- •Российская федерация
- •Автономная некоммерческая организация
- •«Учебно-методический центр»
- •«Статус»
- •Электродегидраторы для обезвоживания и обессоливания нефти
- •Электрокоалесцеры
- •Пуск, обслуживание и остановка электродегидраторов. 1эг-160 и эг-200 Подготовка электродегидратора к заполнению
- •Опрессовка электродегидратора и заполнение его нефтью
- •Опробование электрической части электродегидратора
- •Включение электродегидратора на поток и его эксплуатация
- •Трубчатые огневые подогреватели нефти
- •Трубчатые печи беспламенного горения
- •Пуск, остановка и эксплуатация печей типа пб Пуск печи
- •Остановка печи
- •Аварийная остановка печи
- •Печи Эмбанефтепроект» (Гурьевские печи)
- •Подготовка печи к растопке
- •Пуск печи в работу
- •Контроль за работой печи
- •Нормальная остановка печи
- •Аварийная остановка печи
- •Блок нагрева бн-5,4
- •Обслуживание блочных нагревателей типа бн
- •Розжиг горелок
- •Обслуживание блоков нагрева по время работы
- •Остановка блоков нагрева
- •Аварийная остановка
- •Печь трубная блочная птб-10
- •Остановка
- •Аварийная остановка
- •Теплообменные аппараты
- •Компрессоры
- •Промысловые резервуары
- •Оборудование резервуаров
- •Борьба с потерями нефти
- •Потери при закачке промысловых сточных вод
- •Приборы для измерения давления, температуры, расхода, уровня
- •Жидкостные манометры
- •Деформационные манометры
- •Измерение температуры
- •Измерение уровня жидкости
- •Измерение расхода и количества жидкостей
- •Лабораторные методы определения качества нефти и нефтепродуктов
- •Определение содержания воды в нефти
- •Определение содержания хлористых солеи в нефти
- •Определение содержания механических примесей в нефти
- •Определение давления насыщенных паров нефти
- •Лабораторные экспресс-методы определения качества нефти
- •Автоматические средства измерения содержания в нефти воды, солей, плотности
- •Учет нефти
- •Учет нефти в резервуарах
- •Учет нефти по счетчикам
- •Обслуживание резервуарных парков
- •Охрана труда и противопожарные мероприятия. Охрана окружающей среды Инструктаж и обучение безопасным методам труда
- •Токсичность, вредность нефти и применяющихся в добыче нефти веществ
- •Производственное освещение
Лабораторные методы определения качества нефти и нефтепродуктов
Качество нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы, строго регламентируется ГОСТ 9965—76.
Показатели качества нефти определяются при помощи анализа проб нефти в химико-аналитических лабораториях или специальными приборами непосредственно на потоке в трубопроводе.
Определение содержания воды в нефти
В товарной нефти максимальное содержание воды допускается до 0,5% в нефти I группы и до 11% в нефти II и III групп качества. Содержание воды в необезвоженных сырых нефтях достигает 90% и более.
Количественное содержание воды в нефти определяют по способу Дина и Старка, заключающемуся в том, что испытуемый нефтепродукт (навеска нефти 100 г) нагревают в смеси с растворителем в приборе Дина и Старка.
Растворитель — толуол или ксилол, испаряясь, увлекает за собой содержащуюся в нефтепродукте влагу. Пары воды и растворителя конденсируются в холодильнике, и отогнанная вода оседает на дно приемника — градуированной ловушки. По количеству воды в ловушке рассчитывают процентное содержание ее в нефтепродукте.
При определении количества воды по методу Дина и Старка следует тщательно просушивать металлическую колбу и растворитель; загрузку смеси и отсчет сконденсированной в ловушке воды проводить при одной и той же комнатной температуре (если содержимое ловушки мутное, то рекомендуется ее выдержать в нагретой водяной бане до наступления посветления, а затем после доведения до комнатной температуры отсчитать показания).
Колбу с испытуемой смесью следует нагревать равномерно, во избежание возможного вспенивания смеси и переброса. Равномерного нагрева можно добиться на спиртовке, закрытой электроплитке или колбонагревателе с реостатом; в колбу рекомендуется поместить несколько капилляров и кусочков пемзы.
Определение содержания хлористых солеи в нефти
Содержание хлористых солей в товарной нефти по ГОСТ 9965—76 не должно превышать 100 мг/л в нефти I группы, 300 мг/л — II группы и 1800 мг/л — III группы. Содержание солей в необводпенных (сырых) нефтях достигает десятков тысяч миллиграммов на один литр.
Содержание солей определяют по ГОСТ 21534—76 при помощи титрования солевого раствора реактивом, взаимодействующим с ионами хлора. Применяют два метода: первый основан на извлечении хлоридов из нефти водой и титровании вод- I ной вытяжки раствором азотнокислого серебра с индикатором. Второй метод заключается в полном растворении навески нефти в органическом растворителе и в потенциометрическом титровании полученного раствора.
Для проведения анализа пробу анализируемой нефти перемешивают в течение 10 мин встряхиванием — механически в аппарате для встряхивания лабораторных проб или вручную в склянке, заполненных не более чем на 2/з их вместимости, после это- I го пипеткой при помощи груши быстро берут навеску нефти I для анализа, объем которой зависит от содержания солей.
Навеску нефти переливают в делительную воронку с винтовой мешалкой. Остаток нефти на стенках пипетки при этом тщательно смывают бензолом.
Содержание воронки перемешивают и течение 1-2 мин винтовой мешалкой. К навеске нефти приливают 100 мл горячей дистиллированной воды и экстрагируют (вымывают соли из нефти в воду) хлористые соли, перемешивая содержимое воронки в течение 10 мин. Для проверки полноты извлечения хлористых солей готовят несколько водных вытяжек, при этом каждую из них экстрагируют не менее 5 мин. Если при экстрагировании хлористых солей образуется эмульсия нефти с водой, то для разрушения ее добавляют 5—7 капель раствора деэмульгатора. По окончании перемешивания сливают водный слой через стеклянную конусообразную воронку с бумажным фильтром в коническую колбу вместимостью 250 мл.
Содержимое делительной воронки промывают 35—40 мл горячей дистиллированной воды, которую сливают в ту же колбу. Фильтр промывают 10—15 мл горячей дистиллированной воды. Всего на промывку расходуют 50 мл воды. Охлаждают водную вытяжку до комнатной температуры и проводят подготовку к титрованию.
При индикаторном титровании в колбу с подготовленной к титрованию водной вытяжкой приливают 2 мл 0,2 н. раствора азотной кислоты до рН = 4 и 10 капель дифенилкарбазада и титруют 0,01 н. раствором азотнокислой ртути до появления слабой розовой окраски, не исчезающей в течение 1 мин.
Окраску анализируемого раствора сравнивают с дистиллированной водой.
Экстрагирование хлористых солей считается законченным, если на титрование водной вытяжки расходуется столько же раствора азотнокислой ртути, сколько на контрольный опыт.
Полученную вторую и последующие водные вытяжки титруют отдельно так же, как указано.
При проведении контрольного опыта в коническую колбу наливают 150 мл дистиллированной воды, 2 мл 0,2 н. раствора азотной кислоты, 10 капель раствора дифенилкарбазида и титруют 0,01 н. раствором азотнокислой ртути до появления слабой, розовой окраски, не исчезающей в течение 1 мин.
Обработка результатов. Содержание хлористых солей (С) в миллиграммах хлористого натрия на 1 л нефти вычисляют по формуле:
C = (V1—V2)Tl000A/V3,
где V1 — объем 0,01 н. раствора азотнокислой ртути, израсходованной на титрование водной вытяжки, мл; V2 — объем 0,01 н. раствора азотнокислой ртути, израсходованной на титрование раствора в контрольном опыте (без навески нефти), мл; У3 — объем нефти, взятой для анализа, мл; Т — титр 0,01 н. раствора азотнокислой ртути в миллиграммах хлористого натрия на 1 мл раствора; 1000—коэффициент для пересчета содержания хлористых солей в 1 л нефти; А — коэффициент, выражающий отношение объема, до которого была разбавлена водная вы тяжка анализируемой нефти, к объему раствора, взятому из мерной колбы для титрования (при титровании всей водной вытяжки коэффициент А = 1).
Массовую долю хлористых солей в нефти (в %) вычисляют по формуле
С2 = С1/(10 000р4),
где С2 — содержание хлористых солей в нефти в миллиграммах хлористого натрия на 1 л нефти; 10 000 — коэффициент пересчета килограммов в миллиграммы; р4 — плотность анализируемой нефти, г/см3.
Полученные результаты титрования каждой водной вытяжки суммируют.
За результат анализа принимают среднее арифметическое двух параллельных определений, допускаемые расхождения между которыми зависят от содержания хлористых солей и не должны превышать следующих величин.