Акт

лабораторных исследований

кавитационной обработки нефти.

г. Харьков 22.06. –01.07.2011 г.

Цель испытаний:

1. Определение влияния кавитационной обработки на изменения фракционного состава и плотности нефти;

2. Определение количества воды в нефти.

Состав рабочей группы:

- – к. х.н., доцент кафедры технологии топлива и углеродных материалов НТУ «ХПИ»;

- – зам. ген. директора НПКП «Механика», к. т.н.

Настоящий Акт составлен в том, что рабочая группа провела работу по определению влияния кавитационной обработки нефти на свойства и качество нефти. Разгонка и анализ фракций нефти были проведены в лаборатории кафедры технологий топлива и углеродных материалов НТУ «ХПИ». Результаты сведены в таблицу 1. Наименование продукта – нефть, предположительно происхождения из Казахстана.

Исходные данные:

исходная проба нефти:

-вес колбы с нефтью ( объем пробы равен 800мл.)-1120гр.;

-вес пустой колбы с подставкой – 425гр.;

-плотность исходной пробы нефти – 868 кг./м3 ;

-чистый вес исходной нефти ( с водой ) – =695гр.

проба нефти после кавитационной обработки:

-вес колбы с нефтью ( объем пробы равен 800мл.)-1125гр.;

-вес пустой колбы с подставкой – 425гр.;

-плотность исходной пробы нефти – 875 кг./м3 ;

-чистый вес исходной нефти ( с водой ) – =700гр.

. Таблица № 1

№

п/п

Наименование

показателей

Исходный состав, мл.

Состав после кавит. обраб. (IV проход),мл.

Состав после кавит. обраб.10.06.2011 г.

Плотность, кг/м3

11

Проход,

мл.

На100мл.

(после

отстоя, проба взята сверху),мл.

Исходн.

Обрабат. (IV

проход)

Кавит. обраб.

100 мл.

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

1

Кол-во нефти, гр.

695,0

700,0

86,59

868,0

875,0

865,9

2

Фракционн. состав

Бенз. фракц.

н. к., °С

51,00

90,00

87,00

-

-

180,00

50,00

84,00

8,00

759,00

771,00

Керос. фракц.

240,00

87,00

87,00

13,00

792,00

805,00

ДТ

350,00

376,00

352,00

35,25

836,00

852,00

360,00

472,00

386,00

39,00

3

Мазут, гр.

175,00

135,00

40,00мл.

4

Содер. воды, % (мл.)

2,16 (15,0)

4,96 (31,0)

0,10

5

Содер. параф, %

Отсут.

Отсут.

Отсут.

Отсут.

Обработка результатов

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

Масса фракции определялась по формуле:

Мф1= V(мл) * р (гр./м3)/М (гр.) * 100%

а) исходный состав нефти:

Определим процент воды и бензиновой фракции в общем количестве нефти. Количество бензиновой фракции будем определять за вычетом воды, т. е. на сухую массу. Количество воды у нас равно:

МисхФвод =(15,0 * 1,00)/695 * 100 = 2,16%;

Количество нефти без воды тогда получается:

МисхΣн = 695,0 –15,0 = 680(гр.)

Бензиновая фракция:

МисхФб = (50,0*0,759)/680,0 * 100% = 5,6%;

Керосиновая фракция:

МисхФк = (87,0*0,792)/680,0 * 100% = 10,13%;

Дизельная фракция ( температура перегонки равна 360,0оС):

МисхФДТ =(472,5*0,836)/680,0 * 100% = 58,03%;

Определим теперь процент фракции мазута:

МисхФмаз = МисхΣн – (МисхФб + МисхФк +МисхФДТ);

МисхФмаз = 100,0% - (5,6 + 10,13 + 58,03)% = 26,24%.

Определим теперь процент фракции мазута по взвешенному остатку:

МисхФмаз = 175,00/680,00 * 100% = 25,74%.

Тогда погрешность измерения равна:

Мисх∆n =26,24 – 25,74 = 0,5%;

или среднее арифметическое мазутной фракции тогда будет равно:

МисхФмаз = (26,24 +25,74 )/2,0 = 25,99%.

б) нефть после кавитационной обработки в режиме 10.06.2011г.(1V проход )

Определим фракционный состав, который получился после разгонки. Количество воды, которое осталось после кавитационной обработки составило

М1VФвод = (31,0 * 1,00)/625,00 * 100% = 4,96%.

Количество нефти без воды тогда получается:

М1VΣн = 625,00 – 31,00 = 594 (гр.).

Бензиновая фракция:

М1VФб = (84,0*0,757)/594,0 * 100% = 10,71%;

Керосиновая фракция:

М1VФк = (87,0*0,794)/594,0 * 100% = 11,63%;

Дизельная фракция ( температура перегонки равна 360,0оС):

М1VФДТ = (386,0*0,836)/594,0 * 100% = 54,33%;

Определим теперь процент фракции мазута:

М1VФмаз = 100,0% - (10,71 + 11,63 + 54,33)% = 23,33%.

Определим теперь процент фракции мазута по взвешенному остатку:

М1VФмаз = 135,0/594,0 * 100% = 22,7%.

Тогда погрешность измерения равна:

∆1Vn =23,33 – 22,7 = 0,63%;

или среднее арифметическое мазутной фракции тогда будет равно:

М1VФмаз = (23,33 + 22,7 )/2,0 = 23,02%.

в) нефть после кавитационной обработки в режиме 10.06.2011 г.( 11 проход)

Определим фракционный состав, который получился после разгонки. Количество воды, которое содержится в отобранной пробе 10.06.2011 г. (практически месяц спустя) составило после разгонки:

МIIФвод = 22,00 * 1,00/705,00 * 100% = 3,12%,

где количество воды с учетом погрешности 100 мл. колбы равной 3,0 мл. было определено как разность

25,0 – 3,0 = 22,0 мл.

Количество нефти без воды тогда получается:

МIIΣн = 705,00 – 22,00 = 683,0 (гр.).

Бензиновая фракция:

МIIФб = 88,0*0,782/683,0 * 100% = 10,08%;

Керосиновая фракция:

МIIФк = 124,0*0,808/683 * 100% = 14,67%;

Дизельная фракция:

МIIФДТ = 473,0*0,855/683 * 100% = 59,21%;

Определим теперь процент фракции мазута:

МIIФмаз = 100% - (10,08+14,67+59,21)% = 16,04%.

Определим теперь процент фракции мазута по взвешенному остатку:

МIIФмаз = 113,00/683,00 * 100% = 16,54%.

Тогда погрешность измерения равна:

∆IIn =16,54 -16,04 = 0,5%;

или среднее арифметическое мазутной фракции тогда будет равно:

МIIФмаз = (16,54 – 16,04 )/2,0 = 16,29%.

г) нефть после кавитационной обработки в режиме 10.06.2011 г. Проба отбиралась сверху в бочке где находится прокавитированная нефть 01.07.2011г.

Разгонка выполнялась методом испытаний, изложенным в ГОСТ 3900-85 на 100 мл. пробе. Вода, которая проявилась в процессе разгонки, находилась на уровне 0,1%, т. е. фактически мы имели ее следы.

На рис. 1 приведены сравнительные диаграммы фракционных составов исходной нефти, два варианта нефти (1V и 11) после кавитационной обработки 10.06.2011г. и

вариант разгонки пробы отобранной сверху бочки.

.

Выход светлых нефтепродуктов

Рис. 1. Диаграмма фракционных составов исходной нефти и нефти после кавитационной обработки

Нами также был проведен сравнительный анализ определения количества воды по высоте бочек. Схема забора проб нефти и их глубина приведены на рис.2. При этом высота предполагаемого слоя воды, которая должна была-бы за три недели отстоя выпасть в осадок, исходя из результатов определения количества воды в исходном сырье и в сырье после кавитации, приведенных в таблице №1 для бочки №1 равна 17,0мм ( 2,16% ), а для бочки №2-40,5мм ( 4,96% ).Пробы забирались из контрольных точек, которые были расположены на 50,0мм выше нахождения предполагаемого осадочного слоя воды. Количество воды в пробах определялось по ГОСТ 2477-65 ( метод Дина и Старка ).Результаты определения процентного содержания массовой части воды в контрольных точках приведены в таблице№2. Бочка №1 (исходное сырье) Бочка №2 (сырье после кавитации)

Рис.2. Схема замера высоты воды в бочках с исходным сырьем и с сырьем после кавитации

Таблица №2

№

п\п

Наименование показателя измерения, единица измерения

Значение показателя по результатам измерения

Ссылка на метод

определения

1

2

3

4

1

Массовая часть воды в бочке с исходной нефтью,%

0,64

ГОСТ 2477-65

2

Массовая часть воды в бочке с нефтью

Подвергшейся кавитационной обработке,%

2,31

ГОСТ 2477-65

Таким образом, мы видим что за три недели вода, которая находится в бочках №1 и №2 не

Выпала в осадок. А это значит, что оставшиеся вода в виде эмульсии имеет очень маленькие размеры - порядка 2-3 мкм.

Выводы:

Сравнительный анализ полученных данных показывает:

· Выход светлых нефтепродуктов после кавитационной обработки нефти увеличился на 3,01%. При этом кинематическая вязкость увеличилась с 39,11 мм2/c до 72,11 мм2/с. Количество воды, как показал проведенный эксперимент тоже имеет свои особен-ности. В исходной пробе нефти мы имели величину этого параметра на уровне 2,16%. После кавитационной обработки имеет место рост количества воды в отобранной пробе до 4,96%.

· Содержание мазута после кавитационной обработки нефти уменьшилось в последней пробе по сравнению с исходной на 2,97%. Дизельная фракция при этом уменьшилась на 3,7%.Бензиновая фракция, при этом, наоборот увеличилась на 5,11%. Керосиновая фракция также имеет тенденцию к росту - имеем увеличение на 1,5%. Хотя и не такое существенное как у бензиновой фракции. Увеличение мазутной фракции возможно связано процессом поликонденсации, который может иметь место быть в результате кавитационных процессов.

· Эти данные имеют отличия от данных, полученных нами ранее в лабораторных и полевых условиях (СМ. Протоколы испытаний диспергатора за 2010г.).

· Разгонка нефти, выполненная по ГОСТ 3900-85, дала низкую точность и данные по фракционному составу существенно отличаются от данных полученных в результате у кавитационной обработки (см. диаграммы на рис. 1).

Приложения:

1. Результаты испытания нефти от 01.01.2001г. в 1 экз. на 1 листе (фракционный состав и плотность прокавитированной нефти по ГОСТ 2177-99).

2. Результаты испытания нефти от 15.г. в 1 экз. на 1 листе (кинематическая вязкость, плотность и массовая часть воды пробы после кавитационнй обработки).

3. Результаты испытания нефти от 01.01.2001г. в 1 экз. на 1 листе (кинематическая вязкость, плотность и массовая часть воды пробы исходной нефти).

4. Результаты испытания нефти от г. в 1 экз. на 1 листе (определение содержания воды в контрольных точках в баках №1 и №2)

________________ И

________________