XXIV Международный конкурс научно-исследовательских и творческих работ учащихся
Старт в науке
Количественное определение солей и воды в нефтепродуктах
Автор работы награжден дипломом победителя III степени
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы. Содержание воды и солей в нефти напрямую влияет на её качество и эффективность переработки. Наличие этих компонентов может приводить к коррозии оборудования, снижению выхода товарной продукции и увеличению затрат на очистку. Поэтому регулярный мониторинг и контроль этих показателей являются необходимыми для обеспечения стабильности процессов переработки. Исследования проведены для АО «Куйбышевский НПЗ». По результатам экспериментов будут приниматься решения по дальнейшей переработке и транспортивке нефти.
Цель: определить содержание солей и воды в нефтепродуктах
Задачи:
-
Изучить литературу по теме исследования.
-
Изучить порядок выполнения работы.
-
Определить количество соли и воды в исследуемых образцах
-
Провести расчеты на основе сделанной работы.
-
Сделать выводы.
ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ
Зачем определять соли и воду в нефтях?
Соли оказывают вредное воздействие на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов. В добываемых нефтях могут содержаться хлориды, карбонаты, сульфаты и иодиды в основном натрия, магния и кальция. Присутствие солей в нефтях затрудняет их транспортирование по нефтепроводам и переработку на НПЗ. Соли откладываются на поверхности труб теплообменников и печей, в результате чего коэффициент теплопередачи уменьшается, расход энергии увеличивается, производительность установки снижается, вследствие чего увеличиваются затраты на исправление качества продуктов и ремонт оборудования. Соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах (мазуте, гудроне), ухудшают их качество.
Вода нарушает технологический режим работы. Вода плохо растворяется в нефти и нефтепродуктах, при перемешивании образует с ними эмульсии, которые могут привести к коррозии трубопроводов и другого оборудования, что приводит к его их быстрому износу. При большом содержании воды повышается давление в аппаратах, начинаются микровзрывы, снижается производительность ректификационной колонны и теплообменных аппаратов, а также расходуется дополнительное количество тепла на подогрев нефти. При нагревании нефти вода растворяет хлористые соли, и это при высокой температуре приводит к образованию хлористого водорода, который вызывает коррозию оборудования.
Основные понятия
Эмульсия — дисперсная система, состоящая из микроскопических капель жидкости (дисперсной фазы), распределённых в другой жидкости (дисперсионной среде)
Титрование — метод количественного анализа в аналитической химии, основанный на измерении объёма раствора реактива точно известной концентрации, расходуемого для реакции с определяемым веществом.
Аппарат АКОВ для определения воды. АКОВ — это аббревиатура, которая означает аппарат для количественного определения содержания воды в нефтяных, пищевых и других продуктах методом отгонки. представляет собой сборную стеклянную конструкцию, изготовленную
соответственно ГОСТу 1594. Состоит такой прибор количественного определения воды из следующих составляющих:
Колба круглодонная, испарительная;
Ловушка к аппарату АКОВ;
Холодильник обратного хода, тип 1, длина 300 мм, шлиф 14/23 (обычно берут ХПТ);
Нагревательный прибор (электроплита или подобное);
Соединительные пружины, скобы для сцепления конических шлифов или переходников;
Распылительная трубка.
Экстрактор ПЭ-8110 предназначен для извлечения хлористых солей из нефти водой согласно ГОСТ 21534-76.
Некоторые характеристики:
объём перемешиваемой пробы — 0,5 л;
скорость вращения вала — от 200 до 3500 об/мин.;
точность поддержания скорости вращения вала мешалки — ±20 об/мин.;
материал мешалки — нержавеющая сталь;
вид мешалки — лопастная;
Экстрактор оснащён блоком управления с цифровым тахометром, таймером и секундомером. Отличительной особенностью устройства является способность поддерживать заданную скорость вращения мешалки при изменении вязкости перемешиваемой среды.
Определение содержания воды по методу Дина и Старка — это наиболее распространённый и достаточно точный метод определения количественного содержания воды в нефти и нефтепродуктах.
Метод Дина и Старка основан на количественной дистилляции смеси воды, содержащейся в пробе, и органического растворителя, не смешивающего с водой. В качестве растворителя используется бензол, толуол, ксилол и другие растворители.
Процесс определения:
1) Пробу нефтепродукта тщательно перемешивают встряхиванием в склянке в течение 10 минут.
2) Из перемешанной пробы нефти берут 25 мл мерным цилиндром в чистую сухую стеклянную колбу.
3)Затем в колбу этим же цилиндром отмеряют 50 мл растворителя и содержимое перемешивают.
4)Для равномерного кипения перед началом нагревания в колбу бросают несколько кипелок.
5) Колбу при помощи шлифа присоединяют к отводной трубке (насадке Дина — Старка), а к верхней части приёмника-ловушки на шлифе присоединяют холодильник.
6) Приёмник-ловушку (пробирку) присоединяют к отводной трубке. Пробирка и холодильник должны быть чистыми и сухими. Во избежание конденсации паров воды из воздуха верхний конец холодильника необходимо закрыть ватой.
7) Включают нагреватель, содержимое колбы доводят до кипения и далее нагревают так, чтобы скорость конденсации дистиллята в приёмник была от 2 до 5 капель в 1 с.
8) Перегонку прекращают, как только объём воды в приёмнике-ловушке не будет увеличиваться и верхний слой растворителя станет совершенно прозрачным. Время перегонки должно быть не менее 30 и не более 60 минут.
9)Оставшиеся на стенках трубки холодильника капельки воды сталкивают в приёмник-ловушку стеклянной палочкой или металлической проволокой.
10) После того, как колба охладится, а растворитель и вода в приёмнике-ловушке примут температуру воздуха в комнате, аппарат разбирают и сталкивают стеклянной палочкой или проволокой капельки воды со стенок приёмника-ловушки.
11) Если в приёмнике-ловушке собралось более 25 см³ воды, то излишки выпускают в градуированную пробирку.
12) Если в приёмнике-ловушке собралось небольшое количество воды (до 0,3 см³) и растворитель мутен, то приёмник-ловушку помещают на 20–30 минут в горячую воду для осветления и снова охлаждают до комнатной температуры.
13)Затем записывают объём воды, собравшейся в приёмнике-ловушке, с точностью до одного верхнего деления занимаемой водой части приёмника-ловушки.
Формула определения массового содержания воды в нефти:
Где объем воды в приемнике ловушке, плотность воды при температуре воздуха, навеска нефти.
Формула для определения объемного содержания воды в нефти:
Где объем воды в приемнике ловушке, плотность воды при температуре воздуха, навеска нефти
Определение хлористых солей в нефтепродуктах:
1) Пробу анализируемой нефти хорошо перемешивают в течение 10 мин встряхиванием в склянке, заполненной не более чем на 2/3 объема.
2) Затем отбирают цилиндром или пипеткой образец нефти в определенном количестве. В зависимости от того сколько предположительно в нефти будет солей.
3) Добавляем растворитель в соотношении 1:1 со взятым объемом образца нефти.
4) Отобранный образец нефти переносят в делительную воронку с мешалкой.
5) Со стенок цилиндра остаток нефти смывают 20 см толуола и также переносят в делительную воронку.
6) Содержимое воронки перемешивают 2 мин мешалкой.
7) К пробе анализируемой нефти приливают 100 см³ горячей дистиллированной воды и экстрагируют хлориды
8) Перемешиваем содержимое воронки 10 мин.
9) После экстракции водный слой пропускают через фильтр, помещенный в конусообразную воронку, в коническую колбу.
10) Фильтр промывают 3-4 раза по 10...15 см горячей дистиллированной водой.
11) Для полноты извлечения хлоридов приготовить несколько водных вытяжек, при этом каждую экстракцию проводить не менее 5 мин.
12) Определение хлоридов осуществляется титрованием водной вытяжки раствором азотнокислой ртути.
13) Наливают в коническую колбу 150 см³ охлажденной водной вытяжки, 2 см раствора 2 моль/дм азотной кисло-ты, 10 капель дифенилкарбазида и титруют 0,005 моль/дм раствором нитрата ртути до слабо-розового окрашивания, не исчезающего в течение 1 мин. Цвет анализируемой воды следует сравнить с цветом получившегося раствора.
14) При проведении контрольного опыта в коническую колбу налить 150 см³ дистиллированной воды, 2 см³ раствора 2 моль/дм азотной кислоты, 10 капель дифенилкарбазида и титровать 0,005 моль/дм раствором нитрата ртути до появления слабо-розового окрашивания, не исчезающего в течение 1 мин.
Формула для определения хлористых солей в нефти.
Где объем раствора нитрата ртути, израсходованного на титрование водной вытяжки. объем раствора израсходованной ртути в контрольном опыте. объем нефти. титр раствора нитрата ртути.
A - коэффициент, выражающий отношение объема, до которого была разбавлена водная вытяжка. При использовании всей водной вытяжки A=1
ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Определение воды в нефтепродуктах
Первый опыт заключался в определении воды в нефтепродуктах вышеописанным методом. Было принято решение взять два разных образца и работать с ними.
В первую очередь мы взяли два образца нефти перемешали их положенное время и перелили в круглодонные колбы. Измерив объем, мы получили примерно одинаковые значения V1 = 99.3мл V2=99.4мл. К данным образцам мы прилили по 100мл растворителя. После был запущен процесс перегонки двух подготовленных жидкостей. Процесс продолжался около 40 минут, в процессе приходилось регулировать скорость перегонки.
После проведения выше описанных действий по определению воды в нефти методом Дина и Старка было выявлено, что в образцы по содержанию воды крайне разнились. Первая колба оказалась обезвожена, вследствие чего воды не образовалось. Образец нефти изначально был переработан и готов к использованию. Во втором же образце выделилась вода, из чего следует, что нефть не подвергалась никаким обработкам. Также мы определили плотность двух образцов. В котором вода была, плотность оказалась 0.870 г/см^3 при температуре 23 ºС, а во втором, обезвоженном образце, плотность 0.875 г/см^3 при температуре 21 ºС.
Объем воды в первом образце оказался 5.4мл.
Из этого следует, по формуле, что массовое содержание воды в данной нефти 5.4%.
Подставив данные под вторую формулу, мы получили, что объемное содержание воды во втором образце 4.7%
Выявление хлористых солей в нефтепродуктах.
Вторым опытом мы проверили нефть на наличие солей в ней. Взяв те же два образца мы приступили к работе.
На этот раз количество нефти, которое мы взяли разнилось гораздо сильнее, так как предполагали, что в образце, в котором воды не оказалось, соли будет меньше, либо не будет совсем. Мы взяли 20мл образца в котором была вода, и 50мл нефти, в которой воды не было. После этого перемешиваем нефть 10 минут. Этим действием мы разбиваем большие сгустки эмульсии. Добавляем толуол (в качестве растворителя) в пропорции 1:1 со взятой нефтью.
Перемешиваем раствор в мешалке на протяжении двух минут, после добавляем 100мл горячей дистиллированной воды и ставим перемешиваться на протяжении 10 минут.
Пока происходит перемешивание, делаем холостое титрование, где в качестве вытяжки выступает дистиллированная вода. Берем 100мл дистиллированной воды, к ней добавляем 2мл азотной кислоты, и в качестве индикатора, дифенилкарбазид. Титруем нитратом ртути до появления светло-розового раствора. Получаем, что для титрования дистиллированной воды нужно 0.2мл нитрата ртути. Для дистиллята это достаточно много, но ходу эксперимента это не мешает.
Отфильтровываем воду из нефти. Снова добавляем воду (50мл). Продолжаем отфильтровывать вытяжку. Закончив фильтрование начинаем подготовку к титрованию. Добавляем к получившейся вытяжке (ее объем около 100мл у обоих) дистиллированную воду. Приливаем 2мл азотной кислоты и 10 капель индикатора. Титруем и получаем, что для вытяжки с предположительно обессоленного образца требуется 0.3мл нитрата ртути, а для образца в котором была вода 0.1мл.
Из этого всего следует, что в нефти, где не было воды, также нет хлористых солей. Но во втором образце, где мы выявили содержание воды, соль была, а значит, образец не переработан и не готов к эксплуатированию.
По формуле получаем, что образец, в котором нашлась вода, содержит в себе 2.93мг/дм^3 хлористых солей.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе выполнения проекта была проведена комплексная работа, направленная на изучение содержания воды и солей в образцах нефти. Использованные методы анализа, такие как метод Дина и Старка и титрование, позволили достоверно определить количественное содержание этих компонентов.
Результаты исследования показали, что уровень содержания воды варьируется в зависимости от типа нефти и условий её добычи. Первый образец предположительно привезен напрямую с места добычи, а второй прошел процесс обессоливания и обезвоживания. Образец, который оказался без содержания солей и воды, уже готов к процессу транспортировки и ректификации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Кунавина Е.А., Кочулева Т.Р., Анализ нефти и нефтепродуктов, М.: «Инфра-Инженерия», 2023, 145 с.
2. Спейт Д.Г., Анализ нефти, СПб.: ЦОП «Профессия», 2012, 480 с.
3. Власов В.Г., Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов, М.: «Инфра-Инженерия», 2021, 216 с.
4. kpfu.ru›docs/F863169081/Анализ нефти.pdf
5. http://elibrary.sgu.ru›uch_lit/155.pdf
-
ПРИЛОЖЕНИЕ