Води та домішок в складі нафти
При видобутку і переробці нафта двічі змішується з водою: при виході з великою швидкістю зі шару разом із супутньою їй пластовою водою й у процесі знесолення, тобто промивання прісною водою для видалення хлористих солей.
У нафті і нафтопродуктах вода може утримуватися у вигляді простої суспензії, тоді вона легко відстоюється при зберіганні, або у вигляді стійкої емульсії, тоді вдаються до особливих прийомів зневоднювання нафти.
Утворення стійких нафтових емульсій приводить до великих фінансових утрат. При невеликому вмісті пластової води в нафті здорожується транспортування її по трубопроводах, тому що збільшується в'язкість нафти, що утворить з водою емульсію. Після відділення води від нафти у відстійниках і резервуарах частина нафти скидається разом з водою у вигляді емульсії і забруднює стічні води [2].
Частина емульсії уловлюється пастками, збирається і накопичується в земляних коморах і нафтових ставках, де з емульсії випаровуються легкі фракції і вона забруднюється механічними домішками. Такі нафти одержали назва "комірні нафти". Вони високонаводнені і смолисті, з великим вмістом механічних домішок, важко збезводнюються.
Вміст води в нафті є самим вагомим поправним показником при обчисленні маси нетто нафти по масі брутто. Цей показник якості, поряд з механічними домішками і хлористими солями, входить у рівняння для визначення маси баласту.
|
|
|
Присутня в нафті, особливо з розчиненими в ній хлористими солями, вода ускладнює її переробку, викликаючи корозію апаратури.
Наявна в карбюраторному і дизельному паливі, вода знижує їх теплотворну здатність, засмічує і викликає закупорку форсунок.
При зменшенні температури кристалики льоду засмічують фільтри, що може служити причиною аварій при експлуатації авіаційних двигунів.
Вміст води в олії підсилює її схильність до окислювання, прискорює процес корозії металевих деталей, що стикаються з олією.
Отже, вода впливає як на процес переробки нафти, так і на експлуатаційні властивості нафтопродуктів і кількість її повинна нормуватися.
Збіжність - два результати визначень, отримані одним виконавцем, визнаються достовірними (з 95%-ний довірчою імовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує: 0.1 см3 - при обсязі води, меншому або рівним 1.0 см3; 0.1 см3 або 2% від середнього значення обсягу (у залежності від того, яка з цих величин більше) - при обсязі води більш 1.0 см3.
Відтворюваність - два результати дослідів, отримані в двох різних лабораторіях ( з 95%-ною довірчою імовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує:
- 0.1 см3 - при обсязі води, меншому або рівним 1.0 см3;
|
|
|
- 0.2 см3 або 10% від середнього значення обсягу (у залежності від того, яка з цих величин більше) - при обсязі води понад 1.0 см3 до 10 см3;
- 5% від величини середнього результату - при обсязі води більш 10 см3.
Відповідно до Держстандарту 2477-65 масова частка води повинна складати не більш ніж 0.5%-1% у залежності від ступеня підготовки нафти.
Присутність механічних домішок пояснюється умовами залягання нафти і способами їх видобутку.
Механічні домішки нафти складаються зі зважених у ній високодисперсних часток піску, глини й інших твердих порід, що, адсорбуються на поверхні глобул води, сприяють стабілізації нафтової емульсії. При перегонці нафти домішки можуть частково осідати на стінках труб, апаратури і трубчастих печей, що приводить до прискорення процесу зносу апаратури [7].
У відстійниках, резервуарах і трубах при підігріві нафти частина високодисперсних механічних домішок коагулює, випадає на дно і відкладається на стінках, утворити шар бруду і твердого осаду. При цьому зменшується продуктивність апаратів, а при відкладенні осаду на стінках труб зменшується їхня теплопровідність.
У ДСТ 6370-83 приводяться наступні оцінки вірогідності результатів визначення змісту механічних домішок при довірчій імовірності 95%.
|
|
|
Масова частка механічних домішок до 0.005% включно оцінюється як їх відсутність.
ДСТ 9965-76 також установлює масову болю механічних домішок у нафтах, що може бути не більш 0.05%.
Сірка і її сполуки є постійними складовими частинами сирої нафти. По хімічній природі - це сполуки сульфідів, гомологів тіофана і тіофена. Крім зазначених сполук, у деяких нафтах зустрічаються сірководень, меркаптани і дисульфіди.
Меркаптани або тіоспирти - легколетучі рідини з надзвичайно огидним запахом; сульфіди або тіоефіри - нейтральні речовини, що нерозчиняються у воді, але розчиняються в нафтопродуктах; дисульфіди або полісульфіди - важкі рідини з неприємним запахом, що легко розчиняються в нафтопродуктах, і дуже мало у воді; тіофен - рідина, що не розчиняється у воді.
Сполуки сірки в нафтах, як правило, є шкідливою домішкою. Вони токсичні, мають неприємний запах, сприяють відкладенню смол, у сполуках з водою викликають інтенсивну корозію металу. Особливо в цьому відношенні небезпечні сірководень і меркаптани. Вони володіють високою корозійною здатністю, руйнують кольорові метали і залізо. Тому їхня присутність у товарній нафті не припустимо.
|
|
|
Точність методу визначення сірки відповідно до Держстандарту 1437-75 виражається наступними показниками:
схожість - результати визначення, отримані послідовно одним лаборантом, визнаються достовірними (при довірчій імовірності 95%), якщо розбіжність між ними не перевищує встановлених значень;
відтворюваність - результати аналізу, отримані в двох різних лабораторіях, визнаються достовірними (при довірчій імовірності 95%).
Перегонка нафти
В'язкість є найважливішою фізичною константою, що характеризує експлуатаційні властивості котелень, дизельних палив і інших нафтопродуктів. Особливо важлива ця характеристика для визначення якості маслених фракцій, одержуваних при переробці нафти і якості стандартних мастил.
За значенням в'язкості судять про можливості розпилення і перекачування нафтопродуктів, при транспортуванні нафти по трубопроводах, палив у двигунах і т.д.
Визначається структурою вуглеводнів, що складають нафту і нафтопродуктів, тобто їх природою і співвідношенням. Серед різних груп вуглеводнів, найменшу в'язкість мають парафінові, найбільшу - нафтенові вуглеводні [5].
Можна додати, що чим більше в'язкість нафтових фракцій, тим більше температура їхній википан.
Визначення в'язкості відповідно до Держстандарту 33-82 "Нафтопродукти. Методи визначення кінематичної і розрахунок динамічної в'язкості встановлює наступні норми точності визначення в'язкості: збіжність припускає, що розбіжність результатів послідовних визначень отриманих одним і тем же лаборантом, що працює на тому самому віскозиметрі, в ідентичних умовах на тому самому продукті, не повинне перевищувати 0.35% від середнього арифметичного значення (з 95% довірчою імовірністю); відтворюваність - розбіжність результату двох визначень, отриманими різними лаборантами, які працюють в різних лабораторіях, на тому самому продукті, не повинне перевищувати 0.72% від середнього арифметичного (з 95% довірчою імовірністю).
Перегонка нафти, що містять солі, стає неможливої через інтенсивну корозію апаратури, а також через відкладення солей у трубах печей і теплообмінниках. У результаті можуть прогоріти грубні труби і виникнути пожежа, безупинно підвищуватися тиск на сировинних грубних насосах унаслідок зменшення діаметра грубних труб і, нарешті, цілком припиниться подача сировини в піч.
Основним кородуючим фактором є присутність хлоридів у нафті. При підігріві нафти до 1200C і вище в присутності навіть слідів води відбувається інтенсивний гідроліз хлоридів з виділенням сильно кородуючого агента - хлористого водню HCl.
Гідроліз хлоридів йде відповідно до наступних рівнянь [5]:
MgCl2 + H2O = MgOHCl + HCl
MgCl2 + 2H2O = Mg(OH)2 + 2HCl
З підвищенням температури швидкість гідролізу хлоридів значно збільшується. З хлоридів, що утримуються в нафті, найбільше легко гідролізується хлористий магній, за ним хлористий кальцій і складніше за всіх гідролізується хлористий натрій.
При перегонці сірчистих нафт сірководень реагує з залізом і утворює сульфід заліза, що розчиняється не у воді, що у виді тонкої плівки покриває стінки апаратів і, таким образів, захищає апаратуру від подальшого впливу корозії. Але хлористий водень, що виділився, розкладає цю захисну плівку, при цьому виділяються нові порції сірководню й утвориться нерозчинне у воді хлористе залізо. У результаті оголюється поверхня металу і протікає інтенсивна сполучена корозія сірководнем і хлористим воднем.
Наявність значної кількості мінеральних солей у мазутах, що являють собою залишок при перегонці нафти і використовуються як казанове паливо приводить до відкладення солей у топках, на зовнішніх стінках нагрівальних труб. Це приводить до зниження тепловіддачі і, отже, до зниження коефіцієнта корисної дії печі.
Таким чином, переробка таких нефтей може здійснюватися тільки після обов'язкового знесолення і зневоднювання.
ДСТ 21534 установлює два методи визначення хлористих солей у нафті: титруванням водного екстракту (метод А) і неводним поценціометричним титруванням (метод Б).
Здатність молекул рідини виходити через вільну поверхню назовні, утворити пара, називають випаровуваністю. Над поверхнею кожної рідини унаслідок випару знаходиться пара, тиск якого може зростати до визначеної межі, що залежить від температури і називається тиском насиченої пари. При цьому тиск пари і рідини буде однаковим, пара і рідина виявляються в рівновазі і пара стає насиченим. При цьому, число молекул, що переходять з рідини в пару дорівнює числу молекул, що робить зворотний перехід.
Тиск насичених парів з підвищенням температури росте. Утворення насичених пар приводить до того, що тиск на вільній поверхні не може бути нижче тиску насичених пар [8].
Для нафти і нафтопродуктів і інших складних багатокомпонентних систем тиск насиченої пари при даній температурі є складною функцією складу і залежить від співвідношення обсягів просторів, у яких знаходиться пара і рідина.
Тиск насичених пар характеризує інтенсивність випару, пускові якості моторних палив і схильність їх до утворення парових пробок.
При транспортуванні нафти, що містить парафін, по трубопроводах на їх стінках, а також на деталях устаткування часто відкладається парафін. Це пояснюється як тим, що температура стінок трубопроводу може бути нижче, ніж у рідини, що перекачується, так і тим, що частки парафіну, що виділилися з нафти унаслідок високої концентрації або коливання температури на різних ділянках трубопроводу, прилипають до його стінок. Це приводить до зменшення ефективного перетину труб і устаткування, що у свою чергу вимагає підвищення тиску в насосів для підтримки необхідної витрати (обсягу рідини, що протікає,) і може привести до зниження продуктивності всієї системи.
Таким чином, знання вмісту в нафті і нафтопродуктах кількості парафіну і температури його масової кристалізації дозволяє визначити технологічний режим експлуатації магістральних трубопроводів.
ДСТ 11851-85 регламентує два методи визначення парафіну. Метод А полягає в попереднім видаленні асфальто-смолистих речовин з нафти, їхній екстракції й адсорбції, і наступного виділення парафіну сумішшю ацетону і толуолу при температурі мінус 20ос. При використанні методу Б попереднє видалення асфальто-смолистих речовин здійснюється вакуумною перегонкою з добором фракцій 250-550оС і виділення парафіну розчинниками (суміш спирту й ефіру) при температурі мінус 20оС.
Дата добавления: 2019-09-02; просмотров: 180; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!