ЛР Определение содержания воды в нефти. Отчет по лабораторной работе 1 по дисциплине Физикохимические методы анализа товарных нефтепродуктов
 Скачать 92 Kb.
|
ОТЧЕТ по лабораторной работе №__1__ по дисциплине «Физико-химические методы анализа товарных нефтепродуктов» «Определение содержания воды в нефти» Выполнил: обучающийся. гр. ____________ ХТб(до)з-18-1 Яшин В.С (Ф.И.О.) Проверил: доцент кафедры ПНГ _______________Глазунов А.М. Цель работы: Изучение методики определения массовой доли воды в составе сырой нефти.  Название опыта: Определение содержания воды в составе нефти Используемые оборудование и реактивы: - круглодонная колба объемом 200-250мл; обратный холодильник; ловушка Дина-Старка; шланги для соединения холодильника и крана; мерный цилиндр на 100 мл; электроплитка (колбонагреватель); штативы для крепления колбы и холодильника; растворитель (изопропиловый спирт); кипелочка. Ход работы: Взять круглодонную колбу (нажать на нее ЛКМ) и закрепить ее в штативе (нажать на нее еще раз) Залить 50-100 мл испытуемой нефти в круглодонную колбу (количество залитой нефти отображается в боковом меню), добавить в колбу 10 мл растворителя (изопропиловый спирт), опустить в колбу кусочек пемзы (кипелку). Собрать установку (рис.1): присоединить ловушку к круглодонной колбе; установить холодильник, подключить шланги. Включить нагреватель и отрегулировать нагрев так, чтобы в приемник-ловушку стекали 2-4 капли конденсата в секунду (при нажатии на выключатель плитки интенсивность нагрева увеличивается). Начать эксперимент. Если в нефти (нефтепродукте) есть вода, то процессе перегонки она испаряется вместе с растворителем. При этом ловушка постепенно наполняется испаряющейся вместе с растворителем водой, а слой в ловушке вследствие разности плотностей спирта и воды разделяется на две части – нижний вода, верхний – растворитель. При заполнении ловушки излишки растворителя будут перетекать обратно в колбу, а количество воды (нижний слой) продолжает нарастать. Эксперимент прекращают, когда количество воды в ловушке перестанет увеличиваться. После отгонки приемник-ловушку поместить на 1,5-2 мин в холодную воду (цилиндрическую емкость с водой) с температурой 20-250С для разделения на 2 слоя: нижний – вода, верхний - растворитель (для переноса ловушки в воду нажать на нее ЛКМ, установка разбирается автоматически). Измерить количество воды (мл) в ловушке и занести результат в таблицу экспериментальных данных (табл.1). Обработка экспериментальных данных Рассчитать массовую долю воды Хмасс (в %) по формуле:  где: V - объем воды в приемнике – ловушке (мл); V1 – объем нефти взятой для исследования (мл); ρ – относительная плотность нефти при температуре отбора пробы нефти. Результат занести в табл.1. 2. Рассчитать содержание воды в объемных процентах (Хоб) по формуле:  Результат занести в табл.1 3. Сравнить полученные данные с приведенными в справочной таблице (приложение 1) данными и сделать вывод о группе нефти по степени подготовки (по содержанию воды) Таблица экспериментальных данных
Выводы по работе. Опыт выявил объемная доля воды в нефтепродукте в размере 18,2%. В данной работе мы ознакомились с оборудованием и методикой проведения эксперимента.  Ответы на контрольные вопросы:1. Подготовка нефти к переработке - комплекс операций по удалению нежалательных компонентов из сырой нефти для минимизации их пагубного воздейсвтия на нефтеперерабатывающую аппаратуру. Нежелательные примеси нефти. Извлеченная из скважины нефть всегда содержит в своем составе такие мешающие компоненты, как: Вода (200 – 300 кг/т). На первых этапах эксплуатации месторождения, как правило, добывается нефть, содержащая незначительное количество воды, но со временем обводненность увеличивается и может достигать 90 - 98%. 2. Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти (которые приведены выше). При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс “э”. Структура условного обозначения нефти: Например, нефть (при поставке потребителю в России) массовой доли серы 1,15% (класс 2), плотностью при 20 °C 860,0 (тип 2), концентрации хлористых солей 120 мг/куб. дм, массовой доли воды 0,40% (группа 2), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают “2.2.2.1 ГОСТ Р 51858-2002”. Нефть (при поставке на экспорт) массовой доли серы 1,15% (класс 2), плотностью при 20 °C – 860,0 кг/куб. м, объемной доли фракций до 200 °C – 26%, до 300 °C – 46%, до 350 °C – 55%, массовой доли парафина 4,1% (тип 2э), концентрации хлористых солей 90 мг/куб. дм, массовой доли воды 0,40% (группа 1), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают “2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002”. 3. Обезвоживание нефтепрдуктов является одной из важнейших задач в технологических процессах переработки нефти и газа. Обезвоживание нефтепродуктов (разделение эмульсий), представляет из себя процесс отеделения воды от нефти, нефтепродуктов. Суть обезвоживания (разделения эмульсий) заключается в укрупнении (коалесценции, коагуляции) капель воды (углеводородов), и переводе их в пленочное состояние на контактной поверхности с последующим отводом образовавшейся пленки в виде непрерывного потока однородной жидкости. 4. Стабилизация нефти - это технологический процесс удаления (отгонки) из нефти остаточного количества углеродных газов и легких жидких фракций после первичной дегазации в целях снижения потерь ценных углеводородов при транспортировке, хранении и для обеспечения постоянного давления паров нефти при ее подаче на перегонные аппараты. Проводится на комплексных установках в сочетании с обезвоживанием и обессоливанием. В стабильной нефти содержание растворенных газов не превышает 1-2%. 5. Эмульсия-это смесь двух или более жидкостей, которые обычно несмешиваются (не смешиваются или не поддаются разложению) вследствие разделения фаз жидкость-жидкость. Эмульсии являются частью более общего класса двухфазных систем вещества, называемых коллоидами. Основными методами разрушения нефтяных эмульсий типа В/Н в настоящее время являются: гравитационное холодное разделение (отстой без подогрева), внутритрубная деэмульсация, центрифугирование, фильтрация, термохимическое воздействие, электрическое воздействие, а также сочетания этих методов. По составу дисперсной фазы и дисперсионной среды различают два основных типа эмульсий. Система, представляющая собой капельки масла в воде, называется прямой эмульсией (тип «масло в воде» или М/В на рис.1), а система, состоящая из капелек воды, диспергированных в масле, называется обратной эмульсией (тип «вода в масле» или В/М, рис.1). Системы М/В получают из водорастворимых ПАВ (или гидрофильных порошков, ВМС). Это стабилизаторы прямых эмульсий. Системы В/М получают из маслорастворимых ПАВ (или гидрофобных порошков, ВМС) - стабилизаторы обратных эмульсий. 6. Эмульгатор - стабилизатор эмульсий; вещество (или смесь), способствующее образованию эмульсий и придающее им устойчивость. Действие эмульгатора на границе раздела двух жидких фаз основано на образовании вокруг частиц дисперсной фазы адсорбционных оболочек c высокой структурной вязкостью (структурно-механическая барьера), препятствующих сближению глобул и их коалесценции или флокуляции. Oсновные типы эмульгаторов: мыла и мылоподобные. Поверхностно-активные вещества, растворимые высокомолекулярные соединения, высокодисперсные твёрдые вещества. Деэмульгатор - поверхностно-активное вещество, способное адсорбироваться на поверхности глобул воды в нефти и в маслах, разрушая при этом защитные плёнки, препятствующие слиянию и осаждению частиц воды. В качестве деэмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий применяются дипроксамин, проксанол, дисолван, сепарол и т. д. 7. Электрообработка эмульсий заключается в пропускании нефти через электрическое поле, преимущественно переменное промышленной частоты и высокого напряжения (15-44 кВ). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, и при частой смене полярности электродов (50 раз в секунду) увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения, и в итоге возрастает скорость осаждения глобул с образованием отдельной фазы. Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной для данной нефти температуры (60-150°С) в зависимости от ее плотности, вязкостно-температурной характеристики, типа эмульсии и давления в электродегидраторе или отстойнике термохимического обезвоживания. Повышение температуры до определенного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в результате повышения растворимости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов; во-вторых, возрастанию скорости осаждения капель воды в результате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫОсновная: 1. Лутошкин, Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. [Текст]: учебник / Г.С. Лутошкин/- М.: Альянс, 2005. – 319с. 2. Савченков, А. Л. Химическая технология промысловой подготовки нефти [Текст]: учебное пособие / А. Л. Савченков; ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - 180 с. 1. С.А.Ахметов, М.Х.Ишмияров и др. Технология переработки нефти, газа и твердых горючих ископаемых. Уч.пособ. Под ред. С.А. Ахметова. – СПб.: Недра, 2009. – 832с. 5. Магарил Е.Р. Моторные топлива : учебное пособие / Е.Р. Магарил, Р.З.Магарил. – М.: КДУ, 2008. – 160с. 6. А.К.Мановян. Технология переработки природных энергоносителей. М.: Химия, КолоС, 2004. – 456с. Дополнительная: 1. С.А. Ахметов. Технология глубокой переработки нефти и газа, издательство «Гелем» Уфа 2002, 671 с. 2. В.М.Капустин, С.А.Карпов и др. Оксигенаты в автомобильных бензинах. М.: КолоС, 2011. – 336с. 3. М.Г.Рудин, В.Е.Сомов и др. Карманный справочник нефтепереработчика. Под ред. М.Г.Рудина. М.:: ЦНИИТЭнефтехим, 2004. – 336с. 4. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. Глубокая переработка нефти: технологический и экономический аспекты. – М.: «Техника», 2001. – 384 с. |