Механические примеси в нефти

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 14Следующая ⇒

Механические примеси в нефтях состоят в основном из песка, глины, мельчайших частиц железа, сульфида железа и минеральных солей. Твердые механические примеси в нефтях очень вредны, так как при перекачке приводят к эрозии трубопроводов и насосного оборудования, а также к их засорению. Кроме того, примеси входят в состав адсорбционных оболочек водонефтяных систем и, тем самым, увеличивают их устойчивость [5].

В готовых очищенных нефтепродуктах механическими примесями могут быть частицы адсорбента (белая глина), железной окалины, минеральных солей и других веществ. Светлые маловязкие нефтепродукты почти не содержат механических примесей вследствие их быстрого оседания.

Методика определения механических примесей в нефти.

В стакан помещают взвешенную подготовленную пробу испытуемого продукта и разбавляют подогретым растворителем (бензином, толуолом) в соответствии с таблицей 4. Перед испытанием предварительно определяют минимальный объем пробы и растворителя, необходимого для ее растворения.

При определении механических примесей в нефтях, темных нефтепродуктах, смазочных маслах с присадками и в присадках в качестве растворителя применяют толуол. В остальных случаях используется бензин (Нефрас С-50/170 по ГОСТ 8505 или Нефрас С2 или С3 по НТД или прямогонный бензин с температурой начала кипения не ниже 80 °С).

Таблица 4 - Количество пробы и соотношение ее с растворителем в зависимости от типа пробы

Характеристика образца	Масса пробы, г	Погрешность взвешивания, г	Отношение объема растворителя к массе пробы
1. Нефтепродукты с вязкостью при 100 °С:
- не более 20 мм²/с		0, 05	от 2 до 4
- свыше 20 мм²/с		0, 01	от 4 до 6
2. Нефть с массовой долей механических примесей не более 1%		0, 01	от 5 до 10
3. Топливо котельное с массовой долей механических примесей:
- не более 1 %		0, 01	от 5 до 10
- свыше 1 %		0, 01	до 15
4. Присадки		0, 01	до 15

Бензин и толуол для растворения пробы испытуемых продуктов подогревают на водяной бане до температуры 40 и 80 °С соответственно. Не допускается кипение растворителя при подогреве.

Содержимое стакана фильтруют через подготовленный бумажный фильтр, помещенный в стеклянную воронку или стеклянный фильтр, укрепленный в штативе. Бумажный фильтр или стеклянный фильтр предварительно взвешивают с погрешностью не более 0, 0002 г. Бумажный фильтр взвешивается в стакане для взвешивания с закрытой крышкой.

Раствор наливают на фильтр по стеклянной палочке, воронку с фильтром наполняют раствором не более чем на ³/₄ высоты фильтра. Остаток на стакане смывают на фильтр чистым бензином (толуолом). Остатки нефтепродукта или твердые примеси, приставшие к стенкам стакана, снимают стеклянной палочкой и смывают на фильтр горячим чистым бензином (толуолом), нагретым до 40 °С (80 °С).

Если испытуемый продукт содержит воду, затрудняющую фильтрование, то раствор образца отстаивают от 10 до 20 мин, после чего сначала фильтруют бензиновый (толуольный) раствор, осторожно сливая его с отстоя, затем водный слой разбавляют 5-15-кратным (по объему) количеством спирто-эфирной смеси и переносят на фильтр. Остаток в колбе смывают на фильтр спирто-эфирной смесью и подогретым бензином (толуолом).

При определении содержания механических примесей в медленно фильтрующихся продуктах допускается фильтровать раствор образца и промывать фильтрат под вакуумом, а также применять воронку для горячего фильтрования.

Для фильтрования под вакуумом воронку для фильтрования с помощью резиновой пробки присоединяют к колбе для фильтрования под вакуумом, соединенной с насосом. Бумажный фильтр смачивают растворителем и помещают в воронку так, чтобы фильтр плотно прилегал к стенкам воронки. При фильтровании в воронке Бюхнера загнутые края фильтра должны плотно прилегать к стенкам воронки.

Воронку заполняют раствором не более, чем на ³/₄ высоты фильтра, каждую новую порцию добавляют после того, как предыдущая стекла достаточно полно.

При фильтровании с применением воронки для горячего фильтрования не допускается вскипание фильтруемого раствора.

После фильтрации фильтр с осадком при помощи промывалки с резиновой грушей промывают подогретым растворителем до тех пор, пока на фильтре не будет следов нефтепродукта и растворитель не будет стекать совершенно прозрачным и бесцветным.

При определении механических примесей в присадках и маслах с присадками при наличии на фильтре осадка, не растворяющегося в бензине или толуоле, допускается дополнительно промывать фильтр подогретой до температуры 60 °С спирто-толуольной смесью.

При определении механических примесей в нефтях, присадках и маслах с присадками допускается дополнительно промывать фильтр горячей дистиллированной водой. Фильтр с осадком после промывки органическими растворителями просушивают на воздухе в течение 10-15 мин и затем промывают 200 - 300 см³ горячей дистиллированной водой.

При определении механических примесей в нефтях промывку горячей водой ведут до отсутствия хлорид-ионов в фильтрате (отсутствие помутнения раствора). Наличие хлорид-ионов проверяют 0, 1 моль/дм³ раствором азотно-кислого серебра.

По окончании промывки фильтр с осадком переносят в стаканчик для взвешивания с открытой крышкой, в котором сушился чистый фильтр. Стаканчик с фильтром с открытой крышкой или стеклянный фильтр сушат в сушильном шкафу при температуре (105 ± 2) °С не менее 45 мин.Затем стаканчик закрывают крышкой, стаканчик с фильтром или стеклянный фильтр охлаждают в эксикаторе в течение 30 мин и взвешивают с погрешностью не более 0, 0002 г.

Стаканчик с фильтром или стеклянный фильтр высушивают и взвешивают до получения расхождения между двумя последовательными взвешиваниями не более 0, 0004 г. Повторные высушивания фильтра так же, как и последующие охлаждения, проводят в течение 30 мин.

Если содержание механических примесей после первого взвешивания не превышает нормы, установленной в нормативно-технической документации на нефтепродукт или присадку, фильтр до постоянной массы не доводят.

Массовую долю механических примесей X в процентах вычисляют по формуле:

, (3)

где m₁ - масса стаканчика для взвешивания с бумажным фильтром и механическими примесями или масса стеклянного фильтра с механическими примесями, г;

m₂ - масса стаканчика для взвешивания с чистым подготовленным бумажным фильтром или масса подготовленного стеклянного фильтра, г;

m₃ - масса пробы, г.

За результат испытания принимают среднее арифметическое результатов двух параллельных определений.

Массовая доля механических примесей до 0, 005 % включительно оценивается как их отсутствие.

Плотность нефти

Плотность является простейшей характеристикой, дающей возможность ориентировочно судить о фракционном и химическом составах нефти.

Абсолютной плотностью вещества называют количество массы, содержащейся в единице объема. В системе СИ плотность выражается в кг/м³.

В России у нефти и нефтепродуктов принято определять относительную плотность. Это отношение абсолютной плотности нефти / нефтепродукта при 20 ⁰С к плотности воды при 4-х или при 20 ⁰С. Условное обозначение относительной плотности - или . Эта величина безразмерная и для большинства нефтей колеблется от 0, 830 до 0, 960. [6]

Часто используется относительная плотность , где плотность и нефти воды соотносятся при температуре 15, 5 ⁰С (60 F).

На величину плотности нефти существенное влияние оказывает наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество смолисто-асфальтеновых веществ в ней.

Плотность нефти зависит также от химического состава. Через характеризующий фактор К, зависящий от плотности и средней температуры кипения фракции (Тср, К), можно судить о ее химическом составе:

, (4)

Коэффициент К равный 12, 1 - 12, 9 характерен для парафинистых фракций. Для фракций нафтенового основания К = 10, 5 - 11, 4. Значения К, равные 11, 5 - 12, 1, свойственны нефтепродуктам промежуточного типа.

Плотность нефти заметно изменяется с изменением температуры. Эта зависимость имеет линейный характер и описывается формулой Менделеева:

, (5)

где - средняя температурная поправка к плотности на 1°С. Поправка зависит от значения плотности испытуемого нефтепродукта. В обычной практике находят по таблице (Приложение 2).

Определение относительной плотности производится ареометрами (нефтеденсиметрами), гидростатическими весами Вестфаля-Мора и пикнометрами. Действие ареометров и гидростатических весов основано на использовании закона Архимеда.

После определения плотности нефти тремя методами сравнивают полученные результаты и делают вывод.

Методика определения плотности нефти ареометром (нефтеденсиметром).

В чистый сухой цилиндр диаметром не менее 5 см, установленный на прочной подставке, осторожно наливают нефть с таким расчетом, чтобы при погружении ареометра она не переливалась через края цилиндра. Затем сухой и чистый ареометр (рис. 2), держа за верхний конец, опускают в нефть.

Рисунок 2 – Ареометр

Отсчет плотности производят по верхнему уровню мениска, при этом глаз наблюдателя должен находиться на уровне мениска. Температура нефти определяется по термометру ареометра или измеряется дополнительным термометром. Отсчет по шкале ареометра дает плотность при температуре испытания, то есть . Для приведения найденной плотности к стандартному значению пользуются формулой Менделеева (5).

Методика определения плотности нефти весами Вестфаля-Мора.

В чистый и сухой стакан, прилагаемый к весам Вестфаля-Мора (рис. 3), осторожно наливают нефть до тех пор, пока в него не погрузится поплавок и около 15 мм проволоки, на которой он подвешен. Равновесие весов нарушается. Для достижения равновесия на коромысла весов навешивают серьги (гири), начиная с самой крупной, которая отвечает за первый знак после запятой. С помощью остальных, более мелких, гирь определяется относительная плотность вплоть до десятитысячного знака.

Рисунок 3 – Гидростатические весы Вестфаля-Мора:

1 — коромысло; 2 — призма; 3 — колонка; 4 — винт в стойке;

5 — регулировочный винт; 6 — противовес; 7 — серьги (гири);

8 — поплавок; 9 — цилиндр

Количеством гирь и их положением определяется " видимая" плотность нефтепродукта при данной температуре.

Большая часть весов Вестфаля-Мора дает показания плотности , которые переводят на стандартную плотность по схеме:

à à .

Используются следующие формулы:

(6)

Или:

(7)

Здесь 0, 99823 - значение плотности воды при 20⁰С;

0, 0012 - значение плотности воздуха при 20⁰С и давлении 0, 1 МПа;

Методика определения плотности нефти пикнометром.

Метод определения плотности пикнометрами (рисунок 4) основан на сравнении массы определенного объема испытуемой нефти с массой такого же объема воды при одинаковой температуре. Пикнометрический метод самый точный, но более длительный по сравнению с другими методами. Определение плотности пикнометрами осуществляют при 20 ⁰С, поэтому применяют термостатирование пикнометра с водой и нефтью.

" Видимую" плотность нефти, определяемую пикнометром, вычисляют по формуле:

, (8)

где m₃ - масса пикнометра с нефтью, г;

m₂ - масса сухого чистого пикнометра, г;

m₁ - масса пикнометра с водой, г.

Разница (m₁ - m₂) также называется водным числом пикнометра, которое может быть определено для него заранее.

Перед определением необходимо взвесить на аналитических весах с точностью до 0, 0002 г вес чистого сухого пикнометра m₂ (рис. 4) с известным водным числом.

Рисунок 4 - Пикнометр

При помощи пипетки сухой пикнометр наполняют нефтью несколько выше метки, закрывают пробкой и помещают в водяной термостат с температурой 20 0, 2⁰С на 15-20 мин. Затем держа пикнометр за бумажный хомуток, удаляют избыток нефтепродукта, установив его уровень по нижнему краю мениска согласно метке пикнометра (для светлых нефтепродуктов уровень – по верхнему краю мениска). После этого пикнометр вытирают досуха и взвешивают на аналитических весах. Далее расчет проводится по формулам (5) - (8).

Вязкость нефти

Вязкость является важнейшей физической константой, характеризующей эксплуатационные свойства нефтей и нефтепродуктов, в частности, прокачиваемость нефти по трубопроводам. Чтобы оценить эффективность подогрева нефти для перекачки, вязкость ее определяют при температурах 20 и 50⁰С. Вязкость нефти тем больше, чем выше ее относительная плотность и меньше содержание в ней " светлых" нефтепродуктов (особенно бензина). Однако при равных этих показателях вязкость нефтей с изменением температуры может изменяться по-разному в зависимости от их группового химического состава.

Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость [7].

Динамическая вязкость μ – сила сопротивления, оказываемая жидкостью такому перемещению ее частиц, при котором 2 слоя жидкости площадью 1 м², находящиеся на расстоянии 1 м, перемещаются со скоростью относительно друг друга 1 м/с. Единицы измерения: 10 Пз = 1 Па·с.

Определение динамической вязкости производится на ротационных вискозиметрах с коаксиальными измерительными устройствами (типа " Реотест" ). В стакан с термостатируемой средой помещается металлический шпиндель, подвешенный на пружине. При вращении пружины двигателем " Реотеста" среда создает сопротивление перемещению внутри нее шпинделя. И это сопротивление (то есть вязкость) измеряется посредством измерения напряжения, возникшего на пружине.

Кинематическая вязкость ν выражается формулой:

(9)

Единицы измерения: 1 сСт = 1 мм²/c = 10^{− 6} м²/c.

Кинематическую вязкость определяют в стёклянных вискозиметрах специальной конструкции, снабженных калибровочными капиллярами (вискозиметры Кеплера или ВПЖ).

Для многих нефтепродуктов нормируется так называемая условная вязкость, определяемая в металлических вискозиметрах Энглера. Эта величина выражается в условных градусах (ВУ° - вязкость условная), а не в абсолютных величинах.

Условной вязкостью называется отношение времени истечения из вискозиметра типа ВУ 200 мл испытуемого нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при температуре 20°С (вязкость воды при 20, 2⁰С равна 1 мПа·с).

Условная вязкость (ВУ°) при температуре измерения определяется по формуле 1.8:

, (10)

где - время истечения нефтепродукта при данной температуре; - водное число вискозиметра или время истечения воды при температуре 20 ⁰С.

Между условной и кинематической вязкостью установлена эмпирическая зависимость:

, мм²/с (11)

Для нефти, как правило, измеряют динамическую и условную вязкость. Кинематическая вязкость в стеклянных вискозиметрах замеряется для нефтепродуктов.

Методика определения условной вязкости.

Перед определением вязкости нефтепродукт обезвоживают и фильтруют через мелкую сетку (550-660 отверстий на 1 см²). В промытый легким бензином и высушенный воздухом вискозиметр (рисунок 5) при закрытом сточном отверстии заливают нефть немного выше остриев штифтов, имеющихся в резервуаре вискозиметра. В ванну вискозиметра наливают воду и нагревают на 2-3°С выше заданной температуры определения вязкости.

Когда нефть приняла нужную температуру, не изменяющуюся в течение 5 мин более чем на 0, 2°С, немного приподнимают немного стержень, открывают сточное отверстие вискозиметра и сливают избыток нефти до обнаружения остриев всех трех шрифтов.

Если перед началом эксперимента нефть налита выше уровня штифтов, то больший столб жидкости будет создавать большее давление на вытекающую нефть и, следовательно, время ее истечения будет меньше истинного. Соответственно, налив в вискозиметр меньшее количество нефти, будет получено большее значение времени истечения.

Вискозиметр с отрегулированным количеством нефти закрывают крышкой и под сточное отверстие ставят сухую измерительную колбу для вискозиметра Энглера.

Рисунок 5 - Вискозиметр для определения

условной вязкости:

1 — латунный резервуар; 2 — внешний сосуд;

3 — выходное отверстие; 4 — термометр; 5 — штифты;

6 — стержень; 7 — мешалка; 8 — трубка;

9 — установочные винты; 10 — треножник.

Нефть непрерывно перемешивают термометром, осторожно вращая крышку прибора, в которую вставлен термометр. После установления температуры определения, следует выждать 5 мин, затем быстро вынуть стержень с одновременным включением секундомера. Секундомер останавливают, когда уровень нефти в измерительной колбе достигнет метки, соответствующей 200 мл. Время истечения отсчитывается с точностью до 0, 2 с.

По заданию преподавателя условную вязкость определяют при одной или нескольких температурах - 20, 40, 60, 80, 100 ⁰С и по этим данным строят кривую зависимости вязкости от температуры и делают вывод о характере её изменения. Также следует по формуле (11) перевести полученные значения условной вязкости в кинематическую.

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒