167797 (Состав нефти и классификация), страница 2
Описание файла
Документ из архива "Состав нефти и классификация", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "экология" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "рефераты, доклады и презентации", в предмете "экология" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "167797"
Текст 2 страницы из документа "167797"
Сходимость – два результата измерений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0.0005 г/см3 для прозрачных продукто; 0.0006 г/см3 – для темных и непрозрачных продуктов.
Воспроизводимость – два результата испытаний, полученные в двух лабораториях, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0.0012 г/см3 для прозрачных продукто; 0.0015 г/см3 – для темных и непрозрачных продуктов.
Точность пикнометрического метода регламентируется одинаковыми нормами сходимости и воспроизводимости результатов измерений: расхождение двух результатов с 95%-ной доверительной вероятностью не должно превышать 0.0006 г/см3.
Фракционный состав
Важнейшим показателем качества нефти является фракционный состав.
Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке с использованием метода постепенного испарения, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части - фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения.
Промышленная перегонка нефти основывается на схемах с так называемым однократным испарением и дальнейшей ректификацией.
Фракции, выкипающие до 350оС, отбирают при давлении несколько превышающим атмосферное, называют светлыми дистиллятами(фракциями). Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования. В оснавном, при атмосферной перегонке получают следующие светлые дистилляты: 140оС (начало кипения) - бензиновая фракция, 140-180оС - лигроиновая фракция(тяжелая нафта), 140-220оС (180-240оС ) - керосиновая фракция, 180-350оС (220-350оС, 240-350оС) - дизельная фракция (легкий или атмосферный газойль, соляровый дистиллят).
Фракция, выкипающая выше 350оС является остатком после отбора светлых дистиллятов и называетсф мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом и в зависимости от дальнейшего направления переработки нефти получают следующие фракции: для получения топлив - 350-500оС вакуумный газойль (дистиллят), >500оС вакуумный остаток (гудрон); для получения масел - 300-400оС (350-420оС) легкая масленная фракция (трансформаторный дистиллят), 400-450оС (420-490оС) средняя масленная фракция (машинный дистиллят), 450-490оС тяжелая масленная фракция (цилиндровый дистиллят), >490оС гудрон. Мазут и полученные из него фракции - темные.
Таким образом фракционирование – это разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельные составляющие.
Продукты, получаемые как при первичной, так и при вторичной переработки нефти, относят к светлым, если они выкипают до 350оС, и к темным, если пределы выкипания 350оС и выше.
Нефти различных месторождений заметно отличаются по фракционному составу, содержанию светлых и темных фракций.
В технических условиях на нефть и нефтепродукты нормируются:
-
температура начала кипения;
-
температура, при которой отгоняется 10,50,90 и 97.5% от загрузки, а также остаток в процентах;
-
иногда лимитируется температура конца кипения.
Информация о точности определения фракционного состава различными методами содержится в [6,7].
Содержание воды
При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей.
В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, либо в виде стойкой эмульсии, тогда прибегают к особым приемам обезвоживания нефти.
Образование устойчивых нефтяных эмульсий приводит к большим финансовым потерям. При небольшом содержании пластовой воды в нефти удорожается транспортировка ее по трубопроводам, потому что увеличивается вязкость нефти, образующей с водой эмульсию. После отделения воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии и загрязняет сточные воды.
Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из эмульсии испаряются легкие фракции и она загрязняется механическими примесями. Такие нефти получили название «амбарные нефти». Они высокообводненные и смолистые, с большим содержанием механических примесей, трудно обезвоживаются.
Содержание воды в нефти является самой весомой поправкой при вычислении массы нетто нефти по массе брутто. Этот показатель качества, наряду с механическими примесями и хлористыми солями, входит в уравнение для определения массы балласта.
Присутствуя в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, вода осложняет ее переработку, вызывая коррозию аппаратуры.
Имеющаяся в карбюраторном и дизельном топливе, вода снижает их теплотворную способность, засоряет и вызывает закупорку распыляющих форсунок.
При уменьшении температуры кристаллики льда засоряют фильтры, что может служить причиной аварий при эксплуатации авиационных двигателей.
Содержание воды в масле усиливает ее склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом.
Следовательно, вода оказывает негативное влияние как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов и количество ее должно строго нормироваться.
Точность метода определения содержания воды по ГОСТ 2477-65:
Сходимость – два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:
0.1 см3 – при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см3;
0.1 см3 или 2% от стеднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величин больше) – при объеме воды более 1.0 см3.
Воспроизводимость – два результата испытаний, полученные в двух разных лабораториях ( с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:
0.1 см3 – при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см3;
0.2 см3 или 10% от среднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величин больше) – при объеме воды свыше 1.0 см3 до 10 см3;
5% от величины среднего результата – при объеме воды более 10 см3.
Согласно ГОСТ 2477-65 массовая доля воды должна составлять не более чем 0.5%–1% в зависимости от степени подготовки нефтей.
Содержание механических примесей
Присутствие мехпримесей объясняется условиями залегания нефтей и способами их добычи.
Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и других твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефтей примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры.
В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть высокодисперсных механических примесей коагулирует, выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность.
В ГОСТ 6370-83 приводятся следующие оценки достоверности результатов определения содержания механических примесей при доверительной вероятности 95%: Таблица № 4
Нормы точности определения массовой доли механических примесей по ГОСТ6370-83
| Повторяемость, % | Воспроизводимость, % |
До 0.01 | 0.0025 | 0.005 |
Св. 0.001 до 0.1 | 0.005 | 0.01 |
Св. 0.1 до 1.0 | 0.01 | 0.02 |
Св. 1.0 | 0.1 | 0.20 |
Массовая доля механических примесей до 0.005% включительно оценивается как их отсутствие.
ГОСТ 9965-76 также устанавливает массовую болю механических примесей в нефтях, которая может быть не более 0.05%.
Содержание серы
Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. По химической природе - это соединения сульфидов, гомологов тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений, в некоторых нефтях встречаются сероводород, меркаптаны и дисульфиды.
Меркаптаны или тиоспирты – легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры – нейтральные вещества, нерастворяющиеся в воде, но растворяющиеся в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды – тяжелые жидкости с неприятным запахом, легко растворяющиеся в нефтепродуктах, и очень мало в воде; тиофен – жидкость, не растворяющаяся в воде.
Соединения серы в нефтях, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти не допустимо.
Точность метода определения серы согласно ГОСТ 1437-75 выражается следующими показателями:
cходимость – результаты определения, полученные последовательно одним лаборантом, признаются достоверными (при доверительной вероятности 95%), если расхождение менжду ними не превышает значений, указанных в таблице №5;
воспроизводимость – результаты анализа, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (при доверительной вероятности 95%), если расхождение между ними не превышает значений, указанных в таблице №. 5. Таблица № 5
Сходимость и воспроизводимость метода определения серы по ГОСТ 1437-75
| Сходимость, % | Воспроизводимость, % |
До 1.0 | 0.05 | 0.20 |
Св. 1.0 до 2.0 | 0.05 | 0.25 |
Св. 2.0 до 3.0 | 0.10 | 0.30 |
Св. 3.0 до 5.0 | 0.10 | 0.45 |
Вязкость
Вязкость является важнейшей физической константой, характеризующей эксплуатационные свойства котельных, дизельных топлив и других нефтепродуктов. Особенно важна эта характеристика для определения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел.
По значению вязкости судят о возможности распыления и перекачивания нефтепродуктов, при транспортировке нефти по трубопроводам, топлив в двигателях и т.д.
Определяется структурой углеводородов, составляющих нефть и нефтепродуктов, т.е. их природой и соотношением. Среди различных групп углеводородов, наименьшую вязкость имеют парафиновые, наибольшую – нафтеновые углеводороды.
Можно добавить, что чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания.
Определение вязкости согласно ГОСТ 33-82 «Нефтепродукты. Методы определения кинематической и расчет динамической вязкости устанавливает следующие нормы точности определение вязкости: сходимость предполагает, что расхождение результатов последовательных определений полученных одним и темже лаборантом, работающем на одном и том же вискозиметре, в идентичных условиях на одном и том же продукте, не должно превышать 0.35% от среднего арифметического значения (с 95% доверительной вероятностью); воспроизводимость – расхождение результата двух определений, полученными разными лаборантами, работающеми в разных лабораториях, на одном и том же продукте, не должно превышать 0.72% от среднего арифметического (с 95% доверительной вероятностью).
Наличие хлористых и других минеральных солей
Перегонка нефтей, содержащих соли, становится невозможной из-за интенсивной коррозии аппаратуры, а также из-за отложения солей в трубах печей и теплообменниках. В результате могут прогореть печные трубы и возникнуть пожар, непрерывно повышаться давление на сырьевых печных насосах вследствие уменьшения диаметра печных труб и, наконец, полностью прекратится подача сырья в печь.
Основным короддирующим фактором является присутствие хлоридов в нефти. При подогреве нефти до 120?С и выше в присутствии даже следов воды происходит интенсивный гидролиз хлоридов с выделением сильно короддирующего агента – хлористого водорода HCl.
Гидролиз хлоридов идет согласно следующим уравнениям [5]:
MgCl2 + H2O = MgOHCl + HCl
MgCl2 + 2H2O = Mg(OH)2 + 2HCl