Презентация по технологии Отбор пробы нефи и нефтепродуктов

Отбор пробы нефти и нефтепродуктов 2.1. Объемобъединенной пробы устанавливается в нормативно-технической документации на конкретную продукцию.2.2. Отбор проб из резервуаров2.2.1. Перед отбором пробы из резервуара нефть и нефтепродукты отстаивают не менее 2 ч и удаляют отстой воды и загрязнений.Для проверки удаления воды и загрязнений по требованию представителя заказчика пробу отбирают из сифонного крана, установленного в нижнее положение.2.2.2. Пробу из резервуара с нефтепродуктом, находящимся под давлением свыше 1,96 кПа (200 мм вод. ст.), отбирают без разгерметизации резервуара.2.2.3. Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара с понтоном или плавающей крышей отбирают из перфорированной колонны.2.3. Отбор проб из вертикальных резервуаров2.3.1. Для отбора объединенной пробы нефти и нефтепродуктов в один прием применяют стационарные пробоотборники по ГОСТ 13196 или с перфорированной заборной трубкой (см. черт.1).За нижнюю точку отбора пробы нефти принимают уровень нижнего среза приемораздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру, а при отборе пробы нефтепродукта - уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара.2.3.2. Точечные пробы нефти или нефтепродукта из вертикального цилиндрического или прямоугольного резервуара отбирают стационарным (см. черт.2) или переносным пробоотборником с трех уровней:верхнего - на 250 мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта;среднего - с середины высоты столба нефти или нефтепродукта;нижнего: для нефти - нижний срез приемораздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру, для нефтепродукта - на 250 мм выше днища резервуара. Черт.1 Стационарный пробоотборник с перфорированной заборной трубкой 1 - перфорированная трубка; 2 - опорная стойка; 3 - кранЧерт.2 Стационарный пробоотборник для отбора точечных проб с трех уровней1 - кран; 2 - пробозаборные трубки; 3 - несущий рычаг; 4 - поплавок Для резервуара, у которого приемораздаточный патрубок находится в приемке, за нижний уровень отбора пробы нефти принимают уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара.Объединенную пробу нефти или нефтепродукта составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:1.2.3.3. Точечные пробы из резервуара, в котором нефтепродукт компаундируется, при проверке однородности нефтепродукта отбирают по п.2.3.2 и анализируют отдельно.По требованию представителя заказчика точечные пробы нефтепродукта отбирают через каждые 1000 мм высоты столба нефтепродукта, при этом точечные пробы верхнего и нижнего уровней отбирают по п.2.3.2. За начало отсчета первой 1000 мм принимают поверхность нефтепродукта.Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб.2.3.4. Точечные пробы при высоте уровня нефти или нефтепродукта в резервуаре не выше 2000 мм (или остаток после опорожнения) отбирают с верхнего и нижнего уровней по п.2.3.2.Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и нижнего уровней.При высоте уровня нефтепродукта менее 1000 мм (остаток после опорожнения) отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня по п.2.3.2. 2.4. Отбор проб из горизонтальных резервуаров2.4.1. Точечные пробы нефти или нефтепродукта из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм отбирают переносным пробоотборником с трех уровней: верхнего - на 200 мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта; среднего - с середины высоты столба нефти или нефтепродукта; нижнего - на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:6:1.2.4.2. Точечные пробы нефти или нефтепродукта из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, но заполненного до высоты, равной половине диаметра и менее, отбирают с двух уровней: с середины высоты столба жидкости и на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1. При высоте уровня нефтепродукта менее 500 мм отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня по п.2.4.1.2.4.3. По требованию потребителя из горизонтального цилиндрического резервуара донную пробу нефтепродукта отбирают переносным металлическим пробоотборником (см. черт.4 и 5). От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках. Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию сойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества — эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т.п., легче смачиваемые нефтью чем водой. Очистка нефти от примеси Существуют три метода разрушения нефтяных эмульсий:механический: отстаивание - применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением 8-15 ат в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды.центрифугирование - отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 -45м3/ч каждая.химический:разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ — деэмульгаторов. Разрушение достигается а) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью, б) образованием эмульсий противоположного типа (инверсия ваз) и в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором. Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.электрический: при попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ - электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении 8-10 ат, применяют группами по 6 — 8 шт. с производительностью 250 — 500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке. Настоящий стандарт устанавливает метод определении воды в нефти, жидких нефтепродуктах, пластичных смазках, парафинах, церезинах, восках, гудрона и битумах.Сущность метода состоит в нагревании пробы нефтепродукт нерастворимым в воде раство­рителем и измерении объема сконденсированной воды.Стандарт не распространяется на битумные эмульсии.Аппаратура, реактивы и материалыПри количественном определении содержания воды в нефтепродуктах применяются сле­дующие аппаратура, реактивы и материалы:1) аппарат для количественного определения содержания воды в нефтяных, пищевых и других продуктах (Рисунок 1).Допускается применить колбы типа К–1–500–29/32 ТС, К–1–1000–29/32 ТС, К–1–2000–45/40 ТС с переходом П–1–2–45/40–29/32 ТС по ГОСТ 25336 или металлический дистилляционный сосуд вместимостью 500, 1000, 2000 см3;2) приемники-ловушки:со шкалой 25 см3 со шкалой 10 см3 и 2 см3;приемник–ловушка со шкалой 5 см3, с ценой деления 0,1 см3 с погрешностью не более 0,05 см3;3) чашка фарфоровая № 4 или 5 по ГОСТ 9147;4) цилиндр измерительный номинальной вместимостью 100 см3 по ГОСТ 1770;5) горелка газовая или электрическое нагревательное устройство.Для металлического дистилляционного сосуда применяют круговую газовую горелку с отверс­тиями по внутренней окружности. Размеры горелки должны позволять ее перемещение вверх и вниз вдоль дистилляционного сосуда во время испытания продуктов, склонных к пенообразованию или застыванию в дистиляционном сосуде; Метод определения содержания воды  Аппарат для количественного определения содержания воды 6) холодильник типа ХПТ с длиной кожуха не менее З00 мм ГОСТ 25336; 7) палочка стеклянная длиной около 50 мм с резиновым наконечником или металлическая проволока такой же длины с утолщением на конце;8)бензин – растворитель – нефрас;9) хромовая смесь;10) дистиллированная вода;11)секундомер.2.2.2 Проведение испытанияПробу испытуемого жидкого нефтепродукта хорошо перемешивают пятиминутным встряхиванием в склянке, заполненной не более чем на ¾ емкости. Вязкие и парафинистые нефтепродукты предварительно нагревают до 40 – 50 °С.В дистилляционную колбу вводят 100 см3 или 100 г пробы с погрешностью не более 1 %. Затем цилиндром отмеривают 100 см3 растворителя, тщательно перемешивают содержимое колбы до полного растворения испытуемого нефтепродукта и прибавляют в колбу несколько кусочков неглазурованного фаянса или фарфора. Для нефтепродуктов с низким содержанием воды количество растворителя может превышать 100 см3. Аппаратуру собирают так, чтобы обеспечить герметичность всех соединений и исключить утечку пара и проникания посторенней влаги. Верхний конец холодильника закрывают неплотным ватным тампоном во избежание конденсации атмосферной влаги внутри трубки холодильника. Включают нагреватель, содержимое колбы доводят до кипения и далее нагревают так, чтобы скорость конденсации дистиллята в приемник была от 2 до 5 капель в секунду. Перегонку прекращают, как только объем воды в приемнике – ловушке не будет увеличиваться и верхний слой растворителя станет совершенно прозрачным. Время перегонки должно быть не менее 30 и не более 60 минут. Оставшиеся на стенках трубки холодильника капельки воды сталкивают в приемник – ловушку стеклянной палочкой или металлической проволокой. После того как колба охладится, а растворитель и вода в приемнике – ловушке примут температуру воздуха в комнате, аппарат разбирают и сталкивают стеклянной палочкой или проволокой капельки воды со стенок приемника – ловушки. Если в приемнике – ловушке собралось небольшое количество воды (до 0,3 см3) и растворитель мутный, то приемник – ловушку помещают на 20 – 30 минут в горячую воду для осветления и снова охлаждают до комнатной температуры. 2.2.3 Обработка результатовМассовую (Х) или объемную (Х1) долю воды в процентах вычисляют по формулам (2), (3)  где – объем воды в приемнике – ловушке, см3; – масса пробы, г; – объем пробы, см3. За результат испытания принимают среднеарифметическое результатов двух определений. Результат определения округляют с точностью до 01 %.Объем воды в приемнике – ловушке 0,03 см3 и меньше считается следами. В сомнительных случаях наличие воды проверяется методом потрескивания.