Требования к содержанию воды в нефти, поставляемых с промыслов

	I	II	III
Содержание воды, % масс.	Не более 0,5	Не более 1,0	Не более 1,0

Требования по содержанию воды на НПЗ еще более ужесточаются и не должно превышать 0,1 % масс.

К основным методам количественного определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах являются: метод химического определения растворенной воды и метод отгонки воды с растворителями. При химическом методе применяют реакцию взаимодействия растворенной воды с гидридом кальция и по количеству выделившегося водорода

СаН₂ + 2 Н₂О = Са(ОН)₂ + 2Н₂

рассчитывают содержание воды, например, в нефтяных маслах.

Метод, основанный на отгонке содержащейся в нефти и нефтепродуктах воды с помощью растворителей, известен под названием метода Дина и Старка.

1.2. Описание методики определения содержания воды в нефти методом Дина и Старка

Пробу испытываемой нефти перемешивают в течение 5 мин. Затем в чистую сухую колбу 1 наливают 100 г исследуемой нефти 2, 100 мл растворителя, несколько капель деэмульгатора и тщательно перемешивают. Колбу устанавливают в колбонагреватель 3, для предохранения от толчков при кипении в колбу помещают несколько кусочков пемзы и собирают прибор (рис.1). Пускают проточную воду в холодильник 4, таким образом, чтобы подача холодной водопроводной воды в холодильник была умеренной, иначе в холодильнике будет конденсироваться влага из воздуха. Включают колбонагреватель и регулируют нагрев так, чтобы в приемник-ловушку 5 из холодильника стекали в 1 сек примерно 2-4 капли конденсата.

Рис.1 Прибор Дина и Старка

Растворитель 6 и вода 7, вследствие разности плотностей отслаиваются друг от друга в приемнике-ловушке. Перегонку прекращают, когда количество воды в ловушке перестанет увеличиваться и верхний слой конденсата(растворитель) станет прозрачным. По делениям, нанесенным на стенке приемника-ловушки, определяют количество отделенной от нефти воды. Если обводненность исследуемой нефти более 10% и вследствие этого весь отгон воды не умещается в ловушке, то первоначальную навеску исходных образцов уменьшают до 50, 25 или 10 г. Содержание воды в нефти вычисляют по формуле (2.1)

Х= .100% (2.1)

где V – обьем воды в ловушке, мл;

G – навеска нефти, г.

Лабораторная работа № 2 Тема: «Определение механических примесей в нефти

2.1. Основные понятия

Нефть, извлекаемая из скважин, содержит попутный газ, пластовую воду и механические примеси. К механическим примесям относятся суспезированные частицы минерального происхождения, такие как частицы песка, глины, железа, минеральных солей и т.д. В некоторых случаях содержание механических примесей может достигать 20%. Частицы могут находиться в нефти во взвешенном состоянии и при переработке оседают на стенках аппаратуры и трубчатых печей, приводят к коксообразованию и ускоряют износ оборудования. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам, повышает зольность остатков переработки нефти, а наличие высокодисперсных частиц, которые адсорбируются на поверхности глобул воды, способствует стабилизации нефтяных эмульсий.

Образование отложений в теплообменниках и холодильниках приводит к снижению коэффициента теплопередачи, что соответственно увеличивает энергоемкость и себестоимость нефтепереработки. Поэтому при проведении процессов подготовки нефти к переработке необходимо достичь содержания механических примесей не превышающих 0,05 % масс.