Олейник Л.Н., Давидан Г.М. Химия и физика нефти и газа - файл n1.doc

Олейник Л.Н., Давидан Г.М. Химия и физика нефти и газа
скачать (71.3 kb.)
Доступные файлы (2):
n1.doc274kb.26.04.2006 19:05скачать
n2.doc47kb.18.04.2006 16:03скачать

n1.doc



Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Омский государственный технический университет»


Химия и физика нефти и газа



Методические указания к лабораторным работам

по разделу «Физические свойства нефти и нефтепродуктов»

Омск 2006

Составители: Л.Н. Олейник, Г.М. Давидан


Печатается по решению редакционно-издательского совета Омского государственного технического университета

Редактор В.А. Маркалева
ИД № 06039 от 12.10.01.
Свод. темплан 2006 г.
Подписано в печать 24.04.06. Формат 60x84 1/16. бумага офсетная.

отпечатано на дупликаторе. Усл. печ. л. 2,0. уч.-изд. л. 2,0.

Тираж 200. заказ 388.

Издательство ОмГТУ, 644050, Омск, пр-т Мира, 11.

Типография ОмГТУ
Целью настоящих методических указаний является приобретение навыков определения плотности, вязкости, содержания воды и фракционного состава нефтей и нефтепродуктов, сопоставления полученных результатов с требованиями ГОСТ.

Методические указания разработаны в соответствии с программой курса «Химия и физика нефти и газа» с учетом действующих государственных стандартов на методы испытания нефтепродуктов [1–3].

ОСНОВНЫЕ ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ


  1. К работе допускаются студенты, прошедшие инструктаж по технике безопасности.

  2. Приступать к работе можно только с разрешения преподавателя.

  3. Запрещается оставлять рабочее место без присмотра.

  4. На рабочем месте необходимо соблюдать чистоту и порядок, не загромождать посторонними предметами.

  5. В лаборатории запрещается пользоваться открытыми электроплитками и газовыми горелками.

  6. Разрешается пользоваться лишь исправными нагревательными устройствами. В случае их неисправности немедленно сообщить об этом преподавателю.

  7. Нагревательные приборы следует помещать на керамические плитки или другие изоляционные материалы.

  8. Наливать нефтепродукты нужно в специально отведенном месте на поддоне.

  9. Отработанные нефтепродукты и реактивы следует сливать в специаль­ные сосуды, находящиеся в вытяжном шкафу.

  10. При розливе нефтепродукта немедленно выключить электронагревательные приборы и убрать пролитую жидкость, засыпав ее песком.

  11. Не допускать попадания нефтепродуктов на нагревательные элементы и другие части приборов.

  12. Загоревшиеся нефтепродукты следует тушить песком, кошмой или струей из огнетушителя.


ОБЩИЕ ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ

ЛАБОРАТОРНЫХ РАБОТ




Правила работы в лаборатории




Лаборатория «Химия и физика нефти и газа » относится к химическим лабораториям с повышенной опасностью, так как в ней одновременно выполняют различные работы с применением горючих, взрывоопасных и токсичных веществ. Поэтому незнание правил по технике безопасности, несоблюдение этих правил, невнимательность, неаккуратность или неосто­рожность в работе могут привести к тяжелым несчастным случаям: взрывам, пожарам, отравлениям, ожогам и т.п.


Для работы в лаборатории допускаются только те студенты, которые изучили, твердо усвоили и успешно сдали зачет преподавателю по правилам техники безопасности работы в химической лаборатории. Отметка о сдаче студентом зачета производится в специальном журнале, проставляются дата и подпись преподавателя, принявшего зачет.

После сдачи зачета по правилам техники безопасности и получения от преподавателя задания на выполнение одной из работ лабораторного практикума студент обязан:

• внимательно изучить методику проведения и меры предосто­рожности при выполнении данной работы;

• собрать установку, проверить правильность сборки и герметичность всех соединений. Если установка работает под атмосферным давлением, то убедиться в свободном сообщении ее с атмосферой;

• показать установку преподавателю, сдать зачет по методике проведения и мерам предосторожности при выполнении данной работы и получить разрешение на выполнение полученного задания;

• получить у лаборанта все необходимые реактивы и приступить к выполнению работы. Если для выполнения работы необходим сжатый или сжиженный газ из баллона, то студент должен открывать и закрывать баллон только в присутствии преподавателя, зав. лабораторией или лаборанта;

• внимательно наблюдать за работой установки (прибора), регули­ровать параметры процесса на заданном уровне (категорически запрещается оставлять работающие установки и приборы без присмотра!);

• поддерживать на рабочем месте чистоту и порядок, а после выполнения работы привести в порядок установку (прибор), посуду и получить в лабораторном журнале визу лаборанта;

• выяснить все неясные вопросы, которые возникают при выполнении лабораторной работы, только у преподавателя.

Новое задание студент получает после сдачи преподавателю результатов предыдущей работы и теоретического материала к следующей работе.

Отчет о выполнении лабораторных работ



Основным документом, по содержанию которого студент отчитывается о выполнении лабораторной работы, является лабораторный журнал. Поэтому перед началом работы в лаборатории каждый студент обязан подготовить лабораторный журнал и подписать его с указанием кафедры, назначения журнала и кому он принадлежит. В качестве лабораторного журнала можно использовать тетрадь в клетку.

Записи в лабораторном журнале ведутся в следующем порядке:

• записывается порядковый номер лабораторной работы, дата, время начала и название работы;

• цель лабораторной работы;

• схема установки (прибора), на которой должна быть выполнена лабораторная работа, аккуратно вычерчивается с соблюдением пропорций между частями установки, все элементы установки нумеруются, и названия их записываются под схемой с теми же номерами;

• описывается порядок проведения лабораторной работы;

• записываются результаты измерений и расчеты;

• по итогам выполненной работы проводится сопоставление резуль­татов анализа с техническими нормами.
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 1

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ



Цель работы
Плотность – масса вещества в единице его объема, кг/м3. Плотность необходима для расчета массы продукта, удель­ной рефракции и других по­казателей, характеризующих химический состав и свойства нефтепродуктов. Плотность является нормируемым показате­лем качества для некоторых нефтепродуктов.

Для нефти и нефтепродуктов определяют относительную плотность p420, представляющую отношение плот­ности нефтепродукта при 20 °С к плотности воды при 4 °С, является безразмерной величиной. Поскольку плотность воды при 4 °С равна 1 г/см3, относительная плотность численно рав­на абсолютной.

Плотность нефти и нефтепродуктов уменьшается с повы­шением температуры нагрева. Изменение ее в зависимости от температуры подчиняется линейному закону, предложенному Д. И. Менделеевым:
4t = 420 – а(t – 20), (1)

где 4t – относительная плотность нефтепродукта при задан­ной температуре;

420 – относительная плотность нефтепродукта при стан­дартной температуре (20 оС);

а – поправка на изменение плотности при изменении тем­пературы на один градус (табл. 1).

Таблица 1

Средние температурные поправки при определении плотности нефтепродуктов


420

а

420

а

0,6900 – 0,6999

0,000910

0,8500 – 0,8599

0,000699

0,7000 – 0,7099

0,000897

0,8600 – 0,8699

0,000686

0,7100 – 0,7199

0,000884

0,8700 – 0,8799

0,000673

0,7200 – 0,7299

0,000870

0,8800 – 0,8899

0,000660

0,7300 – 0,7399

0.000857

0,8900 – 0,8999

0,000647

0,7400 – 0,7499

0,000844

0,9000 – 0,9099

0,000633

0,7500 – 0,7599

0,000831

0,9100 – 0,9199

0,000620

0,7600 – 0,7699

0,000818

0,9200 – 0,9299

0,000607

0,7700 – 0,7799

0,000805

0,9300 – 0,9399

0,000594

0,7800 – 0,7899

0,000792

0,9400 – 0,9499

0,000581

0,7900 – 0,7999

0,000778

0,9500 – 0,9599

0,000567

0,8000 – 0,8099

0,000765

0,9600 – 0,9699

0,000554

0,8100 – 0,8199

0,000752

0,9700 – 0,9799

0,000541

0,8200 – 0,8299

0,000738

0,9800 – 0,9899

0,000522

0,8300 – 0,8399

0,000725

0,9900 – 1,0000

0,000515

0,8400 – 0,8499

0,000712

-

-

Порядок выполнения работы
ГОСТ 3900-85 [4] устанавливает методы определения плотности нефти и нефтепродуктов с помощью ареометра (нефтеденсиметра) и пикнометра.
Определение плотности ареометром
Выдержите пробу испытуемого нефтепродукта при темпе­ратуре окружающей среды.

Установите цилиндр на ровной поверхности. Диаметр ци­линдра должен быть, по крайней мере, в 2 раза больше диа­метра широкой части ареометра.

Налейте в цилиндр пробу испытуемого нефтепродукта. Определите его темпера­туру. Она должна быть равна темпера­туре окружающей среды.

Осторожно опустите сухой чистый ареометр (рис. 1) в цилиндр с испытуемым продуктом. Придерживайте ареометр за верхний конец и не допускайте смачи­вания части стержня, расположенной выше уровня погружения ареометра.

Отсчитайте показания по верхнему краю мениска (г/см3), когда ареометр установится, и прекратятся его колеба­ния. Найдите плотность испытуемого неф­тепродукта при 20 °С [4, с. 7], если температура окружающей среды отличается от 20 °С.



Рис. 1. Ареометр:

1 – ареометр; 2 – тер­мометр; 3 – цилиндр
Определение плотности пикнометром
Определите массу m1 в граммах сухого чистого пикнометра (рис. 2). Заполните пикно­метр дистиллированной водой выше метки с помощью пипетки.

Закройте пикнометр пробкой и термостатируйте при температуре 20 °С в течение 30 мин.

Удалите избыток влаги с помощью пипетки или фильтровальной бумаги так, чтобы верхний край мениска установился на уровне метки. Вы­трите пикнометр снаружи.

Определите массу в граммах пикнометра с водой m2.

Вычислите «водное число» пикнометра – мас­су воды в объеме пикнометра при 20 °С mв:
mВ m2 m1. (2)

Вылейте воду из пикнометра, промойте его спиртом или ацетоном, высушите.

Заполните пикнометр испытуемым нефтепродуктом с по­мощью пипетки выше метки, стараясь не задеть стенки пикнометра, не допуская образования пузырьков.


Рис. 2. Пикнометр
Закройте пикнометр пробкой и термостатируйте при 20 оС не менее 30 мин.

Удалите избыток нефтепродукта пипеткой или фильтро­вальной бумагой.

Установите уровень по верхнему краю ме­ниска.

Определите массу пикнометра с нефтепродуктом m3 в граммах.

Вычислите относительную плотность нефтепродукта (2020):
2020 = ( m3 –- m1 ) /mВ (3)
где 2020 – относительная плотность нефтепродукта при 200С;

m3 – масса пикнометра с нефтепродуктом, г;

m1 – масса сухого чистого пикнометра, г;

mB – «водное число» пикнометра, г;

По табл. 2 определите абсолютную плотность воды при температуре испытания ? В20 , г/см3.

По табл. 3 определите поправку к плотности Cд, если дав­ление отличается от 101,3 кПа.

Таблица 3

Поправки к плотности, определенной при атмосферном давлении,

отличном от 101,3 кПа

(m3 – m1)/mB

Поправка*,

г/см3 (Cд)

(m3 – m1)/mB

Поправка*,

г/см3 (Cд)

0,60

0,00048

0,80

0,00024

0,61

0,00047

0,81

0,00023

0,62

0,00046

0,82

0,00022

0,63

0,00044

0,83

0,00020

0,64

0,00043

0.84

0,00019

0,65

0,00042

0,85

0,00018

0,66

0,00041

0,86

0,00017

0,67

0,00040

0,87

0,00016

0,68

0,00038

0,88

0,00014

0,69

0,00037

0,89

0,00013

0,70

0,00036

0,90

0,00012

0,71

0,00035

0,91

0,00011

0,72

0,00034

0,92

0,00010

0,73

0,00032

0,93

0,00008

0,74

0,00031

0,94

0,00007

0,75

0,00030

0,95

0,00006

0,76

0,00029

0,96

0,00005

0,77

0,00028

0,97

0,00004

0,78

0,00026

0,98

0,00002

0,79

0,00025

0,99

0,00001

* Данную поправку применяют при атмосферном давлении 93,3–104,0 кПа.
Вычислите абсолютную плотность нефтепродукта ?, по формуле
? = ?2020 * ? В20 + СД, (4)
где ? – абсолютная плотность нефтепродукта, г/см3 ;

2020 – относительная плотность нефтепродукта при 20 єС;

?В20 – абсолютная плотность воды при температуре испытания, г/см3;

СД – поправка к плотности, г/см3;
Если давление больше 101,3 кПа, то СД суммируйте с про­изведением ?2020 ∙? В20 , а если меньше – вычитайте.
Контрольные вопросы
1. Что называют абсолютной и относительной плотностью?

2. Каково практическое значение плотности нефти?

3. Как изменяется плотность с изменением температуры и давления?

4. Каково значение плотности нефтей и нефтепродуктов для характе­ристики их химического состава?

5. Каковы методы определения плотности нефтей и нефтепродуктов?

6. Каковы примерные пределы плотностей для нефтей и различных нефтепродуктов?

7. Каков порядок определения плотности ареометром, пикнометром?

8. Как определить плотность газов?

9. Как рассчитать плотность газа при стандартных и отличных от стандартных условиях?

10. Как рассчитать плотность смеси, если известны плотности компо­нентов и их соотношение (объемное, массовое, мольное)?
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 2
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЯЗКОСТИ
Цель работы
Вязкость характеризует прокачиваемость нефтей и нефтепродуктов, поведение смазочных масел в двигателях и меха­низмах, распыляемость дизельных топлив.

Вязкость нефтепродуктов зависит от их фракционного и химического состава, температуры нагрева. Чем выше темпе­ратура выкипания нефтепродукта, тем больше его вязкость. При одинаковых условиях и числе углеродных атомов в моле­куле вязкость ароматических и нафтеновых углеводородов больше чем алкановых. С увеличением температуры нагрева вязкость жидкости уменьшается, а газа увеличивается. Повышение давления приводит к увеличению вязкости неф­тепродуктов.

Различают динамическую, кинематическую и условную вяз­кость. Размерность динамической вязкости в системе СИ паскаль в секунду. Размерность кинематической вязкости, т. е. отно­шения динамической вязкости к ее плотности при одной и той же температуре, в системе СИ квадратный метр в секунду.

В существующих ГОСТ на нефтепродукты кинематическая вязкость нормируется в миллиметрах квадратных в секунду.

(1 мм2/с= 10-6м2/с= 1сСт).

Определение кинематической вязкости заключается в ус­тановлении времени истечения определенного объема испыту­емого нефтепродукта через капилляр вискозиметра, для кото­рого заранее установлена его постоянная. Кинематическую вязкость ? в миллиметрах квадратных в секунду, вычисляют по формуле
? = С?, (1)
где С – постоянная вискозиметра, мм2/ с2;

? – время истечения испытуемого нефтепродукта, опреде­ляемое как среднеарифметическое по трем-пяти измерени­ям, с.
Прибор для определения кинематической вязкости
Чаще всего для определения кинематической вязкости ис­пользуют вискозиметр типа ВПЖ (рис. 1). Изменение вязкости смазочных масел в зависимости от температуры имеет исключительно большое значение при эксплуатации механизмов в широком интервале температур. Для характеристики вязкостно-температурных свойств сма­зочных масел предложены различные показатели: индекс вяз­кости, отношение вязкостей v50/v100, температурный коэффи­циент вязкости. Чем меньше меняется вязкость смазочного масла в зависимости от температуры, тем выше его индекс вязкости и тем выше его качество. Индекс вязкости зависит от углеводородного состава смазочного масла. Наибольшим индексом вязкости обладают парафиновые углеводороды, а на­именьшим полициклические – ароматические углеводороды с короткими боковыми цепями. Индекс вязкости смазочных масел находит­ся в пределах 80–120 пунктов.

а б
Рис. 1. Вискозиметры типа ВПЖ-2 (а)

и ВПЖ-4 (Пинкевича) (б):

1,2 – колено; 3 – трубка; 4 – расширение
Для определения индекса вязкости необходимо экспери­ментально определить кинема­тическую вязкость испытуемо­го масла при двух температурах: 40 или 50 и 100 °С, вос­пользоваться таблицами или номограммами [6,7.]. Условную вязкость определяют для сравнительной оценки высоковязких нефтепродуктов, например котель­ных и газотурбинных топлив. Под условной вязкостью пони­мают отношение времени ис­течения из вискозиметра типа ВУ (рис. 2) 200 мл испытуе­мого нефтепродукта при температуре испытания ко време­ни истечения такого же коли­чества дистиллированной во­ды при температуре 20 °С. Ус­ловная вязкость исчисляется в условных градусах.
Порядок выполнения работы
Кинематическую вязкость нефтепродуктов определяют по ГОСТ 33-82 [5]. Настоящим методом можно определить ки­нематическую вязкость нефтепродуктов в пределах 0,6 – 3000 мм2/с.

Условную вязкость определяют по ГОСТ 6258-85 [9].

Определение кинематической вязкости

Налейте испытуемый нефтепродукт в химический стакан объемом 50– 100 мл.

Наденьте резиновую трубку с грушей на отводную трубку 3 вискозиметра (см. рис. 1).

Зажмите пальцем колено 2 и переверните вискозиметр, опустив колено 1 в сосуд с нефтепродуктом, заполните его с помощью резиновой груши до метки вискозиметра М2. Сле­дите за тем, чтобы не образовались пузырьки воздуха. В тот момент, когда уровень нефтепродукта достигнет метки М2, выньте вискозиметр из сосуда и быстро переверните его в нормальное положение.

Снимите резиновую трубку с отвода 3 и наденьте на колено 1.

Установите вискозиметр в термостат так, чтобы расшире­ние 4 было ниже уровня жидкости в термостате.

Выдержите вискозиметр в термостате в течение 15 мин.

Заполните колено 1 нефтепродуктом примерно до 1/3 рас­ширения 4.

Снимите резиновую трубку с вискозиметра.

Определите время истечения нефтепродукта от метки M1 до М2 с помощью секундомера.

Повторите измерения. Наименьшее число измерений зави­сит от времени истечения нефтепродукта и должно быть сле­дующим:

время истечения от 200 до 300 с — пять измерений;

время истечения от 300 до 600 с — четыре измерения;

время истечения свыше 600 с — три измерения.

Вычислите среднее арифметическое время истечения неф­тепродукта из вискозиметра ? с точностью до 0,1 с.

Из паспорта вискозиметра возьмите постоянную С, мм22; и вычислите кинематическую вязкость испытуемого нефтепро­дукта ?, мм2/с по формуле (5).

Определение условной вязкости



Рис. 2. Вискозиметр для определения условной вязкости:

1 – баня с электрообогревом; ,2 – ла­тунный резервуар; 3 – термометр;

4 – стержень; 5 – штифты; 6 – выходное отвер­стие; 7 – треножник;

8 – колба; 9 – установочные винты

Вискозиметр для определения условной вязкости показан на рис. 2. Он состоит из латунного резервуара 2 с калиброван­ным отверстием в дне, служащим для истечения испытуемого нефтепродукта. Резервуар помещен в жидкостную баню 1 и имеет крышку с двумя отверстиями. В одно отверстие встав­ляется термометр 3, а в другое – деревянный стержень 4, с по­мощью которого закрывается выходное отверстие в резервуа­ре. Внутри резервуара на равном расстоянии от дна прикреп­лены три заостренных и изогнутых под прямым углом штиф­та. Эти штифты служат указателями уровня нефтепродукта, заливаемого в вискозиметр. По ним же судят о горизонталь­ности положения прибора.

В бане имеется мешалка. Температура жидкости в бане измеряется вторым термометром. Весь прибор устанавливает­ся на треножнике 7, на ножках которого имеются установочные винты 9.

При определении вязкости при температуре до 80 °С в бане используют дистиллированную воду, при необходимости нагрева до 100 °С — масло или глицерин.

Опустите конец стержня 4 в выходное отверстие сухого чистого вискозиметра.

Залейте дистиллированную воду, имеющую температуру 20 °C, в резервуар 2 до уровня, при котором острие каждого из трех штифтов едва выступает над поверхностью воды.

Заполните водой с той же температурой водяную баню 1 до расширенной верхней части внутреннего резервуара. До­бейтесь горизонтальной установки прибора, контролируя по­ложение трех штифтов.

Поставьте колбу 8 под вискозиметр. Убедитесь, что темпе­ратура в бане 1 и резервуаре 2 равна (20±0,5) °С.

Поднимите стержень и одновременно пустите секундомер. Вода из резервуара вытекает в колбу.

Остановите секундомер в момент, когда нижний край ме­ниска достигнет кольцевой метки «М» на колбе, что соответ­ствует вместимости 200 см3.

Повторите измерение 4 раза. Если результаты измерений отличаются от среднего арифметического не более, чем на 0,5 с, среднее арифметическое записывают как водное число вискозиметра Т20в, с. Оно должно быть от 50,0 до 52,0 с.

Осторожно с помощью фильтровальной бумаги просушите резервуар 2.

В выходное отверстие опустите конец стержня 4.

Поднимите температуру в бане на (0,5±1) °С выше темпе­ратуры, заданной для определения вязкости.

Подогрейте испытуемый нефтепродукт до температуры на 1 °С выше заданной для определения.

Залейте в резервуар 2 испытуемый нефтепродукт до ука­зателя уровня.

Закройте вискозиметр крышкой с термометром, под выход­ное отверстие поставьте сухую чистую колбу.

Выдержите вискозиметр в течение 5 мин и убедитесь, что температура в водяной бане 1 и резервуаре 2 поддерживается на уровне заданной ±0,5 °С.

Непрерывно помешивайте нефтепродукт, осторожно вра­щая вокруг стержня крышку прибора.

После достижения в резервуаре 2 заданной температуры выждите 5 мин.

Выньте стержень 4, пустите одновременно секундомер.

Остановите секундомер, когда нефтепродукт дойдет до метки «М», соответствующей 200 см3 (пена в расчет не принима­ется).

Определение повторите дважды. Вычислите среднее ариф­метическое время истечения нефтепродукта ?t, с.

Вычислите условную вязкость испытуемого нефтепродукта ВУt, (в условных градусах) по формуле:

ВУt = ?t / ?В20 (6)

где ?t – время истечения из вискозиметра 200 мл испытуемого нефтепродукта при температуре испытания tє, с;

?В20 – водное число вискозиметра, с.

Контрольные вопросы

1. Что характеризует вязкость нефти и нефтепродуктов?

2. Как зависит вязкость нефти и нефтепродуктов от температуры, от фракционного и химического состава?

3. Какие виды вязкости существуют? Дать определение каждому виду вязкости.

4. Что такое индекс вязкости? Как он определяется?

5. Последовательность определения кинематической вязкости. Приборы для определения кинематической вязкости.

6. Что из себя представляет вискозиметр для определения условной вязкости? Порядок определения условной вязкости.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 3
КОЛИЧЕСТВЕННОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТИ
Цель работы
Целью лабораторной работы является определение со­держания воды в нефти.

Вода – постоянный спутник нефти. Она плохо раство­ряется в нефти и нефтепродуктах, при перемешивании обра­зует с ними эмульсии. Стойкость эмульсий в большей мере зависит от размеров частиц воды, которая в нефтяных эмульсиях обычно является дисперсной фазой. Крупные час­тицы легко соединяются между собой, что позволяет отде­лять воду отстаиванием. Частицы воды величиной меньше 1∙10-6 м образуют весьма стойкие эмульсии, особенно под влиянием эмульгаторов, и поэтому полное удаление воды достигается только на установке обессоливания и обезвоживания нефти. Смолистые вещества, сернистые соединения, нафтеновые кислоты и их соли играют роль эмульгаторов.

Значительно меньше воды содержится в нефтепродуктах. Большинство из них по отношению к воде обладают ничтож­ной растворяющей способностью. Присутствие воды в бен­зинах, реактивных и дизельных топливах, смазочных мас­лах нежелательно, по техническим нормам в большинстве случаев недопустимо. Присутствие воды в моторных топли­вах приводит к снижению их теплотворной способности, за­сорению карбюраторов, закупорке распыляющих форсунок. При низких температурах кристаллики льда забивают топ­ливные фильтры, что может служить причиной аварии при эксплуатации двигателей. Вода в масле усиливает его склон­ность к окислению, а также ускоряет процесс коррозии ме­таллических деталей, соприкасающихся с маслом.

Вода содержит в растворенном виде соли, состав кото­рых меняется в зависимости от месторождения. В буровой воде содержатся в основном хлориды калия, натрия, маг­ния, кальция и железа, реже сульфаты и карбонаты, а иног­да присутствуют бромиды и иодиды. Эти соли вместе с во­дой попадают в нефть и осложняют ее переработку. Так хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Сырая нефть перед переработкой подвергается обессоливанию и обезвоживанию. Содержание воды в нефти, поступающей на переработку, не должно превышать 0,1% масс, солей 5 мг/л.

В качестве стандартного метода количественного опреде­ления воды в нефти и нефтепродуктах у нас в стране принят спо­соб Дина и Старка (ГОСТ 2477-65) [1].


Описание прибора

Аппарат для количественного определения содержания воды в нефтях и нефтепродуктах показан на рис. 1. Он со­стоит из колбы 1, приемника-ловушки 2 и обратного холодиль­ника 3.



Рис. 1. Аппа­рат для коли­чественного определения содержания воды

в нефтях и нефте­продуктах:

1 – колба; 2 – приемник-ловушка; 3 – холодильник

Порядок выполнения работы

1. Возьмите склянку, заполненную нефтью не более чем на ѕ, хорошо перемешайте в течение 5 мин. Вязкие и парафинистые нефти предварительно нагрейте до 40 – 50 °С.

2. При содержании воды в нефти до 10 % масс возьмите навеску нефти (100± 1) г в круглодонную колбу 1 (см. рис. 1).

3. Отмерьте цилиндром 100 см3 растворителя, в качестве растворителя применяется бензин-растворитель БР-1 (фр. 85–120 °С). Прилейте в колбу к испытуемой нефти растворитель, тщательно перемешайте содержимое колбы.

4. Поместите в колбу несколько ку­сочков фарфора или капилляров.

5. Соберите аппарат.

6. Подайте воду в холодильник, верх­ний конец холодильника неплотно за­кройте ватным тампоном во избежание конденсации атмосферной влаги внутри трубки холодильника.

7. Включите электронагреватель.

8. Нагрейте содержимое колбы до кипения и далее ведите перегонку так, чтобы из холодильника в приемник-ло­вушку падали 2–4 капли в 1 с.

9. Прекратите нагрев как только объ­ем воды в приемнике-ловушке переста­нет увеличиваться, и верхний слой раст­ворителя будет совершенно прозрач­ным.

Время перегонки должно быть не ме­нее 30 и не более 60 мин.

10. Сбейте оставшиеся на стенках трубки холодильника капельки воды в приемник-ловушку стеклянной палочкой или металлической проволокой.

11. Охладите всю систему до комнатной температуры.

12. Разберите аппарат и стеклянной палочкой или прово­локой сбейте капельки воды со стенок приемника-ловушки.

Если в приемнике-ловушке собралось небольшое количе­ство воды (до 0,3 см3) и растворитель мутен, то приемник-ловушку поместите на 20 – 30 мин в горячую воду для ос­ветления и снова охладите до комнатной температуры.

13. Запишите объем воды, собравшейся в приемнике-ло­вушке, с точностью до одного деления.

14. Проведите подсчет результатов.

Массовое содержание воды и нефти (х, % масс.) вычис­лите по формуле;

x = ( V ∙ ?В / G) ∙ 100, ( 1 )

где V – объем воды, собравшейся в приемнике-ловушке, см3;

?В – плотность воды при температуре воздуха, г/см3 (?В =1 г/см3);

G – навеска нефти, г.

Объемное содержание воды в нефти (х1, % об.) вычислите по формуле;

х1 = ( V ∙ ?Н / G) ∙ 100, (2 )

где V — объем воды, собравшейся в приемнике-ловушке, см3;

?Н — плотность нефти, г/см3;

G — навеска нефти, г.

Количество воды в приемнике-ловушке 0,03 см3 и менее считается следами.

Если в нижней части приемника-ловушки не видно ка­пель, то считается, что вода в нефти отсутствует.

В случае проведения параллельных испытаний расхожде­ние между двумя параллельными результатами не должно превышать одного верхнего деления, занимаемого водой.

Контрольные вопросы

1. Как готовят образец нефти к определению в нем содержания во­ды?

2. Сколько нефтепродукта необходимо загрузить в колбу для коли­чественного определения воды при содержании последней до 10%?

3. Сколько растворителя и с какой целью добавляют в колбу с неф­тепродуктом?

4. Какова последовательность работы при определении содержания воды в нефти?

5. Каковы причины присутствия воды в нефтях? Каковы требования к нефти по содержанию воды?

6. Как влияет присутствие воды в нефтях на их транспортировку, хранение и первичную переработку?

7. Какие применяют способы обезвоживания нефти?

8. С какой целью в нефть добавляют воду при подготовке ее к переработке?
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 4.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
Цель работы
Под фракционным составом обычно понимают темпера­туры выкипания определенного количества (% об.) нефте­продукта, начала и конца его кипения.

Фракционный состав моторных топлив имеет очень важ­ное эксплуатационное значение, так как характеризует их испаряемость в двигателях и давление паров при различных температурах.

Топливо для карбюраторных двигателей должно иметь такую испаряемость, которая обеспечила бы легкий запуск двигателя при низких температурах, быстрый его прогрев, хорошую приемистость к переменам режима и равномерное распределение топлива в камере сгорания. Однако чрезмер­ное облегчение фракционного состава, особенно для авиа­ционных топлив, может привести к образованию газовых пробок в топливоподающей системе и прекращению подачи топлива в камеру сгорания.

Топливо для воздушно-реактивных двигателей должно отличаться хорошей испаряемостью и полнотой сгорания; вместе с тем, на больших высотах не должно идти образо­вание паровых пробок.

Дизельное топливо также должно хорошо испаряться и образовывать равномерную смесь с воздухом после впрыска его в камеру сгорания. Топливо облегченного фракционного состава быстрее испаряется, что благоприятнее для смесе­образования в двигателе, особенно быстроходном. Однако это ухудшает воспламеняемость топлива, поэтому для ди­зельных топлив нормируется минимальный предел выкипа­ния 10%. Рассмотрим значение фракционного состава для работы карбюраторных двигателей.

Температура начала кипения и особенно температура выкипания 10% объема топлива (tє10%) характеризуют пусковые свойства бензина. Чем ниже эта температура, тем больше в топливе низкокипящих углеводородов, тем легче запустить холодный двигатель. Вместе с этим возрастает опасность образования паровых пробок в топливоподающей системе.

Температура выкипания 50% объема топлива (tє50%) оказывает решающее влияние на быстроту прогрева запу­щенного на холоде двигателя, на расход топлива для про­грева. Чем ниже tє50%, тем быстрее двигатель прогревается, тем меньше расход топлива, облегчается переход с одного режима на другой.

Полнота испарения бензина характеризуется температу­рами выкипания 90, 97 – 98% объема топлива и концом ки­пения. При повышении этих температур уменьшается пол­нота испарения топлива, что влечет за собой неравномер­ность распределения его в цилиндрах двигателя, разжиже­ние смазки, увеличение расхода топлива и масла.

Определение фракционного состава моторных топлив по ГОСТ 2177-99 [1] проводится при атмосферном давлении в перегонном аппарате Энглера путем постепенного испарения без ректификации.

Описание прибора

Аппарат для определения фракционного состава (рис. 1) состоит из колбы Вюрца, колбонагревателя, погружного конденсатора-холодильника, измерительного цилиндра.


2


1

3

4

5

6

Рис 1. Аппарат для определения фракционного состава светлых

нефтепродуктов:

1 – колба Вюрца; 2 – термометр; 3 – кожух; 4 – колбонагреватель;

5 – холодильник; 6 – ванна; 7 – измерительный цилиндр на 100 см3
Порядок выполнения работы
1. Отмерьте цилиндром 100 см3 испытуемого нефтепро­дукта и перенесите его в чистую сухую колбу Вюрца.

2. Вставьте в шейку колбы на хорошо пригнанной пробке термометр с градуировкой от 0 до 360 °С. Ось термометра должна совпадать с осью шейки колбы, а верх ртутного ша­рика должен находиться на уровне нижнего края отводной трубки в месте ее припая.

3. Поместите колбу в колбонагреватель и соедините от­водную трубку колбы с трубкой холодильника при помощи пробки. Отводная трубка колбы должна входить в трубку холодильника на 25–40 мм и не касаться ее стенок.

4. Закройте кожухом колбу.

5. При разгонке бензинов заполните ванну холодильника льдом и залейте водой, поддерживая температуру от 0 до 5 °С. При разгонке более высококипящих нефтепродуктов проводите охлаждение проточной водой, подавая ее через нижний патрубок и отводя через верхний.

6. Поставьте мерный цилиндр под нижний конец трубки холодильника так, чтобы она входила в цилиндр не менее чем на 25 мм, но не ниже метки 100. Закройте ватой отвер­стие цилиндра.

7. Включите колбонагреватель, регулируя интенсивность нагрева так, чтобы время падения первой капли бензина в цилиндр было не менее 5 и не более 10 мин (для более тяже­лых нефтепродуктов от 10 до 15 мин).

8. Отметьте температуру, при которой в цилиндр упала первая капля, как температуру начала кипения.

9. Обеспечьте скорость перегонки 4–5 см3/мин (20–25 капель за 10 с).

10. Записывайте температуры, соответствующие выкипа­нию 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 98% объема нефтепро­дукта.

11. Обогрев выключите в тот момент, когда в цилиндре объем станет равным 98 см3.

12. После охлаждения до (20±3) °С содержимого колбы ус­тановите объем остатка.

13. Разность между 100 см3 и суммой объема дистиллята и остатка запишите как потери при перегонке.

14. На основании результатов разгонки постройте кривую ГОСТ в координатах «выход, % об. — t °С»
Контрольные вопросы
1. Дайте определение показателя качества нефтепродукта «фракционный состав».

2. Каково устройство прибора, порядок определения фракционного состава?

3. Как влияет фракционный состав на эксплуатационные свойства бензинов, реактивных и дизельных топлив? Требования ГОСТ.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА№ 5
УСКОРЕННЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СЕРЫ
Цель работы
Целью работы является определение содержания общей серы в нефтепродуктах методом сжигания в трубке. Метод заключается в сжигании навески нефтепродукта при 900 – 950 єС в токе воздуха в кварцевой трубке, улавливании образующихся оксидов серы подкисленным раствором перекиси водорода и объемном определения серы по количеству образовавшейся серной кислоты в поглотительном растворе.

Для нефтепродуктов серусодержащие соединения являются очень вредной примесью. Они токсичны, придают нефтепродуктам неприятный запах, вредно отражаются на антидетонационных свойствах бензинов, способствуют смолообразованию в крекинг-продуктах и, главное, вызывают коррозию металлов. Наиболее опасны в этом отношении самые агрессивные серусодержащие соединения – сероводород, низшие меркаптаны, а также элементная сера, которые активно разрушают металлы, особенно цветные. Поэтому присутствие этих веществ крайне нежелательно и для большинства нефтепродуктов недопустимо. Но и остальные серусодержащие соединения – сульфиды, тиофаны, тиофены – могут в определенных условиях вызывать коррозию.

Описание прибора


Аппарат для сжигания навески нефтепродукта изображен на рис. 1. Он состоит из промывных склянок 1–3, которые служат для очистки воздуха, кварцевой трубки 4, лодочки для навески 5, электропечи 6, соединительного кварцевого колена 7, абсорбера 8, трубки к вакуум-насосу 9.




Рис. 1. Схема прибора для определения серы методом сжигания в трубке:

1 – промывная склянка с раствором KМnO4; 2 – промывная склянка с 40 %-ым

раствором NaOH; 3 – промывная склянка с ватой; 4 – кварцевая трубка; 5 – лодочка для навески; 6 – электропечь; 7 – соединительное кварцевое колено;

8 – абсорбер; 9 – трубка к вакуумному насосу.

Порядок выполнения работы
1. Собирают систему для очистки воздуха (рис.1). Для этого первую склянку заполняют приблизительно на половину объема 0,1М раствором марганцовокислого калия, вторую – 40%-ым раствором едкого натра и третью – ватой и соединяют их последовательно резиновой трубкой.

2. В абсорбер наливают 150 мл дистиллированной воды, 5 мл пероксида водорода и 7 мл 0,02 н. раствора серной кислоты. Приемник закрывают резиновой пробкой, снабженной кварцевым коленом и отводной трубкой. Колено присоединяют при помощи шлифа к кварцевой трубке, которую устанавливают горизонтально в печи. Другой конец трубки закрывают резиновой пробкой и через боковой отросток присоединяют к очистительной системе, соединенной с приспособлением для нагнетания воздуха.

3. Перед проведением анализа собранный аппарат проверяют на герметичность.

Для этого отводную трубку абсорбера присоединяют к водоструйному насосу, через всю систему пропускают воздух и закрывают кран на отводной трубке очистительной системы. При этом не должно появляться пузырьков воздуха в приемнике и очистительной системе. В случае не герметичности системы все места соединений обрабатывают мыльной водой, находят место пропуска и устраняют его.

4. Одновременно включают печь и постепенно нагревают ее до 900–950 оС. Для регулирования и измерения температуры нагрева печи включают автотрансформатор и вставляют в печь термопару так, чтобы ее спай находился в середине печи, концы термопары присоединяют к измерительному прибору.

5. Анализируемый нефтепродукт взвешивают с погрешностью не более 0,0002 г в фарфоровой лодочке, равномерно распределяя его по всей лодочке. Массу навески берут в соответствии с данными табл.1.
Таблица 1

Предполагаемое содержание серы

в нефтепродукте, %

Масса навески, г

0 – 2

0,2 – 0,1

2 – 5

0,1 – 0,05

Если в анализируемом нефтепродукте содержится более 5% серы, то его предварительно разбавляют медицинским или любым маловязким минеральным маслом ссодержание серы в нем не более 5 %.

Примечание. При анализе высокосернистых продуктов (с содержанием серы более 5 %) вместо разбавления допускается взятие навесок на микровесах менее 0,03 г с погрешностью не более 0,00003 г.

6. Навеску в лодочке засыпают предварительно просеянным и прокален­ным шамотом и помещают в кварцевую трубку перед входом в печь. Трубку быстро закрывают пробкой и пропускают через установку воздух со скоростью 0,5 л/мин, измеряя скорость подачи воздуха с помощью измеряющего устройства (реометра, газового счетчика и т. д.).

Сожжение нефтепродукта проводят при 900–950 єС в течение 30–40 мин, а для продуктов, содержащих 50 % и более ароматических соединений – 50– 60 мин, постепенно передвигая трубку с лодочкой вдоль печи, не давая продукту воспламеняться. После этого трубку с лодочкой помещают в централь­ную, наиболее раска­лен­ную часть печи, где ее прокаливают еще в течение 15 мин.

7. По окончании сжигания трубку с лодочкой постепенно отодвигают в обратном направлении, отсоединяют абсорбер от трубки и промывают кварцевое колено 25 мл дистиллированной воды, сливая ее в приемник. Содер­жимое приемника титруют 0,02 н. раствором NaOH в присутствии 8 капель смеси индикаторов (метиловый красный, 0,2%-й спиртовый раствор и метиловый синий, 0,1%-й спиртовый раствор в соотношении 1:1) до перехода фиолетовой окраски раствора в ярко-зеленую.

8. Перед анализом проб нефтепродуктов аналогичным образом проводят контрольный опыт без навески нефтепродукта.
Обработка результатов
1.Содержание серы (S) в процентах вычисляют по формуле

(1)
где 0,00032 – количество серы, соответствующее 1 мл 0,02 н. раствора едкого натра, г;

V1 – объем 0,02 н. раствора едкого натра, израсходованный на титрование, мл;

V0 – объем 0,02 н. раствора едкого натра, израсходованный на титрование контрольного опыта, мл;

G1 – масса нефтепродукта, г;

2. При разбавлении нефтепродукта маслом содержание серы S1 в процентах вычисляют по формуле:

(2)

где G2 – масса медицинского масла или любого минерального маловязкого масла, взятая на разбавление, г;

G3 – масса высокосернистого продукта, взятая на разбавление, г;

G4 – масса смеси, взятая на анализ, г;

3. За результат анализа принимают среднее арифметическое двух параллельных определений, расхождения между которыми не должно превышать величин, указанных в табл. 2.

Таблица 2

Содержание серы, %

Допускаемые расхождения, % отн.

До 1,0

5

Свыше 1,0

3

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА№ 6

ИСПЫТАНИЕ МОТОРНЫХ ТОПЛИВ НА МЕДНОЙ ПЛАСТИНКЕ

Цель работы

Вследствие высокой коррозионной агрессивности элементарной серы, се-ро­водорода и меркаптанов присутствие их в топливе недопустимо. Довольно чувствительной качественной пробой на присутствие активных сернистых соединений является испытание воздействия топлива на медную пластинку по ГОСТ 6321-92.

Порядок выполнения работы

1. Отшлифуйте медную пластинку наждачной бумагой. Протрите ватой, промойте спиртом и высушите фильтровальной бумагой. Не касайтесь руками свежеотшлифованной поверхности.

2. 10 см3 испытуемого топлива через бумажный фильтр налейте в пробирку.

3. Пинцетом опустите в топливо подготовленную пластинку, закройте пробирку корковой пробкой.

4. Поместите пробирку с испытуемым топливом и медной пластинкой в нагретую водяную баню. Уровень воды в бане должен быть выше уровня топлива в пробирке не менее чем на 30 мм.

5. Выдержите топливо в течение 3 ч при следующих температурах: реактивное при (100  1) оС; остальные при (50  2) оС.

6. Извлеките пинцетом пластинку, промойте в фарфоровой чашке ацетоном или спирто-бензольной смесью, высушите на фильтровальной бумаге.

7. Сравните пластинку со свежеотшлифованной, являющейся эталоном.

8. Для каждого образца нефтепродукта проводят два параллельных испытания. Если после опыта медная пластинка хотя бы в одной из параллельных проб покрылась черным, темно-коричневым или серо-стальным налетом и пятнами, то нефтепродукт считается не выдержавшим испытания и бракуется.

Контрольные вопросы к лабораторным работам №№ 5, 6

1. Какие сернистые соединения входят в состав нефтей и нефтепро­дуктов?

2. Какое влияние оказывают сернистые соединения на качество нефтепродуктов, на процесс их переработки?

3. В чем сущность метода определения содержания общей серы сжиганием в трубке?

4. Каково устройство прибора для определения содержания общей серы?

5. В каких условиях моторные топлива не выдерживают испытания на медной пластинке?

6. Как удаляют сернистые соединения из нефтепродуктов?

7. Изложите требования ГОСТ к содержанию серы в топливах.

8. Классификация нефтей по содержанию серы в нефтях и светлых нефтепродуктах.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 7

МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОЛЬНОСТИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Цель работы

Целью лабораторной работы является определение зольности нефтепродуктов по ГОСТ 1461-75 , заключающееся в сжигании навески испытуемого нефтепродукта с помощью фитиля из бумажного обеззоленного фильтра с последующим прокаливанием твердого остатка при 650 оС до постоянного веса.

Порядок выполнения работы

1. Доведите тигель до постоянного веса. Для этого ополосните тигель дистиллированной водой и прокалите в муфеле при температуре 800 ± 50оС в течение 10 минут и, дав в течение 5 минут остыть на воздухе, перенесите в эксикатор.

После охлаждения в эксикаторе в течение 30 минут, взвесьте тигель с точностью до 0,0001 г. Прокаливание, охлаждение и взвешивание повторите до получения расхождения между двумя последовательными взвешиваниями не более 0,0004 г.

2. В тигель поместите обеззоленный бумажный фильтр так, чтобы он плотно прилегал к дну и стенкам тигля.

3. Пробу испытуемого нефтепродукта тщательно перемешайте 5-ми-нутным встряхиванием склянки, заполненной не более чем на 2/3 емкости.

4. Тигель с фильтром взвесьте с точностью до 0,0001 г и возьмите в него навеску около 5 г испытуемого нефтепродукта.

5. Возьмите второй обеззоленный фильтр, сложите его вдвое и далее в виде конуса. Верхнюю часть конуса на расстоянии 5 – 10 мм от верха отрежьте (этот фильтр будет выполнять роль фитиля ). Свернутый в виде конуса фильтр опустите в тигель с навеской нефтепродукта основанием вниз, чтобы он стоял устойчиво, закрывая большую часть поверхности нефтепродукта.

6. После того, как фитиль пропитается испытуемым нефтепродуктом его необходимо поджечь.

Сжигание навески производите до получения сухого углистого остатка, следите за тем чтобы пламя при горении было ровным и спокойным.

7. Тигель с углистым остатком перенесите в муфель, нагретый до (600 ± 50 оС), и выдержите при этой температуре в течение 1,5 – 2 ч до полного озоления остатка.

8. После озоления тигель охладите в течение 5 мин на воздухе, а затем в эксикаторе в течение 30 мин, взвесте с точностью до 0,0001 г и снова перенесите в муфель на 15 мин. Прокаливапние, охлаждение и взвешивание повторите до получения расхождений между двумя последовательными взвешиваниями не более 0,0004 г.


Обработка результатов

Массовую долю золы Х (в процентах) в испытуемом нефтепродукте вычислите по формуле:

(1)

где G1 – масса тигля с золой, г;

G2 – масса тигля, г;

G3 – масса золы бумажных фильтров (берется по этикетке на фильтре), г;

G – масса испытуемого нефтепродукта, г.

Контрольные вопросы

1. Как доводят тигель до постоянного веса?

2. Какую навеску испытуемого нефтепродукта необходимо взять для определения в нем массовой доли золы (в процентах)?

3. Как получают сухой углистый остаток?

4. Какова последовательность работы по определению зольности после получения углистого остатка?

5. При определении зольности какое допускается расхождение между двумя последовательными взвешиваниями?




ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 8

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ХЛОРИДОВ В НЕФТИ

Цель работы

Целью работы является определение содержания хлоридов в нефти. Содержание хлоридов выражается в милиграммах хлорида натрия на 1 литр нефти или в массовых процентах хлорида натрия.

В добываемой нефти содержатся растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов хлориды. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Особенно интенсивно разъедается продуктами гидролиза хлоридов конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Кроме того, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах – мазуте, гудроне, коксе, ухудшают их качество.

При переработке сернистых и высокосернистых нефтей в результате разложения сернистых соединений, образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной наиболее сильной коррозии нефтеаппаратуры. Сероводород реагирует с металлом аппаратов, образуя сульфид железа:

Fe + H2S FeS + H2.

Образовавшаяся на металле защитная пленка из FeS частично предохра­няет металл от дальнейшей коррозии, но под действием HCl эта пленка разрушается, так как сульфид железа вступает в реакцию

FeS + 2HCl FeCl2 + H2S.

Хлорид железа переходит в водный раствор, а освобождающийся сероводород вновь реагирует с железом.

Таким образом, при совместном присутствии в нефти хлоридов металлов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно инициируемая цепная реакция разъедания металла. При отсутствии или малом содержании в нефти хлоридов интенсивность коррозии значительно ниже, поскольку образующаяся защитная пленка из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии.

С целью удаления хлоридов нефть подвергают обезвоживанию и обессоливанию. После очистки содержание хлоридов в нефти не должно превышать 5 мг/л и воды не более 0,1 % масс.

На установках АВТ с целью борьбы с хлористоводородной коррозией в нефть добавляют Na2CO3. При этом образуется хлорид натрия NaCl, который не подвергается гидролизу.

Метод определения содержания хлоридов в нефти заключается в экстрагировании их из нефти горячей водой и титровании водной вытяжки хлоридов раствором азотнокислой ртути по реакции:

Hg(NO3)2 + 2NaCl HgCl2 + 2NaNO3

Описание прибора

Извлечение хлористых солей из нефти водой проводится в делительной воронке вместимостью 500 мл с винтовой мешалкой (рис. 1).

Рис.8. Делительная воронка с винтовой мешалкой:

1 – делительная воронка; 2 – винтовая мешалка; 3 – электромотор

Порядок выполнения работы


1. Перед взятием пробы испытуемую нефть тщательно перемешайте в течение 10 мин. Определите плотность нефти.

2. В измерительный цилиндр налейте 25 мл подготовленной нефти, а при предполагаемом содержании солей более 200 мг/л – 10 мл.

3. Отобранный образец нефти перенесите в делительную воронку с винтовой мешалкой.

4. Тщательно смойте остаток нефти со стенок цилиндра растворителем (бензином, толуолом или ксилолом) четыре раза, расходуя его каждый раз не более 5 мл. Все эти порции растворителя с остатком нефти слейте в воронку с образцом нефти.

5. Перемешайте содержимое воронки в течение 1 – 2 мин.

6. После перемешивания налейте в воронку 100 мл горячей дистиллированной воды (температура воды 60 – 70 єС). Вновь перемешайте содержимое делительной воронки в течение 10 минут.

7. После отстоя нижний водный слой слейте через стеклянную воронку с бумажным фильтром в стакан объемом 250 мл.

8. Повторите экстракцию 30 – 40 мл горячей воды в течение 5 мин. Водный слой через воронку с бумажным фильтром слейте в ту же колбу. Бумажный фильтр промойте 10 мл горячей воды.

9. Стакан с промывными водами прокипятите на плитке в течение 5 – 10 мин для удаления сероводорода (пока свинцовая бумажка, помещенная в пары, не будет оставаться бесцветной).

10. После охлаждения содержимое стакана перелейте в мерную колбу объемом 500 мл. Стакан ополосните несколько раз 10 – 15 мл дистиллированной воды, которую также слейте в колбу, доведите объем мерной колбы до метки, добавляя в нее воду.

11. Из мерной колбы отберите пипеткой 50 мл раствора. Если содержание солей в нефти превышает 5000 мг/л, то отберите 10 мл. Пробу поместите в коническую колбу, прилейте 50 мл дистиллированной воды, 2 – 3 мл 0,2 н. раствора азотной кислоты, 10 капель 1 %-го раствора дифенилкарбазида и титруйте 0,01 н. раствором азотнокислой ртути до появления слабого розового окрашивания, не исчезающего в течение 1 мин.

12. Параллельно проведите контрольный опыт, для чего налейте в коническую колбу 50 мл дистиллированной воды, 2 – 3 мл 0,2 н. раствора азотной кислоты, 10 капель 1 %-го раствора дифенилкарбазида и титруйте 0,01 н. раствором азотнокислой ртути до появления слабого розового окрашивания, не исчезающего в течение 1 мин.

13. Для проверки полноты извлечения хлоридов в воронку с оставшимся раствором испытуемой нефти налейте 100 мл горячей дистиллированной воды и повторите вышеописанные операции, причем экстрагирование производите в течение 5 мин.

14. Полученную вторую водную вытяжку титруйте, как указано выше, и полученный результат вычисления суммируйте с результатом вычисления после титрования первой вытяжки. При необходимости проверку повторите.

Обработка результатов


Содержание хлоридов в пересчете на NaCl (в милиграммах на 1 л нефти) вычислите по формуле:

(1)

где V1 – объем 0,01н. раствора азотнокислой ртути, израсходованного на титрование испытуемого раствора, мл;

V2 – объем 0,01н. раствора азотнокислой ртути, израсходованного на контрольное титрование, мл;

V – объем испытуемой нефти, мл;

А – коэффициент, выражающий отношение объема, до которого была разбавлена водная вытяжка из испытуемой нефти, к объему раствора, взятому на титрование (при титровании всей водной вытяжки А=1);

0,5846 – количество хлорида натрия, эквивалентное 1 мл 0,01 н. раствора азотнокислой ртути.

Содержание хлоридов в испытуемой нефти Х2, % масс. вычислите по формуле:

(2)

где ?420 – плотность испытуемой нефти, г/см3.

Контрольные вопросы

1. Как готовят образец нефти к определению в нем хлоридов?

2. Напишите реакции сероводородной и хлористоводородной коррозии нефтеаппаратуры.

3. По какой формуле можно вычислить содержание хлоридов в нефти?

4. Какие соли обнаружены в нефтях?

5. Как сказывается присутствие солей на перекачке, перегонке нефти и качестве получаемых нефтепродуктов?

6. Какие соли способствуют наибольшей коррозии?

7. В каких аппаратах наиболее интенсивно отлагаются соли, почему?


БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК





  1. Нефтепродукты. Методы испытаний: Сборник. М.: Изд-во стандартов, 1987. Ч. 1.

  2. Нефтепродукты. Методы испытаний: Сборник. М.: Изд-во стандартов, 1987. Ч. 2

  3. Нефтепродукты. Масла. Смазки. Присадки. Методы испытаний: Сборник. М.: Изд-во стандартов, 1987. Ч. 4.

  4. ГОСТ 3900 – 85. Методы определения плотности. М.: Изд-во стандартов.

  5. ГОСТ 33 – 82. Метод определения кинематической вязкости и расчет динамической вязкости. М.: Изд-во стандартов.

  6. ГОСТ 2477 – 65 с изм. 82, 89. Метод количественного определения содержания воды. М.: Изд-во стандартов.

  7. ГОСТ 2177 – 99. Метод определения фракционного состава. М.: Изд-во стандартов.

  8. ГОСТ 1437 - 75. Ускоренный метод определения содержания серы. М.: Изд-во стандартов.

9. ГОСТ 10577 – 63 Метод определения содержания механических примесей. М.: Изд-во стандартов.

10. ГОСТ 6321 -69 . Испытание моторных топлив на медной пластинке. М.:
Изд-во стандартов.

  1. ГОСТ 21534 – 76. Определение содержания хлористых солей в нефти. М.: Изд-во стандартов.

  2. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. М. Химия, 1978. Ч. 1.

13. Рудин М. Г., Сомов В. Е., Фомин А.С. Карманный справочник нефтепереработчика. М.: ОАО ЦНИИТЭнефтехим, 2004.

14. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Изд.Гилем. Уфа, 2002.




Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации