23 Механические примеси в нефти и нефтепродуктах. Механические примеси в нефти это


23 Механические примеси в нефти и нефтепродуктах » СтудИзба

Механические примеси в нефти и нефтепродуктах

Механические примеси содержатся в сырой нефти в виде песка, глинистых минералов и различных солей, которые находятся во взвешенном состоянии. При исследованиях нефтей большое содержание механических примесей может в значительной степени повлиять на правильность определения таких показателей, как плотность, молекулярная масса, коксуемость, «содержание серы, азота, смолисто-асфальтеновых веществ и микроэлементов. Поэтому нефть перед поступлением на анализ необходимо освободить от них отстаиванием или фильтрованием.

В процессе переработки нефти в нефтепродукты могут попасть продукты коррозии аппаратов и трубопроводов, катализаторная пыль, мельчайшие частицы отбеливающей глины, минеральные соли. Загрязнение нефти и нефтепродуктов может происходить также при хранении и транспортировке.

Механические примеси в топливе могут привести к засорению топливопроводов, фильтров, увеличению износа топливной аппаратуры, нарушению питания двигателя. Эти же примеси: в маслах и смазках могут вызвать закупорку маслопроводов, поломку смазочной аппаратуры, образование задиров на трущихся поверхностях.

Из механических примесей наиболее опасными являются песок и другие твердые частицы, истирающие металлические поверхности.

Требования к чистоте нефтепродуктов предусмотрены соответствующими стандартами и техническими условиями. Стандартизованные в СССР методы оценки чистоты нефтепродуктов позволяют контролировать содержание твердых примесей в широких пределах (ГОСТ 10577—78, ГОСТ 6370—83). Однако эти методы дают возможность оценивать лишь общее массовое содержание твердых примесей. В настоящее время этого недостаточно для принятия правильных решений по применению

топлив и масел, так как кроме общего содержания важна дисперсность твердых частиц. В СССР введен ГОСТ 17216—71, которым определены 19 классов чистоты жидкостей в зависимости от дисперсного состава твердых загрязнений. Введение этого стандарта дает возможность выбирать степень чистоты нефтепродуктов для машин и механизмов в соответствии с допусками, посадками и чистотой обработки рабочих поверхностей.

Методы определения общего содержания механических примесей основаны на способности всех органических компонентов - нефти растворяться в органических растворителях. Не растворившийся остаток, задерживаемый фильтром при фильтровании раствора нефти или нефтепродукта, и характеризует содержание в них механических примесей.

Определение механических примесей весовым методом

Реактивы, лабораторная посуда, материалы

Бензол или бензин марки Б-70 или БР-1

Этиловый спирт-ректификат

Смесь этилового спирта и этилового эфира в соотношении 4: 1 (по объему)

Стаканчик с крышкой

Стакан высокий с носиком

Воронка стеклянная

Палочка стеклянная с оплавленным концом

Промывалка с резиновой грушей

Бумажные фильтры беззольные

Бумажный фильтр предварительно высушивают в стаканчике до постоянной массы при 105—110°С. Перед взятием навески пробу нефти хорошо перемешивают встряхиванием в течение 5 мин. Если нефть высоковязкая, то предварительно ее нагревают на водяной бане до 40—80 °С. Масса навески и соотношение растворитель: нефть зависят от вязкости нефти следующим образом:

Вязкость нефти при 100 °С,                                До 20              > 20

мм2 /С

Масса навески, г                                                    100                  25                                        Массовое отношение                                                   2—4               4—6 растворитель : нефть

Навеску берут с погрешностью до 0,05 г и разбавляют подогретым на водяной бане растворителем. Горячий раствор навески фильтруют через высушенный до постоянной массы фильтр, который помещают в стеклянную воронку, укрепленную в штативе. Воронку наполняют не более чем на 3/4 высоты фильтра. Раствор наливают на фильтр по стеклянной палочке с оплавленным концом. Стакан ополаскивают горячим растворителем и сливают на фильтр.

      После окончания фильтрования фильтр промывают горячим раствором при помощи промывалки до тех пор, пока на нем не останется следов нефти, а фильтрат не будет совершенно прозрачным и бесцветным. Затем фильтр переносят в стаканчик, в котором сушился чистый фильтр, и сушат в течение 1 ч в термостате при 105—110°С. После этого стаканчик закрывают крышкой, охлаждают в эксикаторе в течение 30 мин и взвешивают с погрешностью до 0,0002 г. Операцию повторяют до получения расхождения между двумя последовательными взвешиваниями не более 0,0004 г.

       Массовую долю механических примесей, %, рассчитывают по формуле:

M[=[(m1—m2)/m3]*100,

где m 1 — масса стаканчика с фильтром после фильтрования г; m2- масса стаканчика с чистым фильтром, г; т3 — масса навески нефти, г.

       Содержание механических примесей вычисляют как среднее арифметическое из результатов двух параллельных определений.

       Если механических примесей содержится не более 0,005.%,

то это рассматривается как их отсутствие.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ СВОЙСТВ И СОСТАВА НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

      Плотностью называется масса единицы объема вещества (нефти, нефтепродукта). Единицей плотности в системе СИ является кг/м3

  В исследовательской практике определяется относительная плотность. Относительной плотностью называется отношение плотности нефти или нефтепродукта при 20 °С к плотности дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4°С, т. е. отношение массы нефти или нефтепродукта при 20 °С к массе такого же объема дистиллированной воды при 4°С. Относительную плотность обозначают p420. Умножив значение относительной плотности на 1000, можно получить плотность в кг/м3. Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры.

С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе.

Контрольные вопросы:

1.     Назовите и обоснуйте методы очистки нефти от механических примесей

2.     Какие соли содержатся в механических примесях?

3.     Как влияют технические примеси на эксплуатационные свойства нефтяного оборудования?

4.     Как влияют механические примеси на физические свойства нефти?

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. В.А.Проскурякова, А.Е. Драбкина. Химия нефти и газа.

2. Л.И.Эрих, М.Г.Расина, М.Г.Рудин. Химия и технология нефти и газа.

old.studizba.com

Наличие - механическая примесь - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Наличие - механическая примесь

Cтраница 1

Наличие механических примесей в составе продукции скважин вызвано разрушением пород ПЗП при низких забойных давлениях. Для каждого объекта разработки необходимо определять величину допустимой депрессии на пласт, не приводящей к механическому разрушению пород ПЗП. Наиболее подвержены выщелачиванию гипс, ангидрит, кальцит и доломит. А в составе породообразующих минералов полимиктовых коллекторов в больших количествах имеются карбонатные цементы. Растворение цементирующего материала приводит к дезагрегированию минералов и возможности их продвижения по каналам фильтрации к забоям добывающих скважин.  [1]

Наличие механических примесей в пластовой нефти и продуктов коррозии способствует зарождению центров кристаллизации, а следовательно, и образованию парафиновых отложений. Кроме того, состав отложений зависит от физико-химических свойств нефтей и условий образования парафиновых отложений. Из изложенного следует, что парафиновые отложения нельзя рассматривать, как единую, однородную массу.  [2]

Наличие механических примесей в маслах для двигателей можно определить, нанеся пипеткой три капли ( причем каждую каплю в отдельности) на горизонтально закрепленную фильтровальную бумагу. Каждая из капель образует масляное пятно со светлым кольцом по периметру ( рис. 2.36), которое сравнивают с эталонным фотоснимком, определяя таким образом наличие механических примесей. Чем меньше содержится механических примесей, тем светлее центральная зона пятна.  [4]

Наличие механических примесей в масле определяют и методом отстоя, например, в отстойнике, входящем в комплект ручных лабораторий, нижняя часть которого имеет градуировку до 10 мл через интервал 0 05 мл, а далее через 25, 50 и 1 00 мл. Для этого в отстойник наливают 25 мл масла для двигателя, а остальной объем - до метки, равной 100 мл, - заполняют бензином.  [5]

Наличие механических примесей вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти. Легкие фракции нефти ( попутный газ) являются ценным сырьем для нефтехимической промышленности. Поэтому необходимо стремиться не только к снижению потерь легких фракций из нефти, но и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из недр для последующей их переработки. Перед подачей нефти в магистральный трубопровод следует отделить механические примеси, воду, соли и попутный газ. Подготовку нефти к транспорту производят на промыслах. Сбор и подготовка нефти и попутного газа на площадях месторождений, начинающиеся с устья скважины и заканчивающиеся на установках подготовки нефти и газа, являются единой технологической системой. На этих установках замеряется количество нефти из каждой скважины. Здесь же нефть подвергают частичным дегазации ( удалению газа) и обезвоживанию. На УКПН выполняют окончательную подготовку нефти, т.е. ее дегазацию, обезвоживание и очистку от механических примесей. Вода, выделенная из нефти, поступает на УПВ, где осуществляют ее необходимую подготовку и очистку. Подготовленная вода поступает на кустовые насосные станции ( КНС), а оттуда под давлением до 20 МПа закачивается через специальные нагнетательные скважины в продуктивные нефтяные пласты. Закачка воды в пласт оказывает давление на нефть и вытесняет ее к забоям скважин, повышая дебит каждой скважины и продлевая период фонтанной эксплуатации. Попутный ( нефтяной) газ, отделенный от нефти на УКПН, направляют для переработки по газопроводу на ГПЗ. Нефть, подготовленная на УКПН, поступает на головную насосную станцию, которая создает необходимое давление для обеспечения перемещения нефти по магистральному трубопроводу. Это давление в нефтепроводах достигает 6 4 МПа. Но по мере удаления от головной насосной станции за счет гидравлического сопротивления давление в нефтепроводе снижается. Поэтому обычно через каждые 100 - 150км по трассе нефтепровода устанавливают промежуточные насосные станции ( ПНС), которые и поддерживают необходимый режим транспортировки нефти по нефтепроводу. От НПЗ нефтепродукты различным транспортом - по нефтепродуктопроводам, железнодорожным, водным направляют на нефтебазы и затем к потребителям.  [6]

Наличие механических примесей в краске устанавливают визуально, просматривая тонкий красочный слой.  [7]

Наличие механических примесей ухудшает охлаждение трансформатора, загрязняет обмотку, а также может привести к перекрытию изоляции, так как создаются токо-проводящие мостики.  [8]

Наличие механических примесей в масле создает возможность засорения масляной системы и увеличивает износ механизмов.  [9]

Наличие механических примесей в топливе прежде всего нарушает работу форсунок, изнашиваются топливные каналы, разрушаются форсуночные насадки, ухудшается тонкость распы-линания. Эти дефекты чаще появляются у форсунок с механическим распиливанием. Отстаивание топлив от механических примесей так же необходимо, как и от влаги. В практических условиях эти операции ведут одновременно.  [10]

Наличие механических примесей, а также взвешенного углерода в масле недопустимо, так как это приводит: загрязнению и ухудшению охлаждения обмоток трансформаторов, к образованию в масле мостиков и отложению углерода на ниж-аей части вводов, что может привести к перекрытию их.  [12]

Наличие механических примесей, а также взвешенного углерода в масле недопустимо, так как это приводит к загрязнению и ухудшению охлаждения обмоток трансформаторов, к образованию в масле мостиков и отложению углерода на нижней части вводов, что может привести к перекрытию их.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ обработки стойких нефтяных эмульсий, содержащих механические примеси

 

Сущность изобретения: стойкую нефтяную эмульсию, содержащую механические примеси, смешивают с легкой углеводородной жидкостью при нагревании при термобарических параметрах, исключающих выделение газовой фазы. Полученную смесь затем смешивают с водным раствором деэмульгатора, диспергируют ее в водном растворе деэмульгатора при термобарических параметрах, обеспечивающих выделение газовой фазы. При этом через водный раствор деэмульгатора пропускают углеводородный газ с последующим отстоем. 2 табл.

Изобретение относится к способам обработки стойких нефтяных эмульсий, содержащих механические примеси, преимущественно ловушечных и амбарных эмульсий, и может быть использовано в нефтяной, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности.

Известен способ деэмульсации ловушечных нефтей путем обработки растворителями, например нестабильным бензином, в количестве 6-10% с последующим интенсивным механическим перемешиванием и отстаиванием в течение 2 ч. Недостатком способа является невысокая эффективность: содержание воды в ловушечной нефти снизилось с 16,3 до 4,4% а механических примесей с 6,2 до 0,2% Наиболее близким по совокупности признаков и техническому результату к предлагаемому является способ деэмульсации ловушечных нефтяных эмульсий, заключающийся в том, что ловушечные нефтяные эмульсии смешивают с легким углеводородом, например газойлем, в присутствии деэмульгатора водного раствора соды. Затем смесь нагревают до 100-150оС и подвергают обработке в три ступени: предварительный отстой, фильтрация, где отделяются механические примеси, и окончательный отстой в резервуаре. Недостатком способа является невысокая эффективность процесса разделения нефти, воды и механических примесей, так как при этом образуется повышенное количество отходов в виде кека, в котором содержится 10-16 мас. нефтепродуктов. Задачей изобретения является повышение эффективности процесса разделения ловушечных эмульсий, в результате чего повышается качество обработанной нефти и уменьшается количество нефтесодержащих отходов. Задача решается тем, что в способе, включающем нагрев, смешение стойкой нефтяной эмульсии, содержащей механические примеси, с легкой углеводородной жидкостью и водным раствором деэмульгатора, а также отстаивание, согласно изобретению стойкую нефтяную эмульсию смешивают с легкой углеводородной жидкостью при термобарических параметрах, исключающих выделение газовой фазы, полученную смесь смешивают с водным раствором деэмульгатора, диспергируя ее в водном растворе деэмульгатора при термобарических параметрах, обеспечивающих выделение газовой фазы, при этом через водный раствор деэмульгатора пропускают углеводородный газ. В качестве углеводородной жидкости может быть использован, например, нестабильный бензил (ШФЛУ), газовый конденсат. В табл.1 показаны термобарические упругости паров указанных углеводородных жидкостей, а также их состав. В качестве углеводородного газа может быть использован, например, газ первой ступени сепарации нефти, а в качестве деэмульгатора нейтральный черный контакт. Предварительное разбавление ловушечной эмульсии легкокипящим углеводородом снижает вязкостную характеристику системы, что облегчает процесс ее диспергирования на мелкие частицы в водном растворе деэмульгатора. Изменение термобарических условий в процессе обработки ловушечной эмульсии способствует "раздуванию" диспергированных в водном растворе деэмульгатора капель ловушечной эмульсии за счет испарения легкокипящего и превращения их в газообразные пузырьки, покрытые нефтяной пленкой. При этом глобулы воды и частицы механических примесей, находящиеся в диспергированных каплях ловушечной эмульсии, концентрируются в этих нефтяных пленках. В результате интенсивного перемешивания такой системы пузырьками углеводородного газа происходит процесс турбулентной флотации, интенсифицирующий коалесценцию глобул пластовой воды, находящихся в ловушечной эмульсии. При этом соизмеримые по размеру механическим частицам пузырьки газа за счет поверхностных эффектов очищают межфазную поверхность дисперсии углеводородов от механических примесей, которые выводятся в объем водной фазы. При последующем отстаивании такой системы происходит ее быстрое разделение на нефть, воду и осадок. Предлагаемый процесс позволяет уменьшить количество ступеней обработки эмульсии, а также за счет более эффективного разделения уменьшить количество нефтесодержащих отходов. Использование изобретения позволит создать конкурентоспособную технологию, что следует из сопоставления показателей лучшей зарубежной технологии и техники, закупаемой в настоящее время за рубежом (табл.2). Зарубежная технология ориентируется в целом на использование технических средств (центрифуг, пресс-фильтров и т.п.), в то время как реализация предлагаемой технологии может осуществляться без применения сложной техники. При этом достигаются значительно более высокие показатели качества обработки ловушечной эмульсии: по сравнению с фирмой Альфа-Лаваль примерно в 3-5 раз, с фирмой Андридц в 2-3 раза. Следует отметить, что по сравнению с фирмой Андридц существенно сокращается количество шлама (почти в 5 раз), причем в шламе в 4 раза сокращается количество остаточных углеводородов, что важно в экологическом отношении. П р и м е р 1. Ловушечную нефтяную эмульсию нефтестабилизационного производства вязкостью 400 мм2/с, содержащую до 30% воды и 5% механических примесей, нагревают до 50оС при давлении 0,85 МПа, а затем смешивают с нестабильным бензином (ШФЛУ), имеющим температуру до 40оС в соотношении 10:3. Затем смесь дросселируют при остаточном давлении 0,25 МПа в промывную воду с температурой 80оС, содержащую нейтрализованный черный контакт в количестве 0,5 кг/м3. Соотношение смеси нефтяной эмульсии и углеводородной жидкости и промывной воды 1:5. Смесь дросселируют любыми известными устройствами непосредственно в зону подачи углеводородного газа. Скорость подачи углеводородного газа 15 см/с. Продолжительность обработки 2-3 мин. После обработки газонефтеводяную смесь направляют на отстаивание, например, в трехфазный сепаратор. Продолжительность отстаивания 2 ч, при этом происходит разделение смеси на газ, углеводородную (нефтяную) часть, воду и осадок. Нефть, содержащую легкие углеводороды, направляют на стабилизацию, а газ в систему сбора газа низкого давления нефтестабилизационного производства. Воду, содержащую реагент-деэмульгатор, возвращают в цикл обработки ловушечной эмульсии. Осадок направляют, например, в термогравитационный уплотнитель, после которого с влажностью 60-70% он поступает на иловую площадку или на обработку, например, на ленточном фильтр-прессе. Количество осадка не превышает 10% от объема обработанной ловушечной эмульсии. Нефть после обработки содержит остаточной воды не более 0,5% механических примесей не выше 0,1% П р и м е р 2. Ловушечную нефтяную эмульсию промысловой установки обезвоживания и обессоливания нефти, содержащую до 50% воды и 4% механических примесей, нагревают до 20-30оС и при давлении 0,95 МПа смешивают с газоконденсатом, имеющим температуру до 30оС в соотношение 10:2. Смесь эмульсии с конденсатом дросселируют при остаточном давлении 0,20 МПа в промывную воду с температурой 80оС, содержащую нейтрализованный черный контакт в количестве 0,5 кг/м3. Соотношение нефтеконденсатной смеси и промывной воды 1:5. Смесь дросселируют непосредственно в зону барботажа водного раствора углеводородным газом, подаваемым в виде мелких и крупных пузырьков, создаваемых, например, с помощью фильтрового устройства. Скорость барботажа 15 см/с, продолжительность обработки 2-3 мин. После обработки газонефтяную смесь направляют на отстаивание при давлении до 0,15 МПа в разделительную емкость. Продолжительность отстаивания 1-2 ч. При этом происходит разделение смеси на нефть, газ, воду и осадок. Нефть подают в концевой газосепаратор, сообщенный газопроводом с системой улавливания легких фракций. Газ направляют на прием компрессоров низкого давления, а воду возвращают в цикл обработки ловушечной эмульсии. Осадок в количестве 5-9% от количества обработанной эмульсии сбрасывают в термогравитационный уплотнитель, после которого с влажностью до 70% он складируется на иловой площадке. Качество обработанной (товарной) нефти характеризуется содержанием остаточной воды не боле 0,5% механических примесей не выше 0,1% и упругостью паров до 500 мм рт.ст. при 38оС.

Формула изобретения

СПОСОБ ОБРАБОТКИ СТОЙКИХ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ, СОДЕРЖАЩИХ МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИМЕСИ, включающий нагрев, смешение с легкой углеводородной жидкостью и водным раствором деэмульгатора и отстаивание, отличающийся тем, что стойкую нефтяную эмульсию смешивают с легкой углеводородной жидкостью при термобарических параметрах, исключающих выделение газовой фазы, полученную смесь смешивают с водным раствором деэмульгатора, диспергируя ее в водном растворе деэмульгатора при термобарических параметрах, обсепечивающих выделение газовой фазы, при этом через водный раствор деэмульгатора пропускают углеводородный газ.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru