|
Таким образом, переработка такой нефти может осуществляться только после обязательного обессоливания и обезвоживания. ГОСТ 21534 устанавливает два метода определения хлористых солей в нефти: титрованием водного экстракта (метод А) и неводным поцентриометрическим титрованием (метод Б). Точностные значения для методов представлены в таблицах №2 и №3.
Таблица № 2
Значения точности определения хлористых солей по методу А. |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
Сходимость, мг/дм3 | |
10 |
1.5 | |
10 до 50 |
3.0 | |
50 до 200 |
6.0 | |
200 до 1000 |
25.0 | |
1000 |
4% от среднего значения |
Таблица № 3
Значения точности определения хлористых солей по методу Б | Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | Сходимость, мг/дм3 | |
До 50 |
3 | |
Св. 50 до 100 |
7 | |
Св. 100 до 200 |
12 | |
Св. 200 до 500 |
27 | |
Св. 500 до 1000 |
50 | |
Св. 1000 до 2000 |
100 | |
Св.2000 |
6% от значения меньшего результат |
По ГОСТу 9965-76 концентрация хлористых солей должна составлять 100,300 или 900 мг/дм3, в зависимости от степени подготовки нефти.
Способность молекул жидкости выходить через свободную поверхность наружу, образуя пар, называют испаряемостью. Над поверхностью каждой жидкости вследствие испарения находится пар, давление которого может возрастать до определенного предела, зависящего от температуры и называемого давлением насыщенного пара. При этом давление пара и жидкости будет одинаковым, пар и жидкость оказываются в равновесии и пар становится насыщенным. При этом число молекул, переходящих из жидкости в пар равно числу молекул, совершающий обратный переход. Давление насыщенных паров с повышением температуры растет. Образование насыщенных паров приводит к тому, что давление на свободной поверхности не может быть ниже давления насыщенных паров. Для нефти и нефтепродуктов и других сложных многокомпонентных систем давление насыщенного пара при данной температуре является сложной функцией состава и зависит от соотношения объемов пространств, в которых находится пар и жидкость.
Давление насыщенных паров характеризует интенсивность испарения, пусковые качества моторных топлив и склонность их к образованию паровых пробок.
При транспортировании нефти, содержащих парафин, по трубопроводам на их стенках, а также на деталях оборудования часто откладывается парафин. Это объясняется как тем, что температура стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, так и тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления в насосов для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.
Таким образом, знание содержания в нефти и нефтепродуктах количества парафина и температуры его массовой кристаллизации позволяет определить технологический режим эксплуатации магистральных трубопроводов.
ГОСТ 11851-85 регламентирует два метода определения парафина. Метод А заключается в предварительном удалении асфальто-смолистых веществ из нефти, их экстракции и адсорбции, и последующего выделения парафина смесью ацетона и толуола при температуре минус 20°С. При использовании метода Б предварительное удаление асфальто-смолистых веществ осуществляется вакуумной перегонкой с отбором фракций 250-550°С и выделение парафина растворителями (смесь спирта и эфира) при температуре минус 20°С.
Перейти на страницу: 1 2 3 4 5 6 |