Лабораторная работа № 6. «Определение содержания воды в составе нефти»

«Определение содержания воды в составе нефти»

1. Цель работы: определение массовой доли воды в составе сырой нефти.

2. Теоретические основы:

К минеральным примесям нефти и нефтепродуктов относятся вода, соли, механические примеси, зола, а также минеральные кислоты и щелочи. Большая часть минеральных примесей содержится в сырой нефти и во время ее переработки может частично переходить в нефтепродукты. Наличие минеральных примесей усложняет переработку нефти и вредно сказывается на эксплуатационных свой­ствах нефтепродуктов.

Примеси свободных минеральных кислот или щелочей в нефте­продуктах, особенно при повышенной температуре, вызывают коррозию металлических частей машин, двигателей и трубопроводов. Кроме того, при наличии этих примесей уменьшается стойкость нефтепродуктов к окислению. Поэтому нефтяные масла, моторные и котельные топлива даже с ничтожными следами минеральных кислот или щелочей непригодны к использованию.

Метод азеотропной перегонки заключается в отгонке воды и растворителя от нефтепродукта с после­дующим их разделением в градуированном приемнике на два слоя. В качестве растворителя используется изопропиловый спирт.

Прибор для определения содержания воды состоит из колбы 2 (см.рис.7), приемника-ловушки 3и холодильника 4. Приемник представ­ляет собой градуированную пробирку объемом 10 мл с конической нижней частью.

3. Правила по технике безопасности:

Перегонку сырой нефти необходимо проводить в вытяжном шкафу, так как происходит выделение легких углеводородов из нефти при нагревании. В вытяжном шкафу не следует плотно закрывать дверцы, а держать их на рекомендуемом преподавателем уровне.Не проводить выполнение работы вблизи открытых источников огня. Использовать защитные перчатки для рук. Разрешается наблюдать за процессом только через стекло шкафа. По окончании работы все отработанные нефтепродукты слить в специальные ёмкости.

4. Задание на выполнение лабораторной работы:

Произвести перегонку сырой нефти и определить массовую долю воды в составе нефти. Определить тип нефти и сделать вывод.

5. Перечень используемого оборудования:

- круглодонная колба объемом 200-250мл;

- обратный холодильник;

- ловушка Дина-Старка;

- мерный цилиндр на 100 мл;

- электроплитка.

6. Содержание и форма отчета:

Отчет о выполненной работе должен включать следующие разделы:

1. Название работы.

2. Цель работы.

3. Используемые нефтепродукты.

4. Схема установки и её описание.

5. Описание эксперимента и условия его проведения.

6. Экспериментальные данные и результаты их обработки.

7. Выводы по работе.

8. Перечень используемой литературы.

7. Порядок выполнения работы:

Рис.7. Установка для определения содержания воды в нефти: 1 – электроплита, 2 – колба, 3 – приемник-ловушка, 4 - водяной холодильник.

– в сухую и чистую колбу налить 100мл сырой нефти;

– для равномерного кипения в колбу поместить 2-3 кусочка пемзы (кипелки);

– налить в колбу 10мл изопропилового спирта;

– собрать установку, как показано на рис.7, включить воду в хо­лодильник и электроплиту;

– регулировать нагрев так, чтобы в приемник-ловушку из холодильника стекали 2 - 4 капли конденсата в 1с. Нельзя пропус­кать воду через холодильник с большой скоростью, так как при этом внутри трубки холодильника может конденсироваться влага из воз­духа. Через некоторое время пробирка-ловушка наполнится жидкостью, и ее избыток будет стекать обратно в колбу. Если в испытуемом неф­тепродукте имеется вода, то она, испаряясь из колбы и конденсируясь в холодильнике, вместе с растворителем также попадает в ловушку, где вследствие разности удельных весов будет быстро отстаиваться в нижнем слое. Когда количе­ство воды в ловушке перестанет увеличиваться и верхний слой раство­рителя станет прозрачным, перегонку прекращают;

– после отгонки приемник-ловушку поместить на 15-20мин в холодную воду для разделения на 2 слоя: нижний – вода, верхний - растворитель.

– приставшие к стеклу ловушки капли воды согнать вниз при помощи тонкой стеклянной палочки;

– измерить объем отогнанной воды и рассчитать её массовую долю Х (в %) по формуле:

Х = (V/G)*100%

где V – объем воды в ловушке, мл; G – масса сырой нефти, г.

Результаты работы представить в виде таблицы:

Нефть	Объем исходной нефти, мл	Плотность сырой нефти, г/см3	Объем воды в ловушке, мл	Массовая доля воды Х, %

Вопросы теоретического коллоквиума

1. Влияние различных примесей на подготовку и переработку нефти (механических примесей, солей металлов, воды).

2. Группы подразделения нефтей по содержанию примесей в соответствии с ГОСТ.

3. Сущность процесса обезвоживания нефти.

4. Сущность процесса стабилизации нефти. Одноколонные и двухколонные установки стабилизации нефти. Их отличия.

5. Что такое эмульсии. Типы эмульсий. Способы разрушения эмульсий.

6. Эмульгаторы и деэмульгаторы. Их классификация. Требования, предъявляемые к деэмульгаторам. Достоинства и недостатки.

7. Сущность процесса электрообработки и тепловой обработки эмульсий.

8. Типы электродегидраторов. Их достоинства и недостатки. Устройство и принцип работы.

9. Технологическая схема блока электрообессоливающей установки (ЭЛОУ-АВТ-6).