Меню Рубрики

Анализ определения воды в нефти

Нефть и нефтепродукты содержатся в сточных водах нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, а также производств пестицидов, ПАВ и др. [1—4]. Многокомпонентный состав сточных вод нефтехимических производств затрудняет идентификацию отдельных компонентов и методы их обезвреживания. В настоящее время эти стоки классифицируют как мало- и многосернистые. Среднее содержание нефти и нефтепродуктов в сточных водах нефтеперерабатывающих заводов составляет 10 000 мг/л [5].

Пороговая концентрация по привкусу 0,1 мг/л [7]. Пороговая концентрация по запаху разных видов нефтепродуктов: бензин с добавкой нефти 0,00005, дизельное топливо 0,0005, деодорированный керосин 0,82, сырая нефть 0,1— 0,5, мазут 0,22—0,5, нефть очищенная 1,0—2,0 мг/л. В воде, содержащей 0,5 мг/л нефтепродуктов, мясо рыбы приобретает привкус нефти через 1 сут, 0,2 мг/л — через 3 сут, а 0,1 мг/л — через 10 сут [8]. Пороговая концентрация по запаху в мясе рыб 0,1 мг/л . При концентрации 0,25 мг/л мясо форели приобретает привкус через 24 ч, а при 1 мг/л — сразу [9].

Для теплокровных животных при приеме внутрь нефтепродукты малотоксичны. ЛД50 бензина для кроликов 28 350 мг/кг . Нефтяная пленка на поверхности воды пропитывает перья у перелетных птиц, они не могут взлететь и погибают.

Нефть и нефтепродукты относятся к числу трудноокисляемых органических веществ, как на очистных сооружениях канализации, так и в естественных условиях — в водоемах. Неочищенная нефть отличается высокой стабильностью, особенно при низкой температуре воды. В экспериментальных водоемах при низкой температуре воды сохраняет токсичность для водорослей 2 мес. [13]. Нефтепродукты, попавшие в водоем со сточными водами, подвергаются различным изменениям, постепенно опускаются на дно водоема. Бактериальное окисление нефтепродуктов на дне происходит примерно в 10 раз медленнее, чем на поверхности [14]. В водоемах примерно 40% нефти оседает на дне, 40% остается в воде в виде эмульсии и 20% — на поверхности в виде пленки. Нефтяная пленка даже толщиной 0,5 мм на поверхности водоемов затрудняет аэрацию воды, а нефть на дне образует донные отложения; в иле в местах спуска сточных вод обнаружено 3,5—22,0 % нефти [15]. Поэтому при изучении влияния на водоем сточных вод, содержащих нефть, необходимо отбирать не только среднюю пробу, но и отдельные ее фракции (поверхность, глубина примерно 10 см от поверхности, придонные слои и осадок).

Самоочищение водоемов от нефти происходит очень медленно. За 2,7 сут. содержание эмульгированных нефтепродуктов в воде снижалось при 20 °С на 40%, а при 5°С лишь на 15% [16]. В присутствии водной растительности в модельных опытах нефтяная пленка исчезала при ее толщине 0,06 см через 4—6 сут, а при 0,6 см — через 20—22 сут [17]. Следовательно, в водоемах нельзя рассчитывать на самоочищение от нефти. Эти процессы можно использовать лишь при доочистке в биологических прудах.

Нефтепродукты тормозят биологический процесс очистки сточных вод в аэротенках при 50 мг/л [18].

Определение в водных растворах: нефелометрия; весовой метод ;люминесцентный, ИК-спектрометрия, газохроматографический, автоматический метод [19].

Очистка сточных вод: механическая (решетки, отстойники, песколовки, нефтеловушки, песчаные фильтры), физико-химическая (нейтрализация, флотация, окисление кислородом воздуха и озоном, коагуляция), биологическая (аэротенки, аэрируемые пруды на 60 сут пребывания в них сточных вод, биологические фильтры [18, 21—23]. Эффективность очистки сточных вод от нефти на разных типах сооружений составила: нефтеловушки — 99,9%, через песок 50—87%, биофильтры — 47,5%, аэротенки — 53,4% [24]; окисление озоном [25]; биологическая очистка в аэротенках и биологических прудах (при малых концентрациях нефтепродуктов). Нефть и нефтепродукты разлагаются в аэробных условиях микроорганизмами; добавление к сточным водам минеральных солей, хозяйственно-фекальных вод, необходимых для жизнедеятельности микроорганизмов, подача воздуха способствуют более быстрому разложению остатков нефти и нефтепродуктов как на сооружениях биологической очистки в аэротенках, аэрофильтрах и биологических прудах, так и в небольшой степени в водоемах [26]. См. также [27, 28].

  1. Карелин Я. А., Жуков Д. Д., Денисов М. А. и др. Очистка производственных сточных вод (Опыт Ново-Горьковского нефтеперерабатывающего завода). М., Госстройиздат, 1970. 152 с.
  2. Хаскин С. А., Карш В. П. — В кн.: Очистка нефтеперерабатывающих сточных вод. М., 1973.
  3. Wilber Ch. — In: The Biological Aspects of Water Pollution. Springfield, 1969, p. 73.
  4. Грушко Д. AI., Кожова О. M., Мамонтова Л. М. — Гидробиологический журн., 1978, т. 14, № 2, с. 55.
  5. Монгайт И. Л., Родзиллер И. Д. — В кн.: Промышленные сточные воды. Вып. 5. М. Медгиз, 1960, с. 7.
  6. Sittig М. Environmental Sources and Emissions Handbook. Perk Ridge, New Jersey , London, England, 1975. 523 p.
  7. Гусев А. Г. — Журн. ВХО им. Д. И. Менделеева, 1972, т. 17, № 2, с. 134.
  8. Гусев А. Г. — В кн.: Производственные сточные воды. Вып. 5. М., Медгиз, 1960, с. 34
  9. Krishnaswatni S. К., Kupchatiko Е. Е. — J. Water Pollution Control Feder., 1969, v. 41, № 5, part 2, p. R189.
  10. Мосевич H. А., Гусева H. В., Драгулин M. Г. и dp. — В кн.: Известия ГосВНИОРХ, М., Пищепромиздат, 1952, т. 31, вып. 1, с. 41.
  11. Миронов О. Г. — Зоологич. журнал, 1969, т. 48, № 7, с. 980.
  12. Chipman W. A., Galisoff Р. S. Effects of Oil Mixed with Carbonized Sand on Aquatic Animals. Spec. Sci. Rep. Fisher. № 1, U. S. Fish, and Wildlife Service. Wash., 1949. 52 p
  13. Dickman M. — Artie. Kanad. Field-natur., 1971, v. 85, № 3, p. 249.
  14. Изъюрова А. И. — Гигиена и санитария, 1950, № 1, с. 9.
  15. Дадашев X.К., Григорян Э. В., Агамирова С. Н. Сокращение потерь нефтепродуктов с промышленными сточными водами нефтеперерабатывающих заводов. Баку, 1957. 138 с.
  16. Ломано Л. В., Майер Л. Н., Черепнева В. С. Материалы республиканского научно-технического совещания по изучению, комплексному использованию и охране водных ресурсов. Минск, 1965, с. 41.
  17. Морозов И. В., Петров Г. /7. — В кн.: Теория и практика биологического самоочищения загрязненных вод. М., Наука, 1972, с. 42.
  18. Жуков А. И., Демидов Л. Г., Монгайт И. Л. и др. — Канализация промышленных предприятий. Очистка промышленных сточных вод. М., Стройиздат, 1969. 370 с.
  19. Новиков Ю. В., Сайфутдинов М. М. — Гигиена и санитария, 1977, № 10, с. 60.
  20. Семенов А. Д., Страдомская А. Г., Павленко Л. Ф. — В кн.: Методы анализа природных и сточных вод. Сер. Проблемы аналитической химии, Т. 5. М., Наука, 1977, с. 220.
  21. Itieson Pachatn R. — In: Hepple P. (Ed.). Water Pollution by Oil. Proceed, by of Seminar held at Aviemor Invernes — Shiee, Scotland aponsored by the Institute of Water Pollution Control and the Institute of Petroleum, with the Assistance of Eur. Office of WHO, 4—8 May 1970. Amsterdam — London — New York, 1971, p. 143.
  22. Матвеев AI. C. — Химия и технология топлив и масел, 1962, № 8, с. 24.
  23. Рубинштейн С. Л., Хаскин С. А. Очистка сточных вод нефтеперерабатывающих заводов, М., ЦНИТЭНефтехим. Сер. «Нефтепереработка и нефтехимия», 1966. 85 с.
  24. Денисов М. А. Тезисы докладов конференции по методам очистки газовых выбросов и промстоков от вредных веществ. Дзержинск, 1967, с. 12.
  25. Меренищева Т. Н., Плехоткин В. Ф. Очистка промышленных сточных вод методов озонирования. Обзорная информация. Сер. «Прикладная химия», НИИТЭХим, М., 1974, 21 с.
  26. Карелин Я. А., Воробьева Г. И. — Химия и технология топлив и масел, 1957, № 10, с. 29.
  27. Немковский Б. Б., Злобина Г. П., Губанова И. Ф. — Гигиена и санитария, 1962, № 1, с. 61.
  28. Изъюрова А. И. — Там же, 1958, № 2, с. 72.
  29. Роговская Ц. И. — В кн.: Биохимический метод очистки производственных сточных вод. М., Стройиздат, 1967, с. 5.

источник

Определение физико-химических характеристик нефти

Разделению нефти на фракции на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) предшествуют стадии её добычи и подготовки. Только после подготовки нефти на соответствующих установках она может быть реализована как товар, как сырье для последующей переработки. Соответственно, от ее качества, от ее базовых свойств зависит вариант ее переработки, качество получаемых фракций и цена на мировых рынках. Легкие и малосернистые нефти более предпочтительны для НПЗ и, следовательно, обладают большей стоимость.

Цель работы — ознакомиться с методами анализа обезвоженной нефти и определением основных ее характеристик.

Перед выполнением работы необходимо изучить следующие вопросы:

1. Возможное содержание воды, солей и механических примесей в нефти, источник их появления, последствия их присутствия. Методика определения остаточной воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Требования ГОСТ 51858-2002 на содержание в нефти указанных компонентов;

2. Понятие об абсолютной и относительной плотности нефти. Зависимость плотности от температуры. Связь плотности с химической природой нефти. Методы определения плотности нефти;

3. Вязкость как качественная характеристика нефти и нефтепродуктов. Вязкость динамическая, кинематическая, условная. Вискозиметр Энглера для определения условной вязкости, его устройство и методика проведения анализа, водное число вискозиметра;

4. Причины потери подвижности нефти. Метод определения температуры застывания;

5. Смолисто-асфальтеновые соединения нефти, их характеристика, модельные структурные формулы. Влияние САВ на основные параметры нефти. Методика определения САВ в нефти;

6. Сернистые соединения нефти, их классификация и влияние на основные технологические процессы. Метод определения общей серы сжиганием навески нефти в трубке. Экспресс-метод определения количественного содержания сероводорода в нефти.

Определение содержания остаточной воды в нефти

При добыче нефти ее сопровождают пластовые воды с растворенными в ней солями (хлоридами, сульфатами, карбонатами). Содержание воды и солей в нефти колеблется в широких пределах в зависимости от условий залегания, методов разработки и способов добычи нефти. Обводненность добываемого потока может достигать 80-90%. Минерализованная вода присутствует в нефти в виде эмульгированных глобул, образующих, в основном, нефтяную эмульсию обратного типа «вода в нефти». Нефтяная эмульсия стабилизируется прочными адсорбционными пленками на границе раздела фаз нефть-вода, которые являются физическим барьером для контакта между диспергированными глобулами воды, препятствуют их слиянию (коалесценции) и осаждению (седиментации). Этот барьер создают природные стабилизаторы (эмульгаторы) — различные высокомолекулярные компоненты нефти и примеси. Это такие полярные вещества, как смолы, асфальтены, соли нафтеновых кислот, а также твердые, тугоплавкие парафины и различные механические примеси (глина, ил, кварцевый песок, нерастворимые в воде соли, окислы железа (II, III), сульфид железа и др.).

Обводненные нефти вызывают ряд трудностей и осложнений в работе технологического оборудования: это коррозия трубопроводов, резервуаров, насосов; повышение вязкости и возрастание энергозатрат при перекачке такой нефти; нарушение режима атмосферной перегонки нефти. Во избежание этого разработаны различные методы и способы обезвоживания нефтей. Наиболее простым и эффективным является разрушение эмульсии термохимическим методом с помощью деэмульгаторов – поверхностно-активных веществ различных классов и типов. Согласно общепринятой теории П.А. Ребиндера, действием деэмульгатора ослабляется структурно-механическая прочность адсорбционных слоев, состоящих из природных эмульгаторов. Применение оптимальных дозировок деэмульгатора в сочетании с нагревом эмульсии за счет снижения вязкости эмульсии позволяет интенсифицировать процессы обезвоживания и обессоливания нефтей и провести их наиболее полно. Подробнее об этом, а также о методике лабораторного деэмульгирования нефти можно узнать в [2-4].

Согласно ГОСТ 51858-2002, подготавливаемая к дальнейшей переработке нефть должна иметь характеристики, указанные в таблицах 2 и 3 Приложения 1.

Методика определения содержания воды в нефти методом Дина-Старка.

Метод основан на отделении воды от нефти за счет азеотропной перегонки. Азеотропная перегонка представляет собой процесс ректификации в присутствии растворителя, который является наиболее летучим компонентом смеси. Растворитель выбирается таким, чтобы увеличить относительную летучесть тех компонентов, которые должны быть удалены.

В случае работы по определению остаточной воды в нефти в качестве растворителя, удаляющего воду, выступает легкокипящая фракция деароматизированного бензина. Некоторые углеводороды, находящиеся в бензине, такие как пентан, гексан, гептан, октан, позволяют выделять воду из нефти при температурах меньших, чем это необходимо для кипения воды. К примеру, азеотропная смесь гептана и воды в соотношении 87/13 выкипает при температуре 79,2 0 С, тогда как их температуры кипения составляют 98,4 и 100 0 С.

Ранее, при действии ГОСТа 443-76 использовался бензин марок «Калоша» («Галоша»). В настоящее время он идет под наименованием Нефрас С2-80/120. В целом, может быть использована легкая фракция прямогонного бензина.

Следует отметить, что доверительные результаты метод Дина-Старка дает при анализе остаточной воды. Применение его для определения содержания воды в эмульсии достаточно спорно, так как результат, зачастую, оказывается серьезно занижен.

Пробу нефти предварительно хорошо перемешивают. Затем в круглодонную колбу (рис. 1) емкостью 0,5 л берут навеску нефти в количестве 100 г (с точностью до 0,02 г), наливают в колбу 100 мл прямогонного бензина, добавляют «кипелки» (кусочки фарфора или керамики) и собирают прибор Дина-Старка (рис. 1.). Вся используемая посуда (колба, ловушка-приемник, обратный холодильник) должна быть чистой и сухой. Нагревание колбы с нефтью осуществляют с помощью электронагревательного прибора так, чтобы из холодильника в ловушку стекало по 2-4 капли в секунду сконденсированной азеотропной смеси воды с растворителем.

В процессе перегонки ловушка полностью заполняется и бензин начинает переливаться обратно в перегонную колбу. Вода же постепенно накапливается в нижней части ловушки. Перегонку ведут до тех пор, пока объем воды в ловушке не перестанет изменяться (от 30-ти 60-ти минут).

Рисунок 1 — Прибор Дина-Старка:

Содержание воды в нефти (в % мас.) определяют по формуле:

, (1)

где V – объем воды в ловушке, мл;

— плотность воды, г/см 3 ;

Внимание! При проведении работы существует возможность возгорания установки. Если выставлен чрезмерно мощный уровень нагрева колбы, то образуется большой объем паров, проходящих через холодильник. Эти пары препятствуют обратному течению конденсата в ловушку, в результате чего конденсат накапливается в холодильнике и через некоторое время переливается через его верх на электрическую плитку. Поэтому всегда следует следить на ходом перегонки и уровнем нагрева смеси.

Хлористые соли нефти

Нефть, поступающая с нефтепромыслов, содержит в себе не только механические примеси, воду и газы, но и большое содержание минеральных солей. Это влечет за собой ряд таких последствий как: коррозия оборудования; отложения солей на внутренних стенках труб и змеевиков в печах и теплообменниках, приводящие к прогару труб; ухудшение качества нефтепродуктов и снижение эффективности вторичных термических и каталитических процессов.

Читайте также:  Анализ на инфекции околоплодных вод

Хлористые соли, содержание которых ограничивается ГОСТом 51858-2002, вызывают, при гидролизе в воде, химическую коррозию [3]:

В связи с этим необходимо избавлять нефть от солей, что и осуществляется на одной из стадий установок подготовок нефти.

Сущность метода заключается в извлечении хлористых солей из нефти водой и индикаторном титровании их водной вытяжки.

Дата добавления: 2016-04-03 ; просмотров: 1594 | Нарушение авторских прав

источник

Необходимость осуществления контроля оборота нефтепродуктов и предотвращения их попадания в почву и водоёмы обусловлена высокой токсичностью этих веществ. В связи с этим, большое значение имеют мероприятия, направленные на определение нефтепродуктов в сточных водах, сброс которых производят промышленные предприятия.

Нефть является многокомпонентным энергоносителем, в состав которого входят вещества как органического, так и минерального происхождения. Полициклические ароматические углеводороды (ПАВ), входящие в состав нефтепродуктов, относятся к высокотоксичным веществам. Отдельные их представители, в частности антрацен, овален и бензпирен (называемый также бензапиреном) обладают канцерогенными свойствами, а также способствуют мутации генов.

Неблагоприятное воздействие на окружающую среду оказывают и другие соединения, входящие в состав продуктов нефти. Этим объясняется необходимость контроля фактической концентрации нефтепродуктов в воде, а также нормирования этой величины, осуществляемых на государственном уровне. Законодательными актами Российской Федерации установлены нормативы предельно допустимых концентраций (ПДК) содержания нефти и её производных в воде различного назначения.

В соответствии с федеральным законом №7 — ФЗ от 10.01.2002 г. «Об охране окружающей среды», субъекты, допустившие превышение предельно разрешённой нормы воздействия на окружающую среду, несут ответственность в зависимости от причинённого природе ущерба, которая может иметь следующие формы:

  • начисление платы за негативное воздействие на окружающую среду;
  • привлечение к административной ответственности, влекущей за собой наложение штрафов на физических и юридических лиц;
  • ограничение, приостановка или полный запрет деятельности хозяйствующих субъектов, наносящих урон экологии.

Обозначенные выше обстоятельства вынуждают хозяйствующие субъекты, вне зависимости от формы собственности, самостоятельно осуществлять наблюдение за промышленными стоками, используя при этом имеющиеся научно – технические достижения в этой области. Наиболее перспективными представляются появившиеся на рынке информационно – измерительные системы, предназначенные для организации непрерывного контроля вредных выбросов (в том числе продуктов нефтепереработки), содержащихся в сточных водах.

Технология контроля наличия в воде нефти и продуктов её переработки в настоящее время преимущественно заключается в периодическом отборе проб воды для последующего проведения лабораторного анализа. Анализ проводится по одному из следующих методов:

  • метод инфракрасной спектрофотометрии;
  • гравиметрический метод;
  • газовая хроматография;
  • флуориметрический метод.

При использовании любого из этих методов в лабораторных условиях, вначале производится извлечение (экстракция) нефтепродукта из пробы. Для этого используются специальные химические вещества – экстрагенты. Так, при анализе фотометрическим методом применяют четырёххлористый углерод, а также физико — химический способ с применением колонки, заполненной оксидом алюминия. Применяя гравиметрический метод, используют органический растворитель и колонку на оксиде алюминия. При проведении анализа флуориметрическим методом, экстрагентом служит гексан.

После выделения нефтепродуктов, исследование в рамках фотометрического способа, проба подвергается спектральному (спектрофотометрическому) анализу, основанному на поглощении нефтяными углеводородами отдельных частей инфракрасного спектра, которым облучается проба. Гравиметрический метод сводится к простому взвешиванию выделенного из пробы нефтепродукта. Газовая хроматография сопровождается использованием вспомогательного газа – носителя, с помощью которого исследуемая проба поступает в специальную газовую хроматографическую колонку.

Технология контроля, сводящаяся к периодическому, пусть даже достаточно частому отбору проб для анализа, страдает явным несовершенством. По сути, это всего лишь точечный контроль, не обеспечивающий объективной картины. Внедрение системы, обеспечивающей постоянный мониторинг сброса нефтепродуктов, позволяет предприятию следить за содержанием сбросов, а также осуществлять планирование и проведение различных мероприятий, направленных на выполнение требований законодательства Российской Федерации в области экологии.

Из всех методов, применяющихся ныне для определения массовой концентрации нефтепродуктов в воде, флуориметрический анализ более всего пригоден для осуществления постоянного контроля этой величины в режиме online. Используемая в нём методика заслуживает более широкого освещения ввиду появления приборов, функционирующих на её основе и поднимающих решение проблемы контроля на качественно новый уровень. Особенностью этой методики является использование излучения ультрафиолетового спектра, в отличие от фотометрического анализа, при котором применяется инфракрасное излучение.

Метод флуоресценции или флуориметрический метод определения массовой концентрации нефтепродуктов в воде основан на особых свойствах полициклических ароматических углеводородов (ПАУ). В природе данные соединения образуются в результате пиролиза целлюлозы, поэтому содержатся в месторождениях углеводородных ископаемых – угольных, газовых и нефтяных, что делает очень удобным использовать их в качестве маркера присутствия нефтепродуктов в воде. ПАУ относятся к классу органических соединений, молекулярное строение которых характеризуется наличием конденсированных бензольных колец.

Флуоресцентные свойства ПАУ заключаются в следующем. При воздействии на эти вещества излучения определённых длин волн ультрафиолетового спектра, атомы ПАУ, подвергшиеся фотонной бомбардировке УФ – излучения и получившие при этом избыточную энергию, начинают генерировать световое излучение более низкой частоты, то есть, обладающее большей длиной волны по сравнению с исходным излучением. Свечение облучаемого таким методом вещества называется флуоресценцией. Данный процесс обусловлен тем, что электроны облучаемого вещества, получая избыточную энергию, совершают переход на более высокий энергетический уровень с последующим возвратом на старую орбиту. Переход из одного состояния в другое сопровождается выбросом высвобождаемой энергии, выделяемой в форме светового излучения. Этот процесс не прекращается, пока вещество продолжает подвергаться облучению. Интенсивность флуоресцентного свечения пропорциональна массе облучаемого ультрафиолетом вещества, что и позволяет использовать этот метод для количественного анализа флуоресцирующих соединений.

Практическая реализация флуориметрической технологии анализа воды воплотилась в создании специального погружного флуоресцентного датчика концентрации нефтепродуктов в воде. Это устройство предназначено для стационарного размещения в контролируемом потоке. Датчик предназначен для работы в составе информационно – измерительной системы, контролирующей состояние объекта по различным параметрам, для чего используются датчики, измеряющие различные величины. Такие системы могут иметь самое широкое применение в различных областях.

В качестве примера рассмотрим сенсор для определения массовой доли нефтепродуктов в воде Art. no. 461 6750 по каталогу GO Systemelektronik. Датчик представляет собой тонкий цилиндр, корпус которого изготовлен из нержавеющей стали марки AISI 316. Добавки молибдена, присутствующие в этом материале повышают его коррозионную стойкость, позволяя изделию работать в особо агрессивных средах. Рабочей стороной датчика, предназначенного для измерения массовой концентрации нефтепродуктов сточных вод, является его торцевая поверхность, на которой расположено прозрачное измерительное окно.

Источником ультрафиолетового излучения с длиной волны 285 нанометров служит установленная внутри датчика специальная ксеноновая лампа. Приёмный фотодиод фиксирует люминесцентное излучение, которое генерируют атомы ПАУ, имеющее длину волны 325 – 375 нанометров. Прибор обладает высокой чувствительностью, нижняя граница определения массовой доли нефтепродукта данным методом равна 3 ppm, что составляет 3 миллионные доли (!) искомого вещества в общей массе. При этом, прибор является очень точным, погрешность измерения в процессе анализа составляет 2%. Длина датчика равна 109 мм, диаметр – 22,2 мм, его вес – 160 г. Опционально датчик комплектуется системой очистки измерительного окна сжатым воздухом.

Монтаж датчика в напорном трубопроводе

Оборудование немецкой компании GO Systemelektronik позволяет создавать системы измерения и контроля различной архитектуры и функционального назначения. Кроме сенсора массовой доли нефти в воде, компанией производится линейка датчиков, служащих для измерения pH контролируемой среды, её температуры, электрической проводимости, содержания кислорода, различных органических компонентов и других параметров.

Отдельные датчики, осуществляющие функции определения содержания нефтепродуктов в воде, а также сенсоры другого назначения, либо их группы, могут иметь следующие варианты подключения:

  • к блоку BlueSense Module;
  • к блоку BlueSense Transducer;
  • к автономному радиомодулю.

Модуль BlueSense Module выполняет следующие функции:

  • осуществляет приём сигналов присоединённых к нему датчиков;
  • преобразует значение измеренной сенсором величины в аналоговый токовый сигнал в диапазоне от 4 до 20 мА;
  • передаёт данные измерений по мультиплексной высокоскоростной линии связи CAN-bus в блок BlueBox;
  • производит включение сигнальных реле при снижении неких контролируемых величин ниже установленного предела, либо достижении ими значений более величины верхнего предела (в зависимости от настройки).

Схожими функциями обладает BlueSense Transducer (преобразователь):

  • получает данные от подключенных измерительных датчиков;
  • отображает значения измеренных в процессе анализа величин;
  • осуществляет преобразование данных в аналоговую величину;
  • передачу информации блоку BlueBox.

Кроме этого, BlueSense Transducer имеет ряд функций, недоступных BlueSense Module:

  • возможность передачи данных в удалённую сеть посредством имеющихся интерфейсов RS-232, RS-485 или Profibus ® ;
  • запись и сохранение результатов измерений на карте памяти формата SD;
  • конвертация данных датчика проводимости, определяющего содержание соли в воде;
  • управление двумя встроенными реле контроля уровня;
  • также имеется возможность выполнения специфических задач, задаваемых пользователем системы.

Для подключения датчиков определения нефтепродуктов, либо других, расположенных в местах, куда трудно или нецелесообразно проводить кабельные линии, предусмотрено наличие специального радиомодуля, представляющего собой передатчик, работающий с использованием стандарта связи IEEE 802.15.4 на частоте 2,4 гигагерц. Радиомодуль обеспечивает передачу измеренных датчиками величин базовой радиостанции на расстояние до 4 километров, в зависимости от характера местности.

Передатчик размещён в корпусе из термостойкого пластика размерами (ДxШxВ): 160 мм x 60 мм x 90 мм, оснащён наружной антенной. Степень защиты корпуса — IP66. Срок службы аккумуляторных батарей, обеспечивающих автономное питание устройства, зависит от выбранного режима работы передатчика. При установке интервала связи 2 минуты (то есть, пересылка данных осуществляется каждые 2 минуты), ёмкости батареи хватает на 3 месяца работы. При выборе максимального интервала, равного 60 минут, работоспособность батареи сохраняется более 1 года. Установка режима связи осуществляется методом конфигурирования программного обеспечения, установленного в блоке BlueBox, куда и передаются данные измерений. Базовая радиостанция способна поддерживать связь с 16 сенсорными радиомодулями.

источник

ОСТ 39-133-81 Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде

Отраслевой стандарт ОСТ 39-133-81

Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде

(введен в действие приказом Министерства нефтяной промышленности от 24 декабря 1981 г. N 704)

Срок введения установлен 1 июня 1982 г.

2. Определение содержания нефти в воде

Настоящий стандарт распространяется на анализ промысловых сточных сильно минерализованных, слабо минерализованных и пресных вод, подготовленных для заводнения нефтяных пластов, и устанавливает метод определения содержания нефти в этих водах экстракцией с последующим фотоэлектроколориметрированием.

Стандарт обязателен для всех организаций Министерства нефтяной промышленности, осуществляющих исследования промысловых сточных вод, применяемых для заводнения нефтяных пластов.

1.1. Отбор проб воды производить через пробоотборный кран из трубопровода, по которому вода, подготовленная для заводнения нагнетается в продуктивный пласт. Пробу отбирать после свободного спуска воды из крана в течение 5-10 мин.

1.2. Отбор проб воды производить один раз в рабочую сиену при нормальной работе системы подготовки воды. В случае изменения или нарушения технологического режима работы системы подготовки воды отбираются дополнительные пробы воды на анализ до восстановления нормального режима работы системы.

1.3. Объем проб воды для определения содержания нефти может колебаться от 200 до 1000 мл, в зависимости от предлагаемого содержания нефти.

1.4. Для получения достоверных данных необходимо отбирать не менее 2-х проб.

1.5. Пробы отбирать в чистые сухие склянки, объем которых известен, со стеклянными притертыми пробками (или в отдельных случаях с полиэтиленовыми пробками).

1.6. Заполнение склянки производить под пробку. Объем склянки замеряется также под пробку. Наличие воздуха в склянке после заполнения ее водой недопустимо.

1.7. При отборе проб составляется сопроводительный документ, прилагаемый в копии к анализу. Сопроводительный документ должен содержать следующие сведения:

дата отбора проб (год, месяц, число, час);

температура воды при отборе проб;

особые условия, влияющие на качество отобранных проб;

должность и подпись лица, производившего отбор проб.

1.8. Экстракции подвергать всю отобранную пробу воды.

1.9. Растворителем ополаскивать склянку и пробку. Полученный экстракт слить в делительную воронку, куда перенесена анализируемая вода.

1.10. Проба воды должна подвергаться анализу сразу же после доставки ее в лабораторию. В случае необходимости передачи пробы другой смене ее необходимо хранить при комнатной температуре в защищенном от тепла и солнечного света месте.

Метод основан на извлечении (экстрагировании) нефти из воды органическим растворителем (хлороформом), который растворяет нефть, но сам практически не растворяется в воде. Растворившаяся в хлороформе нефть окрашивает его. Интенсивность окраски пропорциональна концентрации нефти. Погрешность метода ± 1%.

2.2. Аппаратура, материалы, реактивы:

фотометры различных марок (фотоэлектроколориметры, спектрофотометры);

аналитические весы различных марок;

вакуумный насос любой марки;

посуда мерная лабораторная стеклянная по ГОСТ 1770-74E вместимостью: колбы мерные 50, 100 мл, пипетки 5, 10, 50 мл без делений и пипетки 1, 2, 5 мл с делениями 0,1 — 0,01 мл, мерные цилиндры 100 мл;

делительные воронки вместимостью 500 мл; 1000 мл;

воронка Бюхнера по ГОСТ 9147-80E

колба Бунзена по ГОСТ 6514-75 вместимостью 500 мл;

воронки стеклянные по ГОСТ 8613-75;

хлороформ по ГОСТ 20015-74;

хлористый кальций по ГОСТ 4161-77;

хлористый натрий по ГОСТ 4233-77;

бумажные фильтры по ТУ 6-09-1678-77 или фильтровальная бумага по ГОСТ 12026-76.

Реактивы, применяемые для анализа, должны быть квалификации «чистые для анализа» (ч.д.а.)

2.3. Построение калибровочного графика.

2.3.1. С поверхности воды отстойника, в котором производится отстаивание сточной воды, отобрать плавающую нефть. Нефть затем высушить хлористым кальцием и отфильтровать под вакуумом.

Допускается применение обезвоженной нефти, если известно, что она содержится в исследуемой сточной воде.

2.3.2. Для приготовления рабочего раствора (подготовленного по п. 2.3.1) взять навеску 1000 мг нефти на аналитических весах, растворить в мерной колбе вместимостью 100 мл в небольшом количестве (10-15 мл) хлороформа и затем довести до метки 100 мл хлороформом.

В результате разведения в рабочем растворе должно быть обеспечено содержание в 1 мл хлороформа 10 мг нефти.

2.3.3. Из рабочего раствора приготовить серию стандартных растворов. Содержание нефти в 1 мл стандартного раствора должно быть соответственно равно 0,05; 0,1; 0,15; 0,2; 0,4; 0,5; 0,6; 0,8; 1,0; 1,5 мг.

2.3.4. На фотоэлектроколориметре определить оптическую плотность каждого стандартного раствора для основных рабочих кювет, согласно заводской инструкции пользования прибором.

2.3.5. На миллиметровой бумаге в прямоугольной системе координат с равномерными шкалами построить для каждой рабочей кюветы зависимости оптической плотности раствора нефти в хлороформе от концентрации нефти в 1 мл хлороформа (в дальнейшем калибровочный график).

Читайте также:  Анализ на качество воды питьевой воды

2.3.6. При постоянном составе нефти и применении одних и тех же фотометра и кюветы необходимо лишь периодически (1-2 раза в месяц) проверять 2-3 точки калибровочного графика, выполняя работы в соответствии с п.п. 2.2.1. # — 2.3.5. В случае отклонения заново построить калибровочный график.

2.4.1. В обезжиренную делительную воронку вместимостью 500 или 1000 мл перенести весь объем пробы, взятой на анализ. Допускается изменение объема пробы воды в зависимости от предполагаемого содержания нефти в воде от 200 мл до 500 мл. В том случае, если вода пресная или слабо минерализованная (до 10 г/л солей) в анализируемую воду добавить 20 г хлористого натрия и взбалтывать до его полного растворения.

Внутреннюю поверхность склянки и пробку тщательно ополоснуть хлороформом, который затем слить в делительную воронку, в которую перенесена анализируемая вода. Затем в делительную воронку ввести 20 мл хлороформа, тщательно перемешать путем опрокидывания делительной воронки с закрытой пробкой.

После отстаивания в течение 2-3 мин., отстоявшийся экстракт нефти в хлороформе слить через бумажный фильтр в мерный цилиндр. Для того, чтобы вода не попала в цилиндр с экстрактом, не допускается полный слив экстракта. В делительной воронке остается слой экстракта около 0,5 — 1 см.

*Экстрагирование нефти из воды проводить до получения бесцветного отстоя хлороформа в делительной воронке.

Число последовательных экстракций не должно быть менее трех.

Объем экстракта измеряется в мерном цилиндре. Можно перенести весь объем в мерную колбу с доведением чистым хлороформом до метки (но это увеличит расход хлороформа).

2.4.2. Экстракт перенести в кювету фотометра и определить оптическую плотность.

2.4.3. Содержание нефти в 1 мл. экстракта (C1) определить по калибровочному графику.

2.4.4. При концентрации экстракта, не позволяющей замерить оптическую плотность ни в одной кювете, с которой построен калибровочный график, необходимо сделать разбавление чистым хлороформом. Объем разбавленного экстракта подсчитать по формуле:

где V1 — объем разбавленного экстракта, мл;

V — объем экстракта (в данном случае требующего разбавления), мл сильно окрашенного;

V 2 — объем после разбавления V3 сильно окрашенного экстракта, мл;

V 3 — объем сильно окрашенного экстракта, взятый на разбавление, мл.

При разбавлении экстракта по калибровочной кривой определяется содержание нефти в 1 мл разбавленного экстракта.

Содержание нефти в воде вычисляют по формуле:

, мг/л

где С1 — содержание нефти в 1 мл экстракта (по калибровочному графику на основании оптической плотности экстракта), мг;

V — объем экстракта, полученного при экстракции пробы воды, взятой на анализ, мл;

W — объем пробы воды, взятой на анализ, мл.

При определении содержания нефти необходимо проведение не менее двух определений.

В случае разбавления сильно окрашенного экстракта (по п. 2.4.4.) содержание нефти в воде вычисляют по формуле:

, мг/л

* Работа с хлороформом должна производиться в вытяжном шкафу с нижней вытяжкой.

# Документ приводится с сохранением орфографии и пунктуации источника

Утверждено Министерством нефтяной промышленности

Заместитель Министра А.В. Валижанов

Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт /ВНИИ/

источник

Содержание воды в нефтях и нефтепродуктах

Диапазон содержания воды в нефтях весьма широк и может изменяться от десятых долей до 60 % и более.

Содержащаяся в нефтях вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Содержание растворенной воды зависит в основном от химического состава нефти и нефтепродуктов и температуры. С повышением температуры растворимость воды увеличивается во всех углеводородах. Наибольшей растворяющей способностью по отношению к воде обладают ароматические углеводороды. Чем выше содержание в нефти ароматических углеводородов, тем выше в ней растворимость воды.

При снижении температуры растворимость воды в нефти и нефтепродуктах уменьшается и вода может выделяться в виде дисперсных частиц, образуя водонефтяные эмульсии. В монодисперсных эмульсиях содержание воды может доходить до 74;%. В реальных условиях водонефтяные эмульсии являются полидисперсными. В нефтях, поступающих со сборных пунктов на установки обезвоживания и обессоливания, размеры глобул воды находятся в пределах от 3—5 до 7—10 мкм. Эти размеры зависят от гидродинамических и других условий добычи нефти, а также степени обводненности пласта. Размеры глобул в течение года для одной и той же скважины могут меняться в пределах 5—12 мкм. Содержание воды в нефти может доходить до 97 %, однако большинство нефтей образуют с водой достаточно устойчивые эмульсии с содержанием воды не более 60 %. Остальная часть воды находится в свободном состоянии и легко отстаивается.

Важным показателем нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение длительного времени не разрушаться. Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий измеряется продолжительностью их существования и для различных нефтяных эмульсий колеблется от нескольких секунд до нескольких часов и даже месяцев. Устойчивость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, в том числе от наличия в них веществ, называемых эмульгаторами. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела фаз, снижают межфазное поверхностное натяжение и таким образом повышают ее устойчивость. Известны десятки подобных веществ, содержащихся в нефтях. Большая их часть принадлежит к классу поверхностно-активных веществ. Такими компонентами нефти являются различные нефтяные кислоты, смолистые соединения.

В процессе образования и стабилизации водонефтяных эмульсий наряду с поверхностно-активными веществами важную роль играют тонкодисперсные нерастворимые твердые продукты, находящиеся в нефти в коллоидном состоянии.

К ним относятся асфальтены, микрокристаллы парафина, сульфид железа и другие механические примеси. Эти продукты образуют на поверхности капель механически прочные оболочки, препятствующие их коалесценции.

Стабилизация водонефтяных эмульсий определяется закономерностями адсорбции на поверхности капель различных эмульгирующих веществ. Вначале этот процесс идет быстро, а затем, по мере заполнения свободной поверхности капель, постепенно затухает и скорость его стремится к нулю. В этот период состав и структура бронирующих оболочек стабилизируются. Время, необходимое для такой стабилизации, называется временем старения эмульсии. Время старения эмульсии зависит от многих факторов и для большинства нефтей СССР изменяется от двух-трех до десятков часов. Во время старения повышается и устойчивость эмульсий к расслоению.

Стойкость эмульсий существенно зависит от фракционного состава нефтей. Чем больше содержание в нефти светлых фракций, тем менее устойчивы водонефтяные эмульсии, так как при этом увеличивается разность плотностей воды и нефти. Эмульсии высоковязких нефтей имеют более высокую стойкость, так как более высокая вязкость дисперсной среды препятствует столкновению частиц воды и их укрупнению, т. е. коалесценции.

Повышение концентрации солей в пластовой воде, которая образует с нефтью водонефтяную эмульсию, приводит к уменьшению стойкости эмульсии, так как в этом случае возрастает разность плотности воды и нефти.

В нефтепродуктах содержание воды значительно меньше, чем в нефтях. Большинство нефтепродуктов по отношению к воде обладает очень низкой растворяющей способностью. Кроме того, нефтяные дистиллятные топлива обладают и меньшей, чем нефть, эмульгирующей способностью, так как в процессе переработки удаляется значительная часть смолистых веществ, нафтеновых кислот и их солей, серосодержащих соединений, которые, как сказано выше, играют роль эмульгаторов.

Наличие воды в моторных топливах, смазочных маслах крайне нежелательно. Содержание воды в смазочных маслах усиливает их склонность к окислению и ускоряет коррозию металлических поверхностей, соприкасающихся с маслом. Присутствие воды в моторных топливах может привести при низких температурах к прекращению подачи топлива из-за забивки топливныхфильтров кристаллами льда.

Методы определения воды в нефти и нефтепродуктах могут быть разбиты на две группы: качественные и количественные.

Качественные испытания позволяют определять не только эмульсионную, но и растворенную воду. К этим методам относятся пробы на прозрачность Клиффорда, на потрескивание и на реактивную бумагу. Первые два из этих методов используют для определения воды в прозрачных нефтепродуктах. Наиболее часто применяемым методом качественного определения воды является проба на потрескивание.

Для количественного определения воды в нефти и нефтепродуктах можно использовать различные их свойства, функционально связанные с содержанием в них воды: плотность, вязкость, поверхностное натяжение, диэлектрическую проницаемость, электропроводимость, теплопроводность и т. д. Заранее рассчитать вид функции, как правило, невозможно из-за неаддитивного вклада воды в измеряемый параметр. Неаддитивность обусловлена химическим взаимодействием молекул воды и вещества. По этой причине математическую зависимость обычно находят, используя экспериментальные данные.

Другая группа методов основана на использовании химических и физико-химических свойств самой воды. К ним, например, относятся метод титрования реактивом Фишера, гидридкальциевый.

Существующие количественные методы определения воды в жидких продуктах, кроме того, делят на прямые и косвенные. К прямым методам относят метод Дина и Старка, титрование реактивом Фишера, гидридкальциевый метод и центрифугирование, к косвенным — диэлькометрический,ИК-спектрофото-метрически кондуктометрический, колориметрический и др.

Пробирка диаметром 10—15 и высотой 120—150 мм

При нагревании нефти или нефтепродукта до 150 °С содержащаяся в них вода вскипает и образует пену, вызывая треск и помутнение продукта. По этим признакам делают заключение о наличии или отсутствии воды в продукте.

В стеклянную пробирку диаметром 10—15 и высотой 120— 150 мм наливают испытуемый продукт до высоты 80—90 мм. Пробирку закрывают пробкой, снабженной термометром и имеющей отверстие для прохождения образующихся паров. Шарик термометра должен находиться на расстоянии 20— 30 мм от дна пробирки. Пробирку с испытуемым продуктом вставляют вертикально в термостат, нагретый до 170°С, и наблюдают за ней в течение нескольких минут, пока температура в пробирке не достигнет 150°С. При наличии в продукте влаги он начинает пениться, слышится треск.

Рис. 2.4. Схема установки для определения воды по методу Фишера

Приборы: стакан для титрования, метиловый спирт, реактив Фишера

Подготовка к испытанию. Для проведения анализа собирают прибор (рис. 2.4) и определяют титр реактива Фишера в соответствии с ГОСТ 24629—81.

Массу навески анализируемого нефтепродукта берут из такого расчета, чтобы на титрование расходовалось 3—8 мл реактива Фишера. В качестве растворителя используют метиловый спирт.

Проведение испытания. В стакан для титрования вводят обезвоженный метанол в объеме, необходимом для погружения платиновых электродов, и оттитровывают реактивом Фишера воду, содержащуюся в обезвоженном метиловом спирте, а также адсорбированную стенками колбы и электродами. В начале титрования реактив Фишера подают по каплям со скоростью одна капля в секунду. При этом стрелка микроамперметра незначительно отклоняется от нулевого деления. Когда стрелка начнет сильно колебаться, реактив Фишера добавляют со скоростью одна капля за 5 с, а при приближении к точке эквивалентности—со скоростью одна капля за 10 с.

Титрование проводят до тех пор, пока стрелка микроамперметра не установится на определенном делении шкалы и не продержится на этом делении в течение 30 с. Такое положение стрелки свидетельствует о конце титрования.

После этого в оттитрованную смесь вносят взвешенную массу или отмеренный объем анализируемого продукта и снова титруют реактивом Фишера до эквивалентной точки.

Необходимая для анализа масса навески нефтепродукта зависит от содержания воды:

3 ; V1— объем реактива Фишера, израсходованный на титрование анализируемого продукта, мл; V2 — объем анализируемого продукта, мл; р — плотность анализируемого продукта, г/см 3 .

За результат анализа принимают среднее арифметическое двух параллельных определений.

Определение содержания воды хроматографическим методом

Содержание воды определяют методом газоадсорбционной хроматографии на насадочной колонке. В качестве сорбентов используют пористые полимеры типа полисорба-1. Детектирование осуществляют по теплопроводности в гелии. После выхода пика воды проводят обратную продувку хроматографической колонки.

Приборы, реактивы, материалы

Хроматограф с детектором по теплопроводности

Подготовка к анализу. Включают хроматограф в сеть и проверяют его герметичность согласно инструкции по эксплуатации прибора. Если хроматографическая колонка загружена свежеприготовленным адсорбентом, то ее продувают гелием в течение 10—12 ч со скоростью 3 л/ч при температуре около 200 °С. Используют колонку длиной 4 м и внутренним диаметром 4 мм.

При анализе нефти необходимо соблюдать следующие условия:

Температура детектора, °С 125-150

Температура испарителя, °С 280

Чувствительность детектирования, мВ 2

Скорость движения ленты диаграммы, 360

Объем анализируемой пробы, мл 0,05-0,2

Проведение анализа. Определение количества воды в нефти чаще всего проводят способом абсолютной калибровки.

После установления заданных условий анализа микрошприцем вводят в испаритель точное количество (1 мкл) калибровочной смеси. В качестве калибровочной смеси используют этиловый спирт-ректификат, содержащий от 0,1 до 6,% воды. При расчете хроматограмм используют массовые коэффициенты чувствительности для воды и этилового спирта—1IKв и 1/Кэт

Количество воды в калибровочной смеси рассчитывают как среднее 3—4 параллельных определений.

После этого пробу нефти тщательно перемешивают и отбирают на анализ хорошо просушенным чистым шприцем в количестве 0,05—0,2 мл. Для герметизации на конец иголки насаживают кусочек резиновой пробки и взвешивают на аналитических весах. Результат взвешиваний записывают в рабочую тетрадь. Затем, сняв с иголки кусочек пробки, пробу вводят в испаритель, снова кусочек пробки насаживают на иголку и взвешивают шприц. По разности взвешиваний определяют массу введенной в колонку пробы. Когда на хроматограмме появится пик воды, осуществляют обратную продувку колонки.

Массовую долю воды А, %, при абсолютной калибровке рассчитывают по формуле:

где S — площадь пика воды в анализируемой пробе, мм 2 ; Ук — объем калиб­ровочной смеси, использованной для анализа, см 3 ; g— массовая доля воды в калибровочной смеси, %; р — плотность калибровочной смеси, г/см ;

5к—площадь пика воды в калибровочной смеси, мм 2 ; М— масса навески анализируемой пробы, г.

источник

Тема: Определение содержания воды в составе нефти

Раздел: «Физико-химические методы исследования углеводородных систем»

Цель работы: Изучение методики определения массовой доли воды в составе сырой нефти.

В составе сырой нефти присутствуют различные примеси: вода, соли, механические примеси, зола, а также минеральные кислоты и щелочи, которые во время ее переработки могут частично переходить в нефтепродукты. Наличие минеральных примесей усложняет переработку нефти и негативно сказывается на эксплуатационных свой­ствах нефтепродуктов.

Примеси свободных минеральных кислот или щелочей в нефте­продуктах, особенно при повышенной температуре, вызывают коррозию металлических частей машин, двигателей и трубопроводов. Кроме того, при наличии этих примесей уменьшается стойкость нефтепродуктов к окислению. Поэтому нефтяные масла, моторные и котельные топлива даже с ничтожными следами минеральных кислот или щелочей непригодны к использованию.

Для определения содержания воды используют качественные и количественные методы анализа.

Качественное испытание на воду (проба Клиффорда). Это испытание, служащее для определения наличия следов воды, не заметных для глаза может быть рекомендовано только для светлых нефтепродуктов (бензины, керосины, реактивные и дизельные топлива). Заключается оно в том, что испытуемый продукт, встряхивают в делительной воронке с порошком марганцевокислого калия. При наличии влаги образуется быстро исчезающая слабо-розовая окраска. Этот метод довольно чувствителен к наличию суспензированной воды и менее чувствителен к определению наличия растворенной воды.

Читайте также:  Анализ на легионеллу в воде

Количественный метод определения содержания воды (способ Дина-Старка). Сущность метода состоит в нагревании пробы нефтепродукта с нерастворимым в воде растворителем, отгонке воды и растворителя от нефтепродукта с после­дующим их разделением в градуированном приемнике на два слоя и измерении объема сконденсированной воды.

Прибор для определения содержания воды состоит из колбы 2 (рис.1), приемника-ловушки 3 и холодильника 4. Приемник представ­ляет собой градуированную пробирку объемом 10 мл с конической нижней частью.

Рис.1. Установка для определения содержания воды в нефти:

1 – электроплита, 2 – колба, 3 – приемник-ловушка, 4 — водяной холодильник

Рис. 2. Функции манипулятора

Левая клавиша мыши (ЛКМ) — при нажатии берется объект или выполняется действие с объектом (можно взять бутыль с образцом, шланг, колбу, включить электроплиту и т. д.).

Средняя клавиша (2) — при прокрутке назад (на себя) сцена отдаляется, при прокрутке вперед (от себя) сцена приближается (нажатие не используется).

движение вправо — сцена движется вправо,

движение влево — сцена движется влево,

движение вверх — сцена движется вверх,

движение вниз — сцена движется вниз.

Правая клавиша (ПКМ) не используется

3.2 Лабораторное оборудование

Для проведения лабораторной работы необходимо следующее оборудование и реактивы:

— круглодонная колба объемом 200-250мл;

— шланги для соединения холодильника и крана;

— штативы для крепления колбы и холодильника;

— растворитель (изопропиловый спирт);

Справа находится кнопка вызова меню (рис. 4 и рис. 5), в котором можно увидеть кнопки вызова инструментов, используемых в данной лабораторной работе (приемник-ловушка), кнопки управления (пауза, перезапуск) и окошки с необходимыми данными.

4. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТЫ

Цель работы: Изучение методики количественного определения содержания воды в сырой нефти.

1. Взять круглодонную колбу (нажать на нее ЛКМ) и закрепить ее в штативе (нажать на нее еще раз)

2. Залить 50-100 мл испытуемой нефти в круглодонную колбу (количество залитой нефти отображается в боковом меню), добавить в колбу 10 мл растворителя (изопропиловый спирт), опустить в колбу кусочек пемзы (кипелку).

3. Собрать установку (рис.1): присоединить ловушку к круглодонной колбе; установить холодильник, подключить шланги.

4. Включить нагреватель и отрегулировать нагрев так, чтобы в приемник-ловушку стекали 2-4 капли конденсата в секунду (при нажатии на выключатель плитки интенсивность нагрева увеличивается).

5. Начать эксперимент. Если в нефти (нефтепродукте) есть вода, то процессе перегонки она испаряется вместе с растворителем. При этом ловушка постепенно наполняется испаряющейся вместе с растворителем водой, а слой в ловушке вследствие разности плотностей спирта и воды разделяется на две части – нижний вода, верхний – растворитель. При заполнении ловушки излишки растворителя будут перетекать обратно в колбу, а количество воды (нижний слой) продолжает нарастать. Эксперимент прекращают, когда количе­ство воды в ловушке перестанет увеличиваться.

6. После отгонки приемник-ловушку поместить на 1,5-2 мин в холодную воду (цилиндрическую емкость с водой) с температурой 20-250С для разделения на 2 слоя: нижний – вода, верхний — растворитель (для переноса ловушки в воду нажать на нее ЛКМ, установка разбирается автоматически).

7. Измерить количество воды (мл) в ловушке и занести результат в таблицу экспериментальных данных (табл.1).

Обработка экспериментальных данных

1. Рассчитать массовую долю воды Хмасс (в %) по формуле:

V — объем воды в приемнике – ловушке (мл);

V1 – объем нефти взятой для исследования (мл);

ρ – относительная плотность нефти при температуре отбора пробы нефти.

Результат занести в табл.1.

2. Рассчитать содержание воды в объемных процентах (Хоб) по формуле:

Результат занести в табл.1

3. Сравнить полученные данные с приведенными в справочной таблице (приложение 1) данными и сделать вывод о группе нефти по степени подготовки (по содержанию воды)

источник

Методы определения воды в нефти и нефтепродуктах делятся на две группы: качественные и количественные.

Качественные испытания позволяют определять не только эмульсионную, но и растворенную воду. К этим методам относятся пробы на прозрачность, Клиффорда, на потрескивание (наиболее часто) и на реактивную бумагу. Первые два из этих методов исполь­зуют для определения воды в прозрачных нефтепродуктах.

а) Проба Клиффорда. Метод применим только для светлых нефтепродуктов – газоконденсатов, бензинов, керосинов, реактивных и дизельных топлив. Испытуемый нефтепродукт встряхивают в делительной воронке с порошкообразным перманганатом калия. При наличии воды происходит окрашивание нефтепродукта в розоватые цвета.

б) Проба на потрескивание. Пробу нефти или нефтепродукта с низким содержанием воды нагревают в стеклянной пробирке до заданной температуры. Имеющиеся в образце следы влаги переходят в парообразное состояние, поднимаются к поверхности углеводородного образца, разрываются и потрескивают.

Количественное определение воды в нефтепродуктах и нефти чаще всего проводят с использованием методов:

а) дистилляции (Дина-Старка), который заключается в нагреве пробы в колбе с обратным холодильником в присутствии не смешивающегося с водой растворителя, который перегоняется вместе с водой, находящейся в образце, при этом конденсированная вода собирается в градуированной части ловушки (Дина–Старка), а растворитель возвращается в колбу. Метод определения воды по Дину-Старку с использование экстракционно-дистилляционного аппарата для определения воды в сырой нефти. ASTM D4006 отличается от близких методов ASTM D95, ГОСТ Р 51946 в основном тем, что для предотвращения конденсации влаги в верхнюю часть холодильника Либиха устанавливают осушительную трубку и для переноса сконденсировавшейся на стенках холодильника влаги используют смыв ксилолом.

Метод не применим для определения содержания растворенной или любой воды, присутствующей в количествах менее 0,5 % об. Для этого используются более точные методы, например, газометрический.

Рис. Прибор для определения содержания воды в нефти и н/продуктах: 1 – колба; 2 – насадка ДинаСтарка; 3-холодильник (обратный)

б) газометрический метод — химического взаимодействия воды, присутствующей в нефти (нефтепродукте), с реактивами (металлическими натрием, кальцием, гидридом кальция, реактивом Карла–Фишера), сопровождающийся выделением водорода.

Полевой (газометрический метод) определения содержания воды относится к международному стандарту ИСО 9114, применим при содержании воды в сырой нефти от 0,05 до 2 % об. в тех случаях, когда нет возможности использовать лабораторные методы. Сущность метода заключается в том, что предварительно пробу гомогенизируют с помощью смесителя, берут аликвоту и переносят в реакционный сосуд, где вода реагирует с гидридом кальция (CaH2) или со щелочными металлами (натрием, кальцием), затем измеряют объем выделяющегося водорода:

CaH2 + 2H2O = Ca(OH)2 + H2

2Na + 2H2O = 2NaOH + H2

Ca + 2H2O = Ca(OH)2 + H2

в) Определение воды и осадка в сырой нефти методом центрифугирования по ASTM D 96, D 91. Термостатируемая центрифуга оснащена ротором для четырех пробирок на 100 мл. Диапазон температур +5. +70°С/ 1°C. Встроенный таймер 1 60 мин.

Определение содержания (%) воды в нефти. Единицы измерения

Буровая вода является постоянным спутником нефти, значительное ее количество создает большие проблемы при эксплуатации оборудования, переработке нефти, сжигании топлива в двигателях и горелках. Наличие воды в моторных топливах, смазочных маслах крайне нежелательно. Содержание воды в смазочных маслах усиливает их склонность к окислению и ускоряет коррозию ме­таллических поверхностей, соприкасающихся с маслом. Присут­ствие воды в моторных топливах может привести при низких температурах к прекращению подачи топлива из-за забивки топливных фильтров кристаллами льда.

Содержащаяся в нефтях вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Содержание растворенной воды зависит в основном от химического состава нефти, нефтепродуктов и температуры. С повышением темпе­ратуры растворимость воды увеличивается во всех углеводоро­дах. Наибольшей растворяющей способностью по отношению к воде обладают ароматические углеводороды. Чем выше содер­жание в нефти ароматических углеводородов, тем выше в ней растворимость воды. При снижении температуры растворимость воды в нефти и нефтепродуктах уменьшается и вода может выделяться в виде дисперсных частиц, образуя водонефтяные эмульсии. В моно­дисперсных эмульсиях содержание воды может доходить до 74 %. В реальных условиях водонефтяные эмульсии являются полидисперсными.

Повышение концентрации солей в пластовой воде, которая образует с нефтью водонефтяную эмульсию, приводит к умень­шению стойкости эмульсии, так как в этом случае возрастает разность плотности воды и нефти. В нефтепродуктах содержание воды значительно меньше, чем в нефтях. Большинство нефтепродуктов по отношению к воде обладает очень низкой растворяющей способностью. Кроме того, нефтяные дистиллятные топлива обладают и мень­шей, чем нефть, эмульгирующей способностью, так как в про­цессе переработки удаляется значительная часть смолистых веществ, нафтеновых кислот и их солей, серосодержащих со­единений, которые, как сказано выше, играют роль эмуль­гаторов.

Методы определения воды в нефти и нефтепродуктах могут быть разбиты на две группы: качественные и количественные.

Качественные испытания позволяют определять не только эмульсионную, но и растворенную воду. К этим методам относятся пробы на прозрачность, Клиффорда, на потрескивание и на реактивную бумагу. Первые два из этих методов исполь­зуют для определения воды в прозрачных нефтепродуктах. Наиболее часто применяемым методом качественного опреде­ления воды является проба на потрескивание.

Для количественного определения воды в нефти и нефте­продуктах можно использовать различные их свойства, функ­ционально связанные с содержанием в них воды: плотность, вязкость, поверхностное натяжение, диэлектрическую прони­цаемость, электропроводимость, теплопроводность и т. д. Зара­нее рассчитать вид функции, как правило, невозможно из-за неаддитивного вклада воды в измеряемый пара­метр. Неаддитивность обусловлена химическим взаимодей­ствием молекул воды и вещества. По этой причине математи­ческую зависимость обычно находят, используя эксперимен­тальные данные.

Другая группа методов основана на использовании хими­ческих и физико-химических свойств самой воды. К ним, на­пример, относятся метод титрования реактивом Фишера, гидридкальциевый метод и др.

Существующие количественные методы определения воды в жидких продуктах, кроме того, делят на прямые и косвенные. К прямым методам относят метод Дина и Старка, титрование реактивом Фишера, гидридкальциевый метод и центрифугиро­вание, к косвенным — ИК-спектрофотометрический, кондуктометрический, колориметрический и др.

а) Проба Клиффорда. Метод применим только для светлых нефтепродуктов – бензинов, керосинов, дизельных топлив, реактивных топлив. Испытуемый нефтепродукт встряхивают в делительной воронке с порошкообразным перманганатом калия. При наличии воды происходит окрашивание нефтепродукта в розоватые цвета.

б) Проба на потрескивание. Пробу нефтепродукта нагревают в стеклянной пробирке до заданной температуры. Имеющиеся в нефтепродукте следы влаги переходят в парообразное состояние. При дальнейшем нагревании пузырьки пара, поднимаясь к поверхности масла, разрываются и потрескивают.

В нефтях, поступающих со сборных пунктов на установки обезвоживания и обессоливания, размеры глобул воды находятся в пределах от 3—5 до 7—10 мкм. Эти размеры зависят от гидродинамических и других условий добычи нефти, а также степени обводненности пласта. Размеры глобул в те­чение года для одной и той же скважины могут меняться в пределах 5—12 мкм. Содержание воды в нефти может доходить до 97 %, однако большинство нефтей образуют с водой доста­точно устойчивые эмульсии с содержанием воды не более 60 %. Остальная часть воды находится в свободном состоянии и легко отстаивается.

Важным показателем нефтяных эмульсий является их устой­чивость, т. е. способность в течение длительного времени не разрушаться. Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий измеряется продолжительностью их существования и для раз­личных нефтяных эмульсий колеблется от нескольких секунд до нескольких часов и даже месяцев. Устойчивость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, в том числе от нали­чия в них веществ, называемых эмульгаторами. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела фаз, снижают межфазное поверхностное натяжение и таким образом повышают ее устой­чивость. Известны десятки подобных веществ, содержащихся в нефтях. Большая их часть принадлежит к классу поверх­ностно-активных веществ. Такими компонентами нефти яв­ляются различные нефтяные кислоты, смолистые соединения.

В процессе образования и стабилизации водонефтяных эмульсий наряду с поверхностно-активными веществами важ­ную роль играют тонкодисперсные нерастворимые твердые продукты, находящиеся в нефти в коллоидном состоянии. К ним относятся асфальтены, микрокристаллы парафина, сульфид железа и другие механические примеси. Эти продукты образуют на поверхности капель механически прочные оболоч­ки, препятствующие их коалесценции. Стабилизация водонефтяных эмульсий определяется зако­номерностями адсорбции на поверхности капель различных эмульгирующих веществ. Вначале этот процесс идет быстро, а затем, по мере заполнения свободной поверхности капель, постепенно затухает и скорость его стремится к нулю. В этот период состав и структура бронирующих оболочек стабилизи­руется. Время, необходимое для такой стабилизации, назы­вается временем старения эмульсии. Время старения эмульсии зависит от многих факторов и для большинства нефтей изменяется от двух-трех до десятков часов. Во время старения повышается и устойчивость эмульсий к расслоению. Стойкость эмульсий существенно зависит от фракционного состава нефтей. Чем больше содержание в нефти светлых фракций, тем менее устойчивы водонефтяные эмульсии, так как при этом увеличивается разность плотностей воды и нефти. Эмульсии высоковязких нефтей имеют более высокую стой­кость, так как более высокая вязкость дисперсной среды пре­пятствует столкновению частиц воды и их укрупнению, т.е. коалесценции.

Для количественного определения воды в нефтях применяется метод Дина и Старка, принятый в качестве стандартного (ГОСТ 2477-65).

Прибор для определения содержания воды:

1. Колба круглодонная 200-250 мл

Сущность определения заключается в отгонке от нефти воды со специальным растворителем и последующем их разделении в градуированном приемнике на два слоя. Растворитель не должен содержать примесей воды осадка. В качестве растворителя можно использовать бензин прямой гонки (Ткип=100-140 о С), нефтяной дистиллят (Ткип=100-200 о С), содержащие не более 3% ароматических УВ, изооктан, толуол. Перед анализом нефть хорошо перемешивают 5-минутным встряхиванием, вязкие и парафинистые нефти предварительно нагревают до 40-50 о С. После этого берут пробу нефти 100 г (или 100 см 3 ), добавляют 100 мл растворителя и перемешивают содержимое. Колбу (1) присоединяют к приемнику-ловушке (насадка Дина-Старка) (2) и холодильнику (3). Колбу с содержимым нагревают до кипения и ведут перегонку до тех пор, пока в приемнике-ловушке не перестанет увеличиваться объем нижней водной фазы, при этом верхний слой растворителя должен стать совершенно прозрачным. Время перегонки составляет 30-60 мин. Оставшиеся на стенках холодильника капли воды сталкивают или смывают растворителем в ловушку. Замеряют количество воды в ловушке и рассчитывают массовую (Х) или объемную (Х1) долю воды в %:

источник