Способ определения содержания механических примесей в нефти. Механические примеси в нефти


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.

studizba.com

Методика определения механических примесей в нефти.

В стакан помещают взвешенную подготовленную пробу испытуемого продукта и разбавляют подогретым растворителем (бензином, толуолом) в соответствии с таблицей 4. Перед испытанием предварительно определяют минимальный объем пробы и растворителя, необходимого для ее растворения.

При определении механических примесей в нефтях, темных нефтепродуктах, смазочных маслах с присадками и в присадках в качестве растворителя применяют толуол. В остальных случаях используется бензин (Нефрас С-50/170 по ГОСТ 8505 или Нефрас С2 или С3 по НТД или прямогонный бензин с температурой начала кипения не ниже 80 °С).

 

Таблица 4 - Количество пробы и соотношение ее с растворителем в зависимости от типа пробы

Характеристика образца Масса пробы, г Погрешность взвешивания, г Отношение объема растворителя к массе пробы
1. Нефтепродукты с вязкостью при 100 °С:      
- не более 20 мм2/с 0,05 от 2 до 4
- свыше 20 мм2/с 0,01 от 4 до 6
2. Нефть с массовой долей механических примесей не более 1% 0,01 от 5 до 10
3. Топливо котельное с массовой долей механических примесей:      
- не более 1 % 0,01 от 5 до 10
- свыше 1 % 0,01 до 15
4. Присадки 0,01 до 15

 

Бензин и толуол для растворения пробы испытуемых продуктов подогревают на водяной бане до температуры 40 и 80 °С соответственно. Не допускается кипение растворителя при подогреве.

Содержимое стакана фильтруют через подготовленный бумажный фильтр, помещенный в стеклянную воронку или стеклянный фильтр, укрепленный в штативе. Бумажный фильтр или стеклянный фильтр предварительно взвешивают с погрешностью не более 0,0002 г. Бумажный фильтр взвешивается в стакане для взвешивания с закрытой крышкой.

Раствор наливают на фильтр по стеклянной палочке, воронку с фильтром наполняют раствором не более чем на 3/4 высоты фильтра. Остаток на стакане смывают на фильтр чистым бензином (толуолом). Остатки нефтепродукта или твердые примеси, приставшие к стенкам стакана, снимают стеклянной палочкой и смывают на фильтр горячим чистым бензином (толуолом), нагретым до 40 °С (80 °С).

Если испытуемый продукт содержит воду, затрудняющую фильтрование, то раствор образца отстаивают от 10 до 20 мин, после чего сначала фильтруют бензиновый (толуольный) раствор, осторожно сливая его с отстоя, затем водный слой разбавляют 5-15-кратным (по объему) количеством спирто-эфирной смеси и переносят на фильтр. Остаток в колбе смывают на фильтр спирто-эфирной смесью и подогретым бензином (толуолом).

При определении содержания механических примесей в медленно фильтрующихся продуктах допускается фильтровать раствор образца и промывать фильтрат под вакуумом, а также применять воронку для горячего фильтрования.

Для фильтрования под вакуумом воронку для фильтрования с помощью резиновой пробки присоединяют к колбе для фильтрования под вакуумом, соединенной с насосом. Бумажный фильтр смачивают растворителем и помещают в воронку так, чтобы фильтр плотно прилегал к стенкам воронки. При фильтровании в воронке Бюхнера загнутые края фильтра должны плотно прилегать к стенкам воронки.

Воронку заполняют раствором не более, чем на 3/4 высоты фильтра, каждую новую порцию добавляют после того, как предыдущая стекла достаточно полно.

При фильтровании с применением воронки для горячего фильтрования не допускается вскипание фильтруемого раствора.

После фильтрации фильтр с осадком при помощи промывалки с резиновой грушей промывают подогретым растворителем до тех пор, пока на фильтре не будет следов нефтепродукта и растворитель не будет стекать совершенно прозрачным и бесцветным.

При определении механических примесей в присадках и маслах с присадками при наличии на фильтре осадка, не растворяющегося в бензине или толуоле, допускается дополнительно промывать фильтр подогретой до температуры 60 °С спирто-толуольной смесью.

При определении механических примесей в нефтях, присадках и маслах с присадками допускается дополнительно промывать фильтр горячей дистиллированной водой. Фильтр с осадком после промывки органическими растворителями просушивают на воздухе в течение 10-15 мин и затем промывают 200 - 300 см3 горячей дистиллированной водой.

При определении механических примесей в нефтях промывку горячей водой ведут до отсутствия хлорид-ионов в фильтрате (отсутствие помутнения раствора). Наличие хлорид-ионов проверяют 0,1 моль/дм3 раствором азотно-кислого серебра.

По окончании промывки фильтр с осадком переносят в стаканчик для взвешивания с открытой крышкой, в котором сушился чистый фильтр. Стаканчик с фильтром с открытой крышкой или стеклянный фильтр сушат в сушильном шкафу при температуре (105 ± 2) °С не менее 45 мин.Затем стаканчик закрывают крышкой, стаканчик с фильтром или стеклянный фильтр охлаждают в эксикаторе в течение 30 мин и взвешивают с погрешностью не более 0,0002 г.

Стаканчик с фильтром или стеклянный фильтр высушивают и взвешивают до получения расхождения между двумя последовательными взвешиваниями не более 0,0004 г. Повторные высушивания фильтра так же, как и последующие охлаждения, проводят в течение 30 мин.

Если содержание механических примесей после первого взвешивания не превышает нормы, установленной в нормативно-технической документации на нефтепродукт или присадку, фильтр до постоянной массы не доводят.

Массовую долю механических примесей X в процентах вычисляют по формуле:

, (3)

где m1 - масса стаканчика для взвешивания с бумажным фильтром и механическими примесями или масса стеклянного фильтра с механическими примесями, г;

m2 - масса стаканчика для взвешивания с чистым подготовленным бумажным фильтром или масса подготовленного стеклянного фильтра, г;

m3 - масса пробы, г.

За результат испытания принимают среднее арифметическое результатов двух параллельных определений.

Массовая доля механических примесей до 0,005 % включительно оценивается как их отсутствие.

 

Плотность нефти

Плотность является простейшей характеристикой, дающей возможность ориентировочно судить о фракционном и химическом составах нефти.

Абсолютной плотностью вещества называют количество массы, содержащейся в единице объема. В системе СИ плотность выражается в кг/м3.

В России у нефти и нефтепродуктов принято определять относительную плотность. Это отношение абсолютной плотности нефти / нефтепродукта при 20 0С к плотности воды при 4-х или при 20 0С. Условное обозначение относительной плотности - или . Эта величина безразмерная и для большинства нефтей колеблется от 0,830 до 0,960. [6]

Часто используется относительная плотность , где плотность и нефти воды соотносятся при температуре 15,5 0С (60 F).

На величину плотности нефти существенное влияние оказывает наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество смолисто-асфальтеновых веществ в ней.

Плотность нефти зависит также от химического состава. Через характеризующий фактор К, зависящий от плотности и средней температуры кипения фракции (Тср, К), можно судить о ее химическом составе:

, (4)

Коэффициент К равный 12,1 - 12,9 характерен для парафинистых фракций. Для фракций нафтенового основания К = 10,5 - 11,4. Значения К, равные 11,5 - 12,1, свойственны нефтепродуктам промежуточного типа.

Плотность нефти заметно изменяется с изменением температуры. Эта зависимость имеет линейный характер и описывается формулой Менделеева:

, (5)

где - средняя температурная поправка к плотности на 1°С. Поправка зависит от значения плотности испытуемого нефтепродукта. В обычной практике находят по таблице (Приложение 2).

Определение относительной плотности производится ареометрами (нефтеденсиметрами), гидростатическими весами Вестфаля-Мора и пикнометрами. Действие ареометров и гидростатических весов основано на использовании закона Архимеда.

После определения плотности нефти тремя методами сравнивают полученные результаты и делают вывод.

stydopedia.ru

Методика определения механических примесей в нефти.

В стакан помещают взвешенную подготовленную пробу испытуемого продукта и разбавляют подогретым растворителем (бензином, толуолом) в соответствии с таблицей 4. Перед испытанием предварительно определяют минимальный объем пробы и растворителя, необходимого для ее растворения.

При определении механических примесей в нефтях, темных нефтепродуктах, смазочных маслах с присадками и в присадках в качестве растворителя применяют толуол. В остальных случаях используется бензин (Нефрас С-50/170 по ГОСТ 8505 или Нефрас С2 или С3 по НТД или прямогонный бензин с температурой начала кипения не ниже 80 °С).

 

Таблица 4 - Количество пробы и соотношение ее с растворителем в зависимости от типа пробы

Характеристика образца Масса пробы, г Погрешность взвешивания, г Отношение объема растворителя к массе пробы
1. Нефтепродукты с вязкостью при 100 °С:      
- не более 20 мм2/с 0,05 от 2 до 4
- свыше 20 мм2/с 0,01 от 4 до 6
2. Нефть с массовой долей механических примесей не более 1% 0,01 от 5 до 10
3. Топливо котельное с массовой долей механических примесей:      
- не более 1 % 0,01 от 5 до 10
- свыше 1 % 0,01 до 15
4. Присадки 0,01 до 15

 

Бензин и толуол для растворения пробы испытуемых продуктов подогревают на водяной бане до температуры 40 и 80 °С соответственно. Не допускается кипение растворителя при подогреве.

Содержимое стакана фильтруют через подготовленный бумажный фильтр, помещенный в стеклянную воронку или стеклянный фильтр, укрепленный в штативе. Бумажный фильтр или стеклянный фильтр предварительно взвешивают с погрешностью не более 0,0002 г. Бумажный фильтр взвешивается в стакане для взвешивания с закрытой крышкой.

Раствор наливают на фильтр по стеклянной палочке, воронку с фильтром наполняют раствором не более чем на 3/4 высоты фильтра. Остаток на стакане смывают на фильтр чистым бензином (толуолом). Остатки нефтепродукта или твердые примеси, приставшие к стенкам стакана, снимают стеклянной палочкой и смывают на фильтр горячим чистым бензином (толуолом), нагретым до 40 °С (80 °С).

Если испытуемый продукт содержит воду, затрудняющую фильтрование, то раствор образца отстаивают от 10 до 20 мин, после чего сначала фильтруют бензиновый (толуольный) раствор, осторожно сливая его с отстоя, затем водный слой разбавляют 5-15-кратным (по объему) количеством спирто-эфирной смеси и переносят на фильтр. Остаток в колбе смывают на фильтр спирто-эфирной смесью и подогретым бензином (толуолом).

При определении содержания механических примесей в медленно фильтрующихся продуктах допускается фильтровать раствор образца и промывать фильтрат под вакуумом, а также применять воронку для горячего фильтрования.

Для фильтрования под вакуумом воронку для фильтрования с помощью резиновой пробки присоединяют к колбе для фильтрования под вакуумом, соединенной с насосом. Бумажный фильтр смачивают растворителем и помещают в воронку так, чтобы фильтр плотно прилегал к стенкам воронки. При фильтровании в воронке Бюхнера загнутые края фильтра должны плотно прилегать к стенкам воронки.

Воронку заполняют раствором не более, чем на 3/4 высоты фильтра, каждую новую порцию добавляют после того, как предыдущая стекла достаточно полно.

При фильтровании с применением воронки для горячего фильтрования не допускается вскипание фильтруемого раствора.

После фильтрации фильтр с осадком при помощи промывалки с резиновой грушей промывают подогретым растворителем до тех пор, пока на фильтре не будет следов нефтепродукта и растворитель не будет стекать совершенно прозрачным и бесцветным.

При определении механических примесей в присадках и маслах с присадками при наличии на фильтре осадка, не растворяющегося в бензине или толуоле, допускается дополнительно промывать фильтр подогретой до температуры 60 °С спирто-толуольной смесью.

При определении механических примесей в нефтях, присадках и маслах с присадками допускается дополнительно промывать фильтр горячей дистиллированной водой. Фильтр с осадком после промывки органическими растворителями просушивают на воздухе в течение 10-15 мин и затем промывают 200 - 300 см3 горячей дистиллированной водой.

При определении механических примесей в нефтях промывку горячей водой ведут до отсутствия хлорид-ионов в фильтрате (отсутствие помутнения раствора). Наличие хлорид-ионов проверяют 0,1 моль/дм3 раствором азотно-кислого серебра.

По окончании промывки фильтр с осадком переносят в стаканчик для взвешивания с открытой крышкой, в котором сушился чистый фильтр. Стаканчик с фильтром с открытой крышкой или стеклянный фильтр сушат в сушильном шкафу при температуре (105 ± 2) °С не менее 45 мин.Затем стаканчик закрывают крышкой, стаканчик с фильтром или стеклянный фильтр охлаждают в эксикаторе в течение 30 мин и взвешивают с погрешностью не более 0,0002 г.

Стаканчик с фильтром или стеклянный фильтр высушивают и взвешивают до получения расхождения между двумя последовательными взвешиваниями не более 0,0004 г. Повторные высушивания фильтра так же, как и последующие охлаждения, проводят в течение 30 мин.

Если содержание механических примесей после первого взвешивания не превышает нормы, установленной в нормативно-технической документации на нефтепродукт или присадку, фильтр до постоянной массы не доводят.

Массовую долю механических примесей X в процентах вычисляют по формуле:

, (3)

где m1 - масса стаканчика для взвешивания с бумажным фильтром и механическими примесями или масса стеклянного фильтра с механическими примесями, г;

m2 - масса стаканчика для взвешивания с чистым подготовленным бумажным фильтром или масса подготовленного стеклянного фильтра, г;

m3 - масса пробы, г.

За результат испытания принимают среднее арифметическое результатов двух параллельных определений.

Массовая доля механических примесей до 0,005 % включительно оценивается как их отсутствие.

 

Плотность нефти

Плотность является простейшей характеристикой, дающей возможность ориентировочно судить о фракционном и химическом составах нефти.

Абсолютной плотностью вещества называют количество массы, содержащейся в единице объема. В системе СИ плотность выражается в кг/м3.

В России у нефти и нефтепродуктов принято определять относительную плотность. Это отношение абсолютной плотности нефти / нефтепродукта при 20 0С к плотности воды при 4-х или при 20 0С. Условное обозначение относительной плотности - или . Эта величина безразмерная и для большинства нефтей колеблется от 0,830 до 0,960. [6]

Часто используется относительная плотность , где плотность и нефти воды соотносятся при температуре 15,5 0С (60 F).

На величину плотности нефти существенное влияние оказывает наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество смолисто-асфальтеновых веществ в ней.

Плотность нефти зависит также от химического состава. Через характеризующий фактор К, зависящий от плотности и средней температуры кипения фракции (Тср, К), можно судить о ее химическом составе:

, (4)

Коэффициент К равный 12,1 - 12,9 характерен для парафинистых фракций. Для фракций нафтенового основания К = 10,5 - 11,4. Значения К, равные 11,5 - 12,1, свойственны нефтепродуктам промежуточного типа.

Плотность нефти заметно изменяется с изменением температуры. Эта зависимость имеет линейный характер и описывается формулой Менделеева:

, (5)

где - средняя температурная поправка к плотности на 1°С. Поправка зависит от значения плотности испытуемого нефтепродукта. В обычной практике находят по таблице (Приложение 2).

Определение относительной плотности производится ареометрами (нефтеденсиметрами), гидростатическими весами Вестфаля-Мора и пикнометрами. Действие ареометров и гидростатических весов основано на использовании закона Архимеда.

После определения плотности нефти тремя методами сравнивают полученные результаты и делают вывод.

Похожие статьи:

poznayka.org

Механическая примесь - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Механическая примесь

Cтраница 1

Механические примеси удаляют при фильтровании грязной ртути через бумажный фильтр с отверстиями, проколотыми иглой. Жир удаляют интенсивным встряхиванием ртути с 5-процентным раствором едкого натра, с последующим промыванием водой, спиртом и снова водой. От примеси металлов ртуть отмывают слабой азотной кислотой или смесью равных объемов 10-процентпой азотной кислоты и 2-процентного раствора хромпика.  [1]

Механические примеси играют роль плавней и в зависимости от химической природы и количества более или менее сильно понижают огнеупорность глин. От каолинов огнеупорные и тугоплавкие глины отличаются большей дисперсностью и менее ясно выраженным кристаллическим строением. Как правило, они имеют очень высокую пластичность. В естественном состоянии могут быть окрашены в разнообразные цвета, но после обжига окраска огнеупорных глин становится белой, сероватой или светло-желтой.  [2]

Механические примеси увеличивают износ деталей двигателя и отложение нагара. Поэтому при хранении, транспортировке и заправке автомобилей необходимо принимать все меры, предотвращающие загрязнение и обводнение бензина.  [3]

Механические примеси и в о д а в дизельном топливе недопустимы.  [4]

Механические примеси и вода в моторном масле недопустимы.  [5]

Механические примеси увеличивают износ деталей, нага-рообразование и засоряют масляный фильтр.  [6]

Механические примеси удаляются фильтрованием. Устранение различных неполадок, вызванных изменением состава электролита, легко достигается соответствующим корректированием электролита по данным анализа. Расслаивание электролита устраняется перемешиванием.  [8]

Механические примеси в виде анодного шлама и других взвесей легко удаляются декантированием или фильтрованием электролита через суконный фильтр. Фильтры из хлопчатобумажных тканей непригодны, так как быстро разрушаются электролитом.  [9]

Механические примеси увеличивают износ деталей, засоряют маслопроводы и маслофильтр. Наличие механических примесей в масле определяется путем фильтрования разбавленной бензином пробы масла и взвешивания фильтра до и после фильтрования. Разница в весе дает представление о количестве механических примесей в масле. В отработавших маслах наличие механических примесей является одним из важнейших показателей, характеризующих загрязненность масла.  [10]

Механические примеси, присутствующие в топливе, засоряют дозирующие устройства карбюратора, нарушают смесеобразование, ухудшают тяговые качества автомобиля и его топливную экономичность. Кроме того, механические примеси являются существенной причиной повышения износов цилиндро-поршневой группы двигателя.  [12]

Механические примеси, попадая на трущиеся детали - подшипники, поршни, поршневые кольца, ускоряют их износ, а наличие-воды в маслах ухудшает их смазывающие качества. Для уменьшения отрицательного действия механических примесей и воды на детали двигателя масло необходимо тщательно-фильтровать и отстаивать в специальных сепараторах, фильтрах и других устройствах как перед подачей его в систему двигателя, так и в процессе работы.  [13]

Механические примеси, содержащиеся в нефтепродуктах, состоят в основном из окислов железа ( ржавчины), песка, углеродистых и волокнистых веществ, Загрязнение топлив механическими примесями объясняется ллохой герметичностью средств хранения и транспортирования для нефтепродуктов и плохой их очисткой перед заливом. Но главной причиной загрязнения нефтепродуктов механическими примесями является отсутствие противокоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров, цистерн, тары и трубопроводов.  [14]

Механические примеси, содержащиеся в нефтепродуктах, состоят в основном из окислов железа ( ржавчины), песка, углеродистых и волокнистых веществ.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

3.4. Содержание механических примесей

Присутствие мехпримесей объясняется условиями залегания нефтей и способами их добычи.

Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и других твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефтей примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры.

В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть высокодисперсных механических примесей коагулирует, выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность.

В ГОСТ 6370-83 приводятся следующие оценки достоверности результатов определения содержания механических примесей при доверительной вероятности 95%:

Таблица № 4

Нормы точности определения массовой доли механических примесей по ГОСТ6370-83

 

Механические примеси, %

Повторяемость, %

Воспроизводимость, %

До 0.01

0.0025

0.005

Св. 0.001 до 0.1

0.005

0.01

Св. 0.1 до 1.0

0.01

0.02

Св. 1.0

0.1

0.20

Массовая доля механических примесей до 0.005% включительно оценивается как их отсутствие.

ГОСТ 9965-76 также устанавливает массовую болю механических примесей в нефтях, которая может быть не более 0.05%.    

3.5. Содержание серы

Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. По химической природе - это соединения сульфидов, гомологов тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений, в некоторых нефтях встречаются сероводород, меркаптаны и дисульфиды.

Меркаптаны или тиоспирты – легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры – нейтральные вещества, нерастворяющиеся в воде, но растворяющиеся в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды – тяжелые жидкости с неприятным запахом, легко растворяющиеся в нефтепродуктах, и очень мало в воде; тиофен – жидкость, не растворяющаяся в воде.

Соединения серы в нефтях, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти не допустимо.

Точность метода определения серы согласно ГОСТ 1437-75 выражается следующими показателями:

cходимость – результаты определения, полученные последовательно одним лаборантом, признаются достоверными (при доверительной вероятности 95%), если расхождение менжду ними не превышает значений, указанных в таблице №5;

воспроизводимость – результаты анализа, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (при доверительной вероятности 95%), если расхождение между ними не превышает значений, указанных в таблице №. 5.

Таблица № 5

Сходимость и воспроизводимость метода определения серы по ГОСТ 1437-75

 

Массовая доля серы, %

Сходимость, %

Воспроизводимость, %

До 1.0

0.05

0.20

Св. 1.0 до 2.0

0.05

0.25

Св. 2.0 до 3.0

0.10

0.30

Св. 3.0 до 5.0

0.10

0.45

studfiles.net

2.2 Описание методики определения механических примесей в нефти

Беззольный бумажный фильтр помещают в весовой стаканчик и высушивают в термостате при температуре 105-1100С до посстоянного веса. Высушенный и охлажденный в эксикаторе фильтр вместе с весовым стаканчиком, закрытым крышкой, взвешивают. Перед проведением работ нефть обезвоживают, пробу испытываемой нефти тщательно перемешивают в течение 5 мин и отвешивают в коническую колбу с широким горлом в количестве 100 г. Навеску нефти растворяют в бензине-растворителе, предварительно нагретом до температуры 40-500С, и взятым, в зависимости от вязкости нефти, от 200 до 400г.

Полученный горячий раствор фильтруют через подготовленный бумажный фильтр, с промыванием остатка на фильтре до тех пор, пока не будет стекать прозрачный и бесцветный фильтрат. Профильтровав всю смесь, несколько раз споласкивают колбу чистым растворителем, пропуская каждый раз ополоски через фильтр. В случае плохой растворимости нефти в бензине-растворителе, его заменяют бензолом.

Фильтр, с промытым остатком, переносят в стаканчик для взвешивания, в котором сушился чистый фильтр, и сушат с открытой крышкой при температуре 105-1100С до постоянной массы. Затем охлаждают в эксикаторе с закрытой крышкой не менее 30 мин, фильтр с высушенным остатком взвешивают и определяют содержание механических примесей Х по формуле (3.1)

Х = , (3.1)

где G1 - масса стаканчика с фильтром и мех. примесями, г;

G2 - масса стаканчика с фильтром, г;

G - навеска нефти, г.

При проведении работ раствор с нефтью необходимо наливать на фильтр осторожно и по стеклянной палочке во избежание потери продукта. Фильтр при этом наполняют раствором не более чем на ¾ его высоты.

Лабораторная работа № 3 Тема: «Определение содержания солей в нефти»

3.1. Основные понятия

Соли, содержащиеся в нефти, оказывают вредное воздействие на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти. Хлориды кальция и магния гидролизуются с образованием соляной кислоты, которая вызывает коррозию эксплуатируемых трубопроводов и оборудования. Соли также накапливаются в остатках переработки нефти, ухудшая условия их дальнейшей переработки. Образующаяся в процессе гидролиза солей соляная кислота является причиной взаимно инициируемой цепной реакции окисления металла в присутствии сероводорода

Fe + h3S = FeS + h3,

FeS + 2HCl = FeCl2+ h3S.

Хлорид железа переходит в водный раствор, а выделившийся сероводород вступает в реакцию с железом. В условиях незначительного присутствия хлористых солей образующаяся защитная пленка из сульфида железа FeS в некоторой степени служит защитой от коррозии.

В соответствии с ГОСТ 9965 -76 нефти, поставляемые с промыслов, по содержанию солей делятся на три группы (табл.3)

Таблица 3

I

II

III

Содержание хлористых солей, мг/л

до 100

до 300

до 1800

Требования, на НПЗ по содержанию хлоридов в нефти, допускают наличие хлористых солей не более 5 мг/л.

studfiles.net

Способ определения содержания механических примесей в нефти

Изобретение относится к области неразрушающего контроля объектов с использованием рентгеновского излучения. Способ основан на измерении концентрации элементов примесей в нефти по поглощению рентгеновского излучения. Особенностью способа является измерение концентрации Fe, Al, Si, образующих с кислородом соответствующие примеси, определяют количество кислорода по закону кратных отношений и определяют количество примесей в нефти. Техническим результатом изобретения является повышение точности измерения.

 

Изобретение относится к измерительной технике, предназначено для определения концентрации механических примесей в нефти и может быть использовано в системах автоматизации процессов добычи, переработки и транспортировки нефти.

Известен способ измерения концентрации механических примесей (Беляков В.Л. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий, М., Недра, 1992 г., стр.122), основанный на предварительном пропускании нефти через фильтрующий элемент, определении путем взвешивания количества механических примесей, образовавшихся на фильтрующем элементе, и определении содержания механических примесей в нефти по отношению взвешенного количества механических примесей, образовавшихся на фильтрующем элементе, к массе контролируемой нефти.

Однако сложный процесс пробоподготовки и большие затраты времени на проведение анализа создают определенные трудности при эксплуатации приборов, реализующих данный способ.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому техническому решению является способ измерения концентрации элементов в нефти, основанный на взаимодействии рентгеновского излучения с контролируемой средой (Техническое описание и инструкция по эксплуатации прибора «Спектрон». Санкт-Петербург, 1996 г.). Недостаток устройства, выбранного в качестве прототипа - сложное аппаратурное оформление и чрезвычайно высокая стоимость,

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение точности измерения.

Технический результат достигается тем, что в известном способе определения содержания механических примесей в нефти, основанном на определении концентрации элементов по поглощению рентгеновского излучения, в отличие от прототипа, определяют концентрации Fe, Al и Si, образующих с кислородом соответствующие примеси, определяют концентрации Са, образующего с углеродом и кислородом соответствующую примесь, определяют с помощью закона кратных отношений количества кислорода, связанного с Fe, Al и Si, а также количества углерода и кислорода, связанных с Са, находят концентрации примесей, образованных с помощью указанных элементов и, суммируя найденные концентрации, определяют искомую концентрацию механических примесей.

В предлагаемом способе используется известный факт, что в нефтях разных месторождений механические примеси содержатся в виде примесей - песка, глинозема, продуктов коррозии, представляющих собой окиси (двуокиси, окислы и т.п.) различных элементов (песок SiO2 - окись кремния, продукт коррозии - окись железа Fe2O3). Поэтому, если измерить концентрации кремния, железа, алюминия, то зная атомную массу индивидуального элемента (в нашем случае - кислорода), образующего с Fe, Al и Si примеси с О, можно будет в соответствии с законом кратных отношений (при образовании вещества элементы в его молекулу входят в количествах, равных или кратных их атомной массе) определить, какое количество измеренного элемента могут связать атомы кислорода. Сказанное в равной степени относится и к случаю, когда, например, в жидкой среде находится известняк Са2Со3. В этом случае можно измерить количество кальция и с учетом формулы определить, сколько углерода С и кислорода О может связать измеренное количество кальция. Следует также отметить, что элементы, образующие соответствующие примеси, как правило, представляют соединения индивидуальных элементов с легким индивидуальным элементом, имеющим малую атомную массу (углерод, кислород), например, когда в жидкой среде находится известняк Са2Со3.

При определении содержания механических примесей в нефти в некоторых жидких средах их состав может быть неизвестен. В этом случае следует предварительно определить состав механических примесей в нефти с помощью лабораторного химического анализа.

Пример

Проверку работоспособности способа производили в следующей последовательности.

Прозрачный сосуд (стеклянную трубу) заполняли исследуемой жидкостью - нефтью с разным процентным содержанием механических примесей. Поочередно измеряли с помощью рентгенофлюоресцентного анализатора концентрации элементов, выполняли операции, приведенные выше в настоящем описании, и определяли искомые значения содержания механических примесей в нефти.

Для оценки погрешности измерений в исследуемых нефтях с разным процентным содержанием механических примесей производили по 11 измерений при температуре нефти 20°С.

Предел основной абсолютной погрешности измерения не превышал 1.5%.

Предел основной абсолютной погрешности, выбранного в качестве базового стандартизованного метода определения содержания механических примесей в нефти, составлял около 10.0%.

Реализация способа позволит повысить точность определения содержания механических примесей в нефти, что, в свою очередь, позволит с большей точностью производить учетные операции при автоматизированном учете нефти.

Предлагаемый способ может найти применение в разных отраслях промышленности.

Способ определения содержания механических примесей в нефти, включающий определение концентрации элементов по поглощению рентгеновского излучения, отличающийся тем, что определяют концентрации Fe, Al и Si, образующих с кислородом соответствующие примеси, определяют концентрацию Са, образующего с углеродом и кислородом соответствующую примесь, определяют с помощью закона кратных отношений количество кислорода, связанного с Fe, Al и Si, а также количества углерода и кислорода, связанных с Са, находят концентрации примесей, образованных с помощью указанных элементов, и, суммируя найденные концентрации, определяют искомую концентрацию механических примесей.

www.findpatent.ru