Тема: Определение содержания воды в составе нефти

Методическое обеспечение:

Редактор:

3D графика:

Script программирование: ,

Лабораторная работа

Тема: Определение содержания воды в составе нефти

Раздел: «Физико-химические методы исследования углеводородных систем»

1.  ВВЕДЕНИЕ

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

2.  ТЕОРИЯ

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.

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

3.  ОБОРУДОВАНИЕ

3.1 Активные клавиши

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 мыши:

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;

- обратный холодильник;

- ловушка Дина-Старка;

- шланги для соединения холодильника и крана;

- мерный цилиндр на 100 мл;

- электроплитка (колбонагреватель);

- штативы для крепления колбы и холодильника;

- растворитель (изопропиловый спирт);

- кипелочка.

Рис. 3. Общий вид сцены

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.

Рис. 4. Кнопка вызова меню

Рис. 5. Боковое меню

4. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТЫ

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

Порядок выполнения работы

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:

где:

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)

Таблица 1

Таблица экспериментальных данных

Нефть (№ обр.)	Объем исходной нефти, мл	Относительная плотность сырой нефти,	Объем воды в ловушке, мл	Массовая доля воды Хмасс, %	Объемная доля воды Хоб, %
1
…

5. КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАЧИ

1. Влияние различных примесей на подготовку и переработку нефти (механических примесей, солей металлов, воды).

2. Группы подразделения нефтей по содержанию примесей в соответствии с ГОСТ.

3. Сущность процесса обезвоживания нефти.

4. Сущность процесса стабилизации нефти. Одноколонные и двухколонные установки стабилизации нефти; их отличия.

5. Что такое эмульсии. Типы эмульсий. Способы разрушения эмульсий.

6. Эмульгаторы и деэмульгаторы. Их классификация. Требования, предъявляемые к деэмульгаторам. Достоинства и недостатки.

7. Сущность процесса электрообработки и тепловой обработки эмульсий.

8. Типы электродегидраторов. Их достоинства и недостатки. Устройство и принцип работы.

9. Технологическая схема блока электрообессоливающей установки (ЭЛОУ-АВТ-6).

6. ОТЧЕТ

6.1 Форма отчета

Цель работы___________________________________________________

_______________________________________________________________

Название опыта_________________________________________________

Используемые оборудование и реактивы: (перечислить оборудование и реактивы, привести эскизы)________________________________________

________________________________________________________________

1.______________________________________________________________

2.______________________________________________________________

3.______________________________________________________________

и т. д.___________________________________________________________

Ход работы: (краткий конспект)___________________________________

1._____________________________________________________________

2._____________________________________________________________

3._____________________________________________________________

4._____________________________________________________________

и т. д.__________________________________________________________

Экспериментальные данные по опыту (привести таблицу экспериментальных данных)

________________________________________________________________________________________________________________________________

Обработка экспериментальных данных (привести результаты расчета)

_______________________________________________________________

Выводы по работе________________________________________________

1.______________________________________________________________

2.______________________________________________________________

Ответы на контрольные вопросы

________________________________________________________________

________________________________________________________________

Работу выполнил__________________________________________

Отчет принял_____________________________________________

«____»______________20___г.

7. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Основная:

1.  Лутошкин, и подготовка нефти, газа и воды. [Текст]: учебник / /- М.: Альянс, 2005. – 319с.

2.  Савченков, технология промысловой подготовки нефти [Текст]: учебное пособие / ; ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - 180 с.

1. , и др. Технология переработки нефти, газа и твердых горючих ископаемых. Уч. пособ. Под ред. . – СПб.: Недра, 2009. – 832с.

5. Магарил топлива : учебное пособие / , . – М.: КДУ, 2008. – 160с.

6. . Технология переработки природных энергоносителей. М.: Химия, КолоС, 2004. – 456с.

Дополнительная:

1. . Технология глубокой переработки нефти и газа, издательство «Гелем» Уфа 2002, 671 с.

2. , и др. Оксигенаты в автомобильных бензинах. М.: КолоС, 2011. – 336с.

3. , и др. Карманный справочник нефтепереработчика. Под ред. . М.:: ЦНИИТЭнефтехим, 2004. – 336с.

4. , Хавкин переработка нефти: технологический и экономический аспекты. – М.: «Техника», 2001. – 384 с.

Приложение

Приложение 1

Группы нефти по степени подготовки по ГОСТ Р 51858 – 2002

Наименование показателя	Норма для нефти группы
1	2	3
.Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900
Массовая доля механиче­ских примесей, %, не более	0,05	0,05	0,05
Давление насыщенных паров, кПа, не более	66,7	66,7	66,7
Содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ррт)	Не нормируется. Определение обязательно.