Определение содержания остаточной воды в нефти
Определение физико-химических характеристик нефти
Разделению нефти на фракции на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) предшествуют стадии её добычи и подготовки. Только после подготовки нефти на соответствующих установках она может быть реализована как товар, как сырье для последующей переработки. Соответственно, от ее качества, от ее базовых свойств зависит вариант ее переработки, качество получаемых фракций и цена на мировых рынках. Легкие и малосернистые нефти более предпочтительны для НПЗ и, следовательно, обладают большей стоимость.
Цель работы - ознакомиться с методами анализа обезвоженной нефти и определением основных ее характеристик.
Перед выполнением работы необходимо изучить следующие вопросы:
1. Возможное содержание воды, солей и механических примесей в нефти, источник их появления, последствия их присутствия. Методика определения остаточной воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Требования ГОСТ 51858-2002 на содержание в нефти указанных компонентов;
2. Понятие об абсолютной и относительной плотности нефти. Зависимость плотности от температуры. Связь плотности с химической природой нефти. Методы определения плотности нефти;
3. Вязкость как качественная характеристика нефти и нефтепродуктов. Вязкость динамическая, кинематическая, условная. Вискозиметр Энглера для определения условной вязкости, его устройство и методика проведения анализа, водное число вискозиметра;
4. Причины потери подвижности нефти. Метод определения температуры застывания;
5. Смолисто-асфальтеновые соединения нефти, их характеристика, модельные структурные формулы. Влияние САВ на основные параметры нефти. Методика определения САВ в нефти;
6. Сернистые соединения нефти, их классификация и влияние на основные технологические процессы. Метод определения общей серы сжиганием навески нефти в трубке. Экспресс-метод определения количественного содержания сероводорода в нефти.
Определение содержания остаточной воды в нефти
При добыче нефти ее сопровождают пластовые воды с растворенными в ней солями (хлоридами, сульфатами, карбонатами). Содержание воды и солей в нефти колеблется в широких пределах в зависимости от условий залегания, методов разработки и способов добычи нефти. Обводненность добываемого потока может достигать 80-90%. Минерализованная вода присутствует в нефти в виде эмульгированных глобул, образующих, в основном, нефтяную эмульсию обратного типа "вода в нефти". Нефтяная эмульсия стабилизируется прочными адсорбционными пленками на границе раздела фаз нефть-вода, которые являются физическим барьером для контакта между диспергированными глобулами воды, препятствуют их слиянию (коалесценции) и осаждению (седиментации). Этот барьер создают природные стабилизаторы (эмульгаторы) - различные высокомолекулярные компоненты нефти и примеси. Это такие полярные вещества, как смолы, асфальтены, соли нафтеновых кислот, а также твердые, тугоплавкие парафины и различные механические примеси (глина, ил, кварцевый песок, нерастворимые в воде соли, окислы железа (II, III), сульфид железа и др.).
Обводненные нефти вызывают ряд трудностей и осложнений в работе технологического оборудования: это коррозия трубопроводов, резервуаров, насосов; повышение вязкости и возрастание энергозатрат при перекачке такой нефти; нарушение режима атмосферной перегонки нефти. Во избежание этого разработаны различные методы и способы обезвоживания нефтей. Наиболее простым и эффективным является разрушение эмульсии термохимическим методом с помощью деэмульгаторов – поверхностно-активных веществ различных классов и типов. Согласно общепринятой теории П.А. Ребиндера, действием деэмульгатора ослабляется структурно-механическая прочность адсорбционных слоев, состоящих из природных эмульгаторов. Применение оптимальных дозировок деэмульгатора в сочетании с нагревом эмульсии за счет снижения вязкости эмульсии позволяет интенсифицировать процессы обезвоживания и обессоливания нефтей и провести их наиболее полно. Подробнее об этом, а также о методике лабораторного деэмульгирования нефти можно узнать в [2-4].
Согласно ГОСТ 51858-2002, подготавливаемая к дальнейшей переработке нефть должна иметь характеристики, указанные в таблицах 2 и 3 Приложения 1.
Методика определения содержания воды в нефти методом Дина-Старка.
Метод основан на отделении воды от нефти за счет азеотропной перегонки. Азеотропная перегонка представляет собой процесс ректификации в присутствии растворителя, который является наиболее летучим компонентом смеси. Растворитель выбирается таким, чтобы увеличить относительную летучесть тех компонентов, которые должны быть удалены.
В случае работы по определению остаточной воды в нефти в качестве растворителя, удаляющего воду, выступает легкокипящая фракция деароматизированного бензина. Некоторые углеводороды, находящиеся в бензине, такие как пентан, гексан, гептан, октан, позволяют выделять воду из нефти при температурах меньших, чем это необходимо для кипения воды. К примеру, азеотропная смесь гептана и воды в соотношении 87/13 выкипает при температуре 79,2 0С, тогда как их температуры кипения составляют 98,4 и 100 0С.
Ранее, при действии ГОСТа 443-76 использовался бензин марок "Калоша" ("Галоша"). В настоящее время он идет под наименованием Нефрас С2-80/120. В целом, может быть использована легкая фракция прямогонного бензина.
Следует отметить, что доверительные результаты метод Дина-Старка дает при анализе остаточной воды. Применение его для определения содержания воды в эмульсии достаточно спорно, так как результат, зачастую, оказывается серьезно занижен.
Пробу нефти предварительно хорошо перемешивают. Затем в круглодонную колбу (рис. 1) емкостью 0,5 л берут навеску нефти в количестве 100 г (с точностью до 0,02 г), наливают в колбу 100 мл прямогонного бензина, добавляют "кипелки" (кусочки фарфора или керамики) и собирают прибор Дина-Старка (рис. 1.). Вся используемая посуда (колба, ловушка-приемник, обратный холодильник) должна быть чистой и сухой. Нагревание колбы с нефтью осуществляют с помощью электронагревательного прибора так, чтобы из холодильника в ловушку стекало по 2-4 капли в секунду сконденсированной азеотропной смеси воды с растворителем.
В процессе перегонки ловушка полностью заполняется и бензин начинает переливаться обратно в перегонную колбу. Вода же постепенно накапливается в нижней части ловушки. Перегонку ведут до тех пор, пока объем воды в ловушке не перестанет изменяться (от 30-ти 60-ти минут).
Рисунок 1 - Прибор Дина-Старка:
1 - круглодонная колба;
2 - ловушка Дина-Старка;
3 - холодильник.
Содержание воды в нефти (в % мас.) определяют по формуле:
, (1)
где V – объем воды в ловушке, мл;
- плотность воды, г/см3;
G – навеска нефти, г.
Внимание! При проведении работы существует возможность возгорания установки. Если выставлен чрезмерно мощный уровень нагрева колбы, то образуется большой объем паров, проходящих через холодильник. Эти пары препятствуют обратному течению конденсата в ловушку, в результате чего конденсат накапливается в холодильнике и через некоторое время переливается через его верх на электрическую плитку. Поэтому всегда следует следить на ходом перегонки и уровнем нагрева смеси.
Хлористые соли нефти
Нефть, поступающая с нефтепромыслов, содержит в себе не только механические примеси, воду и газы, но и большое содержание минеральных солей. Это влечет за собой ряд таких последствий как: коррозия оборудования; отложения солей на внутренних стенках труб и змеевиков в печах и теплообменниках, приводящие к прогару труб; ухудшение качества нефтепродуктов и снижение эффективности вторичных термических и каталитических процессов.
Хлористые соли, содержание которых ограничивается ГОСТом 51858-2002, вызывают, при гидролизе в воде, химическую коррозию [3]:
MgCl2 + 2H2O → Mg(OH)2 + 2HCl
В связи с этим необходимо избавлять нефть от солей, что и осуществляется на одной из стадий установок подготовок нефти.
Сущность метода заключается в извлечении хлористых солей из нефти водой и индикаторном титровании их водной вытяжки.