции газоанализаторов. Рассмотрим те из них, которые нашли широкое применение. Определение компонентного состава газа в большинстве этих приборов основано на поглощении одних компонентов различными растворами и на сжигании других с последующим поглощением образующихся продуктов сгорания.  [44]

Уравнения ( 38) и ( 39) решаются методом последовательных приближений. Задаются доли жидкой фазы L между 1 и 0 ( можно задаваться также значением V) и определяется молярная концентрация компонентов в той же фазе лг. Если это условие не удовлетворяется, задаются новым значением L и расчет повторяют. После определения компонентного состава жидкой фазы по уравнению ( 39) вычисляют молярный состав жидкой фазы.  [45]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Определение - компонентный состав - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Определение - компонентный состав

Cтраница 2

Хроматографические газоанализаторы следует применять для определения компонентного состава природных, сжиженных и дымовых ( отходящих) газов.  [16]

Спасской площади на рис. 5 приводится пример определения компонентного состава карбонатного разреза, охватывающего нижний карбон и верхний девон, в котором среди доманиковых отложений четко выделяются битуминозные высокопористые пласты с низкой проницаемостью. Весь разрез сложен непроницаемыми породами, на что указывает высокий уровень амплитуды волны Лэмба - Стоунли, и притоки у него могут быть получены лишь из отдельных трещин.  [17]

Проводились опыты по периодической ректификации гидродеалкилатов различного происхождения с определением фракционного и компонентного состава сырья, распределения компонентов по фракциям, отбора и чистоты нафталиновых фракций, получены образцы очищенного нафталина.  [18]

Базлык ниже деревни Базлык установлен контрольный водопункт N 116 для определения компонентного состава воды речки после объектов разработки и после впадения многочисленных засолоненных родников.  [19]

На рис. 6.20 - 6.27 представлены в качестве примеров результаты определения компонентного состава продукции двух эксплуатационных скважин опытного участка ( скв.  [20]

На рис. 5.20 - 5.27 представлены в качестве примеров результаты определения компонентного состава продукции двух эксплуатационных скважин опытного участка ( скв.  [21]

Необходимым условием применения расчетного метода для определения плотности газа является надежный способ определения полного компонентного состава газа и использование постоянных стандартизованных значений плотностей чистых компонентов, составляющих природные углеводородные газы. Относительная плотность газа определяется расчетом по аддитивной формуле по известному составу газа. Расчетный метод еще до введения ГОСТ 22667 - 82 был всесторонне проверен во ВНИИГАЗе проведением сравнительных лабораторных измерений на искусственных смесях. Этими исследованиями установлено, что точность расчетного метода вполне соответствует точности метода пикнометрического взвешивания.  [22]

Необходимым условием применения расчетного метода для определения плотности газа является надежный способ определения полного компонентного состава газа и использование постоянных стандартизованных величин плотностей чистых компонентов, составляющих природные углеводородные газы. Относительная плотность газа определяется расчетом по аддитивной формуле по известному составу газа. Расчетный метод еще до введения ГОСТ 22667 - 82 был всесторонне проверен во ВНИИГазе проведением сравнительных лабораторных измерений на искусственных смесях. Этими исследованиями установлено, что точность расчетного метода вполне соответствует точности метода пикнометрического взвешивания.  [23]

На устье ручья от Знаменского месторождения на водопункте N 4 производится отбор проб воды для определения компонентного состава воды ручья после магистрального трубопровода Знаменское СУН-ЦППН.  [24]

Метод может быть рекомейдован для исследовательских работ, проводимых с целью углубленного изучения ( вплоть до определения компонентного состава) фракций синтетических жирных спиртов. Выделенные данным методом в препаративных количествах группы соединений, содержащиеся во фракции синтетических жирных спиртов, в свободном виде или в виде уксуснокислых эфиров далее анализируют по компонентному составу методом газо-жидкостной хроматографии ( см. разд.  [25]

На речке Ря у д, Зенгереево проводится отбор проб воды на водопункте N 7 для определения компонентного состава воды речки Ря после объектов разработки месторождения. Возможными источниками загрязнения являются магистральные ( Белебеевское СУН ЦППН) и разводящие водоводы и нефтепроводы, СУН.  [26]

Широкое применение расчетных методов в практике проекти рования разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений требует совершенствования методов определения компонентного состава и свойств пластовых смесей. При этом особое внимание должно быть уделено качеству исходных данных, необходимых для расчета.  [27]

Нахождение погрешностей расчетных значений температуры раэ-ыягчения свыше 100 образцов битуиов из различных нефгвй по формуле ( II) показало ( табл. 3), что средняя величина относительной ошибки находится в пределах точности определения компонентного состава. Предложенная система уравнений позволяет рассчитать изменение температуры размягчения при окислении битумов на основании заданных параметров процесса я компонентного состава исходного гудрона.  [28]

При измерении расхода и количества природного газа необходимо определять его компонентный состав, влажность и теплоту сгорания. Определение компонентного состава газа в процентах объемного содержания производится с помощью газовых хроматографов различных типов. Для измерения влажности газа могут быть использованы различные методы и приборы, описание которых приведено ниже.  [29]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Способ определения компонентного состава нефтей

 

Изобретение относится к исследованию состава нефтей с использованием метода инфракрасной спектрометрии. Цель изобретения - повышение точности определения за счет обеспечения последовательного удаления из пробы близкокипящих фракций в процессе измерения оптических плотностей пробы. Способ включает подготовку пробы к инфракрасному анализу и определение оптических плотностей пробы на характеристических полосах поглощения основных молекулярных групп жидких углеводородов. В процессе измерения осуществляют равномерный нагрев пробы. Находят зависимость скорости изменения отношений оптических плотностей пробу от температуры. Определяют компонентный состав по положению пиков этой зависимости.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК

09 (11) Д1 (g))g G 01 N 21/35

OllHGAHHE ИЗОБРЕТЕНИЯ

M А ВТ0РСНОМ9 СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

f10 ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЬЩ ЯМ

ПРИ fNHT СССР

1 .(21) 4488614/31-25 (22) 14.07.88 (46) 23.09.90. Бюл. У 35 (71) Московский институт нефти и газа ю . И.М. Губкина (72) И. Г. Мельников (53) 543,422 ° 4 (088.8) (56) Химия нефти./Под ред. З.И. Сю няева. М.: Химия,1984, с. 159.

Большаков Г.Ф. Инфракрасные спектры.насыщенных- углеводородов. Ч. I.

М.: Наука, 1986, с.. 22. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОМПОНЕНТНОГО

СОСТАВА НЕФТЕЙ (57) Изобретение относится к исследованию состава нефтей с использованиИзобретение относится к области исследования состава нефтей с использованием метода инфракрасной спектроскопии и наиболее целесообразно может быть использовано при проведении групповых и структурно-групповых исследований нефтей.

Цель изобретения — повышение точности определения компонентного состава нефтей эа счет обеспечения последовательного удаления из пробы близкокипящих фракций в процессе измерения оптической плотности пробы.

Сущность способа заключается в следующем.

По мере увеличения температуры про;бы происходит последовательное удале2 ем метода инфракрасной спектрометрии.

Цель изобретения — повышение точности определения sa счет обеспечения последовательного удаления из пробы близкокипящих фракций в процессе измерения оптических плотностей пробы.

Способ включает подготовку пробы к инфракрасному анализу и определение оптических плотностей пробы на харак- теристических полосах поглощения основных молекулярных групп жидких углеводородов. В процессе измерения осуществляют равномерный нагрев пробы.

Находят зависимость скорости измерения отношений оптических плотностей пробы от температуры. Определяют компонентный состав по положению пиков этой зависимости. ние входящих в состав пробы углеводородов, в зависимости от их фиэикохимических свойств. При этом уменькается интенсивность соответствующих характеристических полос поглощения, причем чем интенсивнее происходит выделение этого или иного компонента, тем больше скорость изменения соот,ветствующих оптических плотностей. При этом изменение оптической плотности пробы на характеристической по- . «Ъ лосе поглощения удаляемого компонента происходит как за счет изменения концентрации компонента, так и за счет уменьшения толщины пробы. В связи с этим определяют скорость изменения отношений оптических плотностей про1594391

Формула изобретения

Составитель Д,. Пахомов

Редактор Н. Бобкова Техред N.Ходанич Корректор И. Кучерявая

Заказ 2823 Тираж 510 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r Ужгород, ул. Гагарина, 101 бы на характеристических полосах поглощения основных молекулярных групп жидких углеводородов, так как величина обношения не зависит от толщины пробы.

Характеристические полосы поглощения пробы, входящие в данное отношение соответствуют компонентам, различающимся по теплофизическим свойст- 1р вам. Это обеспечивает высокую чувствительность анализа, так как зависимость скорости изменения отношения опт тческих плоскостей пробы от температуры отражает изменение содержания исследуемых компонентов один относительно другого. При этом в зависимости от характера изменения регистрируемых отношений на полученной зависнмости образуются пики разной íà- 2р правленности, а их площадь пропонцйональна концентрации компонента, изменение интенсивности характеристическьй полосы которого обуславливает изменение регистрируемой скорости и g5 образование соответствующего пика на полученной зависимости. Для точного количественного анализа определяют площадь пика, соответствующего искомому компоненту, общую площадь всех образующихся пиков, и соотношение данных площадей несет информацию об относительном содержании искомого

KoMIIoHeHTB в исследуемой пробе.

Пример ° Опрецеление (СНг) 35 групп в алкано-циклановь1х нефтяных смесях. Характеристические полосы поглощения данных групп расположены в области 800-700 см инфракрасного диапазона с максимумами для и = 3, 5 4р

И 6, равными 728,0; 724,5 и 721,0 см- соответственно. В общем случае эти . полосы перекрываются, что затрудняет проведение количественного спектрального анализа известнымы способами. 45

По предлагаемому способу исследуемую иробу подвергают равномерному нагре- ву и регистрируют скорость измЕнения отношений D /D и О,,,/D от температуры и по площади получейных пиков судят о количественном содержании исследуемых групп углеводородов.

Так для первого отношения имеют, что относительное содержание (СНг)п-групп в исследуемой смеси для n = 3 и 5 равно соответственно 71,5 и 28,5Х.

Для второго отношения для n = 5 и 6 относительное содержание соответствующих групп равно 18,1 и 81,97. При необходимости могут быть получены соотношения данных компонентов для первого и второго отношений совместно, При наличии нескольких пиков каждый из них идентифицируется по температурному признаку, например по температуре кипения той или иной фракции.

Удаление углеводородных газов происходит за счет конвективных потоков от нагретой пробы.

Способ определения компонентного состава нефтей, включающий подготовку пробы нефти к инфракрасному спектральному анализу, измерение оптических плотностей пробы на характеристических полосах поглощения основньк молекулярных групп жидких углеводоро-. дов с последующим определением их отношений, отличающийся тем, что, с целью повышения точностй определения, в процессе измерения исследуемую пробу подвергают равномерному нагреву с удалением каждой выделяемой фракции углеводородных паров, после определения соответствующих отношений оптических плотностей пробы находят зависимость скорости изменения данных отношений от температуры. пробы и по положению и интенсивностям пиков указанной зависимости определяют состав пробы.

  

www.findpatent.ru

ГОСТ 21046-86 Нефтепродукты отработанные. Общие технические условия (с Изменениями N 1, 2), ГОСТ от 22 мая 1986 года №21046-86

ГОСТ 21046-86

Группа Б48

НЕФТЕПРОДУКТЫ ОТРАБОТАННЫЕ     Общие технические условия

МКС 75.080ОКП 02 5892

Дата введения 1987-01-01

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 22 мая 1986 г. N 1278 Ограничение срока действия снято Постановлением Госстандарта СССР от 13.06.91 N 858ВЗАМЕН ГОСТ 21046-81ИЗДАНИЕ с Изменениями N 1, 2, утвержденными в декабре 1990 года, июне 1991 года (ИУС 3-91, 9-91)Настоящий стандарт распространяется на отработанные нефтепродукты (нефтяные масла и нефтяные промывочные жидкости), а также смеси нефти и нефтепродуктов, образующиеся при зачистке средств хранения, транспортирования и извлекаемые из очистных сооружений и нефтесодержащих вод (далее - отработанные нефтепродукты).Стандарт не распространяется на отработанные синтетические масла, отработанные синтетические гидравлические жидкости, отработанные нефтепродукты, содержащие синтетические, коррозионно-агрессивные, токсичные вещества и продукты не нефтяного происхождения (кроме присадок), подлежащие рациональному использованию или уничтожению предприятиями-потребителями в установленном порядке.Отработанные нефтепродукты предназначены для регенерации очистки и использования взамен других нефтепродуктов в соответствии с нормативно-технической документацией.Требования пп.1.1, 2.1, 2.2 в части показателей 1-2, примечания 1 к табл.2, п.2.4 и разд.3-7 настоящего стандарта являются обязательными, другие требования - рекомендуемыми.Термины, применяемые в стандарте, и пояснения к ним приведены в приложении.(Измененная редакция, Изм. N 2).

1. КЛАССИФИКАЦИЯ

1.1. Отработанные нефтепродукты, используемые предприятиями народного хозяйства для собственных нужд, собирают по маркам, сортам, группам или подгруппам в соответствии с нормативно-технической документацией.Отработанные нефтепродукты, сдаваемые организациям нефтепродуктообеспечения, подразделяют на группы, указанные в табл.1.

Таблица 1

Группа

Код ОКП

Состав отработанных нефтепродуктов

Основные направления использования

ММО

02 58928300

Отработанные моторные (для авиационных поршневых, карбюраторных и дизельных двигателей), компрессорные, вакуумные и индустриальные масла, соответствующие требованиям табл.2

Сырье для регенерации; взамен других нефтепродуктов

МИО

02 58928100

Отработанные индустриальные масла и рабочие жидкости для гидросистем, газотурбинные, приборные, трансформаторные и турбинные масла, соответствующие требованиям табл.2

Сырье для регенерации и очистки; взамен других нефтепродуктов

СНО

02 58928500

Смеси отработанных нефтепродуктов; нефтяные промывочные жидкости; масла, применявшиеся при термической обработке металлов, цилиндровые, осевые, трансмиссионные масла, масла для прокатных станов, масла, извлекаемые из отработанных нефтяных эмульсий; смеси нефти и нефтепродуктов, собранные при зачистке средств хранения, транспортирования и извлекаемые из очистных сооружений и нефтесодержащих вод

Сырье для нефтепереработки, в качестве компонента котельного топлива; взамен других нефтепродуктов

Примечание. Трансформаторные и турбинные масла подлежат сдаче при невозможности восстановления их физико-химических свойств у потребителя.

(Измененная редакция, Изм. N 2).

1.2. (Исключен, Изм. N 2).

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

2.1. Отработанные нефтепродукты должны соответствовать требованиям настоящего стандарта и нормативно-технической документации по сбору отработанных нефтепродуктов.

2.2. Отработанные нефтепродукты, сдаваемые организациям нефтепродуктообеспечения, по физико-химическим показателям должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в табл.2.

Таблица 2

Наименование показателя

Норма для группы

Метод испытания

ММО

МИО

СНО

1. Условная вязкость при 20 °С, с, или

Св. 40

13-40

-

По ГОСТ 26378.3-84

кинематическая вязкость при 50 °С, мм/с (сСт)

Св. 35

5-35

-

По ГОСТ 33-2000

2. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, °С, не ниже

100

120

-

По ГОСТ 26378.4-84 или по ГОСТ 4333-87

3. Массовая доля механических примесей, %, не более

1

1

1

По ГОСТ 26378.2-84

4. Массовая доля воды, %, не более

2

2

2

По ГОСТ 26378.1-84 или по ГОСТ 2477-65

5. Содержание загрязнений

Отсутствие

По ГОСТ 26378.2-84

6. Массовая доля фракций, выкипающих до 340 °С, %, не более

10

10

-

По ГОСТ 2177-99

7. Температура застывания фракций, выкипающих выше 340 °С, °С, не выше

-10

-10

-

По ГОСТ 20287-91

8. Плотность при 20 °С, кг/м, не более

905

-

-

По ГОСТ 3900-85

Примечания:

1. Дополнительные показатели качества отработанных нефтепродуктов группы СНО должны соответствовать требованиям договора (контракта) поставщика с внешнеэкономической организацией или иностранным покупателем.

2. Нормы по показателям подпунктов 6-8 являлись факультативными до 01.01.93 и определялись для нефтепродуктов, предназначенных для регенерации на Кременчугском НПЗ.(Измененная редакция, Изм. N 2).

2.3. (Исключен, Изм. N 2).

2.4. При сборе отработанных нефтепродуктов всех групп должно быть исключено попадание в них пластичных смазок, органических растворителей, жиров, лаков, красок, эмульсий, химических веществ и загрязнений, а при сборе отработанных масел групп ММО и МИО - смешение их с нефтью, бензином, керосином, дизельным топливом, мазутом.(Измененная редакция, Изм. N 2).

3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

3.1. При работе с отработанными нефтепродуктами необходимо применять индивидуальные средства защиты в соответствии с правилами, утвержденными в установленном порядке, а также избегать их попадания на кожу и слизистую оболочку глаз.(Измененная редакция, Изм. N 2).

3.2. По токсичности отработанные нефтепродукты относятся к 4-му классу опасности по ГОСТ 12.1.007-76.

3.3. Отработанные нефтепродукты, содержащие бензин, керосин, дизельное топливо, представляют собой легковоспламеняющуюся жидкость с температурой самовоспламенения 200 °С - 300 °С.Взрывоопасная концентрация паров бензина в смеси с воздухом 1,0% - 6,0% (по объему).Предельно допустимая концентрация паров углеводородов отработанных нефтепродуктов в воздухе рабочей зоны 300 мг/м по ГОСТ 12.1.005-88. Предельно допустимая концентрация паров углеводородов определяется универсальным газоанализатором УГ-2.

3.4. При хранении отработанных нефтепродуктов должны быть соблюдены требования пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004-91; помещение оборудовано приточно-вытяжной вентиляцией по ГОСТ 12.4.021-75.(Измененная редакция, Изм. N 2).

3.5. При разливе отработанного нефтепродукта на открытой площадке место разлива засыпать песком и удалить его.

3.6. В случае загорания отработанных нефтепродуктов применяют следующие средства пожаротушения: распыленную воду, пену; при объемном тушении: порошковые составы, углекислый газ, составы СЖБ (жидкостно-бромэтиловые), перегретый пар, песок, кошму и другие.

3.7. Резервуары, автоцистерны и рукава во время слива и налива отработанных нефтепродуктов должны быть заземлены.

4. ПРАВИЛА ПРИЕМКИ

4.1. Отработанные нефтепродукты принимают партиями. Партией считают любое количество отработанного нефтепродукта одной группы, сопровождаемое одним документом о качестве.При транспортировании отработанных нефтепродуктов в железнодорожных цистернах партией считают количество отработанного нефтепродукта в каждой железнодорожной цистерне и сопровождают отдельным документом о качестве.Автозаправочные станции (АЗС) принимают отработанные нефтепродукты без документа о качестве. Масла, слитые из картера двигателя, относят к группе ММО, прочие отработанные нефтепродукты - к группе СНО.(Измененная редакция, Изм. N 2).

4.2. Объем выборки - по ГОСТ 2517-85.

4.3. При получении неудовлетворительных результатов испытания хотя бы по одному из показателей проводят повторные испытания на удвоенной выборке. Результаты повторных испытаний распространяются на всю партию.

5. МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ

5.1. Отбор проб отработанных нефтепродуктов - по ГОСТ 2517-85 с дополнениями по ГОСТ 26378.0-84.Объем объединенной пробы 1,0 дм.

5.2. Перед определением вязкости и температуры вспышки пробы отработанных нефтепродуктов, содержащие более 0,5% воды, обезвоживают по ГОСТ 26378.0-84.

5.3. При возникновении разногласий в оценке качества отработанных нефтепродуктов кинематическую вязкость определяют по ГОСТ 33-2000, массовую долю механических примесей - по ГОСТ 6370-83, массовую долю воды - по ГОСТ 2477-65, температуру вспышки - по ГОСТ 4333-87.

6. УПАКОВКА, МАРКИРОВКА, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ

6.1. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение - по ГОСТ 1510-84, надпись на таре или ярлыке должна содержать:наименование группы отработанного нефтепродукта;обозначение настоящего стандарта;наименование предприятия-поставщика;предупредительную надпись "Огнеопасно".

6.2. Отработанные нефтепродукты хранят и транспортируют раздельно по группам.

6.3. Отстой воды, механических примесей и загрязнений следует удалять из резервуара с отработанными нефтепродуктами не реже одного раза в год в процессе хранения и перед каждой приемосдаточной операцией.

7. ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ПРИРОДЫ

7.1. В целях охраны окружающей среды от загрязнения все отработанные нефтепродукты подлежат обязательному сбору.

7.2. Не допускается сливать отработанные нефтепродукты на почву, в водоемы и канализационные системы.Разд.7. (Введен дополнительно, Изм. N 2).

ПРИЛОЖЕНИЕ (обязательное). Термины, применяемые в стандарте, и пояснения к ним

ПРИЛОЖЕНИЕОбязательное

Термин

Пояснение

Отработанное нефтяное масло

Нефтяное масло, проработавшее срок или утратившее в процессе эксплуатации качество, установленное нормативно-технической документацией, и слитое из рабочей системы.

Отработанные нефтяные промывочные жидкости

Нефтяные промывочные жидкости (бензины, керосины, дизельные топлива), утратившие свои эксплуатационные свойства при использовании для промывки изделий и других промышленно-технических целей.

Группа отработанных нефтепродуктов (масел)

Совокупность отработанных нефтепродуктов (отработанных нефтяных масел) различных марок, имеющих сходные свойства и (или) область применения.

Сбор отработанных нефтепродуктов

Совокупность операций с момента слива отработанных нефтепродуктов из рабочей системы до начала регенерации, очистки или использования взамен или наряду с другими товарными маслами.

Механические примеси в отработанных нефтепродуктах

Вещества, образующиеся или попадающие в нефтепродукты в процессе их применения, не растворяющиеся в бензине и имеющие размеры частиц не более 100 мкм.

Загрязнения в отработанных нефтепродуктах

Инородные вещества и материалы, попадающие в отработанные нефтепродукты после их слива из рабочих систем и имеющие размеры частиц более 100 мкм (песок, земля, резина, металлическая или древесная стружка и крошка, текстиль, бумага и т.п.).

Очистка отработанного масла

Полное или частичное восстановление одного или нескольких физико-химических показателей отработанного масла (групп масел) до требований нормативно-технической документации.

Очищенное масло

Масло, полученное из отработанного масла путем очистки.

Регенерация отработанного масла

Переработка отработанного масла определенной марки с целью восстановления его первоначальных свойств.

Регенерация группы отработанных масел

Переработка отработанных масел определенной группы с целью получения базового масла (масел).

Регенерированное масло

Масло, полученное из отработанного масла (группы масел) путем регенерации.

Текст документа сверен по:официальное изданиеНефтяные продукты. Растворители. Продукты пиролиза. Прочие нефтепродукты. Технические условия: Сб. ГОСТов. -М.: ИПК Издательство стандартов, 2004

docs.cntd.ru

Компонентный состав - Справочник химика 21

из "Технология первичной переработки нефти и природного газа Изд.2"

Выходящая из недр Земли по скважине на поверхность нефть н является только смесью углеводородов. Она выносит с собо попутный газ, воду и механические примеси - частички горно) породы из призабойной зоны скважины. Поэтому под компо нентным составом нефти понимают содержание в потоке, выхо дящем из нефтяной скважины, веществ, различающихся фазе вым состоянием (жидкость, газ) и природой (органические ил минеральные вещества). Все эти компоненты нефти взаимн нерастворимы, являются олеофобными и образуют дисперсну систему, которая может быть подвергнута разделению. [c.44] Количество этих примесей в нефти, выходящих из скважинь для разных месторождений различно и приводилось выше. [c.44] Рассмотрим кратко характеристики каждого из этих компс центов нефти (характеристика и свойства самой нефти подроб но рассматриваются в гл. 3). [c.44] Попутный газ - легкая углеводородная часть нефти, вьще ляющаяся из нее в процессе снижения давления от пластовог (десятки МПа) до давления в сепараторах установок промыслс вой подготовки нефти (около 1,0 МПа). [c.44] Выделение газа начинается уже в стволе скважины и зате продолжается на поверхности Земли в сепарирующих ус ройствах установок комплексной подготовки нефти. [c.44] Углеводородный состав попутного газа на каждой ступен его отделения устанавливается в соответствии с законами фазе вого равновесия сложных смесей и зависит от температуры давления. [c.44] Средний состав нефтяных попутных газов нескольких известных нефтяных месторожцений приведен в гл. 6 (см. табл. 6.3). [c.45] Однако даже после многоступенчатой сепарации пузырьков газа из нефти на промысле в ней остается в растворенном (абсорбированном) состоянии, а также в виде взвешенных мелких (до 20-50 мкм) пузырьков газа (образуя дисперсную систему нефть - газовая фаза) еще около 0,5-1,5% (мае.) углеводородов -от метана до пентанов. Газ отделяется от нефти в процессе высокотемпературной стабилизации на специальных нефтестабилизационных установках и затем в процессе первичной дистилляции нефти. [c.45] Для определения растворенных в нефти легких углеводородов С1-С4 (или С1-С5) существует целый ряд методов. Большинство из них хроматофафические, позволяющие относительно быстро оценить содержание этих углеводородов непосредственно в нефти. Существует, например, стандартный метод определения содержания углеводородов С1-С6 в нефти (ГОСТ 13379-82) с помощью газового хроматофафа. Однако точность этих методов невелика [15-30% (отн.)1 и уступает более надежному, но требующему больших затрат времени дистилляционному способу определения [35] (рис. 2.1). [c.45] Пластовая вода является неизбежным спутником нефти. 1 процессе добычи нефти пластовая вода своим напором вытесня ет нефть по порам горных пород в направлении к стволу сква жины. В зависимости от структуры пор самого пласта, скорост притока нефти к скважине, вязкости нефти и других факторо приток воды к скважине вместе с нефтью может быть разным. [c.46] В начальный период обычно обводненность нефти очень ма ла, однако чем дольше эксплуатируется скважина, тем боле обводненная нефть из нее отбирается. [c.46] Средняя обводненность нефтей в целом по России достигае около 50%, т. е. добыча пластовой воды составляет окол 150 млн т/г. [c.46] В процессе добычи и промыслового транспорта нефти проис ходит интенсивное смешение нефти с пластовой водой и част воды эмульгируется в нефти в виде мельчайших капель (диамет от 10 до 1000 мкм), образуя водонефтяную эмульсию. [c.46] По своему составу пластовые воды нефтей различных месторождений очень сильно различаются, поскольку различны геохимические условия их залегания. [c.47] Нуль ПО шкале Боме соответствует дистиллированной воде при 15,6 °С (60 Р), а каждый фадус -1%(мол.) содержанию Na l. [c.47] Определение содержания воды в нефти проводится по ГОСТ 2477-65 методом выпаривания воды с легким растворителем при нафевании нефти. Для этого используется прибор, схематично показанный на рис. 2.2. [c.47] Б колбу вместимостью 500 или 1000 мл помещают пробу нефти 100 (200) мл в смеси с таким же количеством растворителя, нерастворимого в воде (толуол или тяжелая бензиновая фракция 100-200 °С). При нагревании колбы пары воды и растворителя конденсируются в холодильнике 3, и конденсат собирается в градуированной ловушке 2, где вода и растворитель расслаиваются. Нагрев ведут до тех пор, пока визуально не прекратится увеличение высоты слоя воды в ловушке и растворитель не станет прозрачным. [c.47] Количество воды определякл- как отношение массы воды, собравшейся в ловушке, к массе нефти, помещенной в колбу I. [c.47] Минеральные соли в пластовой воде находятся практически полностью в растворенном состоянии. [c.48]

Вернуться к основной статье

chem21.info

2.1.3 Физико-химические свойства и состав нефти, газа и воды

Исследования проводились в соответствии с требованиями, предъявляемыми к изучению глубинных проб нефти для подсчета запасов. Основным критерием оценки качества глубинных проб является сопоставимость по физическим характеристикам параллельно отобранных проб. К низкокачественным относятся пробы, данные которых значительно отличаются от средних величин рассматриваемой выборки.

Изучение физических свойств пластовых нефтей на образцах глубинных проб проводилось двумя методами:

- методом однократного (стандартного) разгазирования

- методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования

В процессе выполнения стандартного разгазирования и сопутствующих операций определялись основные параметры газонасыщенности нефти в условиях пласта: давление нефти газом, плотность и вязкость однофазной жидкости при давлении и температуре пласта, газосодержание, характеристики дегазированной нефти и нефтяного газа.

Результаты однократного разгазирования используются, в основном, для сопоставительной характеристики нефтей и их общего описания.

Диферинциальное разгазирование учитывает особенности реального или проектируемого промыслового процесса сбора, подготовки и транспорта продукции скважин. В этом случае давление снижается постепенно (ступенчато) при одновременном отводе образующейся газовой фазы. Как правило, давление на первой ступени соответствует давлению на дожимной насосной станции (ДНС), а термобарические условия промежуточной или концевой ступеней сепарации учитывают (в случае высокой плотности нефти и стойкой водонефтяной эмульсии) необходимость термохимической подготовки нефти до товарных кондиций.

При дифференциальном процессе дегазация глубинных проб проводилась в несколько ступеней, условно моделирующих типовые параметры промысловой подготовки продукции скважин. Результаты дифференциального разгазирования использованы при обосновании подсчетных и технологических параметров продукции скважин.

Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также нефтяного газа определялся методом газожидкостной хроматографии. Определение углеводородов С1-С6

в нефтяном газе и разгазированной нефти проводилось на хроматографах ЛХМ-80 с использованием детектора по теплопроводности с газом-носителем гелием.

Как видно из таблицы 2.5 пластовые нефти Мало-Балыкского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений (от 20.4 – для пласта АС4 до 24.4 МПа – для ачимовской пачки) и температур (от 74.0 – для пласта АС5-8 до 86.4 0С – для ачимовской пачки). В условиях пласта нефти недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется в диапазоне от 6.66 (пласт АС5-8) до 9.75 МПа (ачимовской пачки). По значениям вязкости в пластовых условиях, нефти месторождения относятся к маловязким.

По результатам хроматографического анализа, в компонентных составах жидкой и газовой фаз пластовой и разгазированной нефтей месторождения (таблица 2.6) сероводород отсутствует; концентрация нормальных углеводородов выше концентрации их изомеров.

Нефтяной газ жирный. Газ, выделяющийся при однократном разгазировании нефти АС5-6 в стандартных условиях, более обогащен тяжелыми углеводородами (С6h24 + высшие – 1.73 %), чем газ пластов АС4 и ачимовской пачки, молярная доля метана в пласте АС5-8 ниже (18.45 %), чем АС4 и ачимовской пачки (21.23 и 22.55 % соответственно).

С точки зрения плотности (при однократном разгазировании), нефти пластов средние (от 860.0 до 880.5 кг/м3).

По данным, представленным в таблице 2.5, следует, что нефти Малобалыкского месторождения характеризуются как сернистые, парафинистые, малосмолистые, с содержанием асфальтенов от 1.07 (ачимовской пачки) до 6.16 % (плат АС5-8), с выходом фракций до 350 0С от 47.0 (пласты АС4 и АС5-8) до 55.4 % объемных (ачимовская пачка). Технологический шифр нефти ачимовской пачки – II Т1П2, в то время как пластов АС4 и АС5-8 – II Т2П2.

Диапазон изменения и средние значения основных характеристик пластовых вод Малобалыкского месторождения. Значения вязкости воды в пластовых условиях находится в пределах 0.32 – 0.37 мПа×с (ачимовская пачка и АС4-7), значение рН – от 7.8 (АС4-7) до 8.0 (ачимовская пачка).

Согласно классификации природных вод по В.А.Сулину, воды пластов Мало-Балыкского месторождения относятся к гидрокарбонатнонатриевому типу. По пластам АЧ1-3 исследовано 8 проб из 6 скважин. Основные солеобразующие компоненты – хлор и натрий. Минерализация в среднем, составляет 8179 мг/л, что является невысоким показателем.

Значение данного параметра изменяются в интервале 3068 – 15040 мг/л.

Газосодержание составляет 2.84 м3/т, объемный коэффициент равен 1.02, вязкость равна 0.37 мПа×с.

Таблица 2.5

studfiles.net

Определение - компонентный состав - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Определение - компонентный состав

Cтраница 1

Определение компонентного состава добываемо.  [1]

Определение компонентного состава газа в большинстве этих приборов основано на поглощении одних компонентов различными растворами и на сжигании других с последующим поглощением образующихся продуктов сгорания.  [2]

Определение компонентного состава легких фракций нефти не представляет сейчас особых затруднений.  [3]

Для определения компонентного состава битумов существуют различные методы, однако общепринятым является метод, использующий избирательную растворимость асфальтенов, смол и масел в различных растворителях.  [4]

Для определения компонентного состава контролируемой среды применяют хроматографы любых типов, не изменяющие состав этой среды.  [5]

После определения компонентного состава сырьевой смеси и ее химического состава определяют п и р и оценивают их значения. При расчете шихты по / С и возможен ряд случаев.  [6]

Для определения компонентного состава отобранных проб механических примесей был проведен их качественный рентгено-фазовый анализ.  [8]

Погрешности определения компонентного состава исходной смеси и коэффициентов распределения в отдельных случаях могут приводить при решении системы уравнений фазового равновесия к значительным ошибкам.  [9]

Были проведены определения компонентного состава и седиментации глины Западно-Ноябрьского месторождения.  [10]

Предлагаемая методика определения компонентного состава бензинов ( насыщенные УВ) заключается в следующем.  [11]

Газ сухой, метод определения компонентного состава.  [12]

Настоящий стандарт устанавливает метод определения компонентного состава сухого газа, содержащего углеводороды Ci - C4 и не более 5 вес.  [13]

Настоящий стандарт устанавливает метод определения компонентного состава сухого газа, содержащего углеводороды Ci - С5, а также неуглеводородные компоненты ( водород, азот, окись и двуокись углерода и сероводород), массовая доля которых 0 1 % и выше.  [14]

Результаты аналогичных расчетов по определению компонентного состава смеси газов и все полученные результаты в решении примера приведены ниже в виде таблицы.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru